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Hidrógeno bajo en carbono… ¿sólo 'hype' o clave en la transición energética?

Jesús La Parra Albaladejo, Tecnatom

 Hidrógeno bajo en carbono… ¿sólo 'hype' o clave en la transición energética?

La convulsa situación actual con precios disparados, escasez de materias primas, tensas dependencias geoestratégicas, una pandemia mundial de varios años de duración y una guerra que va para largo… no debe hacernos perder el foco del gran problema: el cambio climático.

Uno de los principales actores de la transición energética, con un papel clave para lograr la descarbonización de la economía, es el hidrógeno. Hace décadas, las energías renovables supusieron un cambio de paradigma en los sistemas eléctricos al permitir una generación descentralizada y con rangos de potencia desde pocos kW hasta GW. Ahora, el hidrógeno pretende ir un paso más allá gracias a su naturaleza de vector energético, permitiendo el desacople espacial y temporal entre la generación y el consumo de energía a gran escala mediante almacenamiento estacional (Power-to-X) y su tecnología inversa (X-to-Power). Además, permite conseguir el ansiado acople multisectorial (electricidad, gas/combustibles, calor).

Figura 1. Hidrógeno es un vector energético que permite el acople multisectorial (fuente: AH2vBioBio)

La Unión Europea (UE) es una región con elevado nivel de desarrollo y bienestar social, aunque carente de materias primas o recursos energéticos fósiles como el gas o el petróleo. Esto provoca fuertes dependencias energéticas de otras regiones del mundo, en ocasiones inestables políticamente, con fuerte impacto en su economía. Por este motivo, la UE tiene una doble estrategia para avanzar en su autarquía energética y en su descarbonización:

  1. Apostar por interconexiones entre países y sobredimensionar los sistemas eléctricos con predominio de generación renovable intermitente.
  2. Apostar por el hidrógeno bajo en carbono, descarbonizando sectores de la economía en los que su electrificación mediante tecnologías de generación libres de emisiones no es factible. En este contexto, muchos países están planteando hojas de ruta de hidrógeno con inversiones público-privadas multimillonarias y el foco en la cadena de valor completa del hidrógeno (producción, almacenamiento, logística, usos finales).

Particularizando esa doble estrategia para España (Ref. 2), en 2030 habrá 161GW de potencia eléctrica instalada, de los cuales 89GW serán eólica y solar fotovoltaica. Por ponerlo en contexto, esto equivale a más de 3,5 veces el pico histórico de demanda, según REE de 45,45GW el 17/12/2007 (Ref. 1). Además, los 4GW de electrólisis para producción de hidrógeno (Ref. 3) equivalen a unas 288kt/año con un factor de uso de 4.000h/año y una eficiencia del 60% (referencia consumo de hidrógeno España en 2019: 500kt/año).

Hasta aquí todo pinta bien siempre y cuando se disponga de capital suficiente para acometer todas esas inversiones. Sin embargo, el caso de negocio del hidrógeno bajo en carbono requiere un análisis con mayor profundidad que trataremos en el siguiente punto.

 

Demanda basada en su estandarización, competitividad económica y acople con sector gasista
El éxito del hidrógeno bajo en carbono requiere una demanda importante basada en su estandarización hacia sectores no acostumbrados a manejar este gas, como por ejemplo la movilidad, con sus propiedades relacionadas con la peligrosidad (por ejemplo, rangos de inflamabilidad y detonabilidad superiores a los de otros combustibles).

El tema de la seguridad del hidrógeno en sectores no industriales es fácilmente gestionable mediante formación específica del personal y usuarios e implementando medidas de prevención y mitigación, como simulaciones de múltiples escenarios, sistemas con lazos de control y parada segura, ventilación pasiva/activa, detectores, dispositivos de alivio de presión, etc.

Figura 2. Balance de producción y demanda de hidrógeno (fuente Horner)

El siguiente punto clave es la competitividad económica frente a otros tipos de hidrógeno. Así, el hidrógeno gris, obtenido a partir de reformado vapor de gas natural, supuso el 80% de las 90MtH2/año consumidas en 2020 en el mundo y es responsable de unas emisiones de 900MtCO2/año. El precio del H2 gris ronda los $1,5-2,5/kg si se considera un precio del gas natural de $20-40/MWh (valor muy inferior al actual en la UE). (Ref. 4).

El precio de venta del hidrógeno bajo en carbono vendrá condicionado por su coste de producción a partir de electrólisis Levelised Cost of Hydrogen (LCOH), que a su vez depende de 3 factores principalmente:

  1. Los elevados costes CAPEX y OPEX (aunque 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 generación barata (como renovables y nucleares con operación a largo plazo) y analizar costes de oportunidad vinculados a los mercados de electricidad.
  3. El factor de capacidad del electrolizador (con un valor óptimo entre 3.000-6.000/año), que requiere implementar una estrategia operativa que balancee su desempeño y degradación.

Volviendo al ejemplo anterior, suponiendo 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 eficiencia). Haciendo una equivalencia a potencia 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 ocupando más de 200 km2,
  • 8,6GW de eólica produciendo 3.200h/año y ocupando más de 1000 km2, o
  • 3,7GW de nuclear produciendo 7.500h/año ocupando casi 6 km2.

Como referencia comparativa, la Comunidad de Madrid ocupa 8.000 km2

Aun así, es lógico pensar que el consumo de hidrógeno bajo en carbono aumentará de forma importante de aquí a 2030, de acuerdo con los planes macro 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) (Ref. 4).

Pero es que, además, hay otro importante proceso que puede impulsar el consumo del hidrógeno a gran escala: su acople con el sector gasista para su descarbonización parcial. En este caso existen dos vías

Por un lado, la adaptación de infraestructuras actuales para transporte y distribución de hidrógeno (con un coste hasta 3 veces inferior frente a construir infraestructuras nuevas (Ref. 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) (Ref. 6).

 

Conclusiones
Según lo expuesto, podemos evitar el adjetivo de ‘hype’ vinculado al hidrógeno bajo en carbono, puesto que si las hojas de ruta e inversiones se ejecutan de forma adecuada se conseguirá disponer de un actor energético más, con entidad propia y capaz de lograr una descarbonización real y efectiva de la economía promoviendo la descentralización, logrando el acople sectorial y generando empleo local.

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Artículos sobre hidrógeno y pilas de combustible | 20 de mayo de 2022 | 441

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