Recientemente se han dado a conocer noticias muy relevantes respecto al futuro del hidrógeno verde, noticias que tienen que ver con España y específicamente con Extremadura, con la importancia que esto representa para el desarrollo de esta región, al jugar un importante protagonismo en la producción y distribución de este vector energético. Un hidrogenoducto troncal de 420 km cruzará Extremadura, con una contribución del 13,8%, en su extensión por dicha región, del canal troncal H2Med que, desde Portugal, pasando por Extremadura, el norte de España, Cataluña y Francia, distribuirá hidrógeno verde a la Unión Europea, con Alemania sumándose ya al proyecto.
Pozuelo de Alarcón, Madrid.-
Europa Press publicaba el 17 de enero la aparición en el Diario Oficial de Extremadura (DOE) del decreto ley por el que se declara de interés general la producción de hidrógeno verde, a partir de energía eléctrica procedente de diferentes instalaciones de generación o centros de producción de energías renovables en Extremadura. Se estima que, en España, la capacidad de producción de este vector energético es del 20% para el 100% de su consumo en la UE.
Un hidrogenoducto troncal de 420 km cruzará Extremadura con una contribución del 13,8%, en su extensión por la región, del canal troncal H2Med que, desde Portugal, pasando por Extremadura, el norte de España, Cataluña y Francia, distribuirá hidrógeno verde a la Unión Europea. Esto ha sido fruto de los recientes acuerdos firmados con Portugal y Francia, así como con Enagás, la compañía española que gestiona todo el sistema de transporte de gas natural. Un día después, Alemania anunció que se sumaba al corredor europeo por ser el candidato a mayor consumidor de hidrógeno verde, y que proveerá recursos financieros para prolongar el canal H2Med hasta su territorio. Los centros de producción de este vector energético en España podrán, por tanto, vender sus excedentes al resto de Europa a partir de 2030.
Este logro ha sido fruto de los recientes acuerdos firmados con Portugal y Francia, así como con Enagás.
Recordemos que el hidrógeno tiene cuatro clases diferentes (las tres primeras obtenidas con métodos en los que hay emisión de GEI):
Gris, obtenido desde el gas natural y otros hidrocarburos procedentes de combustibles fósiles y que supone el 99% del hidrógeno que se consume en los diferentes sectores industriales.
Azul, se obtiene como el gris, pero con técnicas de captura de CO2 que eliminan, por tanto, la emisión de gases de efecto invernadero (GEI).
Turquesa, creado mediante pirolisis (proceso de degradación térmica de una sustancia en ausencia de oxígeno) de gas natural, con lo que se obtiene carbono sólido e hidrógeno, sin producción de CO2.
Verde, obtenido mediante energías renovables por electrolisis del agua. El método de fotoelectrocatálisis de esta se encuentra en un estado aún incipiente de I+D por parte de Repsol y Enagás, y los procesos de termólisis y fotolisis están prácticamente descartados por costosos e ineficientes.
USOS INDUSTRIALES
Los principales usos industriales del hidrógeno gris y, por tanto, los usos candidatos para el hidrógeno verde son, entre otros:
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- Refinerías,
- fabricación de vidrio plano,
- hidrogenación de grasas (la hidrogenación es un proceso mediante el cual los aceites líquidos se transforman en sólidos),
- industria farmacéutica,
- industria energética, como combustible alternativo o como método de almacenamiento de energías renovables y
- obtención del amoniaco y el metanol.
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Pero estamos enfocando este artículo hacia el presente y el futuro del hidrógeno verde: ¿En qué medida podrá sustituir al gris en los usos citados? Existe un sector en el que el hidrógeno gris no tiene nada que hacer, y es el de la movilidad sostenible. El vehículo de hidrógeno gris no tendrá sentido tenerlo en cuenta, dado que lo que se busca es el vehículo de cero emisiones y para ello será únicamente válido el hidrógeno verde y el vehículo eléctrico 100% con baterías.
El hidrógeno verde tiene dos opciones para el sector de la movilidad:
Con pila de hidrógeno.
No deja de ser un vehículo eléctrico, con su batería (hoy día de litio) y motores eléctricos en sus ejes motrices. La gran diferencia es que su fuente de alimentación es la energía eléctrica que se produce en la pila de hidrógeno al hacer reaccionar el hidrógeno verde procedente de su depósito de almacenamiento con el oxígeno del aire y generar una corriente eléctrica que cargue la batería del vehículo para que esta alimente sus motores eléctricos.
Estos vehículos, comparados con los eléctricos 100%, tampoco contaminan, no se enchufan y tienen mayor autonomía, pero son vehículos más complejos y más caros.
Sin embargo, la realidad es que solo hay en España veintiuna unidades circulando (solo dos marcas han dado el paso, Toyota y Hyundai) de un total de 25.000.000 del parque automovilístico español; mientras que en Europa hay circulando alrededor de 2.500 vehículos de un parque total de 340.000.000.
Alemania ha anunciado que se suma al corredor europeo, por ser el candidato a mayor consumidor de hidrógeno verde de la UE.
Donde sí se considera que pueden ser relevantes los vehículos con pila de hidrógeno es en el transporte pesado por carretera, en el ferrocarril y en los barcos y aviones, entre otras cosas porque es más factible llevar mayores depósitos de hidrógeno que baterías, las cuales dan una menor autonomía. Firmas como Hyundai, Irizar, Renault y Stellantis están empezando a probar y fabricar camiones pesados y furgonetas grandes con pila de hidrógeno.
Como combustible directo en los motores de combustión actuales
Esta experiencia ya la probó BMW en 2005, pero obtuvo potencias muy bajas comparadas con las que daban los motores de gasolina. La eficiencia energética era muy parecida a los de gasolina, el 30%, muy lejos de la que se obtiene con eléctricos de batería, el 90%.
Tuvo que abandonarla porque no era viable comercialmente y la complejidad mecánica era algo mayor (depósitos modificados, inyectores especiales y circuitos presurizados con reguladores); se calentaban por encima de lo normal, lo cual disminuía la longevidad del motor, además de que emitían óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono con lo que, pese a hacerlo en menor cuantía que los de gasolina, no cumplían las normativas de la UE en cuanto a emisiones.
Por tanto, está claro que el vehículo de hidrógeno está considerado en la estrategia de la movilidad sostenible de la UE como de baja prioridad, al contrario del vehículo eléctrico por batería al ser una alternativa ya viable, en proceso fuerte de implantación, más económica y más fácil de adoptar.
También es importante considerar los problemas del almacenamiento, la infraestructura de recarga, y la distribución, entre otros:
Almacenamiento
El almacenamiento del hidrógeno en un vehículo de turismo es un verdadero problema, dado que, al ser un gas tan ligero y poco denso, para evitar que reste espacio en el habitáculo y en el maletero sería necesario disminuir su requerimiento de volumen de almacenamiento cambiándolo al estado líquido (se licúa a -253 °C), lo cual no es muy viable tanto desde punto de vista técnico como del económico.
Infraestructura de recarga
Un inconveniente importante es el estado actual de la infraestructura de puntos de carga. En España solo hay once, todos ellos de uso privado para los vehículos de sus empresas, y solo se puede cargar mediante permisos y citas concertadas.
Como ejemplo, en Francia solo hay 16 puntos públicos de recarga; 83 en Alemania…
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico prevé que en 2030 haya entre 100 y 150 estaciones públicas de puntos de recarga a menos de 250 km entre ellas y alrededor de poblaciones de más de 100 000 habitantes para un parque de entre 5 000 y 7 500 vehículos de hidrógeno. Mientras tanto, en Europa se prevén 400 estaciones de puntos de recarga para 2025 y 60 000 vehículos de hidrógeno. Así pues, en España estamos casi en mantillas y en los puestos de cola.
Además, el cargador requiere que la manguera de carga esté a -43 °C para evitar que el depósito se deteriore por la subida de temperatura que se produce en él al expansionarse el hidrógeno.
Distribución
Transportar hidrógeno en camiones, con depósitos muy especializados, es energética y económicamente muy ineficaz. Las opciones, ante esta realidad, son:
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- producir y consumir hidrógeno en el mismo lugar o en un lugar muy cercano a los puntos de consumo, o
- transportarlo en los actuales gasoductos existentes (con los problemas asociados a su deterioro por la agresividad del hidrógeno y la dificultad de separarlo del gas natural, en el caso de que estén compartiendo al mismo tiempo el gasoducto, a base de filtros de porcelana muy costosos), o
- transportarlo en los hidrógenoductos que se han mencionado al principio, el canal troncal H2Med.
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Se busca el vehículo de cero emisiones y para ello serán únicamente válidos el hidrógeno verde y el vehículo eléctrico 100% con baterías.
Claro está que las opciones más acertadas son la primera (con algunas limitaciones para las hidrogeneras, como más adelante comentaremos), con centros de producción de hidrógeno verde propios de las empresas o en polígonos industriales, y la tercera.
Pero no debemos soslayar que el H2Med es una red troncal y que, por tanto, tendrá que desarrollarse en paralelo la red capilar que permita incorporar el hidrógeno obtenido en los centros de producción y suministrarlo a los puntos de consumo, predominantemente a las industrias o centros de almacenamiento de hidrógeno, como energía renovable para uso en núcleos urbanos y cualquier otro núcleo de consumo compartido.
CENTROS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO
En Extremadura, por sus condiciones ambientales, horas de sol al año y terrenos de escaso atractivo para la agricultura, se planea el aumento de sus centros de producción mediante plantas solares fotovoltaicas, de concentración solar (termosolares) y eólicas para producir la energía eléctrica suficiente para que un electrolizador sea eficiente en la producción de hidrógeno verde.
Hoy, el mayor centro de producción de hidrógeno de este tipo está en Puertollano, con una placa solar de 100 MW de batería para producir la energía eléctrica que se necesita a base de baterías de litio a fin de producir 360 kg de hidrógeno por hora. Una estación de este tipo puede costar entre ocho o nueve millones de euros, lo suficientemente caro para que no sirva si no se apoya con medidas de incentivación del uso del hidrógeno verde para la movilidad y para disminuir el uso industrial del gris, por lo que su contaminación supone. Un kilo de H2 gris está costando una media de tres euros/kilo, mientras que el verde se acerca a los cinco euros/kilo.
No deben descartarse los centros de producción cuya tecnología sea la eólica para aquellos lugares de nuestra geografía donde el viento sea de la intensidad requerida para que la planta sea eficiente. Como ejemplo, la planta Haru Oni, en Punta Arena, en Chile, cerca del estrecho de Magallanes, por sus magníficas condiciones de viento intenso, usa en su primera planta la energía eólica, 3,4 MW, dedicada a producir hidrógeno verde en un electrolizador Siemens empleando un 50% de su producción a fin de almacenarlo como energía renovable y el resto, para procesarlo con CO2, (captado del medioambiente con un secuestrador de CO2 Global Thermostat) y producir metanol que, posteriormente, se transforma en gasolina descarbonatada para uso en automóviles de combustión que no emiten GEI. Esta instalación se ha llevado a cabo con la participación del Estado de Chile, ENEL Chile, Siemens Energy, ExxonMobil y Porsche (coinversor y principal cliente del combustible).
Deberíamos descartar el suministro a puntos de recarga en hidrogeneras para vehículos de turismo y considerar solo estaciones de carga en autopistas, centros ferroviarios, puertos y aeropuertos para vehículos de transporte pesado, trenes, barcos y aviones, respectivamente. Esto lleva a la conclusión de que el vehículo de turismo de hidrógeno no es prioritario frente al vehículo eléctrico de batería, como marca la estrategia de la UE, y que hay que esperar a que la tecnología avance para que sea eficiente un modelo de electrolizadores en las propias hidrogeneras alimentados por energía eléctrica renovable. Sin equivocarnos mucho, esto llevará todavía un tiempo importante.
NO ES TAN FÁCIL
Pero estamos hablando de hidrógeno verde y, para que este así lo sea, su obtención debe realizarse con el método únicamente eficiente, al menos por ahora, de electrolisis con electricidad proveniente de plantas de energías renovables sin emisión de GEI. Y dichas plantas son tres: solar fotovoltaica, termosolar de concentración y eólica terrestre.
No obstante, estas plantas de generación de energías renovables dependen (¡qué paradoja!) de recursos no renovables para su funcionamiento: metales y minerales escasos y/o raros, tales como hierro, aluminio, cobre, acero, cromo, manganeso, estaño, níquel, cinc, plata, plomo, titanio, cadmio, teluro, indio, vanadio, neodimio y disprosio.
El Grupo de Energía, Economía y Dinámica de Sistemas (GEEDS) de la Universidad de Valladolid centra sus líneas de investigación en la energía y la economía como factores clave de la tecnología y la vida. Han hecho un estudio, “Transición a energías renovables y demanda de minerales”, que supone una advertencia muy seria que hay que tener en cuenta en el proceso de transición a las energías renovables. En él dicen que la cuestión de la abundancia o escasez de minerales es siempre relativa a la demanda que hagamos de ellos y a la disponibilidad que haya en la corteza terrestre y en cómo de accesible sea extraerlos con la tecnología y el contexto económico dados.
Por ello, dentro de un contexto de crecimiento verde, el aumento de centros de producción de estas energías e infraestructuras de almacenamiento energético tiene unos límites que podrían no satisfacer la demanda esperada mundial en las próximas décadas; es decir, se pone en duda la viabilidad de la transición a las energías renovables tal y como se plantea actualmente desde las instituciones nacionales e internacionales principales. Y si, además, se consideran los graves problemas que el extractivismo acarrea en las poblaciones locales, como la contaminación por metales pesados del agua y suelo agrícola, afectación de la salud de los trabajadores y las comunidades vecinas, etc., las dudas son aún mayores.
Este estudio, cuya lectura y análisis detenido es altamente recomendable, concluye así:
“Las plantas de generación de energías renovables son capaces de generar electricidad y calor con menores niveles de emisiones de efecto invernadero en comparación con las fósiles, pero no están libres de impactos ambientales ni consideraciones geopolíticas y siguen sujetas a los limites biofísicos del planeta. Así, tener en cuenta la dimensión material aporta otro argumento más para que la transición energética se produzca en un escenario de decrecimiento material y energético, incluyendo cambios radicales en el modo en el que las materias primas llegan hasta los consumidores actualmente. Así, el diseño de políticas de transición energética debería de tener como un objetivo básico asegurar el bienestar de la población minimizando el consumo de energía”.
NOTA: Este esclarecedor artículo, que ha sido reeditado y reproducido por PROPRONews por gentileza de Cuaderno Extremeño para el Debate y la Acción -que es ya un referente del humanismo, el medioambiente, la ciencia y el pensamiento en Extremadura, España e Iberoamérica-, de su promotor, Juan Serna, y del autor -a quienes agradecemos la deferencia-, ha aparecido originariamente en el site de dicha publicación.
(Joaquín Sánchez Gallego (1948, Don Benito, Extremadura) es ingeniero industrial, licenciado en Ciencias Empresariales y diplomado por INSEAD en International Advanced Management. Tiene una larga trayectoria profesional, nacional e internacional, en diversas compañías industriales de los sectores de la ingeniería, el automóvil, el farmacéutico, la energía y el agroalimentario, en compañías lideres de las tecnologías de la información y las comunicaciones, Digital, AT&T y Unisys, y como socio director en algunas de las firmas de consultoría más acreditadas, como Deloitte y KPMG).