¿Hacia una economía basada en el hidrógeno?

Vicente Cortés, presidente de Inerco y Catedrático de Ingeniería Química y Ambiental de la Universidad de Sevilla

Paloma Cortés, Responsable de Proyectos de Tecnología e Ingeniería, Inerco

¿Qué es el hidrógeno?                           

El hidrógeno es un vector energético de naturaleza química[mfn]Technology Roadmap. Hydrogen and Fuel Cells. IEA, 2015[/mfn] que puede ser producido por diferentes vías, con huella de carbono variable:

• A partir de electricidad de cualquier origen: renovable, nuclear o derivada de fósiles
• Por transformación de gas natural e incluso de carbón y derivados petrolíferos

En el caso de ser obtenido a partir de electricidad renovable permitirá la penetración en l sistema energético de cantidades crecientes de aquella en diferentes formas conocidas como Power-to-X.

La naturaleza química del hidrógeno –que está constituido por moléculas y no solo por electrones como la electricidad- hace que sea un firme candidato a facilitar la relación entre suministro y demanda de energía en sistemas centralizados y distribuidos, dirigidos a la descarbonización, proporcionando flexibilidad y resiliencia por las siguientes razones:

• Es susceptible de ser almacenado durante períodos de tiempo prolongados, transportado a largas distancias y utilizado directamente o en mezclas como combustible. 
• Puede reaccionar con otras moléculas como el CO2 y el nitrógeno para dar origen a productos que pueden ser utilizados como materias primas y combustibles en la industria y el transporte, aprovechando infraestructuras existentes.

¿Cómo se produce el hidrógeno?

En la actualidad, el 95% del hidrógeno que se produce en la UE se obtiene fundamentalmente por reformado con vapor de metano con emisiones de CO2 asociadas (en torno a 330 g CO2eq/kWhH2)[mfn]Hydrogen generation in Europe: Overview of key costs and benefits. European Commission, July 2020[/mfn]. Es el denominado hidrógeno gris o “derivado de fósiles” en la estrategia de la Comisión Europea[mfn]A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe. European Commission. COM (2020) 301 Final[/mfn]. 

Este proceso puede ser complementado con captura, uso y almacenamiento de CO2 para dar origen al hidrógeno azul, que puede tener una huella de carbono entre el 70 y 90% inferior. La mayor parte del 5% restante de la producción actual se obtiene como coproducto de la industria del cloro-sosa que emplea electrolizadores alcalinos.  

La vía electrolítica está llamada a tener un crecimiento muy rápido en virtud de las políticas comunitarias y nacionales. Pero para que el hidrógeno pueda ser calificado como renovable (verde) la electricidad tiene que tener esta característica, pudiendo alcanzarse huellas de carbono de menos de 30 g CO2eq/kWhH2. Con una cierta dosis de realismo, la Comisión identifica el “hidrógeno bajo en carbono” como aquel que tiene una huella de carbono significativamente reducida, sea producido por reformado de metano con captura o por electricidad parcialmente renovable.

En la actualidad, el hidrógeno se usa principalmente en refinerías para eliminar contaminantes y generar productos de calidad acordes con la demanda (33%), fabricación de amoníaco (27%), de metanol (11%) y producción de acero por reducción directa de mineral de hierro (3%). El 64% de la producción de hidrógeno es on-site, cautiva, destinada a procesos de la misma factoría. 

En resumen, el hidrógeno está presente ya en muchos aspectos de la economía global y de nuestra vida diaria, pero las hojas de ruta y las medidas de apoyo actualmente en diseño pueden traducirse en una importancia y papel crecientes, como se detalla en este artículo.

El hidrógeno, ¿piedra angular de un nuevo sistema energético?

La Comisión Europea está decidida a que el hidrógeno sea el pilar básico de un sistema energético descarbonizado. La Figura 1 refleja esta concepción, en la que los recursos para obtener hidrógeno son diversos, desde gas natural y biometano a electricidad renovable. La prioridad es, evidentemente, que la mayor parte del hidrógeno sea renovable, obtenido por electrolisis con electricidad de origen eólico y solar, debido a que es la opción más compatible con el objetivo de neutralidad climática para 2050. 

De forma pragmática, no obstante, la estrategia de la Comisión establece que, a corto y medio plazo, se necesitan otras formas de hidrógeno bajo en carbono, para poder reducir de forma rápida las emisiones de CO2 de las vías actuales y allanar el camino a la utilización masiva futura del vector hidrógeno.  

En la actualidad, reconoce la Comisión, ni el hidrógeno azul –ni por supuesto el verde– son competitivos con el hidrógeno gris, por lo que se pretende que la industria europea sea capaz de alcanzar 6 GW potencia instalada de electrolizadores alimentados con electricidad renovable en 2024 y 40 GW de en 2030. Y así avanzar rápidamente por la curva de aprendizaje. Ello supondría la producción de hasta 10 Mt de hidrógeno renovable, cifra ligeramente superior a la demanda actual en la UE que se compara con la demanda mundial de hidrógeno puro de aproximadamente 70 Mt[mfn]The Future of Hydrogen. IEA, 2019[/mfn].  

Las tasas de aprendizaje requeridas (reducción relativa de costes por cada duplicación de la potencia instalada o energía producida acumuladas) son muy elevadas[mfn]Hydrogen and synthetic fuels. EASAC, 2020[/mfn] (Figura 2) pero hay precedentes que hacen pensar que, con las inversiones y soporte adecuados, serían alcanzables, aunque con notables incertidumbres. La Estrategia Comunitaria estima que los costes podrían reducirse a la mitad en 2030.   

Esta aproximación por fases es coherente con esquemas similares seguidos anteriormente para otras líneas de desarrollo tecnológico. La experiencia en otros campos ha demostrado que es recomendable concentrar los esfuerzos y las inversiones en electrolizadores distribuidos de pequeño y mediano tamaño, para reducir costes de construcción, operación y mantenimiento antes de pasar de forma prematura a equipos de grandes capacidades, cuyas prestaciones se verán mejoradas en cortos períodos de tiempo por unidades más avanzadas. 

En este sentido, la Tabla 2 ilustra el rendimiento y el número de horas de operación de los stacks de diferentes tipos de electrolizadores y la evolución prevista en base al proceso de desarrollo tecnológico[mfn]Hydrogen generation in Europe: Overview of key costs and benefits. European Commission, July 2020[/mfn]. 

El hidrógeno bajo en carbono

En virtud de esta doble vía de aproximación para facilitar la creciente penetración del hidrógeno, entendemos que la industria consumidora a gran escala de hidrógeno recurrirá en primera instancia al reformado con vapor de metano (o al reformado autotérmico, otra tecnología que usa habitualmente gas natural) más captura y uso o almacenamiento de CO2. 

Ello es objeto de numerosos proyectos en países con acceso a almacenamiento geológico en yacimientos de gas agotados, especialmente en el Mar del Norte[mfn]The crucial role of low-carbon hydrogen production to achieve Europe´s climate ambition: A technical assessment. ZEP, January 2021[/mfn]. Destacan los proyectos en el polo industrial del Puerto de Rotterdam, varios en el Reino Unido y un proyecto en estudio de viabilidad cerca de Rávena, en Italia, nucleados en torno a refinerías de petróleo en numerosos casos. 

El resultado es que se puede disponer de hidrógeno con una huella de carbono entre 30 y 120 g CO2eq/kWhH2 a un precio sensiblemente inferior al del hidrógeno electrolítico actual, producido por actores con una dilatadísima experiencia en el empleo de hidrógeno y los aspectos de seguridad asociados. Y ello se traducirá en el consiguiente efecto en la competitividad de los productos derivados.

Pero la Comisión persigue introducir medidas correctoras de forma que el hidrógeno azul –con costes de producción relativamente conocidos y que recurre a tecnologías probadas a gran escala– no frene la penetración del hidrógeno verde. Se prevé para junio de 2021 el establecimiento de umbrales mínimos de hidrógeno renovable en determinados sectores (industria química, por ejemplo) y la introducción del concepto de “mezcla virtual”, de forma que haya un porcentaje mínimo de este tipo de hidrógeno en el volumen conjunto de vectores energéticos gaseosos que utilice una actividad, con independencia de si existe mezcla física o no.  

No obstante, a) el desarrollo de la tecnología de electrolizadores a gran escala, b) la dependencia de la UE del exterior para los materiales necesarios y c) la existencia de zonas del planeta fuera de la UE con recursos renovables excepcionales, aunque con escasez de agua (Sur de Chile, Norte de África, Oriente Medio)[mfn]Path to hydrogen competitiveness. The Hydrogen Council, 2020[/mfn] suponen un riesgo cierto de que se produzca un relevante comercio internacional de hidrógeno, con la UE como importador neto. Y para un vector energético como el hidrógeno verde, los mecanismos de ajuste en frontera en preparación por la Comisión para el segundo trimestre de 2021 deberían adoptar las previsiones oportunas.  

Conclusión

El hidrógeno usado en la actualidad –mayoritariamente en la industria del refino y fertilizantes– está llamado a ser el pilar de un sistema energético descarbonizado. El proceso de fabricación más extendido actualmente tiene una huella de carbono que es preciso reducir para caminar por la senda de descarbonización neta de la economía europea en 2050. 

En tanto la tecnología de electrolizadores avanza hacia la reducción de costes y aumento de capacidades unitarias existe la alternativa cierta de acoplar sistemas de captura, uso y almacenamiento a los procesos de producción convencionales. 

Para avanzar en la reducción de CAPEX y OPEX de los electrolizadores y mejorar sus rendimientos resulta recomendable abordar numerosas instalaciones de pequeño y mediano tamaño, de forma que se eviten cuantiosas inversiones en instalaciones cuyas prestaciones quedarán superadas por los sucesivos avances que se produzcan en el proceso de desarrollo tecnológico.  

En cualquier caso, deberían adoptarse las previsiones oportunas para que Europa no se convierta en un importador neto de hidrógeno verde procedente de regiones con costes de producción sensiblemente inferiores.  

Nota: Esta contribución es la primera de una serie en la que se tratarán, además de los aspectos globales de la estrategia europea, las propiedades del hidrógeno y su incidencia en las cuestiones de seguridad, empleo y transporte y las diversas aplicaciones industriales presentes y futuras con sus características técnicas y económicas más relevantes 

 Referencias

1. Technology Roadmap. Hydrogen and Fuel Cells. IEA, 2015
2. Hydrogen generation in Europe: Overview of key costs and benefits. European Commission, July 2020
3. A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe. European Commission. COM (2020) 301 Final
4. The Future of Hydrogen. IEA, 2019
5. Hydrogen and synthetic fuels. EASAC, 2020
6. The crucial role of low-carbon hydrogen production to achieve Europe´s climate ambition: A technical assessment. ZEP, January 2021
7. Path to hydrogen competitiveness. The Hydrogen Council, 2020