Hidrógeno

El mundo se enfrenta al gran desafío del cambio climático. Un número cada vez mayor de países se compromete a alcanzar emisiones netas de dióxido de carbono (CO²) cero con el objetivo de limitar el aumento de temperatura. Las reducciones drásticas de las emisiones son tecnológicamente viables y económicamente asequibles.

Ha habido varias oleadas de interés en el hidrógeno en el pasado. Estos se debieron principalmente a los choques de los precios del petróleo, las preocupaciones sobre el pico de la demanda de petróleo o la contaminación del aire y la investigación sobre combustibles alternativos. El hidrógeno puede contribuir a la seguridad energética proporcionando otro portador de energía con diferentes cadenas de suministro, productores y mercados; esto puede diversificar la combinación energética y mejorar la resiliencia del sistema. El hidrógeno también puede reducir la contaminación del aire cuando se utiliza en pilas de combustible, sin emisiones distintas al agua. Puede promover el crecimiento económico y la creación de empleo dada la gran inversión necesaria para desarrollarlo como portador de energía a partir de una materia prima industrial.

La transformación energética requiere un cambio importante en la generación de electricidad de combustibles fósiles a fuentes renovables como la solar y la eólica, una mayor eficiencia energética y la electrificación generalizada de los usos de la energía desde los automóviles hasta la calefacción y la refrigeración de los edificios.

El hidrógeno verde proporciona un vínculo entre la generación de electricidad renovable creciente y sostenible y los sectores difíciles de electrificar. El hidrógeno en general es un portador de energía adecuado para aplicaciones alejadas de las redes eléctricas o que requieren una alta densidad energética, y puede servir como materia prima para reacciones químicas para producir una variedad de combustibles sintéticos y materias primas.

Los beneficios adicionales del hidrógeno verde incluyen: el potencial para una mayor flexibilidad y almacenamiento del sistema, que respaldan un mayor despliegue de energía renovable variable (ERV); contribución a la seguridad energética; reducción de la contaminación del aire; y otros beneficios socioeconómicos como el crecimiento económico y la creación de empleo y la competitividad industrial.

El hidrógeno verde es un portador de energía que se puede utilizar en muchas aplicaciones diferentes (Figura 1). Sin embargo, su uso real es todavía muy limitado. Cada año se producen alrededor de 120 millones de toneladas de hidrógeno en todo el mundo, de las cuales dos tercios son hidrógeno puro y un tercio se mezcla con otros gases. La producción de hidrógeno se utiliza principalmente para el refinado de petróleo crudo y para la síntesis de amoníaco y metanol, que juntos representan casi el 75% de la demanda combinada de hidrógeno puro y mixto.

La producción de hidrógeno actual se basa principalmente en gas natural y carbón, que juntos representan el 95% de la producción. La electrólisis produce alrededor del 5% del hidrógeno global, como subproducto de la producción de cloro.

Figura 1, Producción, conversión y usos finales de hidrógeno verde en todo el sistema energético

El hidrógeno se puede producir con múltiples procesos y fuentes de energía; una nomenclatura de códigos de colores se está volviendo de uso común para facilitar la discusión (Figura 2).

Figura 2 Tonos seleccionados de hidrógeno

Entre los diferentes tonos de hidrógeno, el HIDRÓGENO VERDE, es decir, el hidrógeno producido a partir de energía renovable, es el más adecuado para una transición energética totalmente sostenible. Las opciones tecnológicas más establecidas para producir hidrógeno verde es la electrólisis del agua alimentada por electricidad renovable. Existen otras soluciones basadas en energías renovables para producir hidrógeno. Sin embargo, a excepción de SMR con biogás, estas no son tecnologías maduras a escala comercial todavía. La producción de hidrógeno verde a través de la electrólisis es consistente con la ruta net-zero, permite la explotación de sinergias del acoplamiento sectorial, disminuyendo así los costos de tecnología y brindando flexibilidad al sistema eléctrico. Los bajos costos de ERV y las mejoras tecnológicas están disminuyendo el costo de producción de hidrógeno verde. Por estas razones, el hidrógeno verde de la electrólisis del agua ha ganado un interés creciente.

El hidrógeno verde compite tanto con los combustibles fósiles como con otros tonos de hidrógeno. Por lo tanto, es importante comprender los factores que determinan el costo del hidrógeno verde.

El costo de producción del hidrógeno verde depende del costo de inversión de los electrolizadores, su factor de capacidad, que es una medida de cuánto se usa realmente el electrolizador y el costo de la electricidad producida a partir de energía renovable.

Para 2020, el costo de inversión de un electrolizador alcalino es de aproximadamente USD 750-800 por kilovatio (kW). Si el factor de capacidad de la instalación de hidrógeno verde es bajo, por ejemplo, por debajo del 10% (menos de 876 horas de carga completa por año), esos costos de inversión se distribuyen entre unas pocas unidades de hidrógeno, lo que se traduce en costos de hidrógeno de USD 5-6 / kg. o más, incluso cuando el electrolizador está funcionando con electricidad a precio cero. En comparación, el costo del hidrógeno gris es de aproximadamente USD 1-2 / kg de hidrógeno (considerando un rango de precios del gas natural de alrededor de USD 1,9 - 5,5 por gigajulio [GJ]). Sin embargo, si los factores de carga son más altos, los costos de inversión contribuyen en menor medida al costo del hidrógeno verde por kg. Por lo tanto, a medida que aumenta el factor de carga de la instalación, la contribución del costo de inversión del electrolizador al costo final de producción de hidrógeno por kg disminuye y el precio de la electricidad se convierte en un componente de costo más relevante.

A un precio dado de electricidad, el componente de electricidad en el costo final del hidrógeno depende de la eficiencia del proceso. Por ejemplo, con una eficiencia de electrolizador de 0,65 y un precio de la electricidad de 20 USD por megavatio hora (MWh), el componente eléctrico del costo total ascendería a 30 USD / MWh de hidrógeno, equivalente a 1 USD / kg.

Dados los costos relativamente altos de los electrolizadores de hoy, se necesita electricidad de bajo costo (del orden de USD 20 / MWh) para producir hidrógeno verde a precios comparables a los del hidrógeno gris. El objetivo de los productores de hidrógeno verde ahora es reducir estos costos, utilizando diferentes estrategias (IRENA, de próxima publicación). Una vez que los costos de los electrolizadores hayan bajado, será posible utilizar electricidad renovable de mayor costo para producir hidrógeno verde de costo competitivo.

El transporte de hidrógeno genera costos adicionales. Los costes de transporte están en función del volumen transportado, la distancia y el portador de energía. En volúmenes bajos, el costo de transportar hidrógeno comprimido 1.000 km en un camión es de alrededor de USD 3,5 / kg. Para grandes volúmenes, el envío de amoníaco verde es la opción de menor costo y agrega solo USD 0.15 / kg de hidrógeno (sin considerar los costos de conversión, es decir, el craqueo). Se pueden lograr costos bajos similares utilizando tuberías grandes (alrededor de 2000 toneladas por día) en distancias cortas. El transporte de hidrógeno por tuberías puede representar una décima parte del costo de transportar la misma energía que la electricidad.

El costo y el rendimiento actuales no son los mismos para todas las tecnologías de electrolizadores (consulte la Tabla 1). Los electrolizadores alcalinos y PEM son los más avanzados y ya comerciales, mientras que cada tecnología tiene su propia ventaja competitiva. Los electrolizadores alcalinos tienen el costo de instalación más bajo, mientras que los electrolizadores PEM tienen una huella mucho más pequeña, combinada con una mayor densidad de corriente y presión de salida. Mientras tanto, el óxido sólido tiene la mayor eficiencia eléctrica. Dado que la pila de celdas es solo una parte de la huella de la instalación del electrolizador, una huella de pila reducida de alrededor del 60% para PEM en comparación con la alcalina se traduce en una reducción del 20% -24% en la huella de la instalación, con una huella estimada de 8 hectáreas (ha) -13 ha para una instalación de 1 GW usando PEM, en comparación con 10 ha-17 ha usando alcalina. Se espera que las brechas en costos y rendimiento se reduzcan con el tiempo a medida que la innovación y el despliegue masivo de diferentes tecnologías de electrólisis impulsen la convergencia hacia costos similares.

Tabla 1, Indicadores clave de rendimiento para cuatro tecnologías de electrolizadores hoy y en 2050.

El electrolizador está compuesto por la pila (donde tiene lugar la división real del agua en hidrógeno y oxígeno) y el resto de la planta, que comprende el suministro de energía, el suministro y purificación de agua, la compresión, posiblemente los amortiguadores de electricidad e hidrógeno y el procesamiento del hidrógeno. Ambos componentes son importantes para el costo, ya que tienen costos compartidos similares. El mayor potencial para la reducción de costos a corto plazo se encuentra en este equilibrio de la planta, mientras que se requiere RD&D para reducir el costo de la chimenea y aumentar su rendimiento y durabilidad, ya que las compensaciones entre ellas son significativas.

La flexibilidad de las pilas alcalinas y PEM es suficiente para seguir las fluctuaciones del viento y la energía solar. Sin embargo, la flexibilidad del sistema está limitada por el equilibrio de la planta (por ejemplo, los compresores) en lugar de la pila. Además, la flexibilidad en las escalas de tiempo a muy corto plazo involucradas (es decir, menos de un segundo) no es la propuesta de valor clave para los electrolizadores, ya que el valor clave de su sistema radica en el almacenamiento de energía a granel. Esto desacopla efectivamente la variabilidad de la generación de la estabilidad del hidrógeno y la energía a la demanda de X (PtX) a través del almacenamiento de hidrógeno en la infraestructura de gas (por ejemplo, cavernas de sal, tuberías) y el almacenamiento de combustibles electrónicos líquidos.

No existe una tecnología de electrolizador única que funcione mejor en todas las dimensiones. La combinación de tecnologías futuras dependerá de la innovación y la competencia entre las tecnologías y los fabricantes clave, lo que conducirá a mejoras tecnológicas y un mejor ajuste para las diferentes tecnologías y diseños de sistemas en cada aplicación específica.

El uso del agua y la tierra no representan barreras para la ampliación. En lugares con estrés hídrico, la fuente de agua para la producción de hidrógeno debe considerarse explícitamente en las estrategias y elaborarse más en la planificación del proyecto. Cuando se dispone de acceso al agua de mar, la desalinización se puede utilizar con un impacto limitado en el costo y la eficiencia, desplegando potencialmente instalaciones de desalinización de usos múltiples para proporcionar beneficios locales. Una planta de 1 GW podría ocupar unos 0,17 kilómetros cuadrados (km2) de tierra, lo que significa que 1000 GW de electrólisis ocuparían un área equivalente a Manhattan (Nueva York).

Los electrolizadores de agua son dispositivos electroquímicos que se utilizan para dividir moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno mediante el paso de una corriente eléctrica. Se pueden fragmentar en tres niveles (ver Figura 4):

La celda es el núcleo del electrolizador y es donde tiene lugar el proceso electroquímico. Está compuesto por los dos electrodos (ánodo y cátodo) sumergidos en un electrolito líquido o adyacentes a una membrana de electrolito sólido, dos capas de transporte porosas (que facilitan el transporte de reactivos y remoción de productos), y las placas bipolares que brindan soporte mecánico. y distribuir el flujo.

La pila tiene un alcance más amplio, que incluye múltiples celdas conectadas en serie, espaciadores (material aislante entre dos electrodos opuestos), sellos, marcos (soporte mecánico) y placas terminales (para evitar fugas y recolectar fluidos).

El nivel del sistema (o balance de la planta) va más allá de la chimenea para incluir equipos para enfriar, procesar el hidrógeno (por ejemplo, para pureza y compresión), convertir la entrada de electricidad (por ejemplo, transformador y rectificador), tratar el suministro de agua (por ejemplo, desionización) y salida de gas (por ejemplo, de oxígeno).

El agua purificada se introduce en el sistema mediante bombas de circulación o también por gravedad. Luego, el agua llega a los electrodos fluyendo a través de las placas bipolares y a través de las capas de transporte porosas. En el electrodo, el agua se divide en oxígeno e hidrógeno, con iones (típicamente H + u OH-) cruzando a través de un electrolito de membrana líquido o sólido. La membrana o diafragma entre ambos electrodos también se encarga de mantener separados los gases producidos (hidrógeno y oxígeno) y evitar su mezcla. Este principio general ha permanecido igual durante siglos, pero la tecnología ha evolucionado desde que William Nicholson y Anthony Carlisle la desarrollaron por primera vez en 1800.La producción de hidrógeno verde utiliza agua como materia prima clave y electricidad renovable como fuente de energía para separar el hidrógeno y el oxígeno del agua en un electrolizador.

El agua, lo más pura posible, es, por tanto, un insumo clave. Si bien el nivel de pureza requerido varía según la tecnología, el costo de la purificación del agua es marginal, comenzando con agua de mar desalada (muy por debajo de USD 1 / metro cúbico (m3) de agua). Sin embargo, las impurezas en el agua tendrán un impacto importante en la vida útil de la pila del electrolizador, lo que a su vez puede afectar el costo del hidrógeno al aumentar la anualidad del electrolizador en el costo del hidrógeno. Además de los costos de desalinización, la necesidad de cualquier tratamiento de agua en la pila del electrolizador requiere costos adicionales (por ejemplo, desionizador). Estos pueden llegar a ser potencialmente significativos, dependiendo del nivel de pureza requerido, pero aún tienen un bajo impacto en el costo total del hidrógeno, ya que en general permanecen alrededor de USD1 / m3, o menos de USD0.01 / kg H2.

El uso de agua no es una barrera para aumentar la electrólisis. Incluso en lugares con estrés hídrico, la desalinización de agua de mar se puede utilizar con penalizaciones limitadas de costo o eficiencia.

Desde una perspectiva estequiométrica pura, 1 kg de hidrógeno requiere 9 kg de agua como entrada. Sin embargo, debido a algunas ineficiencias en el proceso, teniendo en cuenta el proceso de desmineralización del agua, con un consumo típico de agua, la relación puede oscilar entre 18 kg y 24 kg de agua por kilo de hidrógeno. El mayor consumo de agua es en realidad aguas arriba y es el más alto cuando el electrolizador está acoplado con PV. El consumo de agua para el hidrógeno verde de la energía fotovoltaica puede variar entre 22 y 126 kg de agua por kg de hidrógeno, dependiendo de la radiación solar, la vida útil y el contenido de silicio. La escasez de agua es muy específica de una región, ya que compara el uso de agua con la reposición de agua en el área, por lo que se necesitan evaluaciones de impacto local cuando hay producción de hidrógeno en regiones con estrés hídrico. Uno de los métodos para evaluar el impacto del uso del agua en el nivel medio es el método de Agua disponible restante (AWARE) desarrollado por un grupo de trabajo de la Iniciativa de ciclo de vida UNEP-SETAC.

En términos del impacto de la producción de hidrógeno en la disponibilidad de agua, esto claramente no es un problema, siempre que se suponga que se utiliza agua de mar desalada. Si el agua dulce es la fuente de agua preferida, se puede hacer una comparación con el consumo actual de agua dulce para las centrales térmicas. Considerando un electrolizador muy grande de 1 GW, que opera con una eficiencia del 75% durante 8,000 horas por año, la producción anual de hidrógeno sería de 0.15 millones de toneladas de hidrógeno y 3 millones de toneladas de agua (asumiendo 20 kg de uso de agua por kilo de hidrógeno). . Corresponde al consumo de agua de una pequeña ciudad (alrededor de 70 000 habitantes) con un consumo de 45 m³ por habitante. La aceptabilidad de esto dependerá de la disponibilidad de agua en la ubicación de la planta, siendo la desalinización una opción clave para ser parte del diseño de la planta, especialmente en regiones con estrés hídrico. La fuente de agua para la producción de hidrógeno a gran escala debe tenerse en cuenta explícitamente en las estrategias de hidrógeno, ya que los volúmenes pueden ser significativos para las regiones con estrés hídrico. Sin embargo, la desalinización se puede implementar conjuntamente para la producción de hidrógeno y otros usos (por ejemplo, consumo humano y agricultura), y la producción de hidrógeno puede ayudar a aumentar el suministro de agua impulsando el despliegue de instalaciones de desalinización multipropósito en regiones con estrés hídrico.

Para los 19 exajulios (EJ) esperados de hidrógeno verde (aproximadamente 160 megatoneladas [Mt]) en el Escenario de energía transformadora de la Perspectiva global de energías renovables de IRENA, necesitaríamos alrededor de 3 mil millones de m3 de agua por año en 2050. Esto es 0.08% de el consumo mundial actual de agua dulce. Dado que el agua dulce se utiliza para una multiplicidad de usos no energéticos (por ejemplo, agricultura), una mejor comparación es el consumo actual de las centrales termoeléctricas, que es significativamente mayor: por ejemplo, el consumo de agua estimado por las centrales térmicas en los Estados Unidos en el caso de referencia de 2030 fue de 5,8 mil millones de m3. Incluso para escenarios más ambiciosos, donde la descarbonización es más rápida y el hidrógeno juega un papel más importante, la demanda total de agua sería relativamente pequeña en comparación con el consumo mundial de agua. Además, cualquier hidrógeno verde producido que se utilice en celdas de combustible con fines de transporte, o eventualmente re-electrificación, producirá agua ultrapura que podría recuperarse cuando sea económicamente factible, en particular, en aplicaciones estacionarias.