La inyección de hidrógeno verde en redes de gas natural es una apuesta innovadora con el potencial de reducir emisiones en sectores residenciales y comerciales. Sin embargo, este tipo de integración plantea desafíos técnicos, regulatorios y económicos que aún deben resolverse para su implementación a gran escala. En Chile, Gasvalpo ha sido pionero con su Proyecto H2GN, que tras tres años de operación ha permitido avanzar en esta transición energética y hoy se encuentra en el desarrollo de su segunda etapa.

H2News conversó en exclusiva con Jorge Matamala, gerente general de Gasvalpo, para entender los aprendizajes de este proceso: ¿qué obstáculos han enfrentado en la estabilidad del suministro y la seguridad de la red?, ¿qué regulaciones son necesarias para que este modelo pueda replicarse en el país?, ¿qué tan viable es económicamente la inyección de hidrógeno en un mercado donde el gas natural sigue siendo más competitivo? Una conversación clave para analizar el futuro del hidrógeno en las redes de distribución en Chile.

Desde una perspectiva técnica y regulatoria, ¿cuáles fueron los principales desafíos que enfrentaron al integrar hidrógeno verde en la red de gas natural en Chile y cómo los resolvieron?

La mayor complejidad técnica estuvo en lograr la estabilidad del sistema de producción de hidrógeno, ya que en un principio éste presentó mucha variabilidad, por distintas razones técnicas.

Desde un punto de vista regulatorio, al no existir normativa vigente al momento del inicio del desafío, se trabajó con el modelo de proyecto especial presentado a las SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles), una vez aprobado, no hemos tenido inconvenientes, y nos preocupamos de mantener a la autoridad constantemente informada acerca de la evolución del proyecto.

La estabilidad y seguridad de la red de distribución son aspectos críticos en la inyección de hidrógeno. ¿Cómo han monitoreado y mitigado posibles efectos sobre la infraestructura y los equipos de los consumidores finales?

Desde el inicio del proyecto se reforzaron las acciones de monitoreo, patrullaje y detección de potenciales fugas en terreno y en la planta, todo lo cual fue definido en el proyecto especial presentado a la autoridad en su momento.

Asimismo, con la Universidad de la Serena realizamos un seguimiento a 84  clientes para verificar el funcionamiento de sus artefactos desde el punto de vista de la combustión,  y se mantiene un muestreo aleatorio a las instalaciones propias y a las de nuestros clientes, en el cual se evalúa la condición de materiales y equipos.

Considerando el impacto en la reducción de emisiones, ¿cuál es la proyección a largo plazo en términos de escalabilidad del modelo y qué condiciones regulatorias y de infraestructura serían necesarias para expandirlo a nivel nacional?

Desde un punto de vista técnico, en la medida en que se aborden redes o zonas que tengan condiciones de materialidad y de tipo de clientes similares a las de nuestra red de Coquimbo y La Serena, estos niveles de inyección son perfectamente replicables al resto del país.

El suministro de energía renovable es clave para la producción de hidrógeno verde. ¿Cómo han gestionado la intermitencia de las fuentes renovables y qué estrategias consideran para optimizar la eficiencia del proceso de electrólisis?

Nos preocupamos de combinar, por un lado, un suministro vía contrato PPA que opera en horario de “luz día”, y por otro lado, instalamos un almacenamiento de hidrógeno suficiente para mantenernos operando durante la noche, momento en que el consumo de gas natural también se ve reducido.

Desde la perspectiva de costos y competitividad, ¿cuáles son los factores clave para hacer viable la inyección de hidrógeno en redes de gas en términos económicos y qué incentivos podrían acelerar su adopción en el mercado?

Primero que todo debemos aclarar que nuestro Proyecto H2GN se centra exclusivamente en demostrar que técnicamente es factible inyectar mezclas con gas natural a nuestra red, hasta en un 20%.

En cuanto a su costo, como todos sabemos, hoy el hidrógeno verde no es competitivo con el gas natural, y llevará aún muchos años para que  llegue a serlo. Para eso se requieren varios cambios, entre ellos:

1) Igualar la cancha de impuestos y subsidios con respecto a otros combustibles. Hoy Chile subsidia el desarrollo del Diesel para transporte, por ejemplo.

2) Implementar proyectos de gran escala, en aquellas zonas donde Chile tiene grandes ventajas comparativas;

3) Facilitar y promover el desarrollo de nuevas aplicaciones y equipos de alta eficiencia, como por ejemplo celdas de combustible para uso de nuestros clientes en todos sus segmentos, y del transporte.

4) Prohibir el uso de combustibles altamente contaminantes. Hoy en Chile aún existen muchas instalaciones que utilizan petróleos pesados, aceites de segunda mano, leña, etc.

5) Expandir y promover la compensación de emisiones, por ejemplo, contra el impuesto verde, a aplicaciones que utilicen hidrógeno verde u otros combustibles de cero o muy baja emisión.

Dado que este es un proyecto pionero en Latinoamérica, ¿qué lecciones aprendidas podrían aplicarse a otras regiones interesadas en integrar hidrógeno verde en sus sistemas energéticos y qué oportunidades ven para futuras colaboraciones internacionales?

Las tecnologías de producción de hidrógeno verde y sus derivados están aún en pleno proceso de desarrollo y maduración, por lo que cualquier nuevo proyecto debe dedicar una atención muy especial a todas las variables técnicas necesarias para evitar fallas inesperadas. Esto involucra la selección del proveedor y la comprobación de sus estándares de calidad, el tipo de equipos, el tiempo de uso satisfactorio en otras instalaciones, la calidad del agua a utilizar, entre otras variables.

H2News