Energetica. Abril 2022

que decrecientes), que hace necesaria una planificación óptima en términos de dimensionamiento y plazo inversor. 2. El coste de la electricidad Levelised Cost of Energy (LCOE), que necesita una genera- ción barata (como renovables y nucleares con operación a largo plazo) y analizar cos- tes de oportunidad vinculados a los mer- cados de electricidad. 3. El factor de capacidad del electrolizador (con un valor óptimo entre 3.000-6.000/ año), que requiere implementar una estra- tegia operativa que balancee su desempe- ño y degradación. Volviendo al ejemplo anterior, suponien- do que el consumo anual de España en 2030 fuese el mismo que el de 2019 (500kt/año), se requeriría que los 4GW instalados funcionasen casi 7.000h al año con un consumo energético de 27,5TWhe/año (asumiendo un 60% de efi- ciencia). Haciendo una equivalencia a poten- cia instalada, y suponiendo que las plantas se centran en producir hidrógeno con el 100% de la electricidad producida, tendríamos: • 12GW de solar fotovoltaica produciendo 2.300h/año y ocupandomás de 200 km 2 , • 8,6GWde eólicaproduciendo 3.200h/año y ocupandomás de 1000 km 2 , o • 3,7GWdenuclear produciendo7.500h/año ocupando casi 6 km 2 . Como referencia comparativa, la Comunidad de Madrid ocupa 8.000 km 2 Aun así, es lógico pensar que el consumo de hidrógeno bajo en carbono aumentará de for- ma importante de aquí a 2030, de acuerdo con los planesmacro relativos al porcentaje de uso final de la energía basado en hidrógeno para 2050 a nivel mundial (10% según la Agencia Internacional de la Energía) y a nivel europeo (23% según la UE, combinando hidrógeno y combustibles sintéticos) 4 . Pero es que, además, hay otro importante proceso que puede impulsar el consumo del hidrógeno a gran escala: su acople con el sec- tor gasista para su descarbonizaciónparcial. En este caso existen dos vías • Por un lado, la adaptación de infraestruc- turas actuales para transporte y distribu- ción de hidrógeno (con un coste hasta 3 veces inferior frente a construir infraestruc- turas nuevas 5 . • Y por otro lado el blending de hidrógeno con gas natural en porcentajes crecientes según el equipo y aplicación final (existen pilotos que llegan al 20-30% y se prevén turbinas de gas capaces de quemar 100% de hidrógeno) 6 . Conclusiones Según lo expuesto, podemos evitar el adjetivo de ‘hype’ vinculado al hidrógeno bajo en car- bono, puesto que si las hojas de ruta e inversio- nes se ejecutan de forma adecuada se conse- guirá disponer de un actor energéticomás, con entidadpropia y capaz de lograr una descarbo- nización real y efectiva de la economía promo- viendo la descentralización, logrando el acople sectorial y generando empleo local ◉ Referencias: 1. Red Eléctrica de España https://www.ree.es/es/ datos/demanda/potencia-maxima-instantanea 2. Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC 2021- 2030) 3. Hoja de Ruta del Hidrógeno en España 4. IEA Global Hydrogen Review 2021 5. Hydrogen Insights 2021 6. Libro del hidrógeno de Naturgy Figura 2. Balance de producción y demanda de hidrógeno (fuente Horner). Hidrógeno 57 ENERGÉTICA XXI · 215 · ABR 22