María Sicilia, presidenta de la European Hydrogen Backbone (EHB): “El vector que nos puede llevar a las cero emisiones netas es el hidrógeno”

¿Qué es la EHB y qué objetivos persigue?

La European Hydrogen Backbone (EHB) es una iniciativa lanzada a mediados de 2020 por los diez Operadores del Sistema de Transporte de Gas (TSO) europeos que habían formado el consorcio Gas for Climate. El objetivo del consorcio no es otro que definir el papel de la infraestructura de hidrógeno para permitir el desarrollo de un mercado de hidrógeno competitivo y renovable que ayude a acelerar el proceso de descarbonización de Europa. Actualmente, ya son 33 los TSO que conforman la EHB. Las últimas incorporaciones este febrero han sido el TSO alemán GASCADE y el de Ucrania.

¿Qué acciones están llevando a cabo?

Desde 2020, hemos puesto en marcha distintas iniciativas que apoyan la visión de una red troncal transeuropea de hidroductos. Una de ellas es la publicación de los mapas de la red de infraestructura de hidrógeno -la última actualización la hemos hecho el 20 de febrero- y de los cinco corredores de suministro e importación de hidrógeno para cumplir los objetivos europeos de hidrógeno del Plan RePowerEU de alcanzar 20 millones de toneladas en 2030.

¿Qué proponen desde la plataforma?

Además de centrarnos en la implementación de los mapas y corredores mencionados, que hasta ahora eran una visión estratégica a muy largo plazo, el próximo 6 de marzo vamos a presentar todos los TSO que forman parte de EHB un Plan de seis líneas de actuación que deben adoptarse con urgencia para alcanzar los objetivos. La idea es publicarlo en abril-mayo de este año para empezar a ejecutarlo cuanto antes. La primera línea de actuación es acelerar los procedimientos legislativos europeos para que los gobiernos nacionales tengan un marco de referencia. Esperamos que la actual presidencia europea sea capaz de cerrar una orientación general en este primer semestre, que prepare a la presidencia española el acuerdo final sobre el paquete de descarbonización del gas. En segundo lugar, es muy importante que se desbloqueen fondos a otra escala. Los TSO estamos avanzando ya en la implementación. Solo hay que fijarse en los proyectos presentados en la ventana de Proyectos de Interés Común (PCIs). Pero con la financiación de PCIs no es suficiente. Incluso teniendo una ayuda a la inversión en el capex de los proyectos, las primeras infraestructuras van a necesitar un esfuerzo de inversión mientras despega la demanda. En este sentido, va a ser más retante construir los primeros 300 kilómetros que los siguientes 3.000 kilómetros. La tercera línea se centra en aspectos relacionados con la certificación. Es importante tener claro de qué hablamos cuando hablamos de hidrógeno renovable o bajo en carbono. Otro aspecto importante es acelerar el permitting. Todas las infraestructuras generan oposición local porque todas tienen impacto. La buena noticia es que los gasoductos, al ir enterrados, tienen un impacto mínimo. Además, si hablamos de gasoductos sobre trazados ya existentes, eso acelera mucho. La quinta línea de actuación es armonizar los criterios de operación de redes. Lo que hay es un desbalance importante entre dónde se consume y dónde se produce la nueva molécula. Y eso atraviesa fronteras. Finalmente, necesitamos una planificación integrada para tener coordinado el sistema eléctrico y gasista.

¿Qué porcentaje de los gasoductos existentes servirá para el transporte de hidrógeno?

En una primera visión, en EHB hablamos de un 75% de gasoductos reutilizados y de un 25% de nuevos tramos, porque teníamos un horizonte a 2050. ¿Por qué todo no es reutilizable a muy largo plazo? Porque las entradas del futuro sistema de hidrógeno son distintas, de ahí que se necesiten nuevas infraestructuras para conectar, por ejemplo, los centros de producción de hidrógeno que vienen de las plantas solares del sur de España, o de la eólica marina del Mar del Norte, con los centros de consumo industrial, pero el resto de la infraestructura sirve. Cuando hacemos el estudio de los corredores para contribuir a los objetivos del Plan REPowerEU el plazo ya es a 2030 y, a esa fecha, el porcentaje de reutilización ha variado en un 60% de gasoductos reutilizados y un 40% de nuevos tramos. A corto plazo hay menos capacidad de conversión porque la demanda de gas va cayendo con el tiempo. Según se comentó en el Día del Hidrógeno de Enagás en enero de este año, España cuenta ya con una red de infraestructuras que puede ser el punto de partida para el desarrollo de una red de hidrógeno con más del 80% de coincidencia en los trazados.

¿Esto debería tener un esquema regulado de retribución al igual que pasa con el gas?

Hay dos formas de hacerlo. O tienes un offtaker que te permite mitigar el riesgo de demanda o tienes un esquema regulado que permita a las compañías reguladas tomar ese riesgo. Que la red troncal de hidroductos sea regulada a futuro, es una de las propuestas que está en el Paquete de Gas. Esto lo sabremos a final de año.

¿Cuál es la forma más eficiente de transportar hidrógeno?

Al objeto de saber cuál es la cadena logística o la forma más eficiente de transportar hidrógeno para consumo final, hicimos un estudio que se publicó en 2021 donde se comparaban tubos de larga distancia con líneas eléctricas de gran capacidad. El estudio daba un ratio de entre dos y cuatro veces más barato el transporte por gasoducto que por línea eléctrica, en función de que fueran ductos nuevos o readaptados.

¿Cree que alcanzaremos los objetivos del Plan REPowerEU en materia de hidrógeno?

Creo que son alcanzables, pero también son muy ambiciosos. Para producir 20 millones de toneladas de hidrógeno verde, habría que instalar 200 GW de capacidad de electrólisis y 400 GW de potencia de generación renovable asociada. En Europa hay muchos proyectos para incrementar la capacidad y creemos que la estrategia anunciada por la presidenta de la Comisión en Davos del Net Zero Industry irá en esa dirección. Lo que está claro es que tenemos una urgencia, muy poco tiempo y que el mercado por sí solo no lo va a conseguir. En este sentido, creo que hace falta una decisión política a nivel comunitario y a nivel nacional para empezar a actuar ya. En línea con esto, los TSO somos un agente clave para hacer realidad los objetivos europeos.

La Comisión pretende lanzar en otoño una subasta de 800 millones para impulsar la producción de hidrógeno renovable...

Es difícil opinar sobre algo que aún es un anuncio. La subasta de los 800 millones lo interpreto más como una respuesta a la Ley de Reducción de la Inflación americana (IRA) y responde a las necesidades de los Estados miembro.

¿El biometano va a ser la energía de transición entre el gas y el hidrógeno?

Los TSO hemos sido los primeros que nos hemos preocupado por impulsar la descarbonización del gas y pensamos que todos los gases bajos en carbono van a ser necesarios a largo plazo. Es cierto que, ahora mismo, el biometano es una tecnología madura y rentable, pero la diferencia con el hidrógeno es que el biometano por sí solo no nos lleva a la neutralidad climática. El biometano hay que hacerlo a partir de una materia prima o feedstock, cuya disponibilidad, por definición, es limitada, mientras que la producción de hidrógeno es teóricamente ilimitada. El vector que nos puede llevar a las cero emisiones netas es el hidrógeno.

¿España será más un país importador o exportador de hidrógeno?

España es la única región de Europa que tiene un exceso de producción o potencial de exportación muy superior a su demanda. Tenemos la mayor capacidad de producción renovable de Europa, y, por las condiciones climáticas de España, la demanda residencial y comercial será menor en el largo plazo. Nuestra demanda en hidrógeno va a ser, fundamentalmente, industria y transporte.