Gas Renovable

¿Qué es el Hidrógeno Renovable?


Hidrógeno renovable o Gas de electricidad (Power to Gas – P2G): es el hidrógeno obtenido de fuentes renovables, como el power-to-gas (producido mediante electrolisis del agua con electricidad renovable sobrante) capaz de ser inyectado más tarde en la red o bien usado para generar biometano. El hidrógeno renovable no es un gas intercambiable al 100% del gas natural.


Flujograma del hidrógeno

Infografía - Hidrógeno renovable

El uso de hidrogeno como combustible está experimentando un impulso sin precedentes que podría establecer las bases para hacer realidad su enorme potencial como energía limpia. Para ello, la Agencia Internacional de Energía (AIE) llama a aprovechar la oportunidad, ser ambiciosos y actuar. En este contexto, el hidrógeno renovable o verde se postula como una de las formas más eficientes de almacenar los excedentes de electricidad renovable.
La hora del Hidrógeno verde

Tipos de hidrógeno,
según método de producción:

  • HIDRÓGENO GRIS: a partir del reformado de vapor de gas natural sin captura de CO2.
  • HIDRÓGENO AZUL: a partir del reformado de vapor de gas natural pero siguiendo un proceso de captura de ese CO2 , de tal forma que se considera de baja emisión de carbono.
  • HIDRÓGENO VERDE (o hidrógeno renovable): producido por electrólisis del agua a partir de electricidad excedentaria procedente de fuentes renovables. Este proceso no emite CO2 y transforma el agua en moléculas de gases de hidrógeno y oxígeno.

Usos

Los usos del hidrógeno pueden ampliarse significativamente: hoy se utiliza principalmente en refinerías de petróleo y en la producción de fertilizantes, pero su uso debería ampliarse a otros sectores como el transporte, la climatización de edificios o la propia generación de energía.

En todo caso, la utilización generalizada del hidrógeno en la transición energética global hacia un modelo neutro en carbono afronta también algunos retos, el primero de los cuales es su actual coste. Aunque el informe de la AIE apunta a una previsible reducción de hasta el 30% en 2030, basada en la reducción del precio de las renovables y el incremento de la producción del propio hidrógeno.

Más información

Oportunidades a corto plazo

En su informe, la AIE identifica también cuatro oportunidades a corto plazo para promover el tránsito del hidrógeno como alternativa energética limpia y de uso generalizado.

  • La primera es convertir los puertos industriales en los centros neurálgicos desde donde promover el uso masivo del hidrógeno verde. En la actualidad, buena parte de la producción de refinerías e industrias químicas que utiliza hidrógeno se concentra en áreas costeras (el Mar del Norte en Europa, el Golfo de México en los EE. UU. y el Sudeste de China). Incentivar a las plantas industriales que se concentran en estas áreas para optar por una producción de hidrógeno más limpia supondría una significativa rebaja de costes. Y la disposición de fuentes de aprovisionamiento masivo puede igualmente animar a que, tanto las flotas de transporte por carretera y por mar que dan servicio a los puertos, como otras instalaciones industriales próximas, puedan contemplar esta alternativa.
  • La segunda coyuntura favorable radica en una infraestructura ya existente, la constituida por una red de millones de kilómetros de gasoductos distribuida por todo el mundo. Los expertos de la AIE apuntan que, con solo reemplazar un 5% del consumo de gas natural por hidrógeno, se estimularía la demanda de hidrógeno como para resultar en una significativa disminución de costes.
  • Promover el uso del hidrógeno en el transporte por tierra y por mar representa la tercera oportunidad. Con especial mención a vehículos de largo recorrido, camiones y autobuses de transporte de pasajeros: la adopción masiva de esta alternativa puede lograr una significativa reducción de precio en los vehículos cuyo motor se alimenta de una pila de combustible.
  • Finalmente, AIE propone aprovechar la experiencia exitosa del crecimiento del mercado de gas natural a escala planetaria para promover las primeras rutas transoceánicas para el transporte de hidrógeno. "El comercio internacional de hidrógeno tiene que ponerse en marcha cuanto antes si aspira a tener un efecto significativo en el sistema energético global".

Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU)

Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU). Una iniciativa público-privada que promueve la investigación, el desarrollo tecnológico y la demostración de las tecnologías del hidrógeno y las pilas de combustible en Europa. Su objetivo es acelerar la introducción de estas tecnologías en el mercado, dado su enorme potencial para ayudar a alcanzar un sistema energético libre de carbono.


Ventajas

  • Teniendo en cuenta el peso creciente de las renovables en el mix energético, el hidrógeno verde aparece como una de las alternativas más ventajosas de cara a almacenar los crecientes excedentes de electricidad.
Hidrógeno renovable - Ventajas

Estadísticas





El Think Tank para el Estudio de la Inyección y Almacenamiento del H2 en las Infraestructuras del Gas Natural se lanzó el 24 de julio de 2020.

Está impulsado por Sedigas con participación de las siguientes entidades españolas relacionadas con el hidrógeno.

Asociación Española del Hidrógeno BP Gas Europe, S.A. Centro Nacional del Hidrógeno EDP Enagas GTS Enagas Transporte
Endesa Fundación Hidrógeno Aragón Iberdrola Generación España, S.A.U. Madrileña Red de Gas Nedgia Nortegas
Oficina Española de Cambio Climático Redexis Gas Reganosa Repsol Seeit Gas Unión Fenosa Gas Comercializadora, S.A.

Objetivos

Recopilar información y coordinar el conocimiento para impulsar la inyección de hidrógeno en la red de gas natural.
La inyección es una alternativa real en el desarrollo del hidrógeno y por tanto contribuirá a una transición energética eficiente, económica, con garantía de suministro y sostenible.

Ofrecer apoyo a las Administraciones en el desarrollo del marco normativo y de mercado que sirva para habilitar el hidrógeno como una alternativa más en el proceso de descarbonización.

Resolver las potenciales necesidades que se puedan plantear a los posibles inversores/desarrolladores de proyectos de inyección de hidrógeno.

Se manifiesta una urgencia en avanzar en el desarrollo de las iniciativas del Think Tank para habilitar la red gasista al blending de hidrógeno.

Los objetivos están orientados principalmente al desarrollo de la producción, aunque posiblemente la mayor barrera en la implantación del hidrógeno estará en la demanda, es decir, en la capacidad de llegar a los consumidores finales para que apuesten por su consumo.

La red gasista tiene una infraestructura desplegada en todo el territorio. Por su capilaridad, llega a casi todos los consumidores industriales, así como a un porcentaje elevado del resto de mercados.

En las condiciones actuales, el blending de hidrógeno en red, con los altos precios que muestra la curva tecnológica y suministrado en porcentajes de hasta un 20%, se perfila como una alternativa muy atractiva de consumo.

De esta manera se podría absorber el objetivo de producción fijado en nuestro país manteniendo la competitividad y al mismo tiempo avanzando en la descarbonización de la economía. Siendo así, la forma que mejor se aproxima a las políticas energéticas, industriales y económicas del gobierno en España.

 



La organización del Think Tank se articula a partir de un grupo plenario y tres grupos de trabajo específicos.

Existen tres grupos de desarrollo con tres ámbitos de trabajo concretos:

 


Regulación

Identificación de las barreras regulatorias que actualmente suponen un obstáculo para que la inyección de hidrógeno sea una realidad, así como elaboración de propuestas para solventarlas.

Avances realizados por el GT de Regulación
  • Consulta al Ministerio sobre el PD01 de las NGTS y la posibilidad de inyección directa de H2.
  • Enviado un primer paquete con la revisión de las NGTS al GT NGTS, a la CNMC y a la Dirección General de Política Energética y Minas.

 


Infraestructuras

Identificación de las adaptaciones que serían necesarias en las infraestructuras gasistas actuales para la vehiculación de mezclas de hidrógeno y gas natural/biometano. Tanto en una primera fase como en algunos casos, su reconversión a redes de hidrógeno en una fase definitiva.

Avances realizados en el GT de Infraestructuras
  • Análisis de proyectos internacionales identificados como relevantes y la adaptación de su conocimiento a las infraestructuras del sistema en España.
  • Análisis de reglamentos y normativa técnica que aplican a las infraestructuras de transporte y distribución de gas natural para analizar su alcance con relación al H2.
  • Confección de los protocolos necesarios alrededor de la inyección en red.
  • Lanzamiento de proyectos.
  • El almacenamiento masivo en cavidades salinas y el estudio de los yacimientos de gas depletados.

 


Utilización y Consumo

Identificación de las aplicaciones que mejor pueden contribuir a la utilización del hidrógeno de forma extensiva como fuente de energía. También las adaptaciones necesarias a los equipos actuales para que el consumo final de hidrógeno sea posible en todos los segmentos de mercado.

Avances del GT de Utilización y Consumo

Analizar y resolver problemáticas que puedan plantearse relacionadas con el uso del hidrógeno en diversos ámbitos:

  • Gestión general del hidrógeno y calidad del gas.
    Identificación y análisis de proyectos relevantes relacionados con medición, odorización, calidad del gas, combustión,... (GERG, PRCI, THyGA, FenHyx, ...) de los cuales extraer información y conclusiones relevantes.
  • Instalaciones receptoras.
    Clasificación y problemáticas por tipología. Funcionamiento dinámico presiones/caudales, equipos de medición y metodología de facturación (cromatógrafo, conversor PT/PTZ), regulaciones y seguridades (ERM, armarios MPB, estabilizadores MPA, reguladores abonado, Vis máx/mín/ves), instalación (materiales, uniones, detectores gas, ...), etc.
  • Equipos. Usos Térmicos en Edificación, Generación Eléctrica, Movilidad, etc.

 



Principales conclusiones globales

  • Hay que acometer una revisión de NGTS, los Protocolos de Detalle (PD), la Ley 34/1998 el RD1434/2002 y el RD 919/2006.
  • Hasta un 10% de blending, el transporte de H2 por gasoducto es viable a corto plazo.
  • En redes no se esperan problemas con mezclas de hasta un 25% en acero y un 100% en polietileno (Marcogaz).
  • Se debe asegurar que la proporción GN/H2 se mantenga constante (motores mezclas de H2 hasta un 5%) en las redes que alimentan estaciones de servicio de GNC.
  • La adición de H2 al GN constata un efecto beneficioso al reducir aún mas el monóxido de carbono en la combustión.
  • Un primer análisis de la normativa y reglamentación técnica analizada constata que existe una ingente labor de revisión de casi la totalidad de la normativa que actualmente aplica a la infraestructura de T y D de gas natural para que se contemple la inyección de H2 y los límites que permitan operarlas seguridad.
  • Para una mayoría de los equipos y componentes empleados en las aplicaciones de uso final, las mezclas de hasta un 20% de H2 en Vol. (30% en las de uso residencial) no suponen un problema o requeriría tan sólo de pequeñas adaptaciones.

 



Documentos

VIDEO del Webinar de presentación de avances del Think Tank del 27 de abril de 2021

Primer informe de resultados del Think Tank para la inyección y almacenamiento de H2 en las infraestructuras de gas natural

Presentación realizada en el WEBINAR de presentación de resultados del Think Tank del 27 de abril de 2021

NdP: SEDIGAS analiza los avances clave de su Think Tank para fomentar el desarrollo de hidrógeno



Resultados del GT de Regulación

Revisión integral de su contenido con objeto de mejorar la inclusión de la inyección de H2, con propuestas concretas de modificación de redacción.

Se considera oportuno mantener el término genérico de gases renovables y hacerlo extensible a todas las NGTS, con alcance para H2 y biometano.

Argumentos

  • La NGTS 01 ya introduce el concepto, pero que no es utilizado posteriormente.
  • PPBD: Punto de conexión con plantas de gas renovable a la red de distribución.
  • PCBT: Punto de conexión con plantas de gas renovable a la red transporte.
  • La propia Directiva 2018/2001, tanto en el recital (59) como en el Artículo 19, sobre GdO, mencionan al H2 como gas renovable.
  • El AP de Ley de Cambio Climático en su artículo 10 emplea el concepto de gas renovable para referirse al biometano e hidrógeno.
  • Entendemos que las NGTS no es el lugar donde definir el gas renovable.

Propuestas

  • Sustituimos todas referencias de biometano por gases renovables para referirse a todos los procesos (programaciones, repartos, balances, etc.).
  • Caso particular del PD01 y PD YY: mantenemos la referencia a “gas procedente de fuentes no convencionales” y añadimos en su detalle la referencia a H2 el término “biogás” por sus referencias en la LH o Circular de Peajes.

La propuesta de revisión de NGTS incluye adicionalmente las siguientes modificaciones:

  • Programaciones, repartos y balances
    • Equiparar, como puntos de entrada, el tratamiento de los PPBD (inyección en red de distribución) a los PCBT (inyección en red de transporte).
    • Restringir el uso del código PCY a conexiones con yacimientos (empleado hoy para biometano en transporte).
    • Inclusión del concepto de mermas retenidas en los puntos de inyección de gases renovables en red de distribución.
  • Medición y calidad del gas
    • Consideración del distribuidor como responsable de la odorización en PPBD, al tratarse de un nuevo punto de entrada en la red gasista.
  • Información para la Operación del sistema
    • Incluir referencias a la información de inyección de gas renovable como variable para la operación del sistema.

De forma general se propone sustituir todas las referencias que no cumplan con los conceptos generales descritos anteriormente. En concreto:

  • En la NGTS 01, los PPBD1 y PCBT2 aparecen definidos como puntos de conexión de la red de transporte y distribución con plantas “de gas renovable”, término genérico que se considera válido, por ser más amplio, dando cabida tanto al biometano como al hidrógeno (aunque en las siglas luego esté empleándose la “B” de biogás/biometano y pudiera ser objeto de modificación).
  • Por ello, se propone mantener el término “gas renovable” a lo largo de las NGTS y de sus protocolos de detalle y realizar los siguientes ajustes sobre las referencias a biometano e hidrógeno con objeto de que ambos gases estén contemplados en todos y cada uno de los procesos recogidos en estas normas.
  • En las NGTS 06 y 07 y PD 01, 02 y 17 se considera necesario una revisión de la utilización de los códigos en general y, en particular, se propone necesario sustituir el código PCY (punto de conexión a yacimientos) cuando se esté utilizando como punto de conexión de plantas de gas renovable a red de transporte por el PCBT que ya define la NGTS01.
  • En el PD 07, en los puntos 4 y 10 sobre entradas a red de transporte desde planta de producción de gases renovables, se propone que aplique igualmente a redes de distribución. Por esta razón se propone introducir el código PPBD.
  • En el PD 04 se propone introducir en el apartado 1.2 de intercambio de información, la referida a los “Puntos de conexión con plantas de producción de gases renovables”.
  • En las NGTS 03, 06 y 07 y PD 02 y 07, se considera necesario renombrar el término “plantas de producción de biogás/biometano” por “plantas de producción de gas renovable”.
  • En la NGTS 01, en el punto 1.5 Unidades de medida, se propone dejar el término como “gas” y eliminar “natural” para adaptar la redacción a la inyección de hidrógeno.
  • En la NGTS 09 se propone recoger referencias a la información de inyección de gas renovable como variable para la operación del sistema.
  • En el PD 01 se considera necesario introducir el hidrógeno en el listado de orígenes de los gases no convencionales. Esta propuesta se hace con objeto de introducir los mínimos cambios posibles al redactado actual (el protocolo hace mención “a gases procedentes de fuentes no convencionales” en lugar de gases renovables como se recoge en la NGTS 01). Igualmente, se ve necesario actualizar las fórmulas de determinación del PCS considerando los nuevos puntos de inyección de gases renovables.
  • En el PD 11 se propone incluir las redes de distribución, junto con las de transporte, en el ámbito de aplicación del Protocolo, en la medida que la inyección de gases renovables se hará también desde redes de distribución.
  • Propuesta similar se presenta para los PD 16 y 17, donde se propone incluir dentro del ámbito de estas a las redes de distribución, modificando el título y el texto de la norma.
  • NGTS 02: Inclusión del concepto de mermas retenidas en estos puntos de inyección de gases renovables en red de distribución.
  • PD 01: Distribuidor como responsable de la odorización en los puntos de conexión de plantas de producción de gases renovables con red de distribución, al tratarse de un nuevo punto de entrada en la red gasista.
  • El hidrógeno no se menciona explícitamente.
  • RD 500/2020: La determinación de especificaciones y calidades de hidrocarburos y de los nuevos combustibles corresponde a la Subdirección General de Hidrocarburos y nuevos combustibles.
  • Modificación del PD01 en tramitación, según la cual el límite de hidrógeno queda referenciado a la UNE-EN16726:
    • La concentración de hidrógeno admisible en el punto de inyección debe determinarse en un análisis caso por caso (en términos generales considera posible mezclas con 10% de hidrógeno).
  • CEN/TC 234 Gas Infrastructure y UNE/CTN 181 - Tecnologías del Hidrógeno están trabajando en la normalización de la inyección del hidrógeno.

1 Punto de conexión con plantas de gas renovable a red de distribución
2 Punto de conexión con plantas de gas renovable a red de transporte.


En resumen, se presenta una revisión del conjunto de NGTS y PDs que requieren de su modificación para eliminar posibles barreras regulatorias a la inyección de hidrógeno en la red de gas y acelerar el despliegue de nuevos proyectos de generación de hidrógeno que permitan posicionarnos como un mercado europeo de referencia.

 

Alcance de la revisión de las NGTS

Alcance de la revisión de las NGTS

 



Documentos

Informe resumen de la propuesta de modificación de las NGTS y PDs para permitir la inyección directa de hidrógeno en el sistema gasista (3/2/21)



Resultados del GT de Infraestructuras

Análisis de proyectos de inyección de hidrógeno en redes de gas natural

El objeto es disponer de información para:

  • Tener conocimiento contrastado de las mejores prácticas.
  • Poder plantear soluciones técnicas adecuadas a la realidad de las infraestructuras en España.
  • La mayoría son proyectos de I+D+i o pilotos para ganar experiencia en las operaciones de inyección de H2 en la red. Si alguno de ellos tiene un objetivo comercial, el tamaño del mismo no lo hace muy relevante.
  • En muchos de los proyectos, el H2 se suministraba mediante botellas a presión.
  • En la totalidad de los proyectos los aparatos de utilización han funcionado adecuadamente independientemente de la mezcla de gas natural e H2.
  • En redes de distribución, de acuerdo con el estudio de MARCOGAZ1, no se esperan problemas con mezclas de hasta un 25% de H2 en redes de acero y en un 100% de H2 en redes de polietileno. Estos porcentajes no son válidos para el caso de las redes de fundición dúctil en las que el sistema de uniones debe de ser analizado con relación a las mezclas de H2.
  • La permeabilidad de las redes de polietileno (PE) al H2 se puede considerar satisfactoria y equivalente a la que presenta frente al gas natural, tal como muestra el proyecto Energy Storage.
  • En la mayoría de los proyectos la inyección de gas se ha llevado a cabo directamente en gasoductos con MOP en el rango entre 60 y 16 bar, la mezcla del H2 con el GN ha sido satisfactoria (tan sólo en un caso se ha utilizado un elemento para facilitar la difusión y un bypass). No se han reportado problemas de afección sobre las tuberías o elementos auxiliares de acero trabajando con los valores de mezcla indicados. De acuerdo a lo reflejado en el informe de MARCOGAZ, no se esperan problemas en redes de transporte con mezclas de hasta un 10% de H2.
  • En dos de los proyectos, el gas resultante ha alimentado equipos de cogeneración y, en casi todos ellos, ha sido necesario comprimir antes de inyectar en la red. Según el análisis de MARCOGAZ, en compresión, con una mezcla de hasta el 5% de H2 no se han determinado problemas importantes.
  • Con relación a las redes que alimentan a estaciones de servicio de GNC, se establece como un requisito a destacar asegurar que la proporción GN/H2 se mantenga constante debido a que los motores de los vehículos pueden funcionar con mezclas de H2 hasta un 5% de acuerdo con el análisis de MARCOGAZ pero, las variaciones de la composición pueden producir problemas de eficiencia.
  • El nuevo gas resultante de la mezcla de gas natural e H2 tendrá un poder calorífico que variará en función de la proporción de ambos gases en cada momento. En España el Gestor Técnico del Sistema ya tiene implantado un proceso que, mediante muestras periódicas, establece el poder calorífico a aplicar en las facturas de los clientes en función de las mezclas de gas natural de diferentes procedencias. El ensayo de Schleswig Holstein Netz indica que estos controles se han hecho con equipos de medición convencionales. Se debería prever que los puntos de inyección incorporen cromatógrafo para asegurar la calidad del gas resultante de la mezcla.
  • Con relación a la seguridad, un efecto secundario beneficioso de la adición de H2 al gas natural es la reducción de monóxido de carbono en la combustión como se deduce de los ensayos llevados a cabo en el campus de la Universidad de Keele.

1 https://www.marcogaz.org/publications-1/documents/

Proyectos analizados
Falkenhagen
HyGrid
GRHYD
HyDeploy
Jupiter 1000
Energy Storage
MosaHYc
P2G Ibbenbüren
Haßfurt

 

Análisis de la reglamentación y normativa técnica

El objeto es disponer de información para:

  • Tener conocimiento de las normas y reglamentos que aplican.
  • Saber su estado (revisión, proyecto, aprobada, anulada...).
  • Conocer si su alcance incluye el H2 o sus mezclas con el gas natural.
  • Establecer vías de actuación con arreglo a su adaptación al H2 y sus mezclas.
  • Que no se contemple el H2 de manera expresa en su alcance NO significa que su contenido NO sea válido para ciertas mezclas de H2 con gas natural.
  • En muchos documentos disponemos de pocas posibilidades de acelerar revisiones de los contenidos.
  • Dado el volumen de documentación identificada, mucha de ella internacional, no ha sido posible un análisis detallado de la misma en este primer entregable del Think Tank.
  • A priori y tras el primer análisis de la normativa y reglamentación técnica analizada, se constata que existe una ingente labor de revisión de casi la totalidad de la normativa que actualmente aplica a infraestructuras de transporte y distribución de gas natural para que se contemplen la inyección de H2 y los límites que permitan operarlas con una seguridad equivalente a la actual.
  • Este trabajo debería revisarse pasado un año desde esta edición.
Tipo
AGA 4
API 6
ASME 15
BS 1
CEN/TR 2
CEN/TS 1
DIN 1
ISA 1
ISO 19
ISO/CD 1
ISO/TR 1
ISO/TS 1
ISO/WD 2
ITC 3
LEY 5
MSS 2
NFPA 1
ORDEN 2
PLIEGO 1
PNE 1
RD 14
RD-LEY 1
RD-REGLAMENTO 6
REGLAMENTO 2
UNE 12
UNE-CEN/TR 4
UNE-CEN/TS 1
UNE-EN 58
UNE-EN IEC 2
UNE-EN ISO 13
UNE-ESPC 1
TOTAL 184

 

Análisis del alcance con relación al H2 o sus mezclas

Lectura del análisis realizado con relación a si los documentos contemplan o no el H2:

¿Alcance H2? DOCS
NO CONCLUYENTE 111
N/A 64
NO 6
SI 3
TOTAL 184

 

  • NO CONCLUYENTE: El alcance de estas normas cita gases y referencias que en ningún caso contemplan el H2 puro, pero habría que hacer un análisis para ver hasta qué punto ciertas mezclas de H2 con gas natural estarían dentro de los parámetros de esas referencias y por lo tanto estas normas podrían ser usadas en infraestructuras de transporte y distribución.
  • N/A: en estos documentos de aplicación en obras de canalización, no es necesario hablar del fluido a vehicular debido a que aplican a las infraestructuras de transporte y distribución por temas, a priori, ajenos al fluido que transportan, por ejemplo, obra civil o eléctrica.
  • NO: estos documentos NO lo contemplan dentro de su alcance igual que en el caso anterior, pero en este caso sí que debería de estar incluido. Son las leyes y normas que regulan las actividades de transporte y distribución del gas natural y deberán incorporar otros combustibles gaseosos y definir correctamente lo que corresponda.
  • SI: cita de manera expresa el H2.

Posibilidad de revisión

  • SEDIGAS, como Secretaría del CTN 60, puede promover fácilmente la revisión de aquellas normas netamente nacionales que dicho CTN tenga asignadas.

    UNE 60302: 2015 | UNE 60305: 2015 | UNE 60309: 2015 | UNE 60310: 2015 | UNE 60310: 2015/1M: 2018 | UNE 60311: 2015 | UNE 60311: 2015/1M: 2018 | UNE 60312: 2015 | UNE 60510: 2013

  • El seguimiento a nivel nacional de algunas de las normas europeas está asignado al CTN 60. SEDIGAS, como secretaría del CTN 60 podría proponer determinados cambios en las mismas, siendo necesario un mínimo de países lo acepten y acuerden proceder a modificarlas.

    UNE-EN 12007 partes 1, 2, 3, 4y 5 | UNE-EN 12186 | UNE-EN 12261 | UNE-EN 12279 | UNE-EN 12327 | UNE-EN 12405 partes 1, 2 y 3 | UNE-EN 12480 | UNE-EN 12583 | UNE-EN 12732 | UNE-EN 1359 | UNE-EN 14382 | UNE-EN 15399 | UNE-EN 1594 | UNE-EN 16314 | UNE-EN 16348 | UNE-EN 16723 partes 1 y 2 | UNE-EN 16726 | UNE-EN 1776 | UNE-EN 1918 partes 1, 2, 3, 4 y 5 | UNE-EN 334 | UNE-EN 437 | CEN/TR 16388 | CEN/TR 16395 | CEN/TS 12007-6 | PNE-prEN 17526 | UNE-CEN/TR 13737-1 | UNE-CEN/TR 16061 | UNE-CEN/TR 16478

  • Sobre el resto de normas, no tenemos la misma capacidad de actuación.
  • Para el resto de los documentos que son reglamentos, leyes, reales decretos... disponemos de las vías administrativas adecuadas para participar y promover su revisión, en algunos casos ya en marcha.

 



Resultados del GT de Utilización y Consumo

  • Existe una extensa relación de proyectos o estudios internacionales que analizan el impacto y las consecuencias del uso de mezclas de hidrógeno y gas natural en los equipos de consumo.
  • La infografía de MARCOGAZ1 constituye un muy buen compendio del estado del arte y del conocimiento.
  • Para una mayoría de los equipos o componentes empleados en las aplicaciones de uso final las mezclas de hasta un 20% de hidrógeno en volumen (30% en las de uso residencialno suponen un problema o requeriría tan solo de pequeñas adaptaciones.
  • Aplicaciones más limitantes:
    • Uso como materia prima (≤ 2%)
    • Turbinas y motores de combustión para automoción (≤ 5%)
    • Quemadores de tiro forzado y algunos equipos industriales (≤ 15%)
  • Ámbitos analizados: Instalaciones receptoras (IRs), usos térmicos residencial y terciario, generación eléctrica y movilidad.

1 https://www.marcogaz.org/publications-1/documents/

Instalaciones receptoras
  • Tipos de problemas que se pueden plantear:
    • Funcionamiento dinámico (presiones/caudales)
    • Equipos de medición y metodología de facturación
    • Regulaciones y seguridades
    • Componentes (materiales, uniones, detectores gas, ...)
  • Las instalaciones pueden agruparse por ciertas tipologías de cara a su análisis.
    Análisis Instalaciones receptoras
  • De su análisis se concluye la necesidad de habilitar un procedimiento adecuado que permita estimar la correcta facturación de las mezclas.
  • Contadores: Hoy por hoy, parece que sus límites de aceptación de hidrógeno se encuentran entre el 10 y el 20% en función de la tecnología.
  • Materiales, accesorios u otros equipos: A priori no se esperan problemáticas asociadas al empleo de hidrógeno.
  • Detectores de gas: Para poder hacer una evaluación adecuada, los proveedores necesitan conocer la composición de la mezcla a detectar.
  • La falta de normativa sobre la que basarse de manera general para dar cabida a distintas mezclas de hidrógeno sobre la red de gas natural y las instalaciones a ella conectadas, hace que cada proyecto deba disponer de un análisis singularizado.
Usos térmicos
  • Los aparatos nuevos deberían poder funcionar correctamente y sin ningún problema con hasta un 10% de hidrógeno.
  • Los aparatos certificados para funcionar con gas natural del grupo H pueden hacerlo correctamente con una mezcla de hasta el 23% H2 y 77% CH4.
  • Existen proyectos que están verificando el comportamiento de este tipo de aparatos con valores de hasta el 30% de hidrógeno sin que se hayan observado anomalías de comportamiento.
  • Aún debe guardarse cierta cautela con estas conclusiones al disponer, de momento, de un número limitado de ensayos y de tipología de aparatos probados. Se desconocen los posibles efectos a largo plazo.
  • Los fabricantes de aparatos de uso doméstico están realizando un esfuerzo importante de evolución tecnológica basada en el uso efectivo de las infraestructuras de distribución de gas actuales con el fin de que dichos aparatos, tanto existentes como de nueva instalación, sean un eje básico en el uso del hidrógeno.

Los avances tecnológicos se centran actualmente en:

  • Sustitución de piezas de aparatos existentes.
  • Fabricación de aparatos que puedan combinar ambos combustibles.
  • Fabricación de aparatos de hidrógeno como gas de suministro.
Generación eléctrica
  • Los principales fabricantes de turbinas aseguran que la mayoría de nuevos equipos aceptan un 30-60% de hidrógeno, pudiendo llegar en 2030 algunos modelos al 100%.
  • Los sistemas de combustión instalados en los CCGT actuales aceptan un 5-15% de H2. En el caso de España los equipos instalados no admitirían más de un 5% sin tener que cambiar combustores, aunque sí puede haber algún caso aislado que alcance el 13-15%.
  • En cualquier caso, se debe asegurar la estabilidad/concentración del gas que llega a las turbinas en un rango estrecho de índice de Wobbe para evitar posibles disparos.
  • A diferencia de las turbinas de los CCGT en España, en el caso de cogeneraciones sí puede darse algún caso de nuevos equipos, habiendo experiencias ya con gases industriales con elevados porcentajes de H2 (refinerias, etc.).
Movilidad
  • Los actuales motores de GNV pueden admitir hasta un 5% de H2 en la mezcla sin verse afectados.
  • Podrían aceptar hasta un 10% en el caso de disponer de sistemas de control complejos.
  • Para admitir mezclas de hasta un 25-30% estos motores requieren ser adaptados para asegurar su adecuado funcionamiento.
  • SCANIA ha probado sus motores con mezclas de hidrógeno y GNC de hasta un 20-30%.
  • Una mayor limitación puede venir condicionada por la naturaleza de los depósitos. Los depósitos de acero de que disponen muchos vehículos tienen una escasa aceptación al hidrógeno.

Alemania impone por este motivo un límite del 2% de hidrógeno en la inyección en red cuando hay estaciones de GNC conectadas y próximas al punto de inyección.

 



Actividades en curso

 

GT Regulación

  • Ley de hidrocarburos
  • RD 1434 para habilitar el blending

 

GT Infraestructuras

  • Desarrollar los aspectos técnicos de un proyecto de inyección de hidrogeno en una red de distribución de gas natural

 

GT Utilización y Consumo

  • Identificación de aspectos a considerar en dos proyectos teóricos concretos de inyección de hidrógeno.
  • Evaluación técnica de la afectación que la inyección de hidrógeno, en unos determinados porcentajes, puede tener sobre las instalaciones receptoras suministradas desde las redes de distribución que reciben la inyección de hidrógeno en los dos proyectos teóricos referidos.
  • Para ayudar en el desarrollo del ejercicio de análisis de la capacidad de admisión de H2 del sistema gasista que está desarrollando y coordinando el GTS, se ha elaborado una hoja Excel que tiene el propósito de servir de herramienta para la recopilación de un catálogo de activos que permita identificar las limitaciones en cada red.
  • Con vistas al plan de sustitución de contadores requerido por la Orden ICT 155/2020, se ha acordado constituir un GT para el desarrollo de un documento recopilatorio de requerimientos mínimos que habrán de cumplir los contadores de gas en cuanto a la presencia de hidrógeno en mezcla, con objeto de trasladarlo en un futuro próximo a los fabricantes de contadores de cara a las próximas compras de equipos.

 


Otros tipos de Gas Renovable


Biometano


+

Gas Sintético (SYNGAS)


+