Autor: Martín Rosas

La discusión sobre los costos de los sistemas de electrólisis se caracteriza por declaraciones contradictorias con una amplia gama de pronósticos de precios, lo que dificulta una evaluación confiable de los electrolizadores.

Por: JOSÉ A. ROCA

10 de febrero de 2022.   La generación de hidrógeno verde a través de la electrólisis del agua ha ganado un enorme interés en los últimos años, y se están realizando importantes esfuerzos en la industria para ampliar las celdas y pilas y aumentar significativamente las capacidades de producción.

Para crear la transparencia necesaria en la discusión sobre los costos de inversión de la electrólisis del agua, el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (ISE) creó un modelo de costos de abajo hacia arriba y llevó a cabo un estudio de costos en nombre de la ONG estadounidense Clean Air Task Force (CATF) que permite evaluar en detalle las dependencias de los costos compartidos de las tecnologías individuales y derivar los potenciales de reducción de costos para estas tecnologías de electrólisis.

En el estudio se contemplan dos tamaños de planta de 5 MW y 100 MW, tanto para electrólisis de agua alcalina (AEL) como de membrana de intercambio de protones (PEM), para cubrir las necesidades tanto de aplicaciones descentralizadas como centralizadas.

Además, en los modelos se considera un pronóstico tecnológico para ambas tecnologías con el fin de comparar las estructuras de costos de los componentes y materiales disponibles en la actualidad (2020) con los desarrollos esperados de la “próxima generación” de sistemas de electrólisis alcalina y PEM (2030).

Los modelos de costes se basan en el enfoque ascendente del instituto, en el que primero se diseñan los diseños típicos de las plantas de electrólisis y luego se determinan los parámetros técnicos mediante una simulación de estado estable de los balances de energía y masa en los sistemas.

Sobre la base de esas especificaciones, los costos compartidos de los subsistemas y componentes individuales se determinan utilizando las ofertas de precios de los fabricantes y proveedores y utilizando funciones de costos específicas.

Los costos adicionales como ingeniería y otros se tienen en cuenta a través de un cálculo de recargo. Se utiliza un modelo separado para las distintas pilas, que también se basa en una cuantificación de los componentes utilizados y funciones de coste específicas.

“El valor agregado de tales modelos de costos depende principalmente de la calidad de la información de precios y costos de los fabricantes y proveedores. En Fraunhofer ISE podemos recurrir a una extensa base de datos debido a nuestros muchos años de cooperación con varios socios de la industria. Esa es la ventaja decisiva de nuestros modelos de costos”, señala Marius Holst, uno de los autores del estudio.

Ventaja para las pilas alcalinas

Como era de esperarse, los resultados muestran en todos los casos considerados que el stack de celdas es el componente más costoso en un sistema de electrólisis.

Las pilas alcalinas tienen una ventaja de costos sobre las pilas PEM y continuarán teniéndola  en el futuro. Sin embargo, debido al avance tecnológico y al aumento de la superficie activa de la celda, los costes específicos de la pila se pueden reducir prácticamente a la mitad en 10 años para ambos tipos de pilas de electrólisis, pasando de unos 200 €/kW a menos de 90 €/kW para AEL, y de 380 €/kW a alrededor de 220 €/kW para pilas PEM.

Sin embargo, los costos de la pila no dominan por sí solos los costos del sistema. Más bien, se componen de muchos componentes individuales, como tratamiento de gas y agua, sistemas de refrigeración y electrónica de potencia.

En particular, los costos de la electrónica de potencia (rectificador y transformador) no deben subestimarse y, como el segundo componente más costoso, contribuyen a los costos del sistema en el mismo orden de magnitud que las pilas.

“Este es un resultado importante, especialmente para futuras estrategias de reducción de costos para los sistemas de electrólisis, y debe tenerse más en cuenta en futuros desarrollos”, concluye Marius Holst.

El análisis de costos muestra además que los sistemas alcalinos también conducirán a menores costos del sistema en el futuro. Sin embargo, los costos son casi los mismos si incluye el esfuerzo para la compresión descendente.

En total, se pueden esperar costos del sistema de alrededor de € 400 a € 500 / kW en 2030, y los sistemas descentralizados y más pequeños seguirán siendo significativamente más caros.

“Estos resultados nos brindan información importante para nuestros propios análisis de sistemas y nos muestran que la innovación y la experiencia continuarán conduciendo a reducciones significativas de costos en electrólisis en el futuro. Esperamos que este estudio pueda contribuir a una discusión objetiva sobre los costos futuros”, dice Mike Fowler, uno de los supervisores del estudio por parte del CATF.

Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

El grupo CAF (Construcciones y Auxiliar de Ferrocarriles) e IBERDROLA formaron una alianza para impulsar el uso del hidrogeno verde en el sector ferroviario y en el transporte de pasajeros, y ofrecer soluciones de movilidad sostenible integrales.

8 de febrero de 2022.   En abril de 2022 está previsto que comiencen las pruebas del nuevo tren desarrollado por CAF en su planta de Zaragoza en el marco del proyecto FCH2RAIL, que será impulsado por el hidrógeno verde suministrado por IBERDROLA desde la planta que esta última tiene en Barcelona y que comenzó a operar a comienzos de 2022.

“Esta alianza refuerza el compromiso de Iberdrola con la descarbonización del transporte difícilmente electrificable. Junto a CAF, líder en movilidad sostenible, queremos seguir haciendo realidad soluciones que aceleren la transición hacia un transporte libre de emisiones. Ambas empresas nos complementamos a la perfección, y juntas podemos ofrecer respuestas integrales complementarias a la electrificación del transporte, un sector responsable de un tercio de las emisiones de efecto invernadero de la Unión Europea”, dijo Millán-García Tola, director global de Hidrógeno Verde de Iberdrola.

“CAF mantiene desde hace muchos años una apuesta firme por el desarrollo de tecnologías propias de electrónica de potencia, acumulación de energía y baterías, y más recientemente de hidrógeno. Creemos que esta colaboración con Iberdrola refuerza dicha apuesta y contribuirá de forma significativa al cumplimiento de los objetivos de descarbonización en el sector de la movilidad”, comentó Iosu Ibarbia, director de Tecnología del Grupo CAF.

Actualmente existen líneas ferroviarias con tramos de difícil electrificación dónde se utilizan trenes impulsados por combustibles fósiles. El objetivo de esta alianza es promover soluciones integrales que permitan reemplazar dichos trenes sin necesidad de instalar catenaria ni de realizar importantes modificaciones.

El objetivo es también desarrollar la cadena de valor del hidrógeno renovable con los más altos estándares de seguridad, tecnología y competitividad en entornos como el sector ferroviario y el transporte de personas, ayudando a traccionar empresas locales que desarrollen la tecnología y la capacidad productiva para poder impulsar la transformación del sector en España y concurrir en el mercado internacional.

El proyecto se encuentra en fase avanzada del diseño y fabricación de un prototipo de tren a hidrógeno que, tomando como base una unidad de cercanías de la serie Civia de RENFE, instalará en dicha unidad un nuevo sistema de generación eléctrica a partir de la hibridación de la energía proveniente de pilas de hidrógeno y baterías, integrándose a su vez con el sistema de tracción ya existente en el vehículo, y constituyendo así uno de los primeros vehículos ferroviarios bimodo con pila de hidrógeno.

La hidrogenera propiedad de IBERDROLA está ubicada en la Zona Franca de Barcelona, próxima al aeropuerto de la ciudad, y suministra desde enero de 2022 hidrógeno verde a los buses de TMB, siendo la primera hidrogenera comercial y renovable en territorio nacional.

Fuente: CAF/Iberdrola

Los ministerios de Minas y Energía y Transporte de Colombia firmaron un Memorando de Entendimiento con el Puerto de Rotterdam para establecer diálogos que permitan la creación de un corredor de exportación e importación de hidrógeno bajo en carbono entre Colombia y el Reino de los Países Bajos.

4 de febrero de 2022.   Como un avance en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Colombia firmó un Memorando de Entendimiento entre el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Transporte de Colombia con el Puerto de Rotterdam, Países Bajos.

El puerto, que busca países exportadores de hidrógeno, le permitirá a Colombia avanzar en el estudio de la generación de este tipo de energía, así como aprender de las experiencias del puerto sobre la logística de transporte del mismo con el fin de comercializarlo.

De acuerdo con el Memorando, el Ministerio de Energía, el Ministerio de Transporte y el Puerto de Rotterdam establecerán diálogos para crear un corredor de exportación e importación de hidrógeno entre Colombia y el Reino de los Países Bajos.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, señaló que “el desarrollo del hidrógeno de cero y bajas emisiones le permitirá a Colombia reducir entre 2,5 y 3 millones de toneladas de CO2 en la próxima década, así como posicionarse como un exportador potencial de este energético, necesario para descarbonizar industrias intensivas en el uso de energía y cumplir con las metas de la COP21”.

El acuerdo entre el Puerto de Rotterdam y Colombia también permitirá que el país acelere el desarrollo de sus capacidades y así posicionarse en el mercado global del hidrógeno. Todo esto, mediante nuevos acuerdos de cooperación para acceder a nuevas tecnologías, financiamiento de proyectos y la apertura de rutas de exportación de hidrógeno y sus derivados.

Según René van der Plas, director Internacional del Puerto de Rotterdam, la cooperación con Colombia ofrece oportunidades. “Colombia está bien posicionada para la producción de hidrógeno verde. Con este Memorando de Entendimiento queremos estimular la cooperación entre los Países Bajos y Colombia, también permitir que las empresas de ambos países aprendan unas de otras y hagan negocios juntas”.

La ciudad holandesa de Rotterdam tiene el puerto más grande de Europa, el cual tiene la meta de ser el centro europeo en el campo del hidrógeno dentro de unos años.

Por su parte, la ministra de Transporte, Ángela María Orozco celebró la firma del Memorando, al señalar que “el país se beneficiará de este instrumento gracias a que el desarrollo del hidrógeno como alternativa de cero emisiones contribuye a la transición energética del sector transporte, de cara a los compromisos internacionales adquiridos por Colombia frente al cambio climático.”

De igual manera, el acceso al conocimiento y la experiencia del puerto de Rotterdam, uno de los más grandes de Europa, líder en desarrollo y la gestión portuaria, será un insumo valioso para la formulación de la Política Portuaria que adelanta el Ministerio, que está orientada a la modernización de la institucionalidad y el fortalecimiento del transporte intermodal seguro y sostenible.

Cabe destacar que Colombia presentó en 2021 su hoja de ruta para la incorporación del hidrógeno, que permitirá trazar el camino para el uso de este energético en el país en los próximos 30 años y cuyo principal objetivo es desarrollar entre 1 GW y 3 GW de electrólisis para la producción de hidrógeno, lo que conlleva a la instalación de entre 2 GW y 4,5 GW de energías renovables dedicadas.

En ese sentido, se espera que en febrero llegue al país el primer electrolizador para la generación de hidrógeno verde de Ecopetrol. Esto se suma a otros dos proyectos piloto de hidrógeno que se van a desarrollar en el país este año.

A medida que se pone en marcha el primer envío marítimo de hidrógeno licuado del mundo, los optimistas ven el amanecer de una economía de hidrógeno que podría ayudar a evitar desastres climáticos en las próximas décadas.

Por: MAX TINGYAO LIN*

4 de febrero de 2022.   Habiendo llegado a Hastings, Victoria (Australia) el 20 de enero, el primer transportador de hidrógeno licuado especialmente diseñado del mundo, el Suiso Frontier se está preparando para transportar el combustible de regreso al puerto japonés de Kobe a fines de febrero.

Algunos observadores han comparado el buque con el Elizabeth Watts, que transportó el primer cargamento de petróleo en alta mar del mundo en 1861, y con el Methane Pioneer, responsable de mover el primer cargamento de GNL en 1959. Suiso significa hidrógeno en japonés.

«Esto es como un evento histórico, con el primer envío internacional de hidrógeno líquido… con el propósito de comerciar entre dos países», dijo a Net-Zero Business Daily Daryl Wilson, director ejecutivo del organismo industrial Hydrogen Council.

Los expertos creen que el hidrógeno debe tener una mayor participación en la matriz energética futura del mundo para contrarrestar el cambio climático. 

Según la Agencia Internacional de Energía, la demanda mundial de hidrógeno bajo en carbono debe ascender a 520 millones de toneladas métricas ™/año para 2050 para ayudar a lograr emisiones netas cero a mediados de siglo.

La visión solo se puede realizar si el hidrógeno se puede enviar por mar. Los países europeos y del noreste de Asia buscarán grandes cantidades de hidrógeno de proveedores extranjeros, ya que no pueden producir volúmenes suficientes para satisfacer la demanda interna, según ha pronosticado la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

«Va haber una necesidad de transporte de energía a larga distancia, porque la dotación natural de cualquier país rara vez puede satisfacer completamente su demanda de energía», dijo Wilson. «Especialmente en las áreas sedientas de energía… se necesita importar una gran cantidad de hidrógeno».

Combustible súper enfriado

Pero quedan desafíos técnicos y comerciales rígidos en el transporte marítimo de hidrógeno. En forma líquida, el hidrógeno debe almacenarse en tanques a menos 253 grados centígrados, solo 20 grados por encima del cero absoluto, para evitar la evaporación.

El gas natural licuado (GNL), a menudo descrito como un combustible súper enfriado, solo necesita enfriarse a menos 162 grados centígrados para su envío y almacenamiento.

Al construir el Suiso Frontier, el buque piloto del proyecto Cadena de Suministro de Energía de Hidrógeno (HESC), Kawasaki Heavy Industries (KHI) tuvo que instalar un tanque aislado al vacío de doble pared con una capacidad de 1.250 metros cúbicos para este propósito.

Magnus Lindgren, topógrafo senior de barcos en la sociedad de clasificación DNV, dijo que dicho tanque debería construirse con materiales metálicos que puedan evitar la fragilidad y las propiedades de aislamiento para reducir la tasa de evaporación.

Esto apunta a requisitos de diseño muy exigentes, sugirió Lindgren, y agregó que «la contención para el hidrógeno también debe diseñarse con un riesgo muy bajo de fuga».

Las normas de seguridad asociadas para la construcción de buques que transporten hidrógeno aún están en desarrollo.

En 2016, la Organización Marítima Internacional, el organismo regulador mundial del transporte marítimo, adoptó las Recomendaciones provisionales para el transporte de hidrógeno licuado a granel para complementar el Código internacional para la construcción y el equipo de buques que transporten gases licuados a granel. Es probable que las reglas se actualicen a medida que se desarrollen las tecnologías.

«Con los comentarios de la construcción y operación real de barcos, vamos a desarrollar reglas más adecuadas para la implementación social y comercial de los transportadores de hidrógeno licuado«, dijo ClassNK, la organización japonesa que clasifica el Suiso Frontier .

Proyecto conjunto Australia-Japón

En la fase piloto de HESC, Japón y Australia juntos comprometieron 351 millones de dólares para crear una cadena de suministro de hidrógeno entre los dos países. 

Además del buque, la cadena de suministro incluye una planta de demostración que produce hidrógeno a partir de biomasa y lignito en el valle Latrobe de Victoria mediante gasificación, una planta de licuefacción de 0,25 tm/día en Hastings e instalaciones de almacenamiento y transporte terrestres en Japón y Australia.

Los operadores del proyecto son AGL, Sumitomo y la Asociación de Investigación de Tecnología de la Cadena de Suministro de Energía de Hidrógeno libre de CO2 (HySTRA), establecida por KHI, Shell, J-POWER, Marubeni, ENEOS y K Line.

«Durante los próximos dos años, los socios del proyecto llevarán a cabo una amplia investigación y desarrollo de los requisitos técnicos y operativos para un proyecto a escala comercial», dijo el HESC en un comunicado.

KHI tiene el objetivo a largo plazo de construir transportadores de hidrógeno licuado de 160.000 m3 en función de su experiencia. «Para lograr hidrógeno asequible en el futuro tenemos que aumentar la capacidad para reducir el costo de transporte», dijo el astillero a Net-Zero Business Daily en un correo electrónico.

Si todo va bien, el HESC suministrará 225.000 tm de hidrógeno cuando entre en su fase comercial en la década de 2030, según el sitio web del proyecto.

Sin embargo, existen dudas sobre los beneficios ambientales del proyecto ya que se utiliza hidrógeno gris en la fase piloto. Los operadores del proyecto dijeron que compraron compensaciones de carbono para mitigar las emisiones iniciales y que se adoptará la tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS) si el HESC pasa a la fase comercial.

La experiencia adquirida con el transporte de hidrógeno gris licuado en el proyecto piloto se puede aplicar fácilmente al envío de hidrógeno verde o azul en forma líquida, según Wilson. 

El hidrógeno verde se produce a partir de electrolizadores alimentados por energías renovables, mientras que el hidrógeno azul se genera a partir de combustibles fósiles y las emisiones se secuestran.

“El aspecto importante aquí es que estamos comenzando a mover grandes cantidades de energía en una forma descarbonizada”, dijo Wilson. «Con el tiempo, las fuentes de esa energía también se descarbonizarán».

Tomado de: IHS Markit*