Energía y Minería en Castilla y León
Energía y Minería en Castilla y León
El hidrógeno es el elemento más pequeño presente en la naturaleza. En condiciones normales es un gas incoloro, inodoro e insípido, compuesto de moléculas diatómicas. No es factible encontrarlo como un elemento puro, sino más bien como un componente de muchas sustancias en la naturaleza, por ejemplo, en el agua, cuyas moléculas están formadas por dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno (H2O), o en los hidrocarburos (CnH2n+2). Por lo anterior, para obtenerlo en forma pura, debe ser separado mediante reacciones químicas o mediante el aporte de energía de alguna fuente exterior.
En condiciones de presión y temperatura estándar, el hidrógeno posee una densidad energética de 0,003 kWh/l. Si se realiza la comparación del poder calorífico por unidad másica (kWh/kg), se encuentra que el hidrógeno posee un poder calorífico tres veces mayor que el diésel[1], aproximadamente dos veces más que el poder calorífico del GLP o el Gas natural. A efectos comparativos, en volumen, el diésel tiene un valor de 9,938 kWh/l, el gas licuado de petróleo (GLP) de 0,026 kWh/l y el gas natural en estado comprimido a 200 bares de 0,159 kWh/l. Para conseguir una mayor densidad energética que en estado natural, el hidrógeno gaseoso deberá de ser comprimido a altas presiones, alcanzándose unos valores de 0,50 kWh/l a 20 MPa (200 bar) y 1,34 kWh/l a 70 MPa (700 bar).
En la siguiente tabla se presentan las
| Propiedades | Hidrógeno |
|---|---|
| Densidad | 0,089 kg/m³ (0ºC, 1 bar) |
| Densidad (líquido) | 70,79 kg/m³ (-253ºC, 1 bar) |
| Punto ebullición | -253ºC, 1 bar |
| Densidad energética (masa) | 120 MJ/kg |
| Densidad energética (volumen) | 10,8 MJ/Nm³ |
| Índice de Wobbe¹ | 11,29 kWh/Nm³ |
| Límites de inflamabilidad 4-75% de H2 en el aire | Límites de inflamabilidad 4-75% de H2 en el aire |
| Coeficiente de difusión 0,61 cm² | Coeficiente de difusión 0,61 cm² |
Descarga la tabla Propiedades físicas del hidrógeno en formato Excel
1El índice de Wobbe es la relación entre el poder calorífico (inferior o superior) de un gas por unidad de volumen y la raíz cuadrada de su densidad relativa con respecto al aire, bajo las mismas condiciones de referencia. Es un parámetro importante cuando se quiere mezclar gases combustibles y el aire (en una reacción de combustión), se controla este índice para asegurar la combustión satisfactoria en un quemador. Por un determinado orificio de un quemador y teniendo el gas la misma presión pasa el mismo caudal calórico si el índice de Wobbe es el mismo. Es además un indicador de intercambiabilidad de combustibles como el gas natural, gas licuado de petróleo, gas de ciudad, hidrógeno, biogás y con frecuencia se define en las especificaciones de suministro de gas y de transporte (de los combustibles).
[1] El PCI del gasóleo, expresado en kilogramos, es 10,27 kWh/kg; la del hidrógeno 33,6 kWh. No obstante, al ser la densidad del hidrógeno 100 veces menor que la del gasóleo, haría falta comprimirlo a muy alta presión, para alcanzar un valor de poder calorífico equivalente al del gasóleo, a igualdad de volumen.
Hay muchas formas para producir el hidrógeno que implican diferentes fuentes de energía primaria. Estas pueden ser de energías fósiles o mediante fuentes renovables. Los procesos para producir el hidrógeno pueden ser en forma de luz, térmicos, energía eléctrica o combinaciones de estas fuentes.
El método más utilizado es el de tipo térmico, conocido como reformado con vapor del gas natural, más conocido como SMR por sus siglas en inglés (Steam Methane Reforming). En este caso, el vapor y el gas natural, tratados para eliminar los contaminantes, se calientan juntos a alta presión (aproximadamente 850 ºC) sobre un catalizador a base de níquel. El resultado es una mezcla de monóxido de carbono (CO) e hidrógeno conocido como syngas.
CH4 + H2O -> CO + 3H2
El syngas se trata posteriormente en una reacción de cambio de gas a agua para producir más cantidad de hidrógeno y dióxido de carbono.
CO + H2O -> CO2 + H2
La reacción global del proceso es:
CH4 + 2H2O -> CO2 + 4H2
Otra vía para suministrar calor a la reacción de reformado con vapor es un proceso conocido como oxidación parcial del metano, en el que se genera calor a medida que se produce la reacción. La reacción de oxidación parcial puede acoplarse a la anterior reacción de reformado con vapor para crear lo que se conoce como reformado autotérmico (ATR, por sus siglas en inglés Automatic Technical Reformer). Al no necesitar calor externo, se trata de un reformado más eficiente y compacto, lo que significa un menor coste y menos emisiones de carbono. La reacción global de este proceso sería el siguiente:
3CH4 + O2 + H2O -> 3CO + 7H2
Para tratar de descarbonizar estos procesos anteriores, el CO2 producido deberá de ser capturado, almacenado para darle un uso final.
Otra ruta alternativa para la producción de hidrógeno, que se está promoviendo con fuerza por parte de la Unión Europea, es mediante la electrólisis del agua, especialmente si se puede utilizar electricidad renovable.
El proceso de la electrólisis, a su vez, puede ser de agua a baja temperatura mediante electrolizadores alcalinos, aniónicos, de tecnología PEM, o de vapor a alta temperatura mediante electrolizadores de óxido sólido. Esta última es más fácil de integrar en los procesos industriales, especialmente cuando se dispone de calor residual, pudiéndose obtener eficiencias de proceso muy altas. En la actualidad, aproximadamente el 2% del hidrógeno que se produce en el mundo lo hace por esta vía, esto es debido a las limitaciones de los costes.
Aunque se han mencionado dos tipos de procesos para la obtención de hidrógeno, existen más tipos o vías de producción de hidrógeno. Esta puede caracterizarse mediante una etiqueta de color asignado al hidrógeno, comunes como anotación abreviada y son:
Como anécdota, en el año 2012 se produjo un descubrimiento accidental en Mali. Se descubrió que un pozo perforado décadas antes emitía hidrógeno natural casi puro. Desde entonces, los geólogos experimentan cada vez más con la extracción de este gas natural -que se cree que se forma por reacciones agua-mineral- de debajo de la superficie terrestre. A diferencia de los depósitos de combustibles fósiles, que tardan millones de años en formarse, el hidrógeno natural o "blanco" se repone continuamente.
Fuente: Página web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
El hidrógeno producido por fuentes de energías renovables, como el viento o el sol, también conocido como hidrógeno “verde” o renovable, colocan a esta Comunidad Autónoma en una situación privilegiada para su producción. Para producir hidrógeno se necesitaría agua, que podría ser dulce o salada, este elemento sería la materia prima. La energía necesaria para producir el hidrógeno sería la procedente del sol o del viento; es decir, fundamentalmente renovable. El proceso industrial que consigue la obtención de hidrógeno, se denomina electrólisis y consiste en romper la molécula de agua (materia prima) mediante electricidad. Se obtendría oxígeno como subproducto. Posteriormente a la obtención del hidrógeno, éste deberá de ser almacenado en tanques para su posterior expedición y uso en diferentes aplicaciones sectoriales.
Especialmente para la industria química: petroquímica, refinerías e industria de los fertilizantes entre otros:
Fabricación de amoníaco "verde" o renovable (NH3):
El amoníaco es un compuesto químico a base de nitrógeno e hidrógeno ampliamente utilizado en la producción de fertilizantes agrícolas (proceso de Haber – Bosch), y como materia prima en variedad de productos químicos industriales: ácido nítrico, fibras sintéticas, explosivos, tintes.
Su rección química es:
N2 + 3H2 -> 2NH3
Muy resumidamente, la producción actual de amoniaco consiste en:
El hidrógeno producido a partir de gas natural, mediante reformado, hace que se emitan 2 toneladas de CO2 por cada tonelada de amoníaco. Aquí se incluyen las emisiones de producción de hidrógeno mediante el reformado, como la energía térmica auxiliar necesaria para el funcionamiento del proceso de la planta.
Producir el hidrógeno por un proceso de electrólisis con energía procedente de fuentes de energía renovable, con el propósito de reducir las emisiones de CO2 anteriores, haría que en el proceso de producción de amoniaco emitiese menos CO2 a la atmósfera, lo que se conoce como amoniaco renovable.
Fabricación de metanol "verde" o renovable (CH3OH):
El metanol es un alcohol muy utilizado en la industria química, como materia prima, en la fabricación de productos químicos básicos: formaldehído y ácido acético, como disolvente industrial y de tintas, tintes, resinas, adhesivos y otros productos químicos más especializados.
Para su obtención, se requiere de un proceso de tipo catalítico partiendo del monóxido de carbono y del hidrógeno. Dicha reacción química utiliza temperaturas y presiones altas, y se suelen necesitar reactores a nivel industrial bastante grandes y complejos.
Su reacción química es:
CO + CO2 + H2 → CH3OH
Muy resumidamente, la producción de metanol consiste en:
Actualmente, para la obtención del hidrógeno como materia prima para la fabricación de metanol, se usan fuentes de energía fósiles, lo que conlleva que se emita CO2 a la atmósfera.
Para la fabricación de metanol renovable, sería necesario que el hidrógeno producido provenga de fuentes renovables. Por ejemplo, la obtención de hidrógeno mediante el proceso de electrólisis con la energía eléctrica procedente de una fuente de energía renovable.
Por otra parte, el CO2, también utilizado como materia prima para la producción de metanol, deberá de ser capturado de alguna fuente de emisión cercana (lo que se conoce como captura de CO2). Este tratamiento y manejo del CO2 en el proceso de fabricación de metanol, junto con el de producción de hidrógeno renovable, es lo que confiere al metanol el denominarlo metanol “verde” o renovable.
Proceso de refino:
El hidrógeno, desde siempre ha sido un componente imprescindible en el proceso de refino, sin embargo, en los últimos tiempos, se está convirtiendo en un componente esencial. La necesidad de alcanzar un mayor grado de conversión de las fracciones pesadas junto con el uso de petróleos crudos de peor calidad y, en particular, las mayores exigencias de calidad para el medio ambiente que deben cumplir los productos y que además obligan al hidrotratamiento y desulfuración de las corrientes intermedias de proceso, hacen que el consumo de hidrógeno en este tipo de procesos haya aumentado de manera considerable en los últimos años.
Los principales procesos que consumen hidrógeno en refinería son los siguientes:
Hidrodesulfuración. Utilizado para tratar una serie de cortes muy diversos, desde la nafta a gas oíl y los cortes de vacío destilados.
Procesos de Hidrogenación. Hay un elevado número de procesos de hidrogenación para la producción de benceno, ciclohexanos, obtención de parafinas, etc.
Hidrocraqueo e Hidroconversión de residuos pesados. El Hidrocraqueo de destilados a vacío o residuos desasfaltados que operan en torno a 100-200 bar consumen aproximadamente de 25 a 35 kg/t de H2. La hidroconversión de residuos consume entorno al 15 o 25 kg/t de H2 en función del grado de conversión requerido y en función del tipo de refinería. Estas unidades de muy alta presión necesitan el hidrógeno con una pureza en volumen del 99% con el fin de cumplir con todas las especificaciones requeridas.
Se está tratando de introducir el hidrógeno a través de fuentes renovables (hidrógeno "verde" o renovable, como materia prima, para la producción de acero con bajas emisiones de carbono.
Hoy en día, la producción de acero es uno de los procesos industriales que más CO2 emite por unidad de producto elaborada, lo que subraya la importancia de descarbonizar este sector. El sector siderúrgico mundial genera entre el 7 y el 9% de las emisiones totales de dióxido de carbono (CO2) por el uso de combustibles fósiles.
Un alto horno normal, emite aproximadamente 1,8 toneladas de carbono por tonelada de acero. En este sentido, la descarbonización implicaría el desarrollo de nuevas tecnologías basadas en la electricidad o el hidrógeno procedente de fuentes de origen renovable, o incluso, optimizando el límite de la técnica actual.
Las siguientes reacciones convierten sucesivamente la hematita (del mineral de hierro) en magnetita, la magnetita en óxido ferroso y el óxido ferroso en hierro por reducción con monóxido de carbono o hidrógeno:
3Fe2O3 + CO/H2 -> 2Fe3O4 + CO2/H2O
Fe3O4 + CO/H2 -> 3FeO + CO2/H2O
FeO + CO/H2 -> Fe + CO2/H2O
En otro proceso posterior, denominado carburación, se produce cementita o carburo de hierro que es un constituyente de los aceros y otras aleaciones férreas. La reacción química sería la siguiente:
3Fe + CH4 -> Fe3C + 2H2
3Fe + 2CO -> Fe3C + CO2
3Fe + CO + H2 -> Fe3C + H2O
El hierro de reducción directa, también denominado esponja de hierro, es un proceso que, a partir de mineral de hierro preparado en forma de terrones, gránulos o finos, se transforma en hierro metálico, a temperaturas por debajo del punto de fusión del hierro (1.538 ºC). Un ejemplo es el calentamiento del mineral de hierro en un horno a una temperatura alta de 800 a 1200º Celsius (1472,0 a 2192,0 °F) en presencia de un gas de síntesis reductor, mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono, en contacto con un gas reductor o con carbono elemental, producidos a partir de la combustión de gas natural o de carbón.
Procesamiento de metales: es habitual añadir diferentes proporciones de hidrógeno a las corrientes gaseosas empleadas en diferentes procesos de corte y soldadura, tratamientos superficiales (atomización) y tratamientos en atmósferas especiales (templado, sinterización, fusión, flotación de vidrio, etc.).
Producción de semiconductores: para producir semiconductores dopados, se depositan en una matriz de silicio ciertas cantidades de trazas de elementos (Si, As, Ge, etc.) en forma de hidruros, mezclados con una corriente de hidrógeno de elevada pureza.
Tratamiento de agua: los contenidos demasiado elevados de nitratos en aguas potables pueden ser reducidos por desnitrificación en biorreactores, en lo que las bacterias emplean el hidrógeno como fuente de energía.
El hidrógeno se emplea también para aumentar la temperatura de transición de aleaciones superconductoras, así como gas portador y combustible en cromatología gaseosa. El hidrógeno líquido se usa como refrigerante, por ejemplo, para enfriar metales superconductores a temperaturas inferiores a las de transición.
Un vector energético es una sustancia o dispositivo que almacena energía para su posterior liberación de forma controlada. Se diferencian de las fuentes primarias de energía en que, a diferencia de éstas, se trata de productos manufacturados, en los que previamente se ha invertido una cantidad de energía mayor para su elaboración. Ejemplos de vectores energéticos son las baterías, las pilas, los condensadores, el hidrógeno, el agua contenida en una represa, entre otros.
El hidrógeno es uno de los vectores energéticos que más proyección tiene, ya que se postula como posible candidato para sustituir al petróleo como combustible. Sin embargo, el hidrógeno, por su carácter de vector energético, solo puede ser considerado limpio o sostenible si proviene a su vez de fuentes de energía renovables limpias. Actualmente, el hidrógeno se obtiene en un 95% de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural), y solo en un 5% mediante electrólisis.
Ciclo energético del Hidrógeno
La etapa que lo diferencia respecto al uso como materia prima, es que, en este caso, el uso es para producir trabajo, bien sea en forma de calor, para usos térmicos, o bien para electricidad para desplazamiento de objetos y personas.
Por tanto, como portador de energía podríamos describir los siguientes usos:
La combustión de una mezcla estequiométrica de hidrógeno y oxígeno conduce a temperaturas de llama comprendidas entre 2.800 ºC y 3.200 ºC, las cuales pueden ser usadas para corte y soldadura en la industria del metal, crecimiento de cristales sintéticos, producción de cuarzo, etc.
El hidrógeno puede quemarse directamente para la generación de electricidad mediante turbinas de gas y ciclos combinados o directamente como combustible en motores de combustión alternativa. El único producto de su combustión es vapor de agua, estando exento de NOx. Si se controla la temperatura para inhibir la reacción entre el hidrógeno y el oxígeno atmosféricos, se evitaría el CO2, evitando la contribución al calentamiento global.
Las células o pilas de combustible son dispositivos que permiten la conversión de la energía química de una sustancia en energía eléctrica y calor mediante un proceso electroquímico. Esta transformación utiliza directamente la energía libre disponible en el combustible a su temperatura de operación y no está limitada por el ciclo de Carnot, alcanzando rendimientos superiores a los procesos convencionales.
Proceso electroquímico de obtención de hidrógeno verde y generación de electricidad con una pila combustible
Aquí se podría hacer una clasificación dependiendo del tipo de transporte:
Transporte por carretera de mercancías y servicios públicos: Las ventajas de la descarbonizar los vehículos pesados, es que estos son difíciles de electrizar, lo permiten a la tecnología del hidrógeno considerarse como una solución viable en el sector del transporte profesional. Las soluciones emergentes de este combustible en el mercado europeo del vehículo comercial confían en las iniciativas públicas en proyectos con autobuses urbanos, los camiones de mercancías y de servicio municipal. Hay también modelos de vehículos de camiones pesados para el transporte de mercancías a grandes distancias, que comercializan ya más de tres fabricantes.
Los vehículos turismos y comerciales, propulsados por hidrógeno, se desplazan usando la electricidad que se genera en una pila de combustible instalada en el interior del vehículo. Mediante el suministro de hidrógeno almacenado en depósitos, la pila combustible produce electricidad, que alimenta a un motor eléctrico para el desplazamiento del vehículo. Además, estos vehículos, disponen de un sistema de almacenamiento o batería para la recuperación y almacenamiento de la energía producida en las frenadas y cambios de pendiente. Las emisiones que generan es agua limpia, ya que con estos vehículos se eliminan las emisiones de CO2 (y de otros gases como el HC, CO y NOx) que producen los vehículos de combustibles fósiles.
Para usos del transporte en ferrocarril, el hidrógeno es una solución idónea para la descarbonización de la red española que está sin electrificar (aproximadamente un tercio de la red).
Transporte marítimo: los barcos suelen utilizar el fuelóleo, aunque ya cada vez menos, un tipo de combustible que contiene altos niveles de sustancias químicas y partículas nocivas. Las emisiones resultantes tienen altos niveles de óxidos de nitrógeno (NOx), óxidos de azufre (SOx), monóxido y dióxido de carbono (CO, CO) y un alto nivel de material particulado (PM); y las concentraciones varían según la posición, el movimiento y la velocidad del barco.
En referencia a los combustibles alternativos al anterior, el gas natural licuado (LNG) como combustible marítimo es una opción ya que, después de 25 años de su promoción, existen más de quinientos barcos alimentados con este combustible, sin contar los buques metaneros puros. El hidrógeno está despertando el interés, como potencial combustible con cero emisiones. Puede ser almacenado a bordo de un buque como hidrógeno líquido en tanques criogénicos (LH2) a -253°C, comprimido en recipientes de alta presión (CH2), o almacenado en forma de metal hidruros. Posteriormente, este combustible alimentará a una Pila Combustible de hidrógeno, a escala de megavatios (MW), que moverá unas hélices mediate enormes motores eléctricos alimentados desde dicha pila combustible.
Transporte aéreo: En este sector, el hidrógeno podría utilizarse en una pila de combustible (fuel cell) para convertir hidrógeno y aire en agua y electricidad, mediante un proceso electroquímico. La electricidad generada podría alimentar motores eléctricos que accionen una hélice. Por otro lado, el hidrógeno también puede utilizarse directamente para propulsar aviones quemándolo en un motor de turbina de gas, como se hace hoy en día con el combustible para reactores. El hidrógeno puede almacenarse a bordo del avión como líquido a baja temperatura o como gas comprimido a alta presión. Estas tecnologías pueden utilizarse por sí solas o configurarse de manera híbrida para aumentar sus prestaciones.
El hidrógeno, al ser un compuesto de muy baja densidad, para su uso final es necesario distribuirlo y almacenarlo de forma segura. El hidrógeno se puede almacenar físicamente en forma líquida, gaseosa o sólida.
El hidrógeno en estado gaseoso almacenado a temperatura ambiente, para poder aumentar su densidad energética a niveles de los actuales combustibles fósiles, requiere de soluciones de alta presión para su almacenamiento y transporte. En automoción, para que un vehículo que consuma hidrógeno tenga la misma autonomía que uno que consuma diésel o gasolina, para el mismo volumen de almacenamiento, necesitaría que el hidrógeno estuviera a una presión de 700 bares. (Los tanques de los camiones y autobuses lo suelen almacenar a una presión de 350 bar).
El punto de ebullición del hidrógeno líquido es de -252,9 °C. Debido a su punto de ebullición criogénico, el hidrógeno líquido requiere refrigeración ultra baja para ser almacenado de manera segura. También podría ser almacenado y transportado de manera natural (por ejemplo, los denominados portadores de hidrógeno orgánico líquido – LOHC).
El almacenamiento de hidrógeno sólido consistiría en la tecnología de hidruros metálicos donde el hidrógeno se almacena por un proceso de absorción en la red cristalina del hidruro metálico.
Además, se puede hacer una distinción entre los grandes sistemas para el almacenamiento y distribución y pequeñas infraestructuras in situ.
Una opción es el almacenamiento subterráneo de hidrógeno, por ejemplo, en grandes cuevas de sal construidas con hasta 1000 metros de profundidad cerca de grandes instalaciones de hidrógeno y de electrolizadores.
Por último, la transmisión de hidrógeno a través de conductos es una buena solución si se necesita distribuir grandes cantidades de hidrógeno. Teóricamente, un gasoducto de metano podría transportar casi la misma cantidad de energía utilizando hidrógeno. Sin embargo, es posible que acorte considerablemente la vida útil del gasoducto, ya que el hidrógeno es muy reactivo y podría reaccionar con los componentes que constituyen los aceros (principalmente el carbono).
Existe también la posibilidad de mezclar hidrógeno con gas natural para disminuir estos riesgos y reducir las adaptaciones necesarias en el gasoducto. Actualmente, se ha llegado a un máximo del 20 % de mezclas de hidrógeno con gas natural, sin que se alterara o afectara al proceso de transporte y/o distribución.
El concepto de los valles de hidrógeno fue desarrollado por la Unión Europea para describir la primera fase de la nueva economía del hidrógeno. Su objetivo es comenzar a producir este gas renovable en entornos industriales concretos, cerca de las empresas consumidoras. Los valles de hidrógeno facilitarían tanto la producción como el consumo de esta flexible molécula. Puede, por ejemplo, utilizarse con fines industriales, producir combustibles sintéticos o servir como apoyo al sistema eléctrico. En Castilla y León, se están tratando de desarrollar valles de hidrógeno que permitirían el despegue de este combustible alrededor de nuestra geografía nacional.
¿Qué se necesita para crear valles de hidrógeno? Para crear valles de hidrógeno, se requieren clústeres industriales donde se promocionan tanto los proyectos de producción de hidrógeno con el fin de encontrarle un uso en la amplia aplicación que pueda darse en su uso final. La colaboración entre empresas e instituciones es esencial. Nuestra Comunidad Autónoma tiene una posición ventajosa para lograrlo, ya que ya hay empresas que se han sumado a la Asociación del Hidrógeno de Castilla y León (H2CyL), promoviendo investigación y tecnología relacionadas con este recurso natural. Además, contamos con los recursos renovables esenciales para generar hidrógeno de forma sostenible.
Un Sistema de Garantía de Origen (Power Purchase Agreement o PPA) es un instrumento que asegura la gestión y actualización de la titularidad y control de las garantías de origen otorgadas a los gases renovables producidos a partir de fuentes de energía renovables. Las Garantías de Origen son similares a las ya existentes para la electricidad producida con energías renovables. Una garantía de origen es un certificado electrónico que acredita el carácter renovable de 1 MWh de gas 100 % renovable y aporta información de detalle sobre su producción.
Establece la definición de estas garantías, su contenido, las condiciones de expedición, así como la habilitación para la designación de una entidad responsable de su gestión y el procedimiento de gestión del citado sistema.
El ámbito de aplicación sería para cualquier gas producido a partir de fuentes renovables, para cualquier tecnología de producción existente o futura, cualquier logística de producción:
Para el “gas combustible procedente de fuentes renovables, aplicable al hidrógeno renovable, al biogás y a cualquier otro gas de origen renovable que se determine por resolución de la persona titular de la Secretaria de Estado de Energía”
Transitoriamente, se ha designado al Gestor Técnico del Sistema como Entidad Responsable del Sistema de GdO del gas procedente de fuentes renovables.
Dada la versatilidad que tiene el hidrógeno en cuanto a la forma de producción, como a los usos, estos último bien como materia prima o como vector energético, se procede a describir una planta electrolítica para la producción de hidrógeno y los pasos necesarios para su implementación.
Para ello, nuestro límite está en el uso final a que se destine el hidrógeno y que ya se ha visto anteriormente.
En la siguiente figura se presenta el esquema básico de una planta de producción de hidrógeno alimentada por energía renovable, mediante una línea eléctrica (modalidad solo autoconsumo). Sobre este esquema se describirán las fases para el desarrollo de un proyecto.
En Autoconsumo
En el caso de la producción de electricidad sirva para alimentar a la planta de electrólisis, pero con la posibilidad de, o bien verter los excedentes a red, o bien conectarse a la red para poder tener acuerdos de compra de energía renovable (Conocido como Acuerdos PPA)
Conectada a Red
| _ | Electrólisis alcalina (AEL) | Electrólisis polimérica (PEM) | Electrólisis de óxido sólido (SOFC) |
|---|---|---|---|
| Electrolito | Disolución de KOH | Polímero ácido sólido (ácido perfluorosulfónico (PFSA)) | Cerámica de Zirconio con Itrio estabilizado (YSZ) |
| Electrodo | Aleaciones de Níquel | Platino e Iridio | YSZ dopado con Níquel, Lantánido y Manganeso |
| Uso de materiales críticos como catalizador (mg/W) | Níquel (0,30 mg/W) | Platino (10 mg/W) | Las proporciones pueden variar según el diseño del electrolizador |
| Eficiencia energética (%) | 60 | 55 | 80 |
| Densidad de corriente (A/cm2) | 0,5 | 2 | >3 |
| Producción de hidrógeno (kWh/kg) | 51 | 62 | 41 |
| Costes de inversión (€/kW) | 750 | 1.600 | 8.250 |
| Costes de O. & M. €/(kg/d)/año | 32 | 58 | 410 |
| Degradación (%/1000 h.) | 0,13 | 0,25 | 1,85 |
| Vida útil (h.) | 60.000 - 90.000 | 30.000 - 90.000 | 10.000 - 30.000 |
| Observaciones | La más madura de todas las tecnologías | Apropiadas para aplicaciones en plantas PV y eólicas | Altas temperaturas operación (700ºC-1.000ºC) |
Descarga la tabla Comparación de las distintas tecnologías de electrólisis en formato Excel
Actualmente, los proyectos que se están presentando para la producción de hidrógeno mediante sistemas de electrólisis alimentados con energías renovables son con electrolizadores de tecnología PEM y AEL. Aunque la tecnología que presenta una mejor eficiencia es la electrólisis SOEC a alta temperatura, se trata de una tecnología que todavía se encuentra en proceso de desarrollo y no hay una gran experiencia comercial con este tipo de equipos. En el futuro próximo podrá llegar a ser una tecnología viable cuando mejore su vida útil actual.
Junto con el equipo principal, el electrolizador, vienen asociados una serie de equipos e instalaciones que son necesarios para el correcto funcionamiento de la planta:
Se necesitará realizar un estudio para determinar cuál es la mejor metodología para almacenar este gas producido, con el propósito de transportarlo al lugar donde se consumirá, bien como materia prima para el desarrollo de productos, o bien como combustible para usos térmicos en los procesos industriales o residenciales y de servicios, o en el transporte y movilidad.
En la siguiente tabla se presenta un resumen de las técnicas de almacenamiento del hidrógeno con sus ventajas e inconvenientes:
| Ventajas | Inconvenientes | |
|---|---|---|
| Tanques de gas comprimido | Presiones almacenamiento hasta los 700 bar. Tecnología disponible y de bajo coste. | Almacena poca cantidad de hidrógeno, aunque 700 bares la densidad energética empieza a ser comparable a la del hidrógeno líquido. El almacenamiento a muy alta presión (< 1.000 bar) está en desarrollo. |
| Tanque criogénico (LH2) | Tecnología desarrollada y con una elevada densidad de almacenamiento. | Se requieren temperaturas muy bajas (< -253ºC) y un aislamiento de alto coste. Se pierde parte del hidrógeno por evaporación y elevada energía para la criogenización. |
| Hidruro metálico | Tecnología disponible en algunos casos de uso. Almacenamiento en estado sólido. Seguridad. | Los equipos son muy pesados y una degradación alta en el tiempo. Alto coste. |
| Estructuras de carbono (LOHCŽs) | Grandes densidades de almacenamiento, ligeros y baratos. | Tecnología en desarrollo. |
Dependiendo de la capacidad de producción de la planta y los usos finales a que se destine el hidrógeno: localización, tipo y número de usos, cantidad diaria o mensual de consumos, etc., deberá de diseñarse el modo y tipo como se va a almacenar para luego expedirlo.
Paralelamente al almacenamiento, el proyecto ya deberá de contemplar los consumos y donde va a ser suministrado el hidrógeno producido por la planta y cómo será este distribuido y transportado para su uso.
El hidrógeno en estado gaseoso, por ejemplo, se puede distribuir hasta el lugar de utilización tanto a través de contenedores de alta presión como a través de hidroductos, siendo estos de dedicación exclusiva o bien mezclado con el gas natural usando así la infraestructura existente. La transmisión de hidrógeno a través de conductos es una buena solución si se necesita distribuir grandes cantidades de hidrógeno.
El transporte en tanques de alta presión enfrenta retos similares a los del almacenamiento en recipientes de alta presión y se puede facilitar mediante el uso de transporte terrestre, ferroviario o marítimo.
En el transporte por carretera para hidrógeno gaseoso, la mayoría de los camiones que actualmente transportan hidrógeno en tubos o tanques en funcionamiento suministran pequeñas cantidades de gas hidrógeno comprimido (<300 kg de H2 por entrega) a altas y medias presiones (<200 bares). Existe la necesidad de desarrollar remolques de tubos de mayor presión con una mayor capacidad, lo que reducirá los costos por kg de hidrógeno entregado. Hay ya desarrollo de equipos que dispondrán de una capacidad de almacenamiento de hidrógeno de 1.100 kg con una presión de 500 bares, con movimientos para permitir remolques de tubo de 700 bares de mayor capacidad (c. 1.500 kg) en los próximos años.
El emplazamiento de la planta de hidrógeno debe ubicarse en una zona con unas condiciones características climatológicas y geográficas muy específicas y bien determinadas para potenciar al máximo su rendimiento y el beneficio económico de la planta.
A continuación, se deberán de tener en cuenta una serie de condicionantes para la elección de la ubicación de la planta de hidrógeno. Para no extenderse mucho en los factores, se han seleccionado las siguientes condiciones:
| Parámetro | Tipo I | Tipo II | Tipo III | Tipo IV |
|---|---|---|---|---|
| Conductividad eléctrica máxima (micros/cm a 25ºC) | 0,056 | 1 | 4 | 5 |
| Resistividad eléctrica mínima (mOhm-cm a 25 ºC) | 18,2 | 1 | 0,25 | 0,2 |
| pH a 25 ºC | - | - | - | 5,0 - 8,0 |
| Carbono orgánico (TOC) máximo (microgramos/l) | 10 | 50 | 200 | Sin límite |
| Sodio máximo (microgramos/l) | 1 | 5 | 10 | 50 |
| Sílice máxima (microgramos/l) | 3 | 3 | 500 | Sin límite |
| Cloro máximo (microgramos/l) | 1 | 5 | 10 | 50 |
Otra forma de buscarle una ubicación sería de manera muy local, es decir, dimensionando la instalación y ubicándola en un lugar en el que el abastecimiento del hidrógeno y el punto de suministro coinciden espacialmente, normalmente en una industria o grupo de industrias.
Uno de los factores más importantes que afectan a la viabilidad económica de este tipo de plantas es el número de horas de funcionamiento del equipo de electrólisis. Es decir, aunque tengamos conectada a nuestra planta de producción de hidrógeno un parque de energía renovable es importante que haya un respaldo de la red para, certificando el origen de la electricidad que se use, nos garantice que sea de origen renovable. El objetivo es el de aumentar el número de horas de funcionamiento de los electrolizadores llegando a valores próximos o por encima de las 6.000 horas.
Es recomendable que las renovables asociadas estén sobredimensionadas ligeramente con respecto al electrolizador, con el objetivo de aumentar las horas de funcionamiento de este, teniendo en cuenta que un sobredimensionamiento excesivo también puede provocar excedentes de electricidad en momentos determinados.
Este tipo de instalaciones necesitarán una solicitud de aprobación de Autorización Ambiental Integrada, debido a que se encuentran incluidas en el epígrafe 4.2, instalaciones químicas para la fabricación de productos químicos inorgánicos, del Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación.
En la Comunidad Autónoma de Castilla y León, la Ley 6/2014, de 12 de septiembre, de Industria de Castilla y León, en su Título III, se regula todo lo que concierne a la promoción y desarrollo de este tipo de plantas. En el artículo 27, dentro de este mismo Título, se citan las líneas generales y directrices básicas de la política de promoción industrial de la Junta de Castilla y León.
Por otra parte, en esta misma ley citada en el párrafo anterior, el Titulo II recoge todo lo concerniente a la seguridad industrial, dado que la seguridad en el uso del hidrógeno es importante debido a su inflamabilidad y dispersión del calor. Por ello es fundamental contar con las normas técnicas y regulaciones necesarias que para garanticen las prácticas seguras en la producción, transporte, almacenamiento y uso del hidrógeno.
El Real Decreto 840/2015, de 21 de diciembre, por el que se aprueban medidas de control de los riesgos inherentes a los accidentes graves en los que intervengan sustancias peligrosas, tiene por objeto la prevención de accidentes graves en los que intervengan sustancias peligrosas, así como la limitación de sus consecuencias sobre la salud humana, los bienes y el medio ambiente.
El Órgano que tramita este tipo de actividades es la Dirección General de Industria de la Consejería de Industria, Comercio y Empleo.
Este tipo de proyectos se encuentran también incluidos en el anexo I, grupo 5, epígrafe.2º.i. industria química, producción de productos químicos inorgánicos, de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre de evaluación ambiental.
Además de lo anterior, en esta Comunidad Autónoma, este tipo de plantas deberán de ser analizadas desde el punto de vista ambiental, la Ley de Prevención Ambiental de Castilla y León es el marco legal que regula diversos aspectos relacionados con el medio ambiente y en el Decreto Legislativo 1/2015, aprobado el 12 de noviembre de 2015, establece el texto refundido de la Ley de Prevención Ambiental de Castilla y León. En él se regulan los siguientes aspectos:
Además, en el Decreto 209/1995, aprobado el 5 de octubre de 1995, que establece el Reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental de Castilla y León, detalla los procedimientos y criterios para evaluar el impacto ambiental de proyectos y actividades en la comunidad autónoma.
En nuestra Comunidad, se están tramitando y promocionando numerosos proyectos de plantas de hidrógeno obtenido a partir de fuentes renovables, cuya tramitación es compleja, dado que se tratan de instalaciones complejas que disponen de varias partes (generación de electricidad, planta industrial de electrolisis, almacenamiento químico de H2, posible conexión a un consumidor directo o a la red de gas, …). Además, dado que la normativa actualmente vigente, no recoge con claridad el tratamiento que se debe dar a este tipo de instalaciones con diseños y disposiciones variadas.
En el caso más completo que se puede hacer, siguiendo los diagramas expuestos en las dos figuras de la Descripción, nos encontramos con los siguientes elementos:
Para la tramitación de este tipo de instalaciones, en el ámbito de esta Comunidad Autónoma, para este tipo de instalaciones se les aplica, la Instrucción DGEYM/01/2022, que ha sido elaborada por la Dirección General de Energía y Minas y permite a los promotores de este tipo de proyectos como tramitarlos.
La Asociación Castellanoleonesa del Hidrógeno (H2CYL), entidad privada sin ánimo de lucro, nace en 2022 y tiene como fin el fomento y desarrollo de la economía del hidrógeno en nuestra Comunidad Autónoma.
Agrupa a más de 60 socios entre empresas, organismos públicos, centros tecnológicos y otros centros de investigación e innovación de la Comunidad Autónoma, para aunar esfuerzos en todo lo relacionado con las tecnologías del hidrógeno.
Gasnam-Neutral Transport es la asociación de transporte sostenible que integra la cadena de valor del gas y el hidrógeno para alcanzar los retos medioambientales, económicos y operacionales del transporte por tierra, mar y aire, en España y Portugal.
Agrupa a 160 socios de múltiples sectores: energía, automoción, ingeniería, transporte de mercancías y viajeros, puertos, navieras, astilleros, universidades, centros de investigación y administraciones.
La Plataforma Tecnológica Española del Hidrógeno (PTe H2) es una iniciativa promovida por la Asociación Española del Hidrógeno y amparada por el Ministerio de Ciencia e Innovación.
En la Plataforma participan numerosas entidades del panorama nacional cuyas actividades guardan algún tipo de relación con las tecnologías del hidrógeno y las pilas de combustible.
La Asociación Española del Hidrógeno (AeH2), constituida en el año 2002, posicionada como agente de referencia del sector del hidrógeno en España, con el propósito de promover e impulsar el desarrollo tecnológico e industrial de las tecnologías del hidrógeno en nuestro país.
Agrupa a cerca de 400 socios de toda la cadena de valor del hidrógeno, incluyendo promotores de renovables, fabricantes de equipos y componentes, ingenierías y EPC, Oil & Gas, gases industriales, transporte, organizaciones ligadas al sector, etc.
Página Web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En este sitio está el documento denominado Hoja de ruta del hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable.
El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) de España es una entidad pública empresarial, adscrita al Ministerio para la Transición Ecológica a través de la Secretaría de Estado de Energía, que actúa como una herramienta del Gobierno de la Nación para contribuir a la consecución de los objetivos que tiene adquiridos España en materia de mejora de la eficiencia energética, energías renovables y otras tecnologías bajas en carbono.
Fundado a finales de 1974 bajo el nombre de Centro de Estudios de la Energía (CEE), se creó debido a los diversos cambios del sector eléctrico, que hasta entonces se había caracterizado por una estabilidad en los precios y su disponibilidad ilimitada.
El IDAE viene desarrollando diferentes programas de incentivos y ayudas a proyectos de hidrógeno renovable, tales como:
La Sociedad Pública de Infraestructuras y Medio Ambiente de Castilla y León SOMACYL es una entidad instrumental de naturaleza mercantil de la Junta de Castilla y León, que tiene por objeto financiar, ejecutar y gestionar inversiones en materia de gestión del agua, recursos forestales, biomasa y energía renovable, suelo industrial y vivienda pública entre otras, de forma ágil y eficiente.
Actualmente está ejecutándose la primera planta de hidrógeno alimentada con fuentes de energía renovables de Castilla y León, que estará operativa en el 2024.
ENAGÁS está certificada como TSO independiente por la Unión Europea y en España es, además, el Gestor Técnico del Sistema. De acuerdo con el Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, la compañía también podrá operar como gestor provisional de la red troncal de hidrógeno.
ENAGAS viene desarrollando diferentes iniciativas, normativas y proyectos de hidrógeno renovable, tales como:
Como gestor técnico del sistema gasista y desde el primer cuatrimestre del año 2023, se ha puesto a disposición de las entidades e instalaciones, la plataforma del nuevo sistema de garantías de origen para los gases renovables, gestionada por Enagás GTS, permite, expedir y transferir garantías a aquellas instalaciones que estén registradas.
El Consejo del Hidrógeno es una iniciativa global liderada por directores ejecutivos de diferentes empresas, con el fin de que el hidrógeno acelere la transición a la energía limpia. Surgió en el Foro Económico Mundial de Davos en el año 2017 y fue la primera iniciativa de este tipo en el mundo. Compuesto inicialmente por 13 líderes de los sectores de energía, transporte y manufactura, en poco más de cinco años, el Consejo ahora incluye 140 empresas multinacionales que representan toda la cadena de valor del hidrógeno.
La Alianza Europea para un Hidrógeno Limpio se creó en julio de 2020 para apoyar el despliegue a gran escala de tecnologías de hidrógeno limpio de aquí a 2030. Reúne la producción de hidrógeno renovable y bajo en carbono, la demanda en la industria, la movilidad y otros sectores, y la transmisión y distribución de hidrógeno. Sus miembros provienen de la industria, las autoridades, la sociedad civil y otras partes interesadas. Esta Comunidad Autónoma, está representada en esta Alianza, a través de su Ente Regional de la Energía desde el año de su creación.
La Asociación Europea para las Tecnologías del Hidrógeno, tiene como objetivo principal contribuir al Pacto Verde de la UE y a la Estrategia del Hidrógeno a través de la financiación optimizada de las actividades de investigación e innovación.
Dentro de esta Asociación, en el año 2016, en el Marco de la Asociación Europea para las tecnologías del Hidrógeno, se desarrolló un Proyecto de Colaboración entre todas las regiones y ciudades europeas interesadas en el uso potencial de pilas de combustible y usos basados en hidrógeno. Esta iniciativa dio lugar a un Estudio , publicado en octubre de 2018, que tuvo como consecuencia la creación de un grupo de regiones denominado "Hydrogen Valleys Partnership" , y en el que se empezó a dinamizar nuevas acciones como Regiones en varios frentes. Nuestra Comunidad Autónoma, a través de la Asociación del Hidrógeno de Castilla y León y del Ente Regional de la Energía, participa en dicha iniciativa y en los diferentes proyectos que de ella van surgiendo. Actualmente se está participando en dos proyectos:
Castilla y León, a través de la Asociación del Hidrógeno de Castilla y León, participa junto con otras 9 regiones (37 participantes), investigan y desarrollan una cadena de valor del hidrógeno más madura en toda Europa en todos los niveles del mercado. El objetivo es hacer de Europa una economía de hidrógeno renovable competitiva y eficiente en el uso de los recursos. Hy2Market pretende crear cadenas de valor interregionales e internacionales conectando regiones para trabajar en innovaciones que impulsen la producción, el transporte y el uso de este hidrógeno.
Esta Comunidad Autónoma, a través de su Ente Regional de la Energía (EREN), participa en esta iniciativa, la última de una serie de valiosas colaboraciones entre la Clean Hydrogen Partnership y las autoridades de diferentes niveles territoriales (regional/nacional). Representa una excelente oportunidad para trabajar juntos para avanzar en el hidrógeno en esta Comunidad Autónoma. Participamos junto con otras 9 autoridades de gestión. Colabora estrechamente la Asociación del Hidrógeno de Castilla y León.
