La infraestructura gasista se usará para almacenar energía renovable

La conversión de electricidad en gas sintético e hidrógeno despega en la UE.

La infraestructura gasista servirá para almacenar energía renovable, ya sea biogás o electricidad verde convertida en gas sintético e hidrógeno. De hecho, ya lo hace, gracias a unos 50 proyectos de demostración -la mayoría en la UE-, y los coordinadoras de los gestores de los sistemas europeos de luz y gas, Entso-e y Entso-g, estudian juntos cómo integrar la conversión de electricidad en gas en sus respectivas planificaciones de redes. El lobby de las empresas gasistas europeas, Eurogás, consciente de que debe descarbonizar su negocio en los próximos años, va más allá y afirma que el gas renovable puede crecer en la UE desde el 4% actual hasta el 76% en 2050. Los costes rondan los 150 euros por MWh, pero tienen recorrido a la baja.

Enagás desarrolla tecnología de hidrógeno con Repsol y ha llegado a un acuerdo con Ferrovial para explotar el metano emitido por los residuos orgánicos; la compañía, que anunciará pronto más iniciativas sobre gases renovables, ya recibe en sus gasoductos biogás del madrileño vertedero de Valdemingómez -hasta 4.000 metros cúbicos a la hora-, en el único ejemplo de inyección de energía limpia en el sistema gasista del país.

En Europa hay muchos más casos: Audi tiene dos proyectos de conversión de electricidad en metano sintético de 2 MW y 300 kW en Alemania; Biocat tiene otro de 1 MW en Dinamarca; ITM cuenta con varios proyectos de conversión en hidrógeno en Reino Unido; Tata Steel, Nouryon y el Puerto de Ámsterdam proyectan una planta de hidrógeno de 100 MW -la mayor del continente-, aunque para uso industrial. En total, según la Universidad de Oxford, hay medio centenar de este tipo de instalaciones y su número crece rápidamente.

Este interés por el gas renovable y la conversión de electricidad entronca directamente con el proceso de descarbonización. Las renovables eléctricas, sobre todo las intermitentes eólica y fotovoltaica, son las más baratas y las que más desarrollo tendrán en los próximos años. Pero para que cubran el cien por cien de nuestras necesidades energéticas deben superar tres barreras técnicas de primera magnitud: la primera es que el punto de generación no coincide con el de consumo; la segunda, que hacen falta otras fuentes cuando no sopla el viento o es de noche, y la tercera, que el sistema debe ser muy flexible para adaptar producción y demanda.

Ahorro de 140.000 millones

Los tres problemas se solventan con redes que canalicen la energía y con sistemas que la almacenen, tanto a corto plazo como a largo plazo, de una estación climática a otra, para garantizar el abastecimiento. Y en ambos casos hay sinergias entre la electricidad y el gas y en la conversión de electricidad: un informe de Ecofys para Gas for Climate, un consorcio europeo de siete transportistas de gas (Enagás, Fluxys, Gasunie, GRTgaz, Open Grid Europe, Snam y Teréga) y dos asociaciones de industriales de renovables (EBA y CIB), estima que el sistema gasista europeo podría almacenar, en 2050, unos 120 bcm de gas sintético e hidrógeno -el 25% del actual consumo de la UE- y que ello supondría un ahorro de 140.000 millones anuales en comparación con otro modelo que no usase la red de gas para almacenar energía.

Recientemente se ha celebrado en la madrileña sede de la CNMC el 31 Foro de Regulación de Gas -auspiciado por la Comisión Europea-, que ha analizado el potencial de descarbonización del sector gasista. Entre sus conclusiones destaca la petición a Bruselas de que prepare una regulación comunitaria para la inyección de gas verde en los gasoductos y la conversión de electricidad -hay normativa en algunos países, pero en otros, como España, no-, así como la aprobación de un sistema de garantías de origen comercializables en toda la UE, similar al que ya existe para la electricidad limpia. También se invitó a Entso-e y Entso-g a que se coordinen y consideren las interrelaciones entre las redes de gas y electricidad en sus respectivas planificaciones, que abarcan períodos de 10 años y son las referencias continentales.

Poco antes del Foro, Entso-e y Entso-g emitieron un documento conjunto que señala que hay tecnologías de conversión de electricidad en metano sintético y en hidrógeno capaces de adaptarse perfectamente a la intermitencia de eólica y fotovoltaica y que han alcanzado un estadio de madurez alto, aunque aún tengan desarrollo por delante. A partir de ahí, indican que el gas dispone de 1.100 TWh de capacidad de almacenamiento subterráneo en la UE -la demanda anual de España es de 350.000 GWh- que podría usarse como almacenamiento estacional y que, además, los gases sintéticos podrían suministrar energía térmica a procesos industriales para los que aún no hay alternativa. Así, piden el desarrollo de proyectos a mayor escala -del rango del gigavatio a inicios de la próxima década- y estudios sobre la capacidad técnica de las redes.

Según Enagás, las redes gasistas modernas, como la española, podrían aguantar de un 5% a un 10% de hidrógeno. No hay problema técnico con el gas sintético, pero el proceso de metanización encarece notablemente la conversión, cuyo coste, según la tecnología, oscila de 50 a 200 euros por MWh.

Entso-g, en su escenario de alta penetración de renovables, considera de un 10% a un 15% de gas verde en 2040 -más del 80% sería biogás-, pero la industria ya maneja otros números: Eurogás ha contratado a la Universidad de Atenas para que use el modelo Primes -habitual en las prospectivas de Bruselas- y el resultado es que el 76% de la demanda de gas en 2050 podría cubrirse con renovables; en este análisis, el nivel de demanda de gas a mitad de siglo es similar al actual, aunque la mayoría de los estudios indican que se reducirá a partir de 2030.