El último reporte “Global Hydrogen Review 2025” elaborado por la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2025), tuvo especial énfasis en dos elementos de infraestructura claves para desarrollar el hidrógeno bajo en emisiones a escala global y que representan un extraordinario desafío para los próximos 10 años, entendiendo la complejidad de su construcción y posterior operación. La descripción anterior hace referencia a los terminales portuarios y tuberías para el transportede altos inventarios, tanto hidrógeno como sus derivados (amoniaco y combustibles sintéticos), desde donde analizaremos la necesidad de acelerar la agenda regulatoria de corto plazo.

Antecedentes Generales

Según datos de la IEA, actualmente existen aproximadamente 5.000 km de tuberías de hidrógeno alrededor del mundo, conceptualizadas para su operación a cortas distancias y con diámetros pequeños (~10’’). Este tipo de tuberías ha sido construida y operada según el estándar ASME B31.12 “Hydrogen Piping & Pipeline”, utilizado internacionalmente como referencia técnica. No obstante, los requerimientos actuales de servicio demandan una mayor longitud de transporte (> 1.000 km), como el sistema propuesto por el Proyecto “Nordic Hydrogen Route” en el Golfo de Botnia y con un diámetro superior a 35’’ (~100 cm), lo cual plantea un desafío técnico distinto al escenario actual y donde han surgido iniciativas como la presentada en la última conferencia de tecnologías para tuberías de Berlín (Gallon, 2025), donde se recomienda una actualización del estándar ASME B31.8 “Gas Transmission & Distribution Piping Systems”, donde se incorpore de forma más expedita las características de los sistemas de tuberías requeridos para el escalamiento oportuno de la industria del hidrógeno.

Cabe destacar que según las proyecciones de la IEA existen casi 37.000 km de tuberías anunciadas para el año 2035, lo que implica un aumento del escenario actual superior a 7x en un periodo de 10 años, considerando el rol clave de estos sistemas de transporte tanto para la conexión de diferentes centros de electrólisis (CE), como para su almacenamiento en línea en sistemas tipo “linepack”. Junto a ello, para la exportación de hidrógeno y su Carrier, amoniaco, será necesario la construcción y operación de amoniaductos que conecten las unidades de proceso o almacenamiento con las áreas de carga para buques tanque o sistemas de transporte en superficie (camión o ferrocarril), situación análoga en aquellas instalaciones que producirán e-combustibles, que requieren además el transporte por tubería de dióxido de carbono refrigerado a una temperatura de -35°C.

La Experiencia Chilena

En este contexto internacional, nuestro país no está exento del desafío que plantea la rápida habilitación de diversos sistemas de transporte, a lo largo y ancho de Chile. Desde la política pública, el Plan de Regulaciones Habilitantes para la Industria del Hidrógeno, presentado el año 2024, ha considerado pertinente 2 líneas de acción sobre el actual Decreto Supremo N°280/2009 del Ministerio de Energía, donde una primera etapa (MEN 4) planificada para el Q3 de 2025, establece modificaciones parciales del reglamento con enfoque en los sistemas tipo “blending” para el uso combinado de hidrógeno con gas natural. Posteriormente, en el Q4 de 2028 está programada la reformulación del D.S. N°280/2009 para cubrir el transporte de hidrógeno gaseoso puro en redes de transporte y distribución. Lamentablemente, para el transporte de amoniaco, dióxido de carbono y combustibles sintéticos no existe un plan de desarrollo normativo que establezca consideraciones especiales para su diseño, construcción y operación, lo que formula una importante brecha regulatoria para el escalamiento de la industria.

Las cifras presentadas por la IEA a escala global son homologables al escenario chileno, dado que nuestro país no dispone de redes de transporte para altos inventarios de hidrógeno y solo mantiene pequeñas unidades piloto para distribución y sistemas acotados a industrias que producen o demandan hidrógeno para determinados procesos químicos, lo cual podría tener un giro radical en los próximos años (2030-2035), al entrar en operación las iniciativas de producción que actualmente están en etapa de evaluación ambiental.

Según datos del SEIA (SEA, 2025), a la fecha, han sido presentados 10 proyectos vinculados al hidrógeno verde, por un monto superior a 40 MM USD y que contemplan la instalación de 167 km de tuberías de hidrógeno, 51 km para amoniaco, 2,2 km para dióxido de carbono y 4,4 para e-combustibles, para las cuales, no existe un marco regulatorio vigente y probablemente no esté disponible hasta una fecha posterior al año 2028, cuando estas iniciativas eventualmente hayan finalizado la tramitación de su licencia ambiental. La magnitud de este escalamiento sugiere acelerar el proceso regulatorio incorporando además unidades que hoy la planificación de mediano plazo no contempla (e.g. Amoniaco).

Enfoque Ingeniería de Seguridad (SoSE)

Para abordar la falta de un marco regulatorio claro, la evaluación ambiental y en particular, la Autoridad Sanitaria, ha respondido a esta problemática mediante un enfoque de ingeniería de seguridad o SoSE, solicitando diversos informes técnicos y metodologías que permitan garantizar el funcionamiento seguro de estas unidades. Sin embargo, el enfoque SoSE incorpora una serie de criterios y buenas prácticas de ingeniería que pueden tener un impacto en el diseño propuesto, particularmente en aspectos relacionados a sus potenciales fallas, emergencias y eventuales efectos en su entorno inmediato. En este sentido, la literatura internacional sugiere un análisis detallado sobre el potencial escalamiento (efecto dominó) hacia otras tuberías o instalaciones cercanas, a partir del modelo de cráter derivado de una fractura parcial o total de la línea, registrado en forma empírica por diversas fuentes alrededor del mundo, lo cual puede tener un impacto en el distanciamiento propuesto entre unidades.

Otro aspecto relevante lo constituyen los criterios de liberación y fuga desde una tubería, tanto para la estimación de consecuencias con efectos térmicos y/o tóxicos hacia el entorno cercano, lo cual sugiere configurar una serie de variables de base, entre ellas el tiempo de liberación, para representar fenómenos creíbles y resultados que se ajusten a los datos proporcionados por agencias de estudio especializadas. Lo anterior, como resultado de la complejidad que representa el modelamiento matemático de tuberías de gran longitud y alto inventario, al momento de estudiar una falla mayor en el sistema y proyectar sus posibles efectos.

Acciones Prioritarias

Independiente de las actualizaciones planificadas para los instrumentos regulatorios actuales, estos han estado vigentes por más de 15 años, por cuanto requieren incorporar nuevos criterios de seguridad y vigilancia, según datos proporcionados desde el año 2021 en adelante por diversas investigaciones internacionales sobre el comportamiento de fallas y fugas en tuberías de gran longitud y alto inventario, con un enfoque en el diseño seguro de estas nuevas instalaciones.

Adoptar la perspectiva SoSE supone un camino correcto para la evaluación de estos sistemas y su respuesta frente a potenciales fallas, sin embargo, es imprescindible cimentar este enfoque sobre un marco de análisis robusto y que contemple criterios previamente establecidos por la autoridad, por ejemplo, definir el tiempo de descarga (30, 60 o 90 minutos) para un tubería con determinado diámetro y longitud.

En virtud de la dinámica que esta industria presenta, resulta fundamental incorporar en la planificación estratégica de nuevos instrumentos regulatorios, consideraciones especiales para tuberías de otras sustancias asociadas, tales como amoniaco, dióxido de carbono y combustibles sintéticos, en sus diferentes fases (gas presurizado, refrigerado).

Este eslabón clave en la cadena de valor del hidrógeno verde es absolutamente necesario para garantizar su desarrollo en nuestro país y una vinculación armónica con las comunidades y el medio ambiente, ya que sin ellos, no será posible exportar nuestros productos hasta los distintos puntos de consumo, ni tampoco escalar la industria a niveles competitivos.

Referencias:

Gallon, N. (2025). Consensus Engineering Requirements for Hydrogen Pipelines. Pipeline Technology Conference . Berlin.

IEA. (2025). Global Hydrogen Review. Paris.

SEA. (2025, Septiembre 25). Servicio de Evaluación Ambiental. Retrieved from Proyectos de Hidrógeno Verde en el SEIA: https://www.sea.gob.cl/documentacion/reportes/proyectos-de-hidrogeno-verde-en-el-seia

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