El hidrógeno desempeñará un papel indispensable en un futuro sistema energético libre de carbono, según casi todos los interesados en el tema. Pero los escenarios que muestran su participación en la energía final en el año 2050 varían considerablemente. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) dice que el 12%, el Consejo del Hidrógeno con sede en Bruselas dice que el 18%, mientras que el objetivo anunciado de la UE es el 24%.
Cualquiera que sea el resultado final, los observadores de la industria ahora están de acuerdo en gran medida en que hay dos ámbitos en los que los costos deben reducirse para que avance el hidrógeno sin carbono. El coste de las energías renovables, ya objeto de notables reducciones en la última década, debe seguir cayendo. Y el costo de la electrólisis del agua para la producción de hidrógeno, que abarca el hardware básico del hidrógeno verde, el electrolizador, debe seguir un camino similar hacia abajo.
Muchos ven que ambos están listos para suceder. De hecho, los dos están relacionados integralmente, con los gastos operativos y el costo de capital que se incluyen en el costo total de operación del electrolizador. Se espera que continúe la caída de los precios de las energías renovables, con un despliegue acelerado de las energías renovables en las redes. Pero los costos de capital también deben reducirse, y los equipos de electrólisis se fabrican de manera más rápida y menos costosa.
Si bien el precio de la energía solar fotovoltaica ha caído aproximadamente un 90% en los últimos 10 años, debe caer aún más y los gobiernos parecen decididos a ayudar. Por ejemplo, en marzo, el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) anunció su objetivo de que el costo de la energía solar a gran escala se reduzca en más de la mitad en 10 años, de un costo actual de 4.6 centavos por kilovatio-hora (kWh) a 3 centavos / kWh para 2025 y 2 centavos / kWh para 2030. DOE anunció una serie de proyectos de I + D y capital inicial para fotovoltaica mejorada (perovskitas, películas delgadas) y energía solar concentrada (CSP) para lograr mayores eficiencias y menores costos.
El costo de la tecnología de electrólisis también ha ido disminuyendo, con mejoras de diseño para una mayor eficiencia. Se están implementando unidades alcalinas mejoradas incluso cuando los compradores están recurriendo cada vez más a electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM) de mayor eficiencia. Mientras tanto, la tecnología avanza para las celdas de electrolizador de óxido sólido (SOEC), que prometen lograr una eficiencia muy alta a partir de un alto aporte de calor, de fuentes de calor industriales y, potencialmente, de reactores nucleares.
La pregunta ahora es si la electrólisis del agua para la producción de hidrógeno puede seguir la curva de costos a la baja fortuita que ha seguido la energía solar fotovoltaica durante los últimos diez años. Será fundamental seguir reduciendo los costes, ya que el hidrógeno electrolítico tendrá que competir con el “hidrógeno azul” producido con la captura de gas natural y carbono, que ahora es menos costoso. El éxito conducirá a la tan esperada adopción generalizada de lo que los defensores han llamado el “Santo Grial” del hidrógeno, que es hidrógeno electrolítico producido con electricidad renovable (es decir, hidrógeno “verde”).
Ampliar
Hoy en día, la creencia generalizada es que el hidrógeno libre de carbono se iniciará en aplicaciones industriales, en los principales grupos industriales, primero en forma de azul y luego en forma de verde. Para el verde, los electrolizadores son críticos y continúan siendo fabricados a pequeña escala con mucha mano de obra, incluso por grandes fabricantes. Sin embargo, los fabricantes globales del mundo planean expandirse para reducir los costos.
Esto fue evidente en los paneles de discusión de la reciente conferencia Middle East Energy Online 2021 , organizada por Informa Markets, durante la cual los principales actores de la industria compartieron ideas sobre sus planes de producción.
Un actor importante a tener en cuenta es el gigante industrial alemán thyssenkrupp, que como fabricante de acero y productor de hidrógeno ve la cuestión del hidrógeno tanto desde el punto de vista del productor como del usuario.
La unidad de electrólisis de agua alcalina estándar de la compañía es un módulo de 20MW, que produce aproximadamente 4000 metros cúbicos de hidrógeno por hora. Este módulo es el bloque de construcción actual de la empresa para la producción de hidrógeno, de modo que una unidad de 100 MW requiere la combinación de 5 bloques. Puede seguir construyendo desde allí. Por ejemplo, para lograr 2,2 GW de capacidad de electrólisis para el proyecto gigante en NEOM, la compañía necesitará ensamblar 110 bloques.
“Hemos reducido el costo y aumentado el tamaño de nuestro módulo básico a 20MW”, dijo Malcolm Cook, vicepresidente de desarrollo comercial de thyssenkrupp. “Ahora nuestro enfoque va desde nuestra actual cadena de fabricación de 1GW hasta la producción anual de 5GW”, dijo.
El aumento de la producción de electrolizadores de la compañía no está en un cronograma estricto y ocurrirá a medida que lleguen los pedidos. Pero Cook dice que la compañía está lista para invertir en un aumento gradual.
Otro actor importante en el campo es el fabricante de motores estadounidense Cummins Inc., que amplió enormemente sus capacidades de producción de hidrógeno hace dos años cuando adquirió Hydrogenics Corporation, con sede en Canadá (con Air Liquide de Francia reteniendo la propiedad parcial). La adquisición le dio a Cummins nueva experiencia tanto en celdas de combustible de hidrógeno como en electrólisis, posicionándola mejor para el trabajo relacionado con la transición energética. Desde entonces, Cummins se ha involucrado en una serie de proyectos de hidrógeno verde a pequeña escala.
“En términos de tamaño del proyecto, mientras que 10MW era un objetivo hace un par de años, ya tenemos un electrolizador PEM de 20MW en operación hoy en Canadá”, dijo Denis Thomas, líder de desarrollo comercial global para electrolizadores en Cummins. “El siguiente paso lógico son los proyectos en el rango de 100-500MW, que serían trampolines hacia proyectos muy grandes en el rango de gigavatios”, agregó.
“La pregunta principal es el momento oportuno porque estamos aumentando la capacidad de fabricación, pero no tiene sentido poner toda la capacidad en su lugar porque muchos proyectos (de hidrógeno) están en etapa de desarrollo”, dijo Thomas. “Hoy estamos bien con proyectos de hasta 500MW”.
Thomas explicó que, en este punto, es probable que los clientes no requieran una capacidad de electrólisis de 1GW en un bloque. Más bien, desarrollarán la mayoría de los proyectos en etapas, con una primera fase que requiere una capacidad de 100-200MW. Sin embargo, es evidente que la ambición de Cummins es alcanzar el nivel de capacidad de producción de GW, posiblemente alrededor de 2025, afirmó.
Otros grandes actores que aspiran a ascender a la fabricación a escala de gigavatios incluyen a la empresa británica ITM Power, que se encuentra en las primeras etapas de planificación de una nueva fábrica de electrolizadores. Otra es la empresa noruega Nel ASA, que amplió su producción de electrolizadores hasta 500MW este año, con una mayor expansión prevista. Nel anunció recientemente su objetivo de producir hidrógeno verde a 1,50 dólares por kilogramo para 2025, lo que haría que su costo fuera comparable al del hidrógeno convencional basado en fósiles. Mientras tanto, la empresa danesa Haldor Topsoe y la empresa conjunta española Iberlyzer también están ampliando la capacidad de producción durante los próximos dos años.
Ninguna de estas empresas está preparada para superar la producción anual de 1 GW en un futuro próximo.
¿Siguiendo el camino de PV?
El hidrógeno verde existe hoy en día en cantidades mínimas. Su costo es al menos el doble que el del hidrógeno de origen fósil. Básicamente, no hay mercado para ello. Por lo tanto, todavía es muy pronto para la industria.
Hoy en día, las industrias de los Estados Unidos producen anualmente aproximadamente 10 millones de toneladas métricas (Mt) de hidrógeno, mientras que aproximadamente 120 Mt de hidrógeno se producen a nivel mundial (China es el país productor más grande). Casi todo esto se produce con procesos que generan altas emisiones de carbono.
Se ha estimado que para alcanzar la producción actual de hidrógeno de EE. UU. Con electricidad renovable se necesitarían 115 GW de energía eólica marina. La dificultad de hacer eso se vuelve obvia cuando se considera que EE. UU. Ahora se esfuerza oficialmente por tener 30 GW de energía eólica marina para el año 2030.
IRENA, en su hoja de ruta de transición energética hasta 2050, estima que la producción global de hidrógeno verde debe alcanzar aproximadamente 400 Mt, lo que requeriría una capacidad total instalada de electrolizador de 5 teravatios (TW) para 2050. Hoy, la capacidad total instalada de electrolizadores en todo el mundo es de aproximadamente 8 GW.
Estas cifras muestran que el aumento de producción que debe ocurrir para lograr los objetivos de hidrógeno verde establecidos por los gobiernos y las agencias internacionales es asombroso. Requerirá una iniciativa pública sostenida para establecer objetivos y reducir los costos del hidrógeno verde a lo largo de su cadena de valor, incluso en el campo crítico de la electrólisis.
Cornelius Matthes, director ejecutivo de Dii Desert Energy, una consultora sin fines de lucro con sede en Dubai, ve motivos para el optimismo.
“Habrá mucha innovación en el lado de la electrólisis con la llegada de nuevas tecnologías”, dijo en la reciente conferencia Middle East Energy Online 2021 . “Para los electrolizadores, se pasa del ensamblaje manual a la producción en gran parte automatizada, combinada con avances significativos en I + D”.
Matthes ha contado 19 proyectos de hidrógeno en todo el mundo que requerirán una capacidad de electrolizador de casi 140 GW. Esta cartera de proyectos, piensa, comenzará a estimular niveles más altos de producción de electrolizadores que reducirán los costos.
“No tengo ninguna duda de que esto sucederá, que en diez años, cuando miremos hacia atrás, probablemente veremos una historia exitosa como la que vimos con las energías renovables hace 10 años”.
Pero no sucederá sin ayuda, ya que muchos de los proyectos de hidrógeno que él señala están subsidiados hasta cierto punto.
“Desde un punto de vista regulatorio, deberíamos aplicar lo que sea posible para acelerar este desarrollo, para crear estándares, para crear todos los requisitos previos para un mercado”, dijo Matthes.
Por Alan Mammoser
Fuente: Oilprice.com
