Jueves, 28 de enero de 2021
El Colegio y la Asociación de Ingenieros Industriales de Madrid analizan el papel del hidrógeno como vector energético en un webinar que se celebrará esta tarde.
El hidrógeno verde ha llegado para quedarse. Desde hace unas semanas nos encontramos con diferentes iniciativas, proyectos de plantas piloto y estrategias plasmadas en hojas de ruta con objetivos que son muy ambiciosos a 2030 a nivel mundial, europeo y nacional. En nuestro país, el Gobierno prevé impulsar 4GW de potencia instalada en electrolizadores con una inversión que ronda los 9.000 millones de euros, mientras que la Unión Europea ha anunciado que su objetivo se fija en la instalación de 40GW.
Esta iniciativa se engloba dentro del objetivo de descarbonización de la economía, siendo el hidrógeno un elemento importante del engranaje entre los excedentes de las energías renovables (hidrógeno verde) y la falta de previsión temporal y estacional de estas tecnologías. Su implantación no daría respuesta únicamente a la necesidad de almacenamiento temporal de la energía, sino que también podría permitir que las centrales nucleares produjeran hidrógeno verde adaptándose mejor a las fluctuaciones de la demanda. También podría evitar excesivas fluctuaciones de carga de los ciclos combinados, así como sustituir al hidrógeno “gris” que se obtiene mayoritariamente a partir de combustibles fósiles y como otra fuente energética para el transporte por medio de celdas electroquímicas (Fcell), en competencia con los vehículos eléctricos de baterías.
Sin embargo, el uso y consumo del hidrógeno no es una novedad. Industrias como la petroquímica tienen una larga experiencia en su utilización. En el año 2018 se consumieron 115 Mt a nivel mundial (70 Mt puro y 45 Mt en mezclas con otros gases) equivalentes a unos 560 GW en 8000 horas, según un informe de la Agencia Internacional de la Energía de junio de 2020. El hidrógeno gris se produce mayoritariamente a partir de gas natural (48%) y de carbón (32%), con lo que hay un gran mercado para el posible uso de hidrógeno verde. Dado que el hidrógeno gris se genera en instalaciones industriales próximas a los puntos de consumo (refinerías de petróleo, en la hidrogenación de fracciones de petróleo y en la fabricación de amoniaco), es preciso construir o reconvertir los gaseoductos de gas natural o instalar plantas de energías renovables más próximas a los consumidores, así como implantar una red de recarga de vehículos de pilas de combustible.
La sustitución del hidrógeno gris por hidrógeno verde necesita que la producción de este último se realice a un precio competitivo. Actualmente se puede producir hidrógeno verde a unos 6 €/kg, donde el 50% del coste es de la energía eléctrica, mientras que el hidrógeno gris se produce en la actualidad a unos 2€/kg, dependiendo del precio local del gas natural. Diferentes organismos internacionales como la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y la Agencia Internacional de la Energía (IEA), así como la consultora McKinsey prevén que los precios de producción podrán converger entre 2028 y 2035 siempre que se trabaje en aspectos como el precio de la energía eléctrica, el incremento del factor de escala de proyectos, el almacenamiento, el transporte y las tecnologías de uso final como la combustión directa, el uso en vehículos de Pilas de Combustible, la elaboración de amoniaco, metanol o combustibles sintéticos a partir del CO2 o la regeneración nuevamente en energía eléctrica.
El hidrógeno azul es otra alternativa tecnológica en la línea de descarbonización de la economía. De esto modo se produce hidrógeno a partir de gas natural realizando al mismo tiempo la captura y secuestro del CO2 (CCUS), haciéndolo neutro en emisiones de carbono. Este hidrógeno también podría emplearse en la fabricación de combustibles sintéticos.
Tecnologías de generación de hidrógeno verde
La tecnología de producción de hidrógeno verde a partir de la energía eléctrica renovable son los electrolizadores. Existen tres tipos de tecnologías de electrolizadores: alcalinos, PEM (membrana de intercambio de protones) y SOECs (celdas electroquímicas de óxidos sólidos). Todas ellas tienen dimensiones comerciales de plantas pequeñas (< 2 MW) pero ya se están planificando instalaciones de 40 y 100 MW. Por tanto, los primeros retos son superar el factor de escala, mejorando su eficiencia y reduciendo el coste de instalación (CAPEX) de las mismas; también se debe asegurar un número mínimo de horas de funcionamiento y contar con un precio de la tonelada de CO2 que disminuya la competitividad del hidrógeno gris.
