Rystad Energy espera un fuerte crecimiento en los gasoductos de hidrógeno hasta 2035

La empresa independiente de investigación e inteligencia empresarial Rystad Energy estima que hay alrededor de 91 proyectos de tuberías de hidrógeno planificados en el mundo, con un total de 30.300 kilómetros y que entrarán en funcionamiento alrededor de 2035. Hoy en día, ya existen más de 4.300 kilómetros para el transporte de hidrógeno, de los cuales más del 90% ubicadas en Europa y América del Norte, señala la empresa.

Una nueva infraestructura de hidrógeno está comenzando a materializarse a medida que el mundo busca acelerar su camino hacia el cero neto. El hidrógeno tiene una alta densidad de energía gravimétrica y una baja densidad de energía volumétrica. Esto significa que, entre las opciones, los gasoductos de hidrógeno serán mucho mejores que los buques para transportar hidrógeno en distancias de corto a mediano alcance, dice Rystad.

En los casos en que se enviará hidrógeno (como hidrógeno o sus derivados), eventualmente se distribuirá en tierra mediante gasoductos, lo que hace que el transporte por gasoductos sea un modo de transporte fundamental para el gas. Los conductos de hidrógeno ya se utilizan para abastecer a centros industriales (por ejemplo, en plantas petroquímicas). A medida que el suministro aumenta y se traslada de áreas con energía abundante y renovable a centros de demanda, se necesitarán líneas de transmisión largas y estas tuberías requerirían diámetros más grandes y una mayor presión para lograr rentabilidad y, en consecuencia, grados de acero más altos.

A nivel mundial, Europa está a la vanguardia de los esfuerzos para producir e importar hidrógeno verde y su atención ahora se centra en construir la infraestructura necesaria para llevarlo a los centros de demanda. Según una investigación de Rystad Energy, España, Francia y Alemania se encuentran entre los países comprometidos o considerando la construcción de gasoductos transfronterizos para facilitar los flujos de energía, mientras que el Reino Unido, con su extensa red de gas, se encuentra en una posición sólida para pasar del gas natural al hidrógeno.

El aumento constante de los proyectos de gasoductos para el hidrógeno es una señal temprana de que la transición energética está ganando ritmo. Europa, con su extensa red de gas, está bien situada para dar el salto. Cambiar la infraestructura del gas al hidrógeno es posible y rentable. Sin embargo, la mayor barrera no es financiera, sino las propiedades físicas del propio hidrógeno, que difieren sustancialmente del petróleo y el gas.

El hidrógeno es un pilar clave en la descarbonización de la UE, tal como se establece en su estrategia de hidrógeno en 2020, y su despliegue recibió un impulso con el paquete "Fit for 55". También desempeña un papel central en el Plan REPowerEU para eliminar gradualmente las importaciones rusas de combustibles fósiles, cuyo objetivo es producir 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable para 2030 e importar otros 10 millones de toneladas en el mismo período.

Teniendo en cuenta los proyectos de hidrógeno verde propuestos en la UE, Europa tiene actualmente 7,9 Mt de suministro local con puesta en marcha para 2030 (o sólo 2,1 Mt del objetivo), con un suministro cercano que asciende a 1 Mt en el resto de Europa (principalmente el Reino Unido y Noruega) y otro 1 Mt en el Medio Oriente. Además, 3,4 Mt de los proyectos propuestos se encuentran en África, que podría suministrar las mayores cantidades de hidrógeno a Europa, ya sea por barco o por gasoducto.

Para planificar la distribución de estos dentro del bloque, la iniciativa European Hydrogen Backbone (EHB), un grupo de 31 operadores de sistemas de transmisión de gas (TSO) europeos, ha publicado un documento de visión para la futura infraestructura de gasoductos. Esto se basa en un análisis nacional de la disponibilidad de la infraestructura de gas natural existente, la evolución futura del mercado del gas natural y la evolución futura del mercado del hidrógeno.

Según el mapa de infraestructuras de hidrógeno para 2030 del EHB, se prevé una longitud total de ~28.000 km en 2030 y 53.000 km en 2040 en los 28 países europeos involucrados. Actualmente, los gasoductos dedicados al hidrógeno que estarán disponibles en 2030 ascienden a 23.365 km, lo que representa el 83% del objetivo para 2030. El despliegue de gasoductos de hidrógeno en Europa sería gradual y el inicio del proyecto de gasoductos de transmisión o distribución dependerá de la demanda.

La visión de EHB para la red de gasoductos de hidrógeno en Europa en 2040.

Francia, España y Alemania. Europa está tomando la delantera a nivel mundial con la planificación de oleoductos dentro y fuera de la costa. Se prevé que el recientemente anunciado gasoducto submarino de hidrógeno H2Med Barcelona-Marsella cueste alrededor de 2.100 millones de dólares para un tramo de 450 km y recientemente se anunció que también se ampliará a Alemania.

Cuatro operadores de red (la española Enagás, la portuguesa REN y la pareja francesa GRT y Terega) están realizando actualmente estudios técnicos, posibles diseños de tuberías y evaluaciones de costos. El primer proyecto de gasoducto de hidrógeno marino de Alemania, AquaDuctus, transportará hidrógeno verde desde instalaciones eólicas marinas en el Mar del Norte hasta Alemania. El gasoducto se extiende a lo largo de más de 400 kilómetros y, según uno de los socios del proyecto, RWE, es la opción más rentable para transportar grandes volúmenes de energía a distancias de más de 400 kilómetros, en comparación con el transporte de energía desde una red de alto voltaje. Sistema de transmisión de Corriente Continua (HVDC). Por este motivo, se excluye la opción de transportar energía a tierra mediante cables eléctricos.

Grecia. El gasoducto de Macedonia Occidental es un nuevo gasoducto que comenzó a construirse en Grecia a principios de este año. Fue diseñado para poder transportar de forma segura 100% de hidrógeno en una etapa posterior a alta presión a través de tuberías de acero de alta resistencia y grandes diámetros. El operador griego del sistema de transmisión de gas, DESFA, operará este gasoducto de 163 kilómetros, que forma parte de la iniciativa EHB.

La construcción de nuevos gasoductos dedicados al hidrógeno se complementará con la reutilización de las redes de gas existentes. Según EHB, el 60% podría reutilizarse hasta 2040, mientras que según los proyectos en curso, esto representa actualmente el 40%.

Se necesitarán tuberías de nueva construcción, pero pueden enfrentar una serie de obstáculos relacionados con los movimientos del tráfico, la gestión de la construcción y la protección ambiental, especialmente si se extienden largas distancias y atraviesan áreas residenciales. Por ejemplo, el nuevo oleoducto HyNet North West de 125 km de Cadent en el Reino Unido podría obstaculizar el desarrollo del proyecto. HyNet producirá, almacenará y distribuirá hidrógeno, además de capturar y almacenar carbono de la industria del Noroeste.

El gasoducto, que podría ser el primer gasoducto 100% de hidrógeno a escala del Reino Unido, distribuirá el hidrógeno producido en Stanlow Manufacturing Complex a varios clientes de gas industrial en toda la región. Sin embargo, el modelo regulatorio para los gasoductos de hidrógeno en el país aún no se ha acordado, y el Ayuntamiento de Warrington, una de las autoridades locales en la ruta del gasoducto, afirmó que perturbaría un desarrollo de viviendas local.

La reutilización de oleoductos ofrece una alternativa convincente desde una perspectiva económica y también puede acelerarse, en comparación con la instalación de nuevos oleoductos, afirma Rystad. Europa tiene una extensa red de gas y reutilizarla para hidrógeno a medida que disminuye el gas dará vida a un sistema que de otro modo podría haberse oxidado. Después de las modificaciones, las tuberías de gas natural de acero reutilizadas pueden acomodar 100% gas hidrógeno. Sin embargo, cuando el hidrógeno se mezcla con gas, el porcentaje se limita a aproximadamente el 20 % cuando su uso final es el calentamiento directo o indirecto.

Reutilización de ductos de gas natural. Estudios relevantes estiman que utilizar las redes de gas natural existentes para el transporte de hidrógeno es cuatro veces más rentable que construir nuevos gasoductos. Sólo existen diferencias limitadas en los gastos operativos entre una red de transmisión de hidrógeno basada en gasoductos de gas natural reutilizados y una red de transmisión de hidrógeno compuesta enteramente por gasoductos nuevos. Dado que el transporte es generalmente más pesado en términos de gastos de capital que costos operativos, esta también podría ser una razón por la cual hay una diferencia limitada en el transporte de hidrógeno en lugar de gas natural.

La viabilidad de reutilizar los ductos de gas natural gira en torno a superar las preocupaciones técnicas relacionadas con la transmisión por ductos, que incluyen la fragilización del acero y las soldaduras por hidrógeno, la permeación y las fugas de hidrógeno.

La capacidad del hidrógeno para disociarse en las superficies metálicas, disolverse en la red metálica y cambiar la respuesta mecánica del metal conduce a la fatiga y fractura asistidas por hidrógeno, un proceso llamado fragilización por hidrógeno, que plantea un desafío sustancial para los gasoductos de acero existentes. . Las pequeñas moléculas de hidrógeno pueden penetrar el material y provocar fugas. Para superar los desafíos del transporte de hidrógeno, se pueden utilizar revestimientos, manguitos y carcasas de material con una resistencia adecuada a la fragilización y permeación del hidrógeno, pero hasta la fecha esto no se ha probado a escala comercial en tuberías de transmisión.

Existe un gran potencial para el uso de tuberías termoplásticas reforzadas (RTP) en tuberías de distribución de hidrógeno, ya que las RTP se pueden obtener en longitudes sustancialmente más largas que las de acero, y el costo de instalación de las tuberías RTP es alrededor de un 20% más barato que el de las tuberías de acero.

En el Reino Unido, el 62,5% de la red de distribución de gas existente se ha mejorado con polietileno insertado en la tubería de hierro, y la mayoría de estas redes están consideradas para el uso futuro de hidrógeno. Debido a preocupaciones de seguridad, gran parte de la red de distribución de gasoductos de hierro se actualizará gradualmente como parte del programa de reemplazo de tuberías principales de gas de hierro del Reino Unido y se estima que el 90% de la red de distribución de gas heredada utilizará polietileno para 2032. Esto significa que Afortunadamente, el Reino Unido está en una buena posición para acelerar la distribución de hidrógeno mediante gasoductos cuando y donde sea necesario.

Sin embargo, un estudio reciente de Open Grid Europe junto con la Universidad de Stuttgart concluyó que los gasoductos de acero existentes instalados en la red de gas alemana están "preparados para el hidrógeno" y ya pueden transportar hasta un 100% de hidrógeno. Se concluyó que “no presentan diferencias en cuanto a su idoneidad básica para el transporte de hidrógeno en comparación con el gas natural”. Esto se aplica a todos los tipos de acero utilizados en los gasoductos que atraviesan Alemania y otras partes de Europa.

En el marco de la investigación, se sometieron muestras de los tipos de acero utilizados en las tuberías alemanas a métodos de medición exhaustivos que, a diferencia de estudios anteriores, consideraron variables adicionales como la influencia de la presión del hidrógeno.

Sin embargo, señala Rystad, las conversaciones con los fabricantes de tuberías han demostrado que algunos de ellos consideran optimista la conclusión del estudio. La fragilización por hidrógeno puede afectar las tuberías dependiendo de sus propiedades metalúrgicas y mecánicas y del estado actual de la tubería, después de años en servicio. Como resultado, Rystad Energy espera una mayor variabilidad en términos de la idoneidad de los gasoductos existentes para transportar hidrógeno. Aunque esta conclusión cubre sólo las tuberías, y no la compresión, las válvulas u otros componentes, en el mejor de los casos, los gasoductos pueden prepararse para el hidrógeno con relativamente poco esfuerzo en comparación con lo que se pensaba anteriormente.

Publicado el 11 de abril de 2023 en Europa, Hidrógeno, Infraestructura, Antecedentes del mercado | Enlace permanente | Comentarios (4)