Separando el bombo del hidrógeno – Segunda parte: El lado de la demanda

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Fuente: https://about.bnef.com/

Michael Liebreich
Colaborador sénior
BloombergNEF 

En la primera parte de mi inmersión profunda en la economía del hidrógeno, publicada la semana pasada, analicé el lado de la oferta y la distribución, en particular la Estrategia de Hidrógeno de 550.000 millones de dólares de la UE, que se encuentra en el corazón de su plan de recuperación Green Deal y Covid.

En resumen, llegué a la conclusión de que el hidrógeno ‘verde’ (es decir, el hidrógeno producido mediante electrólisis utilizando energía renovable) será rentable con el hidrógeno ‘azul’ (es decir, el hidrógeno sin carbono producido a través de combustibles fósiles con captura de carbono) en aproximadamente una década y competitivo con el hidrógeno ‘gris’ (es decir, el hidrógeno producido a partir de combustibles fósiles sin captura de carbono) en alrededor de $ 1 / kg para 2050.

En esta segunda parte, analizaré el lado de la demanda. ¿Qué pasa si el mundo organiza una fiesta del hidrógeno y nadie aparece?

Sabemos que, en teoría, el hidrógeno verde podría utilizarse en la industria, el transporte, la energía y la calefacción. Sin embargo, no sucederá mágicamente en sectores que no lo usan actualmente, solo porque es verde. El hidrógeno tendrá que ganar, caso por caso, pero no será fácil. No solo tiene que vencer a la tecnología existente, también tiene que vencer a todas las demás opciones de cero carbono para ese caso de uso. Aquí es donde la exageración del hidrógeno realmente se encuentra con la realidad.

Como materia prima química, por supuesto, el hidrógeno es insustituible. Sin embargo, como medio de almacenamiento de energía, tiene solo un 50% de eficiencia de ida y vuelta, mucho peor que las baterías. Como fuente de trabajo, las pilas de combustible, las turbinas y los motores tienen solo un 60% de eficiencia, mucho peor que los motores eléctricos, y mucho más complejos. Como fuente de calor, el hidrógeno cuesta cuatro veces más que el gas natural. Como forma de transportar energía, las tuberías de hidrógeno cuestan tres veces más que las líneas eléctricas, y los barcos y camiones son aún peores.

Lo que esto significa es que el papel del hidrógeno en la combinación energética final de un futuro mundo con cero emisiones netas será hacer cosas que no se pueden hacer de manera más simple, económica y eficiente mediante el uso directo de electricidad y baterías limpias. Parafraseando el famoso lema de Heineken de las décadas de 1970 y 1980, el hidrógeno descarboniza partes del sistema energético que la electricidad no puede alcanzar.

Eso no significa que el futuro papel del hidrógeno sea marginal, sin embargo, ni mucho menos. En primer lugar, esa pequeña frase «como materia prima química» hará un gran trabajo. En segundo lugar, el corolario del uso limitado del hidrógeno para satisfacer la demanda energética final es que vamos a depender enormemente de la electricidad. Un sistema eléctrico construido sobre una base de energía eólica y solar de « costo base » puede ser barato, pero necesitará dos cosas que el hidrógeno está en una posición única para suministrar: capacidad flexible ilimitada para respaldo confiable y almacenamiento estratégico de energía para la resiliencia. a los choques.

La economía del hidrógeno está muerta. ¡Viva la economía del hidrógeno!

Reemplazo de hidrógeno gris

Quiero llevarlos a un recorrido por sectores difíciles de descarbonizar, que comencé con mi artículo en marzo de 2018, Más allá de los tres tercios: el camino hacia la descarbonización profunda . Empecemos por la industria, que representa alrededor del 24% de las emisiones de CO2 a nivel mundial.

La Estrategia de Hidrógeno de la UE destaca particularmente el uso de hidrógeno verde para «reducir y reemplazar el uso de hidrógeno con alto contenido de carbono en refinerías, la producción de amoníaco y para nuevas formas de producción de metanol». La producción de hidrógeno gris para estos sectores representa actualmente el 6% de la demanda de gas natural de la UE y el 2% de su demanda de carbón.

Si el hidrógeno verde se puede producir a un precio competitivo con el gris, como apunta la Estrategia Europea del Hidrógeno, debería ser sencillo que se apodere de estos mercados existentes, reduciendo las emisiones de CO2 de la UE en un 2,2%. No hay forma de que la electricidad actúe como sustituto.

Sin embargo, el hidrógeno es una materia prima relativamente menor para la industria química. A nivel mundial, el sector representa el 14% del petróleo crudo, el 8% del gas natural y el 2% del uso de carbón. A medida que disminuya el uso masivo de petróleo, gas y carbón como combustibles, el costo de extraerlos y refinarlos para producir productos químicos aumentará inevitablemente, al igual que el costo de compensar sus emisiones.

El ensamblaje de productos químicos a partir de hidrógeno de cero emisiones y carbono capturado será, como resultado, cada vez más competitivo. Deberíamos esperar ver moléculas cada vez más complejas que se fabrican de esta manera en volúmenes cada vez mayores, impulsando un mercado en rápido crecimiento para el hidrógeno.

¡Un buen comienzo para el hidrógeno!

Acero sin carbono

El acero es casi tan sencillo como las materias primas químicas, pero no del todo.

La siderurgia es, junto con el cemento, el mayor emisor industrial de CO2: en Europa es responsable del 20% de las emisiones industriales y del 8% del total. Dejando de lado el 28% de la producción del acero reciclado, la forma más común de procesar el mineral de hierro crudo es a través del humilde alto horno, utilizando coque producido a partir de carbón metalúrgico. En el caso del acero con cero neto, debe eliminar el uso de carbón coquizable o capturar las emisiones de CO2 resultantes.

En agosto de este año, la siderúrgica SSAB, junto con la empresa estatal de servicios públicos Vattenfall y la empresa minera LKAB, comenzaron las operaciones de prueba en la planta piloto de Hybrit para acero libre de fósiles en Lulea, Suecia. SSAB tiene como objetivo el primer acero libre de fósiles comercialmente competitivo en 2026, y hacer que todas sus operaciones estén libres de fósiles para 2045.

En su análisis de 2019 del costo de fabricar acero libre de fósiles (enlace del cliente aquí ), BloombergNEF concluyó que el acero a base de hidrógeno se volvería competitivo con la producción de acero actual más cara tan pronto como se pueda fabricar por 2,5 euros por kg, que es cualquier momento ahora. Superar la producción de acero más barata del mundo requeriría un precio del hidrógeno de 0,6 euros por kg, lo que es poco probable incluso en 2050. Un precio del hidrógeno verde de $ 2 por kg para 2030 requeriría un precio de CO2 de $ 125 por tonelada métrica. cayendo a $ 50 por tonelada para 2050 a medida que los precios del hidrógeno continúan cayendo.

Sin embargo, es posible que el hidrógeno no funcione a su manera en el sector del acero. Otro competidor es la reducción directa utilizando electricidad. Boston Metal, que cuenta entre sus inversionistas con Breakthrough Energy Ventures, respaldada por compañías petroleras importantes y Breakthrough Energy Ventures, fundada por Bill Gates, está desarrollando un sistema de electrólisis de óxido fundido que podría usarse para la producción de múltiples metales (así como tierras raras), comenzando con acero, y apuntando a un precio incluso por debajo de los altos hornos.

Calor industrial

Veamos a continuación los sectores cuyas emisiones resultan principalmente de su demanda de calor, por ejemplo, el vidrio. En Europa, la fabricación de vidrio representa el 3,1% de las emisiones industriales. Las plantas de vidrio flotado son maravillas de la ingeniería moderna: 300 metros de largo, con temperaturas lo suficientemente altas como para derretir arena y vidrio reciclado en un extremo, y un río de vidrio perfectamente plano emergiendo en el otro. Los intervalos de mantenimiento en frío se miden en décadas.

Puede parecer obvio que la solución es cambiar el uso de gas natural por hidrógeno. Pero no será fácil. La estrategia de hidrógeno de la UE apunta a un precio del hidrógeno de 1,1 a 2,4 euros para 2030, lo que se traduce en un costo de calefacción de 11,4 a 21,1 dólares por MMBtu. El gas natural en Europa, por el contrario, cuesta $ 4 por MMBtu.

La industria europea del vidrio está cubierta por el EU-ETS. Suponiendo que el hidrógeno pueda alcanzar el límite inferior del objetivo de la UE para 2030, competir con el gas natural a 4 dólares por MMBtu aún requeriría un precio EU-ETS de 120 euros (140 dólares) por tonelada métrica de CO2, más de cuatro veces el precio actual. Y si desea comenzar a usar hidrógeno verde en la industria europea del vidrio en este momento, con el más barato disponible actualmente a 2,5 euros por kg, necesitaría un precio EU-ETS u otro mecanismo de apoyo que valga no menos de 350 euros por tonelada.

Mirando fuera de Europa, donde el gas natural está disponible entre $ 2 y $ 5 / MMBtu, el hidrógeno necesitaría alcanzar un precio de $ 0,25 a $ 0,6 por kg en ausencia de subsidios o precios del carbono, para competir en el mercado del calor industrial. Será una larga espera.

Hidrógeno verde versus electricidad verde

El mayor problema del hidrógeno como proveedor de calor industrial ni siquiera es que requiere un alto precio de carbono para expulsar el gas natural, sino que requiere un precio de carbono más alto que el requerido para que la electricidad limpia compita en el mercado del calor.

Según BloombergNEF’s Economics of Hydrogen Production from Renewables de agosto de 2019 (enlace del cliente aquí ), para 2050, el hidrógeno verde puede alcanzar un precio de $ 0.8 / kg, dependiendo de que la energía renovable conectada directamente esté disponible a $ 14 a $ 17 / MWh. Para competir con el gas de $ 2 / MMBtu en el mercado de la calefacción, la electricidad verde a esos precios necesitaría un precio de $ 56 por tonelada de CO2. Sin embargo, el hidrógeno verde que podría producir a $ 0.8 / kg requeriría un precio de $ 94 por tonelada para ser competitivo. En Europa, donde el gas natural se vende actualmente a $ 4 por MMBtu, la electricidad renovable a $ 17 por MWh no necesitaría un precio de carbono en absoluto, pero el hidrógeno verde que podría producir aún necesitaría un precio de CO2 de $ 57 por tonelada. ¿Ves el problema?

De hecho, ese ni siquiera es el panorama completo. La electricidad, por supuesto, se puede utilizar para alimentar una bomba de calor, entregando varias veces su propio contenido energético. Las bombas de calor generalmente se asocian con calor a baja temperatura, hasta 60 grados Celsius, pero ha habido una revolución silenciosa durante la última década. Las bombas de calor industriales ya funcionan para temperaturas de hasta 160 grados C con un coeficiente de rendimiento de 3, lo que se traduce en un ahorro energético del 66%. Agregue las pérdidas por electrólisis, compresión y transporte de hidrógeno, y podría ver un ahorro de energía del 80% al usar una bomba de calor.

La investigación actualmente en curso podría llevar el rango de temperatura de las bombas de calor industriales a 280 grados C y más. En teoría, esto permitiría que las bombas de calor sirvan más de un tercio de la demanda de calor industrial: todo lo que se requiere en pulpa, papel, procesamiento de alimentos y tabaco, además de precalentamiento para procesos de mayor temperatura como la fabricación de vidrio, cemento y productos químicos.

¿Qué tan realista es el suministro de calor industrial a través de la electricidad? Un fuerte candidato para el artículo académico más importante del año acaba de ser aceptado para su publicación en Environmental Research Letters . Sylvia Madeddu del Potsdam Institute y sus coautores analizaron 11 sectores industriales, que representan el 92% de las emisiones industriales de CO2 de Europa. ¿La respuesta? Aproximadamente el 78% de la demanda de calor podría satisfacerse eléctricamente utilizando tecnologías ya existentes; la cifra aumenta al 99% si se incluyen tecnologías que están en desarrollo.

Parece que incluso la industria del cemento, responsable del 8% de las emisiones globales de CO2, puede satisfacer sus necesidades de calor directamente utilizando electricidad renovable. Alrededor del 68% de su huella consiste en emisiones de proceso, que deben capturarse y almacenarse (a menos que se pueda utilizar una química completamente diferente). Pero el 32% restante podría eliminarse potencialmente mediante la electrificación con energía limpia, tal vez mediante un proceso de plasma térmico, con una eficiencia mucho mayor que mediante el hidrógeno.

Hay dos razones más por las que la electricidad, y no el hidrógeno, debería ser la fuente económicamente preferida de calor industrial. La primera es que la distribución de electricidad de última milla es mucho más barata y segura que la distribución de hidrógeno de última milla. El segundo surge de un corolario fascinante del trabajo de Madeddu: un tercio del uso de energía de la industria se desperdicia entre ‘energía final’ (por ejemplo, entrada de energía en una caldera) y ‘energía útil’ (por ejemplo, salida de energía de esa caldera).

De la misma manera que una placa de inducción es dos veces mejor para transferir energía a su cocina, sin mencionar que es mejor para la calidad del aire, la calefacción industrial eléctrica se puede enfocar y administrar de manera más eficiente que la combustión.

Procesamiento por lotes

Por supuesto, puede haber razones locales por las que el hidrógeno supera a la electricidad verde en la industria. En particular, muchas industrias, incluidas las de metales no ferrosos, cerámica, productos químicos y alimentos, utilizan procesos por lotes que requieren grandes cantidades de energía en ráfagas cortas. Estos pueden causar problemas de voltaje o frecuencia, lo que requiere la actualización de la red eléctrica. Los costos de las baterías están disminuyendo, pero almacenar suficiente energía eléctrica localmente para satisfacer los aumentos de demanda puede resultar prohibitivamente costoso.

El hidrógeno podría tener la ventaja aquí, ya que puede suministrarse por tuberías a velocidades muy altas o almacenarse en el sitio, en forma de gas comprimido o líquido. Sin embargo, de ninguna manera es un mate. Por su naturaleza, los procesos por lotes se pueden utilizar para ayudar a equilibrar la red.

Lo que vamos a ver, por tanto, es una lucha, planta por planta, entre el valor de la respuesta a la demanda y la diferencia de eficiencia entre el uso directo de la electricidad verde y el hidrógeno verde por un lado, y la inversión extra requerida en el Rejilla de distribución por el otro.

Es una lucha que la electricidad verde debería ganar en general. Es más barato por unidad de calor, más barato de entregar y mejor para permitir la eficiencia del uso final. Imagínese el premio potencial para países o empresas que no desperdicien recursos en hidrógeno, sino que se centren en desarrollar soluciones eléctricas para el calor en diferentes procesos industriales.

Calefacción de agua y espacios

Pasemos al agua y la calefacción de espacios, que juntos representan el 6% de las emisiones globales.

Ya hemos cubierto la economía básica. Debido a las pérdidas de eficiencia entre la energía renovable y el hidrógeno verde, si la electricidad puede usarse como fuente de calor, debería serlo. Incluso si el hidrógeno verde está disponible al precio más bajo de BloombergNEF en 2050 de $ 0.8 / kg, todavía necesitaría un precio de CO2 de 47 euros ($ 57) por tonelada para competir con el gas europeo a $ 4 / MMBtu, y $ 94 por tonelada para competir con el gas $ 2 / MMBtu.

Eso es a nivel mayorista. Sin embargo, donde el hidrógeno verde y la electricidad competirán en la calefacción de espacios es en la ubicación del usuario, en propiedades comerciales y residenciales. En primer lugar, debe tener en cuenta el margen mayorista-minorista, luego el impuesto a las ventas, que en muchos países (increíblemente tontamente, dada la crisis climática) actualmente favorece al gas natural, así como el costo de capital y el costo operativo en el las instalaciones del cliente.

En todos menos en el último, las bombas de calor son la aplicación principal, ya que producen alrededor de cuatro veces más calor por unidad de energía eólica o solar de lo que podría suministrarse a través de una caldera o un horno de hidrógeno. La termodinámica básica dice que la eficiencia de la bomba de calor disminuye a medida que bajan las temperaturas exteriores, justo cuando más se necesita calor, pero las bombas de calor modernas continúan funcionando a menos 22 grados C, que la mayoría de las partes del mundo nunca alcanzan. El agua caliente se puede almacenar antes de una ola de frío mucho más barata que almacenar hidrógeno o electricidad, y las baterías térmicas están experimentando una rápida innovación. Cuando existe el riesgo de temperaturas muy bajas, las bombas de calor híbridas parecen una solución elegante: cambiar parte de la demanda de nuevo al gas durante unos pocos días muy fríos para evitar la red.

El costo de capital es una preocupación real. Actualizar cientos de millones de hogares y oficinas en todo el mundo a bombas de calor, a un costo global de billones de dólares, no es algo que pueda suceder de la noche a la mañana. Incrementar el suministro de biogás reducirá la escala del problema. El aumento de la capacidad combinada de calor y energía (CHP) ayudará. Mezclar algo de hidrógeno en el sistema de gas natural puede ganar algo de tiempo.

Sin embargo, tarde o temprano, tendrá que cambiar cada edificio a bombas de calor eléctricas limpias o hidrógeno verde puro. Cuatro veces más eficientes, utilizando una fracción de la huella de tierra para generar su suministro de energía, las bombas de calor deberían ganar. Y, por supuesto, se pueden invertir en verano para que actúen como acondicionadores de aire, a diferencia de las calderas de hidrógeno, los hornos o las pilas de combustible, ideales para esas olas de calor impulsadas por el cambio climático.

Transporte

El difunto Frank Zappa dijo una vez que la estupidez, más que el hidrógeno, era el elemento más común en el planeta. Lo que no nos dijo es que, en la mente de los aficionados a los automóviles, los dos se combinan para crear la aleación Hopeium, que tiene una capacidad extraordinaria para absorber dinero público y privado.

En 2003, la Plataforma Tecnológica Europea de Hidrógeno y Pilas de Combustible, respaldada por la UE, pronosticó hasta 5 millones de coches de hidrógeno en las calles para 2020, sustituyendo el 5% del combustible de transporte por hidrógeno. Japón apuntó a 5 millones de vehículos de pila de combustible para 2020. George W. Bush dijo que los coches de pila de combustible serían competitivos con los de combustión interna para 2010 y eliminarían más de 11 millones de barriles por día de la demanda de petróleo de Estados Unidos para 2040.

De vuelta en el mundo real, todavía hay menos de 20,000 vehículos de celda de combustible de hidrógeno (H2FC) fuertemente subsidiados en las carreteras a nivel mundial, atendidos por alrededor de 400 estaciones de servicio de hidrógeno financiadas casi exclusivamente con fondos públicos.

Hay tres modelos comerciales de hidrógeno en el mercado: el Toyota Mirai, el Hyundai Nexo y el Honda Clarity. No tienen más alcance que los vehículos eléctricos de batería (BEV) de tamaño comparable. No son más ligeros. Tienen menos espacio para el equipaje (esos tanques de hidrógeno presurizados). Tienen la mitad de aceleración y una velocidad máxima más baja. Y tienen más partes móviles, lo que significa mayores costos de mantenimiento. Si nada de eso no le ha disuadido de comprar uno, ahí está el precio: hasta un 20% más alto que un BEV equivalente; Si desea un biplaza de aspecto divertido por el mismo costo de arrendamiento mensual que un Tesla 3, siempre está el Riversimple Rasa.

Cuando se trata de repostar, la mayoría de los conductores de BEV lo hacen en casa o en el trabajo, eliminando los viajes regulares a la gasolinera. En los viajes más largos, los cargadores rápidos pueden agregar 200 millas de alcance, lo que la mayoría de la gente quiere conducir entre los descansos para ir al baño, en 20 minutos. Las preocupaciones sobre la falta de carga en la calle y en la autopista son como las preocupaciones del cambio de milenio sobre el ancho de banda de Internet: ¿funcionaría alguna vez el video a pedido? Respuesta corta, sí.

En cuanto a aquellos que quieren utilizar hidrógeno en forma de combustibles de transporte “directos” como el dimetiléter (DME) o el metanol, su economía es aún peor. Está agregando etapas de producción y, debido a que todas requieren una fuente de carbono con cero emisiones, un costo mucho mayor.

La mayoría de los fabricantes de automóviles han abandonado sus programas H2FC, incluidos Mercedes-Benz, Ford y GM; VW se ha posicionado firmemente del lado de los BEV (aunque mantiene un programa simbólico de celdas de combustible, con un Audi SUV en proyecto para 2023). Incluso los rezagados japoneses de vehículos eléctricos Honda y Toyota, durante décadas el abanderado de los autos H2FC, ahora luchan por acelerar el lanzamiento de docenas de vehículos híbridos enchufables y eléctricos puros .

Desde una perspectiva de política pública, el verdadero asesino de los automóviles H2FC es su ineficiencia de viento a rueda (o solar a rueda). Conducir un pequeño automóvil familiar durante 100 km, ya sea H2FC o BEV, utiliza 15 kWh de energía motriz en las ruedas. Para el BEV, teniendo en cuenta las pérdidas en la red y en el ciclo de la batería y el tren de transmisión, eso se traduce en la necesidad de generar 25kWh en la planta donde se genera la electricidad. El equivalente para el automóvil con H2FC, dadas las pérdidas en electrólisis, compresión, transporte, almacenamiento y reconversión de hidrógeno, es de al menos 50 kWh. En pocas palabras, los autos de hidrógeno son la mitad de eficientes que los BEV, y no hay ninguna razón en física para pensar que eso cambiará. Hay una razón por la que Elon Musk los llama coches de «células tontas».

Sin inmutarse por todo esto, el Hydrogen Council, una asociación de rápido crecimiento de los nombres industriales más grandes que promueven el hidrógeno, todavía ve uno de cada 12 autos vendidos en California, Alemania, Japón y Corea del Sur para 2030 impulsado por hidrógeno, ventas acumuladas de 13 millones. y 10,000 estaciones de llenado . En sus sueños.

Tampoco son solo autos. La física y la economía subyacentes no son diferentes cuando se trata de autobuses urbanos, furgonetas de reparto, vehículos comerciales, vehículos de servicio e industriales. De hecho, casi cualquier cosa que no conduzca regularmente más de 300 millas sin detenerse es mejor como BEV que como H2FC. Las carretillas elevadoras, que operan las 24 horas del día, los 7 días de la semana en un espacio cerrado, a menudo automatizadas, son hasta ahora los únicos vehículos que han superado la tendencia. El peso no hace ninguna diferencia. La economía energética fundamental de un camión de 18 ruedas que realiza 150 millas por día de acarreo es la misma que la de una camioneta de reparto o un automóvil privado que recorre la misma distancia. Solo necesita una batería más grande y un cargador de mayor potencia.

Seguramente, cuando se trata de distancias más largas, ¿el hidrógeno finalmente se destaca? Hyundai de Corea del Sur ha entregado sus primeros 10 camiones de celda de combustible para que los clientes de flotas comerciales las prueben en Suiza. Kenworth ha estado probando un camión de celda de combustible desde 2017. Toyota e Hino están colaborando en un camión de celda de combustible, al igual que Daimler y Volvo. Los camiones de celda de combustible de hidrógeno deben funcionar, de lo contrario, ¿cómo recaudó Nikola Motor tanto dinero, verdad?

No necesariamente, dice Auke Hoekstra, investigador de la Universidad Técnica de Eindhoven. Primero, descubrió que el 90% de los camiones de 40 toneladas que entran y salen del puerto de Rotterdam conducen menos de 750 km por día. Después de optimizar la resistencia del camión, eso significa una batería de 1MWh, que pesa 6 toneladas según la tecnología actual, pero en camino de disminuir a 3 o 4 toneladas en la década. Lo que también descubrió fue que reemplazar el tren de transmisión de combustión interna con motores eléctricos ahorraría hasta 3 toneladas, lo que significa que en términos de carga útil, entre los BEV y los camiones tradicionales, es casi un lavado. En cuanto al abastecimiento de combustible, siempre que los camiones tengan conductores, deben detenerse para hacer descansos: 45 minutos cada 4,5 horas en la UE.

Si le preocupa que las grandes plataformas pasen demasiado tiempo en las estaciones de carga, David Cebon, profesor de ingeniería mecánica en la Universidad de Cambridge, estima que una red de carga de catenaria (aérea) para el principal sistema de carreteras del Reino Unido podría entregarse a un costo de solo 19,3 mil millones de libras ($ 25 mil millones). Eso es mucho más barato que cambiar la flota de vehículos comerciales del Reino Unido a hidrógeno y proporcionar la infraestructura de combustible asociada. Los sistemas de carreteras intercontinentales podrían tener secciones intermitentes que ofrezcan carga por catenaria, lo que es perfecto para los pelotones cuando finalmente tengamos camiones autónomos.

Lo mismo que ocurre con los camiones, lo mismo ocurre con los autocares de larga distancia, así como con los trenes. Es divertido leer sobre el tren iLint de hidrógeno de Alstom, que recorre una ruta de 100 km (62 millas) en el norte de Alemania desde 2018, o el tren Hydroflex, que actualmente se está probando en el Reino Unido. Pero, como suele ocurrir con el hidrógeno, tienes preguntar: ¿qué problema resuelve? Un tren de hidrógeno elimina la necesidad de electrificar la vía, pero a costa de bloquear para siempre una opción que es más compleja, de mayor mantenimiento y menos de la mitad de la eficiencia.

Los trenes que transportan baterías para llevarlos entre tramos electrificados de vías, como lo desarrollaron Bombardier y Alstom, así como la startup británica Vivarail , se sienten como una solución más barata y elegante.

Aviación y transporte marítimo

Cuando se trata de aviación y transporte marítimo, las perspectivas parecen mucho más prometedoras para el hidrógeno.

Estamos viendo una avalancha de transbordadores electrificados en todo el mundo (como predije en mi artículo de 2018 Planes, Trains and Automobiles – the Electric Remake ), pero la escasa densidad energética de las baterías de hoy dificulta el servicio de rutas de más de 40 millas náuticas (75 km). . Incluso con un gran avance en la química de la batería, es difícil ver que la barrera de las 150 millas náuticas (280 km) se rompa eléctricamente.

Para rutas más largas, y ciertamente para embarcaciones oceánicas, el envío sin carbono significa combustible sin carbono. El biogás podría satisfacer parte de la demanda, si no se utiliza todo para calefacción. Sin embargo, es mucho más probable que sea hidrógeno o una molécula derivada como el metanol. Maersk Shipping está analizando una gama de alcoholes y amoníaco. Este último, según la Agencia Internacional de Energía y muchos otros, parece el principal contendiente.

Luego está la aviación. Antes de Covid-19, consumía alrededor de 8 millones de barriles de combustible para aviones por día. El biojet es ciertamente una opción, pero la producción mundial de biocombustibles está estancada en alrededor de 2 millones de barriles por día. Suponiendo que la demanda de transporte aéreo se recupere después de la pandemia y siga creciendo a partir de entonces, se necesita un gran avance.

La electrificación parece muy prometedora para la aviación general y los trayectos cortos, hasta alrededor de 500 millas; tal vez eso empuje a 1,000 millas en las próximas dos décadas, con tecnología de batería de estado sólido. Más allá de eso, sin embargo, aunque el sistema de propulsión será casi con certeza eléctrico, los aviones serán híbridos. El combustible de elección será hidrógeno (Airbus reveló recientemente una gama de conceptos impulsados ​​por hidrógeno ) o amoníaco, o un combustible líquido sintético elaborado combinando hidrógeno verde con carbono capturado del aire o producido a través de biomasa.

Sistema de poder

Deliberadamente he dejado para el final la cuestión del papel del hidrógeno en el sistema eléctrico. Hasta que tenga una idea de cómo se desarrollará la competencia entre el hidrógeno y la electricidad en el resto de la economía, es difícil especular sobre la arquitectura de un futuro sistema de energía con cero emisiones netas.

Hasta ahora, hemos visto que el hidrógeno sin carbono se convertirá en el pilar de la industria química: reemplazará al hidrógeno gris, eliminará las materias primas químicas de origen fósil y formará el combustible o los componentes básicos de los combustibles en la aviación y el transporte marítimo. Pero su uso directo en el lado de la demanda de la economía estará lejos de ser generalizado.

Lo que será omnipresente, por el contrario, es la electricidad. Actualmente, la electricidad representa algo más del 20% de la energía final mundial. A medida que avanzamos hacia el cero neto, es probable que veamos cuadriplicar esta proporción. Es este uso integral de la electricidad lo que le brindará al hidrógeno verde su oportunidad más importante, asegurándose, simplemente, de que las luces permanezcan encendidas en absolutamente todas las circunstancias.

Como vimos en la primera parte , es perfectamente posible imaginar un sistema de energía que alcance un factor de capacidad del 80% basado en energías renovables a precios razonables más interconexiones, respuesta a la demanda y baterías. Incluso podría llegar al 90%. El 10% al 20% restante, sin embargo, será mucho más difícil de entregar. En particular, hay que cubrir largos períodos de calma en las energías renovables (períodos de lluvia cerca del ecuador, semanas sin viento más al norte y al sur) y aumentos repentinos de la demanda: la Bestia del Este, vórtices polares y similares.

Existe una serie de tecnologías que pueden proporcionar energía incluso durante estos períodos, que podemos poner en una orden de costo por mérito. El más barato será la respuesta a la demanda: pida a los usuarios que consumen mucha energía que lo rechacen si es necesario. Las baterías funcionarán durante unas horas, tal vez unos días. Podemos hacer un poco más con el almacenamiento por bombeo y la biomasa o el biogás. Luego está el exceso de capacidad: construya su flota de generación para satisfacer la demanda máxima en la peor época del año, como lo han hecho los diseñadores de redes desde tiempos inmemoriales. HVDC encontrará su lugar: SunCable y X-Links, diseñados para llevar energía solar distribuible desde Australia a Singapur y el norte de África al Reino Unido, respectivamente, suenan extravagantes hoy, pero el concepto de una autopista habría sonado extravagante en 1920. Por supuesto que puede construir plantas nucleares,

El hidrógeno (o amoníaco) sin carbono y el gas natural con CCS pueden proporcionar cantidades ilimitadas de energía flexible. La generación de gas convencional con CCS no tiene sentido: dado que el gas se usa cada vez más como respaldo para las energías renovables intermitentes, el costo de capital de instalarlo con CCS, solo para ejecutarlo a un factor de capacidad bajo, será prohibitivo. Sin embargo, si se divide el proceso en dos, la etapa de capital intensivo, que separa y reinyecta el CO2, se puede ejecutar con un factor de capacidad muy alto. La segunda etapa, que utiliza hidrógeno, puede ser intermitente. Por supuesto, solo estoy describiendo el hidrógeno azul.

El valor adicional del hidrógeno de cero emisiones, ya sea verde, azul, turquesa o lo que sea, además de todas las otras opciones de energía flexibles enumeradas anteriormente, es que se puede almacenar en cantidades ilimitadas . Por tanto, el hidrógeno es la única soluciónque puede proporcionar una gran resistencia a la economía neta cero altamente electrificada del futuro. Para hacerlo, deberá estar disponible de manera generalizada: almacenado en cavernas de sal, en recipientes a presión, como líquido en tanques aislados o como amoníaco. Se moverá de un lado a otro, a bajo costo a través de tuberías, o a un costo más alto por barco, tren o camión. Y deberá estar estratégicamente posicionado para cubrir el riesgo de choques de oferta, ya sean el resultado de patrones climáticos normales, eventos climáticos extremos y desastres naturales, conflictos, terrorismo o cualquier otra causa.

¿El sistema energético resultante será prohibitivamente caro? Suponga que el 80-90% de la energía es eólica y solar súper barata a $ 20 por MWh o menos; tal vez sea de $ 30 por MWh una vez que haya agregado algo de almacenamiento e interconexiones. Si el 10-20% restante de la energía flexible entregada a partir de hidrógeno neto cero y el 100% de tiempo de actividad de la red cuesta $ 150 / MWh, eso da un precio de energía al por mayor combinada de alrededor de $ 50 / MWh. Eso no está tan lejos de donde se encuentran hoy la mayoría de los países industrializados, y parece un precio pequeño a pagar por una economía neta cero resistente y de alto rendimiento.

Así que así será el futuro. Este es el sistema energético que los políticos necesitan comunicar, los responsables políticos deben diseñar y que los reguladores deben dar vida.

Coda – concentradores de hidrógeno

Quiero dejarlos con un pensamiento final.

Al observar el papel del hidrógeno limpio en este futuro sistema de energía neta cero, debería notar algo sorprendente. Ninguno de los casos de uso convincentes del hidrógeno está ampliamente distribuido. No hay demanda masiva de estaciones de servicio de hidrógeno, ni calderas de hidrógeno, ni calor basado en hidrógeno en la mayoría de las industrias. La mayor parte de su uso será en la industria química y el sistema eléctrico.

Lo que esto significa es que debemos olvidarnos de las «granjas de hidrógeno» (hogares y pequeñas comunidades que intentan desconectarse de la red utilizando hidrógeno) y centrar los recursos en «centros de hidrógeno». Estas son áreas donde la industria pesada, en particular los productos químicos, los fertilizantes, las refinerías y el acero, se unen con el transporte marítimo, el transporte de mercancías, las tuberías y la infraestructura eléctrica. Aquí es también donde veremos a los proveedores de lo que yo llamo CCS-as-a-service ejerciendo su oficio, lidiando con las emisiones de proceso de la industria del cemento y quizás de la producción de hidrógeno azul. Y tal vez, dependiendo de su costo y capacidad para gestionar el riesgo, pequeñas plantas nucleares modulares.

HyNet y H2H Saltend en el Reino Unido; H-Vision Rotterdam y NortH2 en los Países Bajos; H2Cluster Noruega; Fukushima en Japón; Ulsan en Corea del Sur; Les Hauts de France; Los puertos de la bahía de San Pedro en California; Pilbara en Australia Occidental; Hebei, Hunan y Shandong en China; y sus similares en todo el mundo. Este será el futuro real de la economía del hidrógeno.

¡Selah!

Michael Liebreich es fundador y colaborador principal de BloombergNEF. Forma parte del consejo asesor internacional de Equinor.

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