El ambicioso proyecto de inyección de hidrógeno en la red de gas natural se enfrenta a un retraso crítico, lo que ha generado gran preocupación en el sector energético. Esta iniciativa, que busca reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, se ve obstaculizada por las dificultades del almacenamiento de este combustible. La falta de infraestructuras adecuadas y la complejidad de la logística de transporte y almacenamiento del hidrógeno están entre los principales obstáculos que deben ser superados. A continuación, se analizarán las causas y consecuencias de este retraso, así como las posibles soluciones para impulsar este proyecto hacia adelante.
Inyección de hidrógeno en gas natural se atasca: conflictos regulatorios frenan proyecto
Todos los comienzos son difíciles, o eso dicen. El 'blending' de hidrógeno, la mezcla de este vector con gas natural para su transporte a través de la actual infraestructura de gasoductos, se atasca y recuerda a las trabas que sufre el almacenamiento.
La actual normativa, la Circular 8/2019, avanza en su revisión y mientras tanto cada vez más son los conflictos que se registran en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El regulador lanzó a trámite de información pública la propuesta de la 'nueva' circular y en lo que respecta a la contratación de la conexión de plantas de producción de otros gases a la red de gas natural, especifica que cuando se trate de otros gases que necesitan mezclarse, la aceptación de la solicitud de conexión estará sujeta a la conformidad del gestor técnico del sistema, es decir, Enagás, en cualquier caso como ocurre con el sistema eléctrico y Red Eléctrica de España.
Dificultades en la conexión y almacenamiento
Asimismo, la CNMC propone que la aceptación y la contratación de la conexión se decidirá anualmente y mediante la aplicación de un mecanismo de mercado que contemplará tres fases. En total hay cuatro artículos nuevos relacionados con la contratación del acceso y conexión.
El plazo de alegaciones se cerró en julio y fuentes del sector gasista señalan que en el momento en que la circular y el procedimiento de conexión existan, habrá la suficiente certidumbre regulatoria para que los proyectos se desarrollen. No obstante, mientras se clarifican las reglas del juego, se suceden los conflictos que debe dirimir Competencia.
Conflictos en la CNMC
El año pasado registró trece conflictos y son 11 los que van en 2024, según datos recopilados por La Información Económica en base a la plataforma de expedientes de la propia CNMC. Los últimos cinco se han publicado de una tacada este martes. Algunos tienen que ver con solicitudes de conexión a la red básica de gas natural mediante línea directa de instalaciones de producción de hidrógeno renovable en determinados puntos y otros por discrepancias de las condiciones técnicas y económicas remitidas por Enagás a la compañía solicitante para la inyección de hidrógeno en una posición perteneciente a un gasoducto específico.
Aplicaciones del 'blending'
Ante el reto de integrar en el sistema gasista español la producción de hidrógeno renovable mediante su mezcla con gas natural, Enagás realizó un análisis -no vinculante- para detectar las zonas con mayor potencial para 'blending', así como una primera aproximación cualitativa a las capacidades de inyección de hidrógeno en la red. Segmentó la red básica de gasoductos en 30 tramos de hidrógeno renovable y consideró un nivel máximo admisible de 'blending' del 3% en línea a lo indicado en la comunicación del REpowerUE de la Comisión Europea.
Según el estudio, las capacidades teóricas de inyección no son constantes a lo largo del año, viéndose modificados en función de los escenarios de operación del sistema (verano e invierno) así como de la configuración de entradas.
Situación similar a la del almacenamiento
Esta situación recuerda a la que vive el almacenamiento. Los promotores de este tipo de proyectos no lo tienen fácil por ahora para conectarse a la red eléctrica porque existe una problemática en los casos en los que sí existe capacidad para la generación, pero no para la demanda. De este modo, las empresas que quieran comenzar ya con la tramitación se arriesgan a quedarse sin la capacidad correspondiente de la parte de la demanda, necesaria para que el proyecto pueda operar.
Según la CNMC, los gestores de la red están aplicando diferentes interpretaciones en la tramitación de la solicitudes, concediendo algunos únicamente el acceso a la parte de generación del almacenamiento, dejando la demanda condicionada al resultado de un análisis posterior una vez aprobada la circular normativa destinada a las instalaciones de demanda, que también se encuentra en tramitación.
Como alternativa y de manera transitoria, el regulador plantea la posibilidad de que los gestores de red ofrezcan a los solicitantes de capacidad un permiso del acceso y conexión limitado a la capacidad de generación. Por su parte, una vez aprobada la resolución de especificaciones de detalle de demanda, dichos proyectos podrán pedir también la capacidad correspondiente a la parte de la demanda en igualdad de condiciones que cualquier otra solicitud que se haya presentado en ese nudo, por lo que no les resultaría de aplicación ninguna discriminación a unos sujetos frente a otros.
Deja una respuesta