A fondo    TRANSICIÓN CLIMÁTICA

El hidrógeno, ‘boom’ energético a la vista que no puede perderse España

En un mundo global en el que la conciencia social ha llevado a la búsqueda de energías más sostenibles, aprovechar la oportunidad de convertirse en un país productor de hidrógeno puede impulsar el sector de las renovables y el energético, en general

29 JUN. 2020
22 minutos
Una de las plantas de la multinacional Siemens para realizar el proceso de electrólisis del hidrógeno.
Una de las plantas de la multinacional Siemens para realizar el proceso de electrólisis del hidrógeno. / Innovadores

Podría ser España un exportador neto de energía? Sí, si sabemos aprovechar la oportunidad de abordar el incipiente mercado del hidrógeno. Los expertos aseguran que aún se está a tiempo, aunque ya hay países que han tomado la delantera, incluso con peores condiciones climáticas para conseguirlo.

"La ventaja de estar en el sur de Europa es que la radiación solar y el viento es una constante, por lo que el precio de producción del llamado hidrógeno ‘verde’, que depende del coste de la electricidad, sería menor en España que en el resto del continente. Se abre una gran oportunidad de negocio para nuestro país", explica a INNOVADORES Óscar Fernández de Isla, responsable de producto del H2 en Siemens.

Sin embargo, hoy por hoy España está "a la cola" y "bastante atrasada en todo", lamenta Emilio Nieto, director del Centro Nacional del Hidrógeno, porque "no somos eficientes en aprovechar nuestra ventaja y países como los nórdicos, Alemania, Holanda, Francia, Reino Unido e, incluso, Portugal e Italia nos van a pasar por al lado si no reaccionamos". El reto es que el Gobierno logre un consenso y publique antes de finales de este año su hoja de ruta.

Pero, antes de llegar a este punto, hay que saber cómo se utiliza este elemento químico en el sector energético y analizar la innovación en su producción sostenible y no contaminante a partir de energías renovables. Hasta hace relativamente poco se obtenía el llamado hidrógeno ‘gris’ a partir de los hidrocarburos, que se usa en la industria por su precio competitivo. También se produce el ‘azul’, obtenido a través de electrólisis alcalina con un coste de producción mayor que el ‘gris’, aunque menos contaminante.

Hace algo más de una década los laboratorios ya desarrollaban los primeros equipos de una nueva tecnología llamada Proton Exchange Membrane (PEM), que sustituye el proceso alcalino por una membrana de metales nobles en la que se insertan los electrodos, con la que se simplifica y se descontamina el proceso. Se hace circular una corriente de agua a través de esa membrana y se aplica una corriente eléctrica para separar los compuestos. Este tipo de electrólisis es un proceso limpio para crear H2 ‘verde’ sin implicación del CO2.

Pero, si no hay nada realmente nuevo, ¿por qué se habla ahora tanto del hidrógeno? Por su relación con las energías renovables, ya que es una fórmula para lograr un consumo estable de fuentes solares o eólicas al facilitar almacenar excedentes energéticos para cubrir la demanda en los valles de suministro (cuando no hay sol o no haya viento). En 2015 se empezaron a producir los primeros equipos en el rango del megavatio y en torno a 2018-2019 ya se escalaron y trabajan en el rango de los 10-20 megavatio.

Y en paralelo al desarrollo de esta tecnología, ha ido aumentado la concienciación social en el sector energético en busca de fuentes y procesos más sostenibles y menos contaminantes para nuestro planeta. "Esta tecnología ‘verde’ del H2 encaja muy bien con el impulso de las energías renovables" y en el último año y medio, subraya el responsable de Siemens, "muchas empresas han puesto su foco en la producción de hidrógeno".

Sin embargo, hay que tener en cuenta que en 2018 se producían en todo el mundo solo unos 300 megavatios de hidrógeno ‘verde’, por lo que solo estamos en "fase de experimentación" con "una tecnología que ya es conocida, pero en la que hay que ir reducir costes para ser más competitiva", explica Marcos Suárez, responsable de H2 en Cluster de Energía.

A quién atrae

El futuro mercado del hidrógeno está atrayendo, por un lado, a las empresas eléctricas que están buscando solución para almacenar la energía renovable y dar servicio a sus clientes, aunque no estén generando esa energía en ese momento. Por otro lado, explica Suárez, están interesadas las empresas que siempre han consumido hidrógeno para sus procesos industriales: desde refinerías hasta siderurgias, pasando por alimentación o vidrio… que también están a la caza y captura de alternativas para obtener un hidrógeno verde para rebajar su huella de carbono en el planeta.

A estas dos vías, Suárez añade las empresas del sector de la movilidad, que están desarrollando nuevos modos de transporte en el que se sustituye el combustible fósil por pilas de combustible con hidrógeno.

Muchas multinacionales ya están trabajando en el desarrollo de la llamada pila de hidrógeno a modo de combustible, para sustituir los compuestos fósiles, aunque, por el momento, no parece apto para todo tipo de vehículos por el volumen que ocupa esta ‘pila’. Fernández de la Isla apunta que se están haciendo pruebas para autobuses, camiones de reparto, vehículos de reparto para la llamada ‘última milla’, trenes…

Y en trenes, precisamente, Alstom está realizando grandes avances: en Alemania donde se usa su tren cero emisiones con pilas de combustión de hidrógeno. Es cierto que en España hay menos mercado ferroviario porque la red está más electrificada que en Alemania. Aún así, hay unos 5.000 km de líneas no electrificadas por escasez de demanda, que suponen 150 locomotoras diésel.

Jaime Borrell, director de Desarrollo de Negocio en Alstom, apuesta por trenes duales, es decir, que utilicen la catenaria cuando circulen por vía electrificada y el hidrógeno en tramos sin electrificar.

Para suministrar el hidrógeno, por ejemplo, a estos trenes, solo se necesita una pequeña estación, a modo de las actuales gasolineras, llamadas hidrogeneras, para recargar las pilas con este combustible en unos 15 minutos: "Cada tren cuenta con una toma que se comunica con múltiples depósitos pequeños para que sea completamente seguro".

Borrell subraya la simplicidad de esta tecnología: "El proceso es muy limpio, no hay nada mecánico, no hay un motor moviéndose… es más sencillo que un motor diésel".

Uno de los hándicaps que tiene este sistema es el volumen que ocupa el hidrógeno. "No supone un mayor peso, porque se trata de un gas, pero ocupa bastante espacio, por lo que en un turismo se está usando un gas de alta presión (700 bares) para que ocupe menos, pero lo encarece más", matiza. Se está trabajando en mejorar esto, pero ya es viable técnicamente.

Almacenamiento

Una de las ventajas del hidrógeno es su posibilidad de almacenaje: en forma líquida a -253 grados, lo que conlleva un alto consumo energético, y a presión, bien para inyectarse en una tubería a unos 80 bares, o en unos tanques de compresión de hasta 700 bares (para uso en transporte) o en las llamadas cavernas de sal.

Si se quiere aumentar el consumo de energía renovable en España, hay que equilibrar la oferta y para ello hay que buscar fórmulas para "almacenar el excedente de energía en los picos de oferta para suministrarlos en las etapas de valle". Se trata de energía estacional que hay que guardar durante largos periodos de forma rentable, por lo que se descartan las baterías. Ya se ha despejado la ‘x’ de esta ecuación: transformar ese excedente de energía en un compuesto químico (hidrógeno) para guardar la energía producida "con pocas perdidas", afirma Borrell.

En este sentido, Fernández de Isla, de Siemens, apunta que la manera "más sensata" de almacenar hidrógeno "sin mucha inversión" sería inyectarlo en las tuberías actuales de gas natural, siempre que se respete el porcentaje capaz de soportar esa tubería sin que afecte a la rigidez de la misma y sin provocar fugas. En España ahora se permite inyectar el 5% de H2, pero Alemania y Reino Unido ya están estudiando una mezcla del 20%.

Hoja de ruta

Y aquí entra en juego la legislación. La Vicepresidencia para la Transición Ecológica ha abierto ya los procesos de consulta pública previa de la Estrategia de Almacenamiento y la Hoja de Ruta de Hidrógeno Renovable, que deberían publicarse este año. Nieto, del CNH2, destaca este hito por su papel en "la transición energética que se debe acometer" en España.

"La Administración debe promover el desarrollo, facilitando el ismo, potenciando y ofreciendo ayudas, y canalizando los proyectos de desarrollo. Debe actuar como motor principal y utilizar la compra pública como inicio de la cadena", explica en referencia a la transformación en camiones de basura, autobuses urbanos, vehículos de la administración… Es el camino para que el resto "le siga la estela".

En este sentido, Jesús Torrecilla, responsable de la spin off H2Site, que cuenta con tres patentes tecnológicas para sistemas de producción y generación de hidrógeno, asegura que en un primer momento "es imprescindible incentivar económica o fiscalmente el desarrollo de las tecnologías y el despliegue de grandes infraestructuras de demostración"

Torrecilla señala que ya se están creando distintos ecosistemas denominados Hydrogen Valleys para que las empresas interactúen y busquen sinergias alrededor de la generación, distribución y uso del hidrígeno. Estos ‘valles’, subraya, "sirven para superar las principales barreras existentes relativas a seguridad, aceptación social, viabilidad económica…". En España ya hay algunas iniciativas en marcha que persiguen este tipo ecosistemas como "para salir de ese bucle".

Por su parte, Borrell, de Alstom, incide en que si España "decide que quiere bascularse hacia la energía renovable dando más pasos hacia esta estrategia, hace falta una inversión inicial" y señala hacia nuestros vecinos de Portugal, donde también se replantean su estrategia energética pensando en la producción del hidrógeno.

De hecho, las esperanzas de este incipiente sector están puestas en la citada hoja de ruta, ya que puede ser, en opinión de Nieto, lo que "nos ayude a ser conscientes de nuestro potencial y lograr así un alineamiento entre todos los actores de la cadena". En concreto, definir unos objetivos a corto, medio y largo plazo "concretos y medibles, de producción y uso del hidrógeno: como el porcentaje del consumo de energía por H2, el de vehículos de pila de combustible, número de hidrogeneras a desplegar...".

"Hoy por hoy la legislación no está actualizada en España y esto supone un pequeño freno para su desarrollo", admite Fernández de Isla. La normativa europea permite transposiciones nacionales y "hay países que interpretado de forma más laxa y han avanzado más rápido, como Alemania".

Pero, no todo el peso debe recaer en la Administración, reconoce el responsable de Siemens, que apunta a la necesidad de un esfuerzo por involucrarse del tejido empresarial español. Poco a poco se anuncian proyectos en España, como los últimos de Repsol e Iberdrola. El primero construirá con 60 millones una planta de combustible a partir de hidrógeno ‘verde’ en el puerto de Bilbao y el segundo en Puertollano sobre baterías de hidrógeno escalables (150 millones de euros).

Estos proyectos y las estrategias nacionales hacen patente que el hidrógeno es un "elemento tractor" en la "transición energética que ya es una realidad necesaria", subraya Torrecilla. La cuestión no es si va a ser o no, sino cuánto tiempo va a tardar.

EL ‘VERDE’ VS. EL ‘GRIS’ Hoy por hoy el coste de producción de hidrógeno ‘gris’ y ‘verde’ solo es comparable cuando la energía es muy barata, ya que se dispara con la energía a precio de mercado. Para Fernández de Isla, hasta dentro de cinco o 10 años no se podrán rebajar los costes para que el ‘verde’ esté al mismo nivel de coste que el ‘gris’ y así el más contaminante pueda dejar de producirse.
PATENTES La vasca H2Site cuenta con tres patentes sobre su tecnología para intensificar los procesos de generación de hidrógeno mediante el reactor de membranas. Con este sistema, explica su responsable, Jesús Torrecilla, se combinan las etapas de reacción y separación y se logra pasar de un proceso de cuatro fases a una sola, lo que conlleva una reducción de costes de la producción de H2. Además, estas membranas pueden emplearse en sistemas de purificación, no solo para generación, para obtener hidrógeno de elevada pureza.
OPORTUNIDADES ¿Habrá que modificar las calderas en nuestras casas si por la tubería no solo se suministra gas natural, sino también hidrógeno? "Si la proporción de mezcla es baja no hay problema, pero si hay más H2, al ser este más volátil, puede salir la explosión fuera de la cámara de combustión, por lo que habría que modificar el quemador" de la caldera. "La red de gas es tan grande en España que admitiría teravatios de energía almacenada, por lo que seríamos capaces de almacenar mucha cantidad". Esto es una gran oportunidad, apunta el responsable de Siemens, Óscar Fernández de Isla.