En abril, el conglomerado estatal de petróleo y gas PetroChina desarrolló un programa piloto para un nuevo gasoducto de 397 km en Ningxia, en el centro-norte de China, para transportar hidrógeno mezclado con gas natural.
Las nuevas tecnologías y materiales que contiene minimizan la pérdida de hidrógeno y elevan el umbral de participación del hidrógeno de menos del 20% al 24%. Tras varios meses de pruebas de diseño, se espera que el gasoducto esté operativo a finales de este año.
Estas mejoras son necesarias si se quiere desarrollar el hidrógeno a escala comercial. Debido a la baja densidad del gas y a su naturaleza inflamable y explosiva, su almacenamiento y transporte suponen casi la mitad de sus costes en el sector energético actual.
Numerosos medios de comunicación chinos han informado sobre el potencial de los gasoductos de mezcla de hidrógeno como el de Ningxia para revolucionar el transporte de hidrógeno, citando la posibilidad de mejorar la extensa red de gasoductos de gas natural de China. Según los medios de comunicación, abaratar el transporte de hidrógeno verde podría suponer un paso decisivo para promover su adopción generalizada y ayudar a China a alcanzar su objetivo de reducir a cero las emisiones netas de gases de efecto invernadero antes de 2060.
Sin embargo, el camino hacia la utilización generalizada de gasoductos mixtos para transportar hidrógeno verde se enfrenta a obstáculos. El coste del hidrógeno en el gas mezclado y la complejidad de estos gasoductos es una preocupación clave. Estudios recientes también han puesto en duda hasta qué punto el hidrógeno mezclado reduce realmente las emisiones de CO2 en comparación con el gas natural.
La creciente importancia del hidrógeno en la transición energética china
Reconocido por su combustión limpia y su mayor densidad energética que otras fuentes de energía en masa, el hidrógeno tiene potencial para ser una alternativa limpia a los combustibles fósiles en diversos sectores. Entre ellos se encuentran el transporte, el almacenamiento de energía y procesos industriales difíciles de eliminar, como la producción de hierro y acero. En 2021, el consumo mundial de hidrógeno alcanzó los 94 millones de toneladas, siendo China el país con la mayor cuota: un 30%, es decir, 28 millones de toneladas.
Numerosos medios de comunicación chinos han informado sobre el potencial de los gasoductos de mezcla de hidrógeno como el de Ningxia para revolucionar el transporte de hidrógeno
En 2022, China dio a conocer un plan para desarrollar su industria del hidrógeno hasta 2035. Este importante documento subraya la posición del gas como «industria estratégica emergente» y su papel fundamental en la transición hacia una economía con bajas emisiones de carbono. El plan establece objetivos ambiciosos. Para 2025, China pretende poner en funcionamiento unos 50.000 vehículos de pila de combustible y espera que su capacidad anual de producción de hidrógeno, utilizando energías renovables, alcance entre 100.000 y 200.000 toneladas. La consecución de estos objetivos reducirá las emisiones de CO2 entre 1 y 2 millones de toneladas anuales, según las estimaciones del plan.
Para ser una alternativa más limpia a los combustibles fósiles, el hidrógeno puede producirse de dos maneras. El hidrógeno «azul» se produce utilizando combustibles fósiles y tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CAC) para las emisiones resultantes. Mientras que el hidrógeno «verde» utiliza energía renovable para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno, en un proceso conocido como electrólisis. Con la disminución de los costes de las fuentes de energía renovables y los electrolizadores, y los elevados costes vinculados a la CAC, el hidrógeno verde se considera cada vez más la opción más barata y sostenible en China. Por ello, ocupa un lugar más destacado que el azul en el plan nacional del hidrógeno.
Las provincias occidentales de China cuentan con una energía renovable más abundante y asequible, pero una parte importante de la demanda de hidrógeno se concentra en las provincias orientales, más desarrolladas. Por desgracia, debido a la naturaleza ligera e inflamable del hidrógeno, su transporte a larga distancia es costoso y complejo, lo que impide la comercialización del gas.
Ventajas de la mezcla de hidrógeno
El desarrollo de gasoductos dedicados exclusivamente al hidrógeno se encuentra aún en sus primeras fases en China. En la actualidad hay 400 km de gasoductos exclusivos, de los cuales 300 km están aún en construcción o en fase de pruebas. En comparación, Estados Unidos tiene unos 2.600 km y Europa 2.000 km.
Mezclar hidrógeno con gas natural y transportarlo a través de gasoductos de gas natural ofrece dos ventajas principales. Los estudios de institutos de investigación de China y Europa sugieren que puede ser más rentable que otros modos de transporte, como el camión, especialmente en largas distancias y cuando se trata de grandes volúmenes. Esto es pertinente para China, dado el desajuste geográfico entre sus centros de producción de hidrógeno verde y los principales centros económicos. En segundo lugar, puede utilizarse la amplia red de gasoductos de China. En 2021, su red de gas natural abarcaba más de 116.000 km, la tercera del mundo. Para 2025, se espera que alcance los 163.000 km. Así pues, la mezcla y la canalización tienen el potencial de reducir significativamente el coste del transporte de hidrógeno ecológico y promover su uso generalizado.
La mejora de la red de gasoductos de gas natural existente para el transporte de hidrógeno a gran escala entre provincias también podría reforzar la seguridad energética de China. La dependencia del país del gas natural importado para satisfacer sus necesidades de consumo ha aumentado notablemente, alcanzando aproximadamente el 40% en 2022, según un análisis de los medios de comunicación estatales de ese año. La mezcla de hidrógeno con gas natural puede aliviar la presión sobre el suministro de gas natural de China y fomentar un avance hacia una mayor autosuficiencia energética.
Muchos obstáculos por delante
No obstante, es preciso resolver varios problemas e incertidumbres antes de que el transporte de hidrógeno por gasoductos mixtos pueda y deba generalizarse.
Uno de ellos es el pequeño tamaño de las moléculas de hidrógeno, que les permite penetrar en los metales sólidos. Este fenómeno, conocido como fragilización por hidrógeno, puede dañar las tuberías y aumentar el riesgo de explosiones. La probabilidad de fragilización aumenta con una mayor presión en la tubería (cuando se transporta una mayor cantidad de gas) y una mayor proporción de hidrógeno mezclado. Para resolver este problema es necesario utilizar materiales especializados en la construcción de tuberías.
El proyecto piloto llevado a cabo por PetroChina en Ningxia emplea un nuevo gasoducto capaz de transportar mezclas de hidrógeno más elevadas. Replicar este tipo de proyectos a escala nacional requiere más investigación y consideraciones como la presión y la construcción de las tuberías. La modernización de las tuberías existentes con los materiales adecuados conllevará costes adicionales. Los expertos en energía extranjeros se muestran cautos sobre los riesgos de la mezcla de hidrógeno. El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) de EE.UU., por ejemplo, mantiene una postura conservadora, alegando un conocimiento limitado de la fragilización por hidrógeno, y aboga por evaluar caso por caso los proyectos de mezcla de hidrógeno. La realización de investigaciones y evaluaciones exhaustivas es fundamental para garantizar la compatibilidad y seguridad del transporte de hidrógeno dentro de la infraestructura de tuberías existente.
En segundo lugar, dado que la mezcla y el transporte de hidrógeno en gasoductos de gas natural es aún una tecnología incipiente, se carece de una normativa normalizada al respecto. Las proporciones permitidas de mezcla de hidrógeno en el gas natural varían de un país a otro. Según datos de 2019 de la Agencia Internacional de la Energía, muchos países restringen la mezcla máxima permitida a menos del 6% de hidrógeno por motivos de seguridad. En particular, aunque China tiene más de 90 normas nacionales relacionadas con la producción de hidrógeno, ninguna aborda específicamente el límite de mezcla de gas natural con hidrógeno añadido. Dado el avance y la adopción gradual de la tecnología del gas natural mezclado con hidrógeno en todo el mundo, urge establecer las normas correspondientes para promover y regular su aplicación segura.
El atractivo comercial del gas natural mezclado con hidrógeno podría verse limitado por su coste. Aunque el hidrógeno es uno de los gases combustibles más densos energéticamente en peso, su baja densidad se traduce en un bajo contenido energético en volumen. El valor calorífico del hidrógeno es un tercio del mismo volumen de gas natural. Por consiguiente, cuando se mezcla con gas natural, la mezcla resultante puede suministrar menos energía por metro cúbico que el gas natural puro, un factor crucial que hará subir los precios del gas, ya que las ventas de gas suelen medirse en términos de volumen.
Otro aspecto que afecta a los costes es la incertidumbre que rodea a las aplicaciones potenciales del gas natural mezclado con hidrógeno aguas abajo. El gas mezclado puede utilizarse extrayendo hidrógeno para purificarlo o utilizándolo directamente. La extracción es crucial en aplicaciones que requieren hidrógeno de alta pureza, como los vehículos de pila de combustible, pero introduce costes adicionales que pueden dificultar la competitividad de estos vehículos ya de por sí caros. Mientras tanto, el uso directo del gas mezclado es posible en muchos procesos industriales. Para ello es necesario desarrollar aparatos de combustión enriquecidos con hidrógeno, calderas industriales y turbinas de gas capaces de adaptarse a diferentes proporciones de mezcla de hidrógeno.
¿Reducción o no de las emisiones?
Quizá una pregunta más fundamental sobre el avance de PetroChina en la mezcla de hidrógeno sea si contribuirá realmente a reducir las emisiones. El debate sobre los beneficios potenciales del gas natural mezclado con hidrógeno dista mucho de estar zanjado.
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El Electric Power Research Institute, una organización de investigación sin ánimo de lucro con sede en California, ha documentado los beneficios en materia de emisiones de algunos proyectos piloto de mezcla de hidrógeno. Por ejemplo, en varias pruebas, la combustión de una mezcla con un 25% de hidrógeno sólo supuso una reducción aproximada del 10% de las emisiones de CO2 en comparación con la combustión de gas natural puro. Otra prueba realizada en una central eléctrica de gas de Nueva York demostró una reducción del 14% de las emisiones de carbono al utilizar una mezcla con un 35% de hidrógeno. No es lo ideal.
Organizaciones como IRENA (la Agencia Internacional de Energías Renovables) advierten contra el optimismo de integrar el hidrógeno en las redes de gas natural existentes para reducir las emisiones. IRENA advierte de que, aunque sea físicamente factible mezclar hasta un 20% de hidrógeno (en volumen) en las redes de gas sin grandes cambios en la infraestructura, la reducción real de emisiones de una mezcla del 20% es de sólo el 7%, y va acompañada de un aumento significativo de los costes energéticos.
De hecho, la integración del hidrógeno verde en las redes podría suponer unos costes de reducción de emisiones de más de 500 dólares por tonelada de CO2. Según datos de la Agencia Internacional de la Energía, esta cifra quintuplica las estimaciones de los costes de captura de carbono en procesos industriales como la generación de electricidad y el cemento.
A pesar de las dificultades, el hidrógeno verde puede desempeñar un papel prometedor en el camino de China hacia el techo de emisiones en 2030 y la consecución del objetivo de cero emisiones netas antes de 2060, y cada vez hay más atención y entusiasmo en torno a los nuevos proyectos piloto de mezcla de hidrógeno.
la integración del hidrógeno verde en las redes podría suponer unos costes de reducción de emisiones de más de 500 dólares por tonelada de CO2
Pero su éxito depende de varios factores que los responsables políticos chinos deben tener muy en cuenta. Entre ellos se encuentran la investigación exhaustiva de nuevos materiales para las tuberías, unas proporciones de mezcla adecuadas a la idiosincrasia de las tuberías existentes, el establecimiento de normativas estandarizadas para la seguridad de las tuberías, la evaluación del atractivo del mercado y, lo que es más importante, la evaluación del potencial real de reducción de emisiones.
Con la combinación adecuada de políticas e incentivos, China puede repetir su éxito en energía solar y eólica y convertirse en líder mundial del hidrógeno verde. Para lograrlo, es vital que los investigadores y los responsables políticos del sector energético sigan abordando los retos y las cuestiones que plantea la mezcla de hidrógeno.
Nota: El artículo fue publicado originalmente en inglés en China Dialogue. La reproducción del mismo en español se realiza con la debida autorización. Link al artículo original:https://chinadialogue.net/en/transport/can-blending-hydrogen-with-natural-gas-help-china-decarbonise/
Investigador en Washington DC sobre las políticas de transición climática de China. Ha escrito para SAIS China Review y The Diplomat sobre la inversión energética y la diplomacia climática de China.
