CONCHA RASO

La European Hydrogen Backbone (EHB), iniciativa lanzada a mediados de 2020 por los diez Operadores del Sistema de Transporte de Gas (TSO) europeos que habían formado el consorcio Gas for Climate, ha publicado un nuevo informe 'Hoja de ruta de implementación: proyectos transfronterizos y actualización de costos', con el que pretende arrojar luz sobre los desarrollos más recientes de infraestructura de hidrógeno en Europa y las estimaciones de costes.

El documento recoge que antes de la próxima década se espera que entren en servicio un total de 40 proyectos de los cinco corredores de suministro e importación de hidrógeno previstos en el Continente, que representan un total de 31.500 kilómetros de gasoductos de hidrógeno.

Dichos proyectos están gestionados por los 33 TSO que a día de hoy forman parte de la EHB, quienes se encuentran actualmente en proceso de búsqueda activa de compromisos contractuales suficientes de los futuros usuarios de la red para respaldar sus decisiones de inversión en redes de hidrógeno.

Los proyectos iniciados por los miembros de la EHB se han planificado en estrecha cooperación con las partes interesadas y los reguladores de la industria y se prevé que reciban un fuerte apoyo a nivel nacional e internacional. La mayoría de ellos se encuentran en la fase inicial de desarrollo y se espera que estén operativos entre 2029 y 2031.

En el caso de los proyectos que están en la fase de diseño de ingeniería inicial (FEED) -como la Red troncal de hidrógeno de Bélgica-, la expectativa es que estén operativos dentro de un par de años. Si se adopta la FID (Decisión Final de Inversión) -tal y como ha sucedido con la Red de hidrógeno de Países Bajos, cuya construcción comenzó el pasado 27 de octubre-, estos proyectos establecerán los primeros 4.000 kilómetros de la red europea de transmisión de hidrógeno.

El plan REPowerEU establece un objetivo de consumo de 20 millones de toneladas de hidrógeno renovable en Europa para 2030, de los que 10 millones de toneladas tienen que ser producidas dentro de sus fronteras. Para cumplir este objetivo, la UE apuesta por el desarrollo de cinco corredores que transporten el hidrógeno desde las áreas de producción de esta energía hasta los lugares de consumo.

El Corredor A está destinado a transportar hidrógeno con bajas emisiones de carbono desde el norte de África y el sur de Italia hacia Europa Central aprovechando la infraestructura de gas existente.

El Corredor B contempla el transporte de hidrógeno verde desde el suroeste de Europa y norte de África. Aquí se encuentra el proyecto H2Med, que conecta redes de hidrógeno en Portugal, España, Francia y Alemania.

Está formado por una conexión entre Celorico da Beira en Portugal y Zamora en España (CelZa) y una conexión marítima entre Barcelona y Marsella (BarMar) y ha sido incluido en la lista de Proyectos de Interés Común (PCI) de la UE el pasado noviembre.

El Corredor C, por su parte, incluye el suministro de hidrógeno a partir de proyectos de energía eólica marina en curso y planificados, hidrógeno azul y proyectos integrados de hidrógeno a gran escala en el Mar del Norte para cubrir los centros de demanda industriales y puertos de Reino Unido, Países Bajos, Bélgica y Alemania.

El Corredor D está concebido para transportar el potencial de suministro de hidrógeno verde procedente de la energía eólica terrestre y marina desde los países que rodean el Mar Báltico. Se construirá en torno a redes regionales alrededor de agrupaciones industriales, dando servicio a numerosos proyectos nuevos de acero ecológico, combustible electrónico, fertilizantes y productos químicos ecológicos en los países nórdicos, además de descarbonizar la industria existente en los países nórdicos, países bálticos, Polonia y Alemania a lo largo de la ruta del corredor.

El Corredor E permite el transporte de hidrógeno desde Grecia o Ucrania a través de Bulgaria, Rumanía, Hungría, Eslovaquia y Austria hasta Europa Central, aprovechando la gran disponibilidad de tierra y los factores de alta capacidad para la energía solar y eólica.

Asimismo, entregaría hidrógeno a compradores de Europa Central y Alemania. El informe analiza por separado el caso de Alemania al formar parte de todos los Corredores, un país del que se espera que importe grandes cantidades de hidrógeno para satisfacer la demanda nacional.

DESAFÍOS FINANCIEROS
Factores de impacto global como el COVID, la invasión rusa de Ucrania, el aumento de la inflación y las respuestas políticas al cambio climático, han influido en los costes de implementación de los proyectos de hidrógeno. El informe de la EHB presenta una contabilidad ascendente actualizada de los costes unitarios para gastos de capital (CAPEX) y gastos de desarrollo (DEVEX) de tuberías y compresores, basada en nuevos datos primarios recopilados de los proyectos de los TSO.

Aunque es cierto que los costes actuales son nominalmente más altos que los publicados por la EHB en 2020, el documento muestra que pueden atribuirse, en gran medida, a la inflación reciente. Los datos de costes reflejan cifras medias a nivel europeo; sin embargo, es importante considerar que los costes estimados de las tuberías y compresores, tienden a ser altamente específicos del proyecto y que los factores geográficos, demográficos y de otro tipo juegan un papel importante en la economía del proyecto.

Teniendo en cuenta este aumento de costes, el objetivo principal de los responsables de las políticas energéticas debería ser permitir una inversión suficiente en infraestructura en todos los sectores de energía.

Tanto la infraestructura de electricidad como de hidrógeno tienen un papel importante que desempeñar en la descarbonización del sistema energético europeo. Sin embargo, con respecto al hidrógeno, varios estudios concluyen que es más rentable instalar electrolizadores cerca de la generación de energía renovable y luego usar tuberías para transportarlo hasta el punto de consumo que instalar electrolizadores cerca de la demanda de hidrógeno y, en consecuencia, de la energía de los electrolizadores a través de la red eléctrica.

Conceptualmente, una vez operativa es probable que la red europea de hidrógeno se enfrente a dos fases financieras distintas vinculadas al desarrollo de la economía europea del hidrógeno. La primera representa la aceleración del mercado, que implica una demanda limitada de hidrógeno y una baja reserva de capacidad en la red de hidrógeno, aunque a medida que se desarrolle la economía del hidrógeno y aumente la demanda, el mercado pasará a la fase posterior del mercado maduro. A este respecto, se prevé que la red europea de hidrógeno sea financieramente viable a largo plazo, dados los costes unitarios actualizados y el desarrollo de la demanda ascendente.

Dadas las señales de un apoyo institucional más amplio hacia el hidrógeno en Europa, los desafíos financieros durante la operación se relacionan, principalmente, con la primera fase de desarrollo de la operación de la red.

La causa principal es que la demanda podría tardar en desarrollarse, ya que los habilitadores del diseño del mercado tardarán algún tiempo en desarrollarse e implementarse por completo. Por lo tanto, durante la fase de aceleración, la red de hidrógeno podría enfrentar un desafío de recuperación de la inversión (IRC), lo que significa que podría no generar todos los ingresos permitidos por los reguladores bajo una aplicación en gran medida similar de las regulaciones existentes basadas en la infraestructura de gas natural.

Los flujos de ingresos operativos son necesarios para refinanciar los costes asociados con la construcción y operación de la red; por lo tanto, el desafío se debe a los bajos ingresos por tarifas resultantes de un bajo nivel de reservas de capacidad o de una disposición incierta a pagar de los usuarios de la red en la fase inicial.

Además, la duración del aumento del mercado podría exceder el plazo para que los operadores de red recuperen los ingresos perdidos según las reglas de recuperación de costos existentes.

Fundamentalmente, el IRC puede percibirse como una fuente de riesgo de inversión para los TSO y otros inversores de EHB durante el desarrollo de la red. Este riesgo percibido conduce a una brecha de financiación inicial (UFG), que surge si los operadores de red no son capaces de movilizar suficiente capital de mercado para desarrollar la red de hidrógeno.