Por Kathya Santoyo

El hidrógeno enfrenta un reto que no es de producción ni de almacenamiento, sino de medición. Sin un caudalímetro certificado para transferencia de custodia, no es posible establecer contratos comerciales de compraventa, cumplir con requisitos regulatorios de inyección en red, ni verificar la eficiencia de los procesos de producción. Hasta ahora, ese instrumento no existía para hidrógeno puro en condiciones industriales. El FLOWSIC610 de Endress+Hauser es el primero en obtener la certificación MID para esa función.

El mercado de hidrógeno atraviesa una fase de ajuste. Después de un periodo de sobreexpectativa que elevó valoraciones de empresas del sector entre 2020 y 2021 para luego revertirlas, los proyectos en operación y en planificación continúan creciendo con una lógica más orientada a viabilidad técnica y económica.

Según datos de la Agencia Internacional de Energía citados por Moritz Siegfried, de Endress+Hauser SICK, durante el Global Forum 2026, el número de proyectos globales de hidrógeno aumentará significativamente hacia 2030. Esto implicará un desplazamiento geográfico hacia regiones con energía renovable más barata, lo que exige transporte de larga distancia y mediciones precisas en cada punto de transferencia comercial.

El problema técnico

El hidrógeno no puede medirse con los instrumentos diseñados para gas natural debido a las diferencias físicas entre ambos gases. El hidrógeno es ocho veces más ligero que el gas natural, con una densidad de 0.089 kg/m³ frente a 0.75 del gas natural típico; además, su velocidad del sonido es de 1,300 m/s, tres veces superior, lo que altera directamente el principio de funcionamiento de los caudalímetros ultrasónicos.

Su permeabilidad molecular es considerablemente mayor, lo que lo hace susceptible a fugas en materiales y sellos convencionales. Y su valor calorífico volumétrico es tres veces inferior al del gas natural, lo que significa que para transportar la misma cantidad de energía a través de un gasoducto existente reconvertido, el hidrógeno debe circular a velocidades de hasta 75 metros por segundo, frente a los 25 metros por segundo típicos del gas natural.

En un caudalímetro ultrasónico convencional, el impacto del hidrógeno es directo y severo. Cuando se introduce este gas, el lóbulo acústico del transductor comienza a deformarse. Con solo un 30% de hidrógeno mezclado con gas natural, la calidad de la señal ya empieza a degradarse. Al llegar al 100% de hidrógeno, el equipo ya no entrega señales útiles.

Esto significa que no basta con hacer pequeños ajustes a los instrumentos existentes. Adaptar tecnologías actuales con modificaciones menores simplemente no funciona. Hace falta un desarrollo completo desde cero: nuevos transductores, una electrónica rediseñada y procesos de calibración específicos para esta aplicación.

La respuesta de Endress+Hauser

El FLOWSIC610 incorpora transductores de nueva generación diseñados específicamente para operar con la velocidad del sonido del hidrógeno, y electrónica que trabaja a 1,000 kHz, lo que significa tres a cuatro veces la frecuencia de los equipos convencionales para gas natural. Opera a velocidades de hasta 60 metros por segundo, suficiente para transportar volúmenes equivalentes de energía en gasoductos reconvertidos.

Está disponible en diámetros DN50 a DN400 con clase de exactitud fiscal 1, y fue validado en la única instalación de calibración con hidrógeno disponible a escala global, en Rheinhausen, Alemania. Las pruebas arrojaron una incertidumbre de medición de 0.1%, por debajo de los objetivos originales del proyecto. La conectividad incluye Bluetooth hasta 30 metros, interfaz USB-C y acceso remoto a datos y diagnósticos a través de la plataforma FLOWgate.

Su desarrollo implicó pruebas incrementales con operadores de redes europeos que participaron en etapas de validación en campo, en condiciones donde los estándares regulatorios para hidrógeno aún no estaban completamente definidos; de hecho, los expertos detallaron que varios de ellos siguen sin estar en vigor a la fecha del lanzamiento.

Medición de masa y calidad: los otros dos problemas

La medición de flujo es solo una de las tres variables críticas en la cadena del hidrógeno. La segunda es la medición de masa en puntos donde el espacio de instalación es limitado o no se dispone de tramos rectos de tubería, condición frecuente en plantas de electrólisis de diseño modular.

En el marco de la conferencia, Victor Rojas, de Endress+Hauser Flow, presentó el Promass, medidor de coriolis con construcción completamente soldada que minimiza el riesgo de fuga, con alta sensibilidad a caudales bajos y sin requerimientos de tramo recto previo a la instalación. El portafolio cubre prácticamente todos los puntos de medición de masa requeridos en el proceso de producción.

La tercera variable es la calidad. Stefano Santarpia, de Endress+Hauser Optical Analysis, expuso por su parte las consecuencias concretas de no monitorear la pureza del hidrógeno. En celdas de combustible, impurezas fuera de rango dañan el equipo de forma irreversible. En gasoductos con mezclas de hidrógeno y gas natural, la composición debe monitorearse de forma continua para cumplir con los límites regulatorios de inyección.

En ciclos de almacenamiento, la contaminación durante carga o descarga puede comprometer toda la capacidad disponible. La empresa ofrece soluciones de análisis óptico para monitorear composición y pureza en cada etapa de la cadena, desde la producción electrolítica hasta el punto de uso final.

La posición de Endress+Hauser en este segmento parte de su experiencia previa en medición fiscal de gas natural. La empresa ya ocupaba una posición de referencia en ese mercado antes de iniciar el desarrollo de instrumentación para hidrógeno, lo que le permitió reutilizar conocimiento en metrología de custodia y reorientarlo hacia los requerimientos específicos del nuevo gas.