Hidrógeno en la red de gas frente a biometano: mezcla, límites y consecuencias para los usuarios

La adición de hidrógeno a la red de gas (blending) se considera una forma de aprovechar los excedentes de energía renovable, pero tiene un efecto climático y técnico limitado. El hidrógeno contiene aproximadamente tres veces menos energía por metro cúbico que el metano (aprox. 3 kWh/m³ frente a aprox. 10 kWh/m³), por lo que una mezcla con un 20 % de hidrógeno en volumen presenta una densidad energética alrededor de un 14 % menor, y la energía procedente del hidrógeno representa tan solo alrededor del 7 %. La reducción de emisiones de CO₂ es, por tanto, del orden de unos pocos puntos porcentuales, y las consecuencias para los equipos y las mediciones pueden ser significativas. El biometano, en este sentido, es más sencillo, ya que sus propiedades son similares a las del gas natural y no requiere modificaciones en la infraestructura.

Cálculo para un 20 % de H₂ (en volumen)

Supuestos: gas de red ≈ metano puro con 9,97 kWh/m³ (poder calorífico superior), hidrógeno con 3,0 kWh/m³.

• Energía de la mezcla: 0,8 × 9,97 + 0,2 × 3,0 = 7,98 + 0,60 = 8,58 kWh/m³ (disminución de aprox. un 14 %).
• Proporción de energía procedente del hidrógeno: 0,60/8,58 ≈ 7 %.
• Para suministrar la misma energía, es necesario transportar un volumen aproximadamente un 16 % mayor (9,97/8,58 ≈ 1,16).
• Reducción de emisiones de CO₂ en la combustión: aprox. un 7 % (suponiendo que el hidrógeno no emite CO₂ al quemarse).

Para un 10 % de hidrógeno en volumen, la proporción de energía es de alrededor del 3,5 %. Esto indica un beneficio climático reducido en relación con la escala de los cambios.

Consecuencias técnicas

1. Número de Wobbe e índice de calor. Varían los parámetros de combustión; los equipos domésticos e industriales diseñados para gas natural pueden requerir ajustes.
2. Mediciones para facturación. Los contadores de gas y los cromatógrafos deben adaptarse a la nueva composición; las diferencias en el índice de calor complican la facturación.
3. Materiales. El hidrógeno puede provocar fragilización por hidrógeno en algunos aceros, especialmente en redes de alta presión; los límites dependen del material, la presión y la antigüedad de la infraestructura.
4. Almacenamientos de gas y compresores. Cambian los parámetros de funcionamiento; el hidrógeno requiere otros tipos de sellado.
5. Industria. Algunos procesos (como la producción de vidrio o la industria química) son sensibles a la composición del gas.
6. Vehículos a GNC. Los motores y los depósitos tienen limitaciones en cuanto al contenido de hidrógeno, a menudo muy bajas.

Estudios y proyectos demostrativos en varios países (entre ellos, el Reino Unido, donde se probaron mezclas de hasta un 20 % de H₂ en redes aisladas) muestran que proporciones más altas son posibles a nivel local tras preparar los equipos, pero no es fácil extender estas soluciones a toda la red.

Regulaciones

En 2024, la UE adoptó un paquete sobre el mercado de gases renovables, gas natural e hidrógeno (entre otros, la Directiva (UE) 2024/1788 y el Reglamento (UE) 2024/1789), que establece las normas de acceso a la red, la planificación de la infraestructura del hidrógeno y el tratamiento de los gases renovables. Las cuestiones relativas al porcentaje admisible de hidrógeno en la red y las normas de calidad del gas siguen siendo objeto de trabajos de normalización y acuerdos entre los operadores. En Polonia, los límites y requisitos los fijan los operadores en función de la normativa y las normas; los valores exactos deben verificarse con el operador.

El biometano como alternativa

El biometano no modifica las propiedades del gas en la red, por lo que no requiere reformas ni cambios en los equipos, y al mismo tiempo reduce la huella de carbono del gas. A modo de comparación: para lograr una reducción de emisiones del 7 %, basta con que el biometano con baja huella de carbono represente entre el 7 y el 8 % de la energía en la red, sin necesidad de realizar cambios en la recepción. El hidrógeno, en cambio, tiene aplicaciones en las que el biometano no es suficiente (como los procesos químicos), pero su inyección en toda la red es una solución limitada.

Ejemplo: coste energético de la mezcla

Un electrolizador de 5 MW que funcione 4000 h/año produce alrededor de 385 t de H₂ (20 000 MWh/52 kWh/kg), es decir, unos 4,3 millones de m³ de H₂ (385 000 kg/0,0899 kg/m³). En una red con un flujo de 100 millones de m³ de gas al año, la inyección de 4,3 millones de m³ de hidrógeno representa solo alrededor del 4 % en volumen y aproximadamente el 1,3 % de la energía. El cálculo muestra que incluso una instalación grande tiene un impacto reducido en la composición de toda la red, pero requiere casi las mismas adaptaciones en las mediciones.

Conclusiones

1. La mezcla de hidrógeno con gas en la red es una solución complementaria, no principal.
2. El hidrógeno debe dirigirse a aplicaciones en las que aporte el mayor valor.
3. El biometano es directamente compatible con la infraestructura existente.
4. Toda decisión sobre la admisión de hidrógeno en la red requiere un análisis de los materiales, los equipos de los usuarios y las mediciones.

Qué ocurre con los usuarios sensibles

Algunos usuarios, como los fabricantes de vidrio o cerámica, las estaciones de GNC y las plantas que utilizan el gas como materia prima, son especialmente sensibles a los cambios en la composición. Para ellos, el porcentaje admisible de hidrógeno suele ser muy bajo, y la inyección local requeriría redes separadas o la separación de flujos. Por ello, las propuestas de mezcla de hidrógeno suelen complementarse con planes para construir una infraestructura dedicada de hidrógeno para los mayores usuarios.

Resumen

El hidrógeno en la red de gas es una opción técnica y económica con un impacto climático limitado, mientras que el biometano ofrece un beneficio comparable sin necesidad de modificar la infraestructura.