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agosto 12, 2024

Analizan los principales desafíos del avance del H2Med y la incorporación de sistemas de almacenamiento

Con la reciente autorización a Enagás, avanza la tramitación para el desarrollo del proyecto H2MED. Según Hydrogen Europe, “la Península Ibérica podría convertirse en una fuente clave de hidrógeno renovable a bajo costo para el resto de la Unión Europea”. Sin embargo, el plan enfrenta desafíos significativos en términos de financiación, permisos y sobre la decisión de utilizar los gasoductos de gas natural existentes o construir nuevos.
By Emilia Lardizabal

By Emilia Lardizabal

agosto 12, 2024
H2Med

Hace algunas semanas el Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico (MITECO) autorizó a Enagás a iniciar la tramitación para desarrollar las redes de hidrógeno del proyecto H2MED. Esto supuso un hito en el sector del hidrógeno verde, la autorización supone solicitud de construcción, puesta en servicio, operación, vigilancia y mantenimiento de las redes de hidrógeno para el Proyecto de Interés Común (PCI) europeo.

Enagás desarrollará la red interior, dos interconexiones con Francia y Portugal y dos instalaciones de almacenamiento en País Vasco y Cantabria.

En ese marco, Javier Robledo, consultor de energías renovables, analiza el avance de este proyecto y señala que es esencial ya que el transporte del hidrógeno renovable por hidroducto permitirá que la rentabilidad del recurso sea mayor, que los precios sean más competitivos y haya un margen de rentabilidad al vender con economías de escala. 

“Los principales consumidores de Europa son Alemania y países similares y parece que los precios para los productores van a estar en el sur de España y con la diferencia que hará España con ese gran despliegue de fotovoltaica con las horas solares que tiene el país que permitirá que la producción sea más barata que en otros sitios, aunque podría competir con países del norte de Europa que tienen más eólica”, manifiesta Robledo en diálogo con Energía Estratégica España.

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Por otro lado, desde Hydrogen Europe analizan: “La Península Ibérica podría convertirse en una fuente clave de hidrógeno renovable a bajo costo para el resto de la Unión Europea, y la capacidad planificada del gasoducto H2Med de 2 Mt sería suficiente para cumplir los objetivos del RED III para el resto del continente”.

“Sin embargo, no debemos olvidar que también hay otros posibles proveedores de hidrógeno renovable, como el Medio Oriente, donde los costos de producción pueden ser aún más bajos. El transporte de hidrógeno por gasoductos desde España hacia el Norte de Europa sería, sin embargo, significativamente más barato que el transporte marítimo, lo que convierte al H2Med en una clave para preservar la competitividad en costos de los futuros exportadores de hidrógeno renovable de España y Portugal”, expresan desde la asociación en diálogo con el portal.

Desafíos para el avance del H2Med 

Si bien parte del sector español celebra esta iniciativa, hay quienes señalan que es una iniciativa “innecesaria” debido a sus costes y el presupuesto requerido.

Las inversiones totales para el proyecto H2Med se estiman alrededor de 2.500 millones de euros, junto con North-1 y North-2, la inversión total es de unos 3.600 millones de euros, sumado a gasoductos necesarios en España para la distribución doméstica de hidrógeno, elevando las inversiones totales a 4.700 millones de euros.

Desde Hydrogen Europe apuntan: “Esta es una cantidad significativa de dinero que requerirá sin duda apoyo externo, especialmente dada la considerable incertidumbre respecto a los volúmenes de suministro y demanda de hidrógeno. Por lo tanto, es una señal muy positiva que el proyecto haya sido incluido en la primera lista de PCIs de hidrógeno, abriendo la puerta para la financiación a través del mecanismo CEF Energy.”

Y enfatizan en que es necesaria financiación externa para garantizar que los peajes cobrados a los primeros clientes, antes de que los gasoductos operen a alta capacidad, no sean prohibitivamente altos.

Si bien apuntan a la financiación como uno de los principales desafíos que enfrentan los desarrolladores, señalan que los permisos y las decisiones sobre la reutilización o no de los gasoductos de gas natural existentes o la construcción de nuevos son obstáculos para el proyecto H2Med.

“Dado el alcance del proyecto, su éxito también dependerá de la colaboración y buena voluntad de los gobiernos nacionales, incluido el gobierno francés – por ejemplo, en lo que respecta a la asignación de costos transfronterizos y asegurar que los gasoductos de conexión en territorio francés también se construyan a tiempo para que el hidrógeno renovable llegue a las plantas industriales en el Noroeste de Europa”, indican.

Por su parte, Robledo expresa: “Lo principal en este tipo de proyectos es  la financiación, los costes elevadísimos de este tipo de infraestructura. Sigue habiendo siempre incertidumbre respecto a la tecnología, pero parece que la transición ecológica va a requerir de cambios drásticos de todo el modelo”.

Y si bien asegura que el hidrógeno renovable tendrá un papel importante y que hoy se perfila como el principal sustituto para la descarbonización, el consultor señala que hay incertidumbre respecto de la idoneidad de al tecnología y no descarta que en un futuro se encuentre algo más “rentable o con mayor capacidad”.

“Ahora lo que hay que hacer es invertir en grandes electrolizadores, en grandes infraestructuras de transporte y almacenamiento para abaratar costes y hacer esa transición ecológica cuanto antes”, señala.

Incorporación de almacenamiento

El corredor del H2MED incluye dos instalaciones de almacenamiento H2 storage North -1 y H2 storage North -2. 

Desde el sector de renovables señalan la importancia de incorporar este tipo de sistemas para abastecer la industria de forma constante.

“El almacenamiento de hidrógeno será un vínculo esencial entre los centros de suministro de hidrógeno como la Península Ibérica y los clústeres de demanda de hidrógeno, especialmente en la industria. Las reglas de correlación temporal obligarán a los operadores de electrolizadores a hacerlo de manera variable en función del suministro intermitente de electricidad renovable”, apuntan desde Hydrogen Europe.

Y aseguran que la mayoría de los consumidores procederán de industrias intensivas en energía y difíciles de descarbonizar, donde el hidrógeno se utilizará en procesos industriales con poca flexibilidad operativa, por lo que enfatizan: “sin almacenamiento sería imposible cambiar al hidrógeno 100% renovable”.

Sin embargo apuntan: “Pero no debemos olvidar que esas dos instalaciones de almacenamiento de hidrógeno también pueden proporcionar una resiliencia adicional al sector energético. La capacidad total de almacenamiento de estos proyectos es de alrededor de 575 GWh, lo que es cerca de 200 veces mayor que la mayor instalación de almacenamiento en batería del mundo, que tiene solo 3.3 GWh”

“Así, mientras que la flexibilidad a corto plazo será proporcionada por baterías, almacenamiento en bombeo e DSR, para almacenamiento estacional o generación de energía en picos, North-1 y North-2 pueden convertirse en activos indispensables”, agregan.

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