No, el hidrógeno blanco no es una fuente ilimitada de combustible limpio

No es la base de una expansión radical de la economía energética del hidrógeno, pero ofrece alguna esperanza de descarbonización de parte del uso actual del hidrógeno.

Por

Publicado

Recientemente me han pedido que dé mi opinión sobre un nuevo color de hidrógeno: el blanco. Mi daltonismo hace que todo el espectro de colores del hidrógeno sea aún más tonto de lo que ya es, ya que creo que tenemos 23 colores más de los necesarios en la actualidad.

En realidad, sólo existen dos tipos de hidrógeno: el hidrógeno con bajas emisiones de carbono y el hidrógeno con altas emisiones de carbono. Si se aplican colores, estos deben ser verde y negro. Los fundadores de la Hydrogen Science Coalition, ingenieros con una larga experiencia profesional y académica en hidrógeno, discutieron entre ellos sobre cuál debería ser un punto límite alineado con la solución climática para la fabricación de hidrógeno, y se decidieron por un kilogramo de dióxido de carbono o equivalente (CO2e) generado en la fabricación. un kilogramo de hidrógeno. Ese umbral bastante bueno sugiere que un kilogramo o menos es verde y todo lo demás es negro. Estaría bien con eso. Al menos podía distinguir los colores.

El punto es la intensidad de carbono del ciclo de vida completo del hidrógeno, no el proceso o las materias primas utilizadas para fabricarlo. Todos los colores son sólo variantes de proceso o fuente, lo que está causando dolores de cabeza incluso entre personas con una percepción normal del color, sin mencionar las definiciones de colores que compiten entre sí.

Examinemos un poco lo que significa un kilogramo por kilogramo de intensidad de carbono. Se necesitan, con el resto de la planta, entre 55 y 60 kWh de electricidad para fabricar un kilogramo de hidrógeno mediante electrólisis. Por cierto, eso no se hará mágicamente más pequeño, ya que nos acercamos a los límites de la física en este punto. No es susceptible a la ley de Wright, según la cual duplicar las unidades fabricadas reduce los costos por unidad entre un 20% y un 27%. Hay economías de escala disponibles para la fabricación de hidrógeno, pero sobre todo mediante la construcción de plantas muy grandes, que seguirán requiriendo mucho capital.

Usando un kilogramo de CO2e, eso significa que cada kWh de electricidad puede tener una deuda de carbono de aproximadamente 18 gramos de CO2e. Eso funciona muy bien en mi provincia natal de Columbia Británica en Canadá a partir de la red eléctrica, que tiene una intensidad de carbono de 12,9 gramos de CO2e por kWh. Vermont tiene un nivel aún más bajo de CO2e por kWh y podría fabricar hidrógeno verde según esta definición a partir de electricidad de la red, mientras que ni siquiera el estado de Washington puede reducirlo a unos 84 gramos de CO2e/kWh. En Europa, Suecia es el país que más se acerca, pero todavía se encuentra en 45 gramos de CO2e/kWh, más del doble del límite. Y toda la electricidad de la red se está descarbonizando, aunque no tan rápido como sería necesario. Con el tiempo, todas las redes estarán en el rango de Columbia Británica y Vermont.

Aún así, prefiero tener hidrógeno en la red en Vermont o Suecia que hidrógeno fabricado a partir de gas natural, que entre las emisiones de metano y el proceso de reforma del vapor es de 10 kilogramos de CO2e por kilogramo de hidrógeno. Y es probable que el hidrógeno azul solo reduzca esa cifra a 2-4 kilogramos de CO2e por kilogramo de hidrógeno, y el extremo inferior de ese rango requiere una gestión muy estricta de las emisiones de metano.

Para contextualizar el grado de lobby en torno a lo que constituye hidrógeno "verde", las normas de la UE para el hidrógeno renovable fijan una intensidad de carbono que es suficientemente buena con 3,38 kilogramos de CO2e por kilogramo de hidrógeno. Sí, la Coalición Científica del Hidrógeno cree que ese no es un buen nivel. Sí, hay muchas críticas a esa intensidad de carbono provenientes de una amplia variedad de fuentes. Hay una buena razón para ello. No está ni remotamente alineado con el logro de los objetivos climáticos, incluso si la UE no estuviera obsesionada tontamente y temporalmente con hacer del hidrógeno un portador de energía. Pero está al alcance del hidrógeno fabricado a partir de gas natural. Conveniente, ¿no?

¿Por qué estoy tan centrado en la electricidad de la red? Dos razones.

La primera es que el 85% del hidrógeno que utilizamos hoy se fabrica en el punto de uso. Esto se debe a que la distribución del hidrógeno es muy cara. La mayoría de las bombas de los vehículos con pila de combustible de hidrógeno dispensan hidrógeno negro elaborado a partir de combustibles fósiles. Esa es la forma más barata de hidrógeno que hemos tenido hasta la fecha. En EE.UU. es posible fabricar hidrógeno a partir de gas natural muy barato por poco menos de un dólar estadounidense el kilogramo. A pesar de eso, un camión cargado de hidrógeno entregado suele costar 10 dólares el kilogramo. Y un kilogramo de hidrógeno dispensado en un surtidor de pila de combustible ha oscilado entre 15 y 25 dólares en los últimos años.

Se necesitan unos 14 camiones cisterna de hidrógeno para entregar el mismo contenido energético que un solo camión cisterna de gasolina. Eso es 14 veces la distancia recorrida como mínimo. 14 veces la duración del pago a un conductor. 14 veces el mantenimiento de los camiones. Y esos camiones tubulares tienen hidrógeno comprimido o hidrógeno líquido, los cuales requieren mucha energía para comprimirse o licuarse. En la estación de bombeo de pilas de combustible, los tanques de almacenamiento deben comprimirse mucho. Y si se entrega hidrógeno líquido, se requiere mucha tecnología para convertirlo nuevamente en gas de manera rápida y segura. Y luego, cuando se bombea a los automóviles, se necesita una bomba capaz de comprimir el gas a 700 bar (10.000 libras por pulgada cuadrada), o aproximadamente 700 veces la presión de la atmósfera al nivel del mar. En comparación, las botellas de buceo alcanzan un máximo de 300 bar.

La distribución de hidrógeno es desafiante, costosa y propensa a riesgos. Así que hoy sólo lo hacemos si es necesario. Recuerde, el diésel y la gasolina son líquidos a temperaturas normales, y el gas natural no necesita comprimirse mucho para contener suficiente energía y que valga la pena. Distribuimos gran parte de esos combustibles fósiles en parte porque son muy fáciles y baratos de distribuir.

La siguiente parte es el costo. Electrolizar hidrógeno es un juego de optimización de gastos de capital y gastos de operación. Capex, o gasto de capital, es el costo de construir la instalación y debe amortizarse en función de los kilogramos de hidrógeno producido. Eso significa que un gasto de capital elevado genera un requisito de alta utilización. Eso genera una necesidad de electricidad que esté disponible más del 60% del año, o electricidad firme. No se puede conseguir eso con un solo parque eólico o solar, y si se construye cualquiera de los dos para fabricar hidrógeno, también hay que agregar esos costos de capital a la combinación de gastos de capital. Es poco probable que consigas eso con un parque eólico y un parque solar combinados, incluso si tienes condiciones notablemente buenas tanto para la energía eólica como para la solar en el mismo sitio. Como mínimo, hay que agregar algo de almacenamiento o transmisión, o ambos, y eso también aumenta el gasto de capital. Ah, y debe tener muchos más gastos operativos asociados para administrar todo lo anterior, por lo que su gasto operativo aumenta y necesita niveles de experiencia cercanos a los de administración de la red.

De los componentes de una instalación de electrólisis a escala industrial, sólo el electrolizador en sí tiene margen para reducir costos debido a los volúmenes de fabricación. El resto de los componentes son componentes industriales relativamente mercantilizados, y hay aproximadamente 27 de ellos. Los costos de las plantas de electrólisis no se reducirán en un 90%, y probablemente no más del 20% con el tiempo.

En el otro lado de la ecuación, hoy tenemos una gran fuente de electricidad firme. Se llama la red. Conectamos a la red fuentes de demanda de varios MW todos los días. Requiere algo de planificación, pero es mucho más barato desde la perspectiva del gasto de capital que construir un parque eólico y solar en medio de la nada.

Pero la electricidad firme de la red, que viene con el beneficio de las operaciones existentes competentes en la red, conlleva costos de administración de servicios públicos y similares. Eso aumenta el lado opex de la ecuación.

Construya una instalación en medio de la nada con instalaciones eólicas, solares, de almacenamiento, de transmisión y de electrólisis industrial, y tendrá un gasto de capital muy grande con una carga de gastos operativos menor, pero con un enorme problema de distribución. Conecte una instalación de amoníaco existente a la red, reutilice el suministro de agua para la reformación de vapor, reemplace la instalación de reformación de vapor con electrólisis y tendrá un costo de capital mucho menor con costos operativos más altos, pero sin el problema de distribución.

Construir una instalación de electrólisis de hidrógeno a escala adecuada en una planta de amoníaco y operarla con electricidad de la red será más barato en la mayoría de los casos que entregar hidrógeno fabricado a gran distancia a la planta de amoníaco, o construir una nueva planta de amoníaco en medio de en ninguna parte con una instalación de electrólisis. Instalar un electrolizador en una planta nuclear para proporcionar sus cientos de kilogramos por día de lubricante para turbinas es más barato que enviar hidrógeno negro o gris.

Así que mi proyección es que la gran mayoría de las instalaciones de fabricación de hidrógeno están ubicadas de manera más razonable en los puntos de demanda actuales, especialmente las plantas de fabricación de amoníaco (el área de mayor demanda persistente de hidrógeno), y se abastecen de electricidad de la red. Habrá casos en los que tenga sentido centralizar instalaciones masivas de electrólisis en centros de demanda de nueva construcción, pero ni mucho menos la escala de las actuales propuestas exageradas basadas en costos irracionales y proyecciones de demanda irracionales.

Descarbonizar la red, fabricar hidrógeno donde sea necesario a partir de la electricidad de la red. Como comentamos recientemente Paul Martin, cofundador de Hydrogen Science Coalition, y yo, es completamente razonable tener requisitos estrictos de adicionalidad, localidad y temporalidad para cualquier subsidio federal, como los del IRA de EE. UU. Eso significa que las supuestas instalaciones de hidrógeno verde necesitan agregar electricidad renovable que esté bastante cerca de la instalación de hidrógeno en la red, y fabricar electricidad que ingrese a la red en un cronograma similar a la demanda de electricidad de la instalación de hidrógeno. Donde no reciban un subsidio, la electricidad de la red será una opción cada vez mejor en cualquier caso.

Pero en los países que aplican un precio creciente del carbono, algo de eso comienza a convertirse en un lavado siempre y cuando midamos las emisiones de CO2e a lo largo del camino y les apliquemos el precio del carbono. El precio del carbono de Canadá, por ejemplo, incluye el metano, un gas clave para el calentamiento global. La electricidad de la red se ve afectada por el precio del carbono, lo que es parte de la razón por la cual las plantas de carbón de Alberta cerraron temprano, descarbonizando su electricidad con bastante rapidez. El esquema de comercio de emisiones (ETS) de la UE incluye cada vez más cosas, aumenta el precio por tonelada y su mecanismo de ajuste de frontera de carbono se basa en el ETS, por lo que todo lo exportado a la UE tiene efectivamente el precio del carbono de la UE. Y si bien el ETS no incluye el metano hoy, lo incluirá en 2026.

Bien, entonces tendrá sentido fabricar hidrógeno localmente en la mayoría de los casos, y el hidrógeno no será barato.

Introduzca el hidrógeno blanco. ¿Qué es eso? Se trata de depósitos naturales de hidrógeno gaseoso bajo tierra, por lo que en ocasiones se le llama hidrógeno natural. El mismo principio que el gas natural (tenga en cuenta la similitud de nombres) o el petróleo o el carbón. Alguna combinación de procesos biológicos y geológicos conduce a que haya hidrógeno bajo tierra que podría extraerse.

Hay titulares sin aliento por todas partes. Abundan las afirmaciones de hidrógeno ilimitado. Los defensores del hidrógeno, que están cada vez más consternados por los jinetes de hojas de cálculo que utilizan números realistas y descubren que el hidrógeno no tiene sentido como reserva de energía, se están subiendo al tren del hidrógeno blanco.

Pero el entusiasmo es injustificado.

El mayor anuncio de este tipo se produjo recientemente en Francia, en la región de Lorena, que, si bien es más conocida por el vino, también era un centro minero de carbón. Han estimado provisionalmente que un depósito podría contener 46 millones de toneladas de hidrógeno. Eso parece mucho. Pero hoy utilizamos alrededor de 120 millones de toneladas de hidrógeno al año, ya sea en forma pura o como gas sintético (syngas), por lo que es menos del 40% de la demanda anual.

Y qué, si encontramos muchos depósitos, ¿verdad? Bueno, se encontró otro sitio en España. ¿Cuánto hidrógeno tiene? Bueno, si todo fuera hidrógeno, serían alrededor de 1,2 millones de toneladas, o alrededor del 1% de la demanda anual. Y no lo es, ya que está mezclado con otros gases. Otro sitio tenía en sus reservas estimadas la demanda actual de hidrógeno para medio día.

Bueno, está bien. Podemos simplemente bombearlo y usarlo, ¿verdad? Bueno no. El sitio francés tiene hidrógeno disuelto en un acuífero subterráneo de "líquido". Se trata de aproximadamente un 16% de hidrógeno a un kilómetro bajo tierra, y aumenta hasta acercarse al 98% de hidrógeno a 3 kilómetros bajo tierra, según los investigadores. (No se explica exactamente cómo aumentan radicalmente las concentraciones de hidrógeno en el fondo de un acuífero líquido, y estoy un poco perdido. Si alguien conoce el mecanismo por el cual esto ocurriría, por favor, ilumíneme).

¿Qué es exactamente el líquido? ¿Qué más hay en el líquido? ¿Cuál es el proceso mediante el cual se extrae el hidrógeno del líquido? ¿Cuál es el costo de esta extracción? ¿Qué otros gases podrían escapar del acuífero durante la extracción de hidrógeno? Todas las preguntas sin respuesta. Actualmente no extraemos hidrógeno del subsuelo, por lo que, en el mejor de los casos, tenemos respuestas provisionales a las preguntas.

Ya tenemos un gran problema de fugas de metano en los sitios de extracción de gas natural, y el metano es una molécula mucho más grande y con menos fugas que el hidrógeno. ¿Cuánto hidrógeno se perderá en la atmósfera? ¿Cuáles son las implicaciones dado que el hidrógeno tiene un potencial de calentamiento global indirecto diez veces mayor que el del dióxido de carbono?

Y los investigadores franceses son cuidadosos al señalar que sus estimaciones iniciales son solo eso, y que hay mucho trabajo para confirmar sus cifras.

Por lo tanto, el mayor hallazgo hasta ahora representa como máximo el 40% de la demanda actual de hidrógeno de un año, y no está claro cuánto costará extraerlo. Ah, y no está muy cerca de los centros de demanda. La planta más cercana de Yara (el mayor fabricante de amoníaco de Europa) en Francia está al otro lado del país, a 700 kilómetros de distancia. Hay uno en los Países Bajos que está a menos de 400 km. Hay una refinería de petróleo justo al otro lado de la frontera, en Alemania, la refinería MiRO a 40 km de distancia, pero ¿realmente vamos a desperdiciar hidrógeno blanco en la hidrodesulfuración de combustibles para el transporte cuando ese mercado está en fuerte declive y el mundo va a estar inundado de bajas emisiones? petróleo crudo con azufre en las próximas décadas? Probablemente no.

En otras palabras, incluso si el hidrógeno se pudiera extraer a un precio razonablemente barato, tal vez tan barato como fabricarlo a partir de gas natural, todavía no se encuentra en los puntos de demanda. Las estaciones de servicio de hidrógeno en las carreteras no podrán perforar un agujero de unos cientos de metros de profundidad y llenar sus tanques de almacenamiento de hidrógeno. Podría tener sentido, si se puede extraer a un precio razonable, construir una instalación en la cima del sitio que lo drene durante 30 años, o puede que no. Eso se lo dejaré a los expertos en hojas de cálculo.

Hay un lugar en África, una aldea en la República de Malí, sin salida al mar, en el África occidental del Sahara, que en realidad tiene un 98% de hidrógeno puro que sale del suelo, que queman para generar electricidad en una pequeña turbina. Eso abastece a la ciudad de 4.000 habitantes. Realmente no es la base para una economía global, aunque hay más clandestinamente. Y Malí está, una vez más, muy lejos de los centros de demanda de hidrógeno.

Así que hay más hidrógeno bajo tierra de lo que pensábamos anteriormente. Se concentra en algunas áreas en volúmenes muy inferiores a la actual demanda mundial de hidrógeno. Por lo general, está muy lejos de los centros de demanda de hidrógeno. No sabemos cuánto costará extraerlo y procesarlo, pero sí sabemos que costará mucho distribuirlo. No es la base de una expansión radical de la economía energética del hidrógeno, pero ofrece alguna esperanza de descarbonización de parte del uso actual del hidrógeno.

Después de todo, el hidrógeno es actualmente un problema de emisiones de calentamiento global a escala de toda la aviación.

El hallazgo de Lorena debería ser explorado y explotado si es posible. Entre otras cosas, compite con entre 1 y 3 dólares por kilogramo de hidrógeno negro procedente del gas natural. Suponiendo incluso un dólar el kilogramo, eso representa un ingreso potencial de 46 mil millones de dólares, algo que bien vale el esfuerzo de alguien para desarrollarlo y explotarlo. Pero no es motivo para desperdiciar hidrógeno en transporte o calefacción.

es miembro de los consejos asesores de la startup de aviación eléctrica FLIMAX, estratega jefe de TFIE Strategy y cofundador de distnc technologies. Presenta el podcast Redefining Energy - Tech (https://shorturl.at/tuEF5), parte del galardonado equipo de Redefining Energy. Dedica su tiempo a proyectar escenarios de descarbonización dentro de 40 a 80 años y a ayudar a ejecutivos, juntas directivas e inversores a elegir sabiamente hoy. Ya sea que se trate de reabastecimiento de combustible para la aviación, almacenamiento en red, conexión de vehículos a la red o demanda de hidrógeno, su trabajo se basa en fundamentos de la física, la economía y la naturaleza humana, y se basa en los requisitos de descarbonización y las innovaciones de múltiples dominios. Sus posiciones de liderazgo en América del Norte, Asia y América Latina mejoraron su punto de vista global. Publica regularmente en múltiples medios sobre innovación, negocios, tecnología y políticas. Está disponible para la junta directiva, asesor estratégico y conferencias.

Anuncie con CleanTechnica para que su empresa llegue a millones de lectores mensuales.

Se formularon y respondieron otra serie de preguntas australianas sobre la descarbonización, la electrificación del transporte, el hidrógeno y el futuro del papel de Australia en el mundo.

La semana pasada tuve la oportunidad de hablar con más de 300 participantes en un seminario web del Consejo Australiano de Energía Inteligente. Fue organizado para explotar...

La gran demanda de trabajadores en los nuevos campos de la energía y la sostenibilidad pone de relieve un problema potencial: una amplia (y creciente) brecha entre los trabajadores...

1 de cada 4 turismos nuevos en Francia tendrá enchufe en 2023.