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Sep 04, 2023

Rystad Energy espera un fuerte crecimiento en las tuberías de hidrógeno hasta 2035

Estimaciones de la empresa independiente de investigación e inteligencia comercial Rystad Energy

La empresa independiente de investigación e inteligencia comercial 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 estarán en funcionamiento alrededor de 2035. Hoy en día, ya existen más de 4300 kilómetros para el transporte de hidrógeno con más del 90 % ubicado en Europa y América del Norte, señala la compañía.

La 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, las tuberías de hidrógeno serán mucho mejores que los buques para mover hidrógeno en distancias de corto a mediano alcance, dice Rystad.

En los casos en que se envíe hidrógeno (como hidrógeno o sus derivados), eventualmente se distribuirá en tierra mediante tuberías de hidrógeno, lo que hace que el transporte a través de tuberías sea un modo de transporte crítico para el gas. Las tuberías de hidrógeno ya se utilizan para abastecer centros industriales (en plantas petroquímicas, por ejemplo). A medida que la oferta aumente y se mueva de áreas con energía abundante y renovable a los centros de demanda, las líneas de transmisión largas serán una necesidad y estas tuberías requerirán 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 ahora su atención se centra en construir la infraestructura necesaria para llevarlo a los centros de demanda. Según la investigación de Rystad Energy, España, Francia y Alemania se encuentran entre los países comprometidos o que están considerando 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 cambiar de gas natural a hidrógeno.

El aumento constante de los proyectos de gasoductos para el hidrógeno es una señal temprana de que la transición energética se está acelerando. Europa, con su extensa red de gas, está bien situada para dar el salto. Cambiar la infraestructura de gas a hidrógeno es posible y rentable. Sin embargo, la mayor barrera no es financiera, sino las propiedades físicas del hidrógeno mismo 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 implementación recibió un impulso con el paquete 'Fit for 55'. También juega 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 otras 10 Mt 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 solo 2,1 Mt del objetivo), con un suministro cercano de 1 Mt en el resto de Europa, principalmente Reino Unido y Noruega, y otro 1 Mt en el Medio Oriente. Además, 3,4 Mt de los proyectos propuestos se encuentran en África, lo que podría suministrar la mayor cantidad de hidrógeno a Europa, 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 tuberías de hidrógeno. Esto se basa en el análisis nacional de la disponibilidad de la infraestructura de gas natural existente, los desarrollos futuros del mercado de gas natural y los desarrollos futuros del mercado de hidrógeno.

Según el mapa de infraestructura de hidrógeno 2030 de EHB, se prevé una longitud total de ~28 000 km en 2030 y 53 000 km para 2040 en los 28 países europeos involucrados. Actualmente, los gasoductos de hidrógeno dedicados que estarán disponibles para 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 oleoductos planificados en tierra y mar adentro. El gasoducto submarino de hidrógeno H2Med Barcelona-Marsella recientemente anunciado tiene un presupuesto de alrededor de $ 2.1 mil millones para un tramo de 450 km y se anunció recientemente que también se extenderá a Alemania.

Cuatro operadores de la red —Enagas de España, REN de Portugal y el par francés GRT y Terega— están realizando actualmente estudios técnicos, posibles diseños de tuberías y evaluaciones de costos. El primer proyecto de tubería de hidrógeno en alta mar de Alemania, AquaDuctus, transportará hidrógeno verde desde las instalaciones eólicas en alta mar en el Mar del Norte hasta Alemania. El gasoducto se extiende por más de 400 km y, según uno de sus socios del proyecto, RWE, se dice que es la opción más rentable para transportar grandes volúmenes de energía en distancias de más de 400 kilómetros, en comparación con el transporte de energía desde un Alto Voltaje. Sistema de transmisión de corriente continua (HVDC). Por este motivo, se excluye la opción de transportar la energía a tierra mediante cables eléctricos.

Grecia. El gasoducto de Macedonia Occidental es un nuevo gasoducto de gas natural que comenzó a construirse en Grecia a principios de este año. Fue diseñado para ser capaz de transportar con seguridad 100 % de hidrógeno en una etapa posterior a alta presión a través de tuberías de acero de alta resistencia y de gran diámetro. El operador del sistema de transmisión de gas griego DESFA operará este gasoducto de 163 km, 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 la EHB, el 60% podría reutilizarse para 2040, mientras que según los proyectos de gasoductos en proceso, actualmente representa el 40%.

Se necesitarán tuberías de nueva construcción, pero es posible que se enfrenten a una variedad de obstáculos relacionados con los movimientos del tráfico, la gestión de la construcción y la protección del medio ambiente, 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 en el Noroeste.

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

La reutilización de oleoductos ofrece una alternativa convincente desde una perspectiva económica, y también se puede acelerar, en comparación con la instalación de nuevos oleoductos, dice Rystad. Europa tiene una extensa red de gas y reutilizar esto 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 % de gas hidrógeno. Sin embargo, cuando el hidrógeno se mezcla con gas, el porcentaje se restringe a alrededor del 20 % cuando su propósito de uso final es el calentamiento directo o indirecto.

Reutilización de gasoductos 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 nuevas tuberías. Solo 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 en su totalidad por nuevos gasoductos. Dado que el transporte es generalmente más pesado en términos de gastos de capital que de costos operativos, esta también podría ser una razón por la cual existe una diferencia limitada en el transporte de hidrógeno en lugar de gas natural.

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

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 asistida por hidrógeno, un proceso llamado fragilización por hidrógeno, que plantea un desafío sustancial para las tuberías de gas natural de acero existentes. . Las pequeñas moléculas de hidrógeno pueden penetrar en el material y provocar fugas. Para superar los desafíos del transporte de hidrógeno, se pueden usar revestimientos, camisas y revestimientos de material con una resistencia adecuada a la fragilización y permeación por 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 económico 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 futuro uso de hidrógeno. Debido a preocupaciones de seguridad, gran parte de la red de distribución de tuberías 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 casualmente, el Reino Unido está en una buena posición para acelerar la distribución de hidrógeno por tuberías cuando y donde sea necesario.

Sin embargo, un estudio reciente de Open Grid Europe junto con la universidad de Stuttgart concluyó que las tuberías de acero existentes instaladas en la red de gas alemana están "preparadas para el hidrógeno" y ya pueden transportar hasta un 100 % de hidrógeno. Se descubrió que "no poseen diferencias en términos de su idoneidad básica para transportar hidrógeno en comparación con el gas natural". Esto se aplica a todos los grados de acero utilizados en gasoductos en Alemania y en algunas otras partes de Europa.

Como parte de la investigación, muestras de los tipos de acero utilizados en los oleoductos alemanes fueron sometidas a exhaustivos métodos de medición que, a diferencia de estudios anteriores, consideraron variables adicionales como la influencia de la presión del hidrógeno.

Sin embargo, señala Rystad, las discusiones con los fabricantes de tuberías han demostrado que algunos de ellos consideran que la conclusión del estudio es optimista. La fragilización por hidrógeno puede afectar a las tuberías según sus propiedades metalúrgicas y mecánicas y el estado actual de la tubería, después de años de servicio. Como resultado, Rystad Energy espera una mayor variabilidad en términos de idoneidad de las tuberías existentes para transportar hidrógeno. Aunque esta conclusión cubre solo las tuberías, y no la compresión, las válvulas u otros componentes, en el mejor de los casos, las tuberías de gas pueden prepararse para el hidrógeno con un esfuerzo relativamente pequeño 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)