El hidrógeno como vector energético (I/II)

La situación energética actual, con problemas de contaminación, cambio climático, conflictos internacionales motivados por el acceso a los recursos, y agotamiento de combustibles fósiles, precisa nuevas tecnologías. Entre ellas destaca el hidrógeno, al que muchos le asignan el papel de desplazar a los combustibles fósiles para llegar a basar nuestro futuro en la “economía del hidrógeno”.

Este artículo, dividido en dos partes, se dedica a los usos energéticos del hidrógeno y está basado en el libro “El hidrógeno y la energía”, de los mismos autores y realizado desde la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas, patrocinada por la Fundación SAMCA y ALMARFE S.L.. El libro es co-editado por la Asociación de Ingenieros del ICAI y por la Universidad Pontificia Comillas, y fue realizado bajo el patrocinio del Foro de la Industria Nuclear Española, contando con el apoyo del Instituto de la Ingeniería de España para su difusión. Se puede descargar dicho libro desde la página web de la Asociación de Ingenieros del ICAI (www.icai.es) o desde la de la Cátedra Rafael Mariño (www.upcomillas.es/catedras/crm).

En esta primera parte se analizan los diferentes procedimientos para producir hidrógeno, así como las fuentes energéticas a las que se pueden aplicar, para pasar luego a exponer el almacenamiento, transporte y distribución y finalizar con algunas reflexiones sobre seguridad y normativa.

Introducción

La crisis actual de los combustibles fósiles hace necesaria la búsqueda de nuevas alternativas energéticas. Una de las que se perfila con más futuro es el hidrógeno, llegándose a hablar de una futura “economía del hidrógeno” que reemplazará a la actual “economía de los combustibles fósiles”. Esto supondría que, en el futuro, el desarrollo tecnológico descansaría sobre el hidrógeno y no sobre los combustibles fósiles como ocurre ahora.

Tanto la Unión Europea como Estados Unidos y Japón apuestan firmemente por el hidrógeno debido a tres razones:

• Elevada eficiencia energética: la energía química del hidrógeno puede ser convertida de forma directa en electricidad, sin necesidad de emplear un ciclo termodinámico intermedio, lo que elimina la restricción del factor de Carnot. Esta transformación directa se lleva a cabo en las pilas de combustible, que si bien no son la única forma de aprovechar el hidrógeno, sí es una de las que más ventajas presenta.
• Reducción de la dependencia energética: el hidrógeno no es una fuente de energía, sino un portador de la misma (un vector energético), como la electricidad o la gasolina. Esto supone que ha de ser obtenido a partir de fuentes de energía primaria, siendo éstas muy variadas y destacando entre ellas las renovables, la nuclear y el carbón. Las primeras son de tipo autóctono, y tanto el carbón como el uranio presentan una distribución geográfica poco concentrada, de modo que sería difícil que unos pocos países ejercieran acciones de presión sobre el resto para controlar la producción de hidrógeno, como ocurre hoy con el petróleo y, en menor medida, con el gas natural.
• Ausencia de emisiones de CO2: Ni las energías renovables ni la nuclear emiten CO2, al igual que el carbón si se emplea la captura del mismo (técnicas CCS1). Esto permite producir electricidad limpia, así como eliminar las emisiones de CO2 en el sector transporte, responsable en la actualidad del 25% de dichas emisiones. En este sentido, el hidrógeno, en su papel de portador energético, permite llevar al transporte energías limpias hasta ahora impensables, como la nuclear y la eólica.

Para que todo lo anterior pueda ser posible es preciso que el hidrógeno se pueda producir a partir de recursos autóctonos, o muy extendidos, de forma económica y medioambientalmente aceptable, y que las tecnologías de uso final ganen una cuota de mercado significativa que les permita reducir sus precios.

Como ya se ha mencionado, el hidrógeno no es un recurso energético, sino que ha de ser producido a partir de fuentes de energía. Afortunadamente, tanto las fuentes como los procedimientos para producirlo son muy variados. Sin embargo, este paso intermedio de la producción se ha de tener en cuenta tanto en el balance económico como en el energético, pues puede ensombrecer considerablemente la elevada eficiencia de conversión de los dispositivos de uso final. Por otra parte, el hidrógeno es un elemento muy ligero, lo que dificulta su almacenamiento, debiendo de considerar en el balance global también los costes económicos y energéticos de dicho almacenamiento (energía para comprimirlo, licuarlo, …). Por último, como combustible que es, el hidrógeno está sujeto a una normativa de seguridad para su correcta manipulación.Todos estos aspectos serán tratados en este artículo, dejando para una segunda parte el aprovechamiento del hidrógeno en pilas de combustible, turbinas de gas y motores alternativos de combustión interna y los aspectos sociopolíticos que giran entorno a él. Se tratará de dar un tono divulgativo a ambos artículos, apareciendo los detalles técnicos en el libro antes mencionado.

Producción de hidrógeno

En la actualidad se producen en el mundo aproximadamente 5.000 TJ de hidrógeno2, destinándose el 72% a la industria química, el 9% a la electrónica, el 8% a la aeroespacial, el 3% a la metalúrgica y el resto a otras. El 96% del hidrógeno producido se obtiene de combustibles fósiles, principalmente a partir del reformado por vapor del gas natural, y el 95% de la producción de hidrógeno es cautiva, es decir, lo produce la misma instalación que lo va a consumir, sin necesidad de red de distribución a usuarios finales. Evidentemente, si se pretende que el hidrógeno acabe siendo el soporte futuro del desarrollo es preciso que el escenario actual de producción y distribución cambie considerablemente.

Afortunadamente, tanto los procesos como las fuentes para producir hidrógeno son muy variados. En la Figura 1 se muestran éstas vistas desde el lado de la producción y de las aplicaciones, y en la 2 los principales métodos para la producción de hidrógeno, que serán comentados seguidamente.

Procesos de producción

La conversión química es un proceso que se puede llevar a cabo mediante reformado, pirólisis o gasificación. En todos los casos en los que se requiera aporte de calor, éste sale de la propia fuente energética que se utilice (gas natral, carbón, …). Dentro del reformado se distingue el reformado por vapor de agua (SMR), el más frecuente, que es un proceso endotérmico que se verifica a 900ºC siendo aplicable a hidrocarburos, especialmente a gas natural.También es aplicable a alcoholes (metanol o bioetanol), verificándose entonces a 300ºC. La eficiencia de la conversión es del 80%. Otra técnica de reformado es la oxidación parcial (POX), que a nivel global es exotérmica y se verifica a 800ºC. En grandes instalaciones alcanza una eficiencia del 70%, habiendo expectativa de uso embarcado en vehículos. El último proceso de reformado es el autotérmico (ATR), que es una combinación de los dos anteriores. Se lleva a cabo en grandes unidades centralizadas aunque recientemente se ha logrado en equipos pequeños. Presenta una eficiencia similar al POX.

La pirólisis consiste en la descomposición de un combustible sólido (carbón o biomasa) con adición de calor en ausencia de oxígeno. El proceso requiere temperaturas de 1.200ºC en el caso del carbón y 450ºC en el caso de la biomasa. La producción de hidrógeno se logra a partir de un gas de síntesis, constituido principalmente por CO y H2. Resulta también aplicable a residuos sólidos urbanos, obteniéndose hidrocarburos líquidos que una vez reformados producen hidrógeno.

La gasificación es un proceso de combustión con defecto de aire (10 a 50% del estequiométrico). El gas producto contiene CO, CO2, H2 y CH4. El proceso se verifica entre 700 y 1.500ºC y es aplicable también a biomasa y carbón. Precisamente la gasificación de carbón con captura de CO2 es una de las técnicas que despiertan mayor interés, tanto en la Unión Europea como en Estados Unidos, debido a que el recurso se halla muy repartido y a que cuando se integra esta técnica en ciclo combinado (GICC) se pueden producir de manera simultánea hidrógeno y electricidad, derivando la producción hacia el vector energético que más interese. En la Figura 3 se aprecia el esquema de esta técnica.

La termólisis consiste en la ruptura de la molécula del agua por acción del calor. Existen varias maneras de llevar a cabo dicha ruptura, recogiéndose un esquema de las mismas en la Tabla 1. De todas ellas, la termólisis directa del agua es inabordable debido a que se desarrolla a grandes temperaturas, siendo alcanzables el resto de procesos que se pueden implantar ya sea con energía solar concentrada o con energía nuclear. De los ciclos termoquímicos de temperaturas moderadas, el más prometedor es el SI (familia del azufre) que logra una eficiencias del 38%; en cuanto a los de temperaturas elevadas, el ciclo del Zn/ZnO es el más interesante, alcanzando un rendimiento del 45% y pudiendo verificarse a 1.300 K si se ayuda con carbono.

En todos los procesos la fuente de calor es externa, por lo que si ésta es renovable o muy abundante se produce un ahorro de la energía primaria. Así, en el reformado con vapor de agua llevado a cabo por medios químicos se consumen 0,30 moles de metano por cada mol de hidrógeno producido, mientras que si se emplean técnicas de termólisis sólo se requieren 0,25 moles de metano, lográndose así un ahorro del 17% del recurso.

La electrólisis es quizás el procedimiento más “intuitivo” para producir hidrógeno a partir del agua. Sin embargo, resulta un procedimiento poco eficiente si se realiza a baja temperatura. Piénsese que a 83ºC se requieren como mínimo 2,83 kWh eléctricos para producir 1 m3 normal de hidrógeno, cuando la energía contenida en éste es de 3 kWh, de los que tan solo se recuperaría en forma de electricidad en torno a la mitad en el mejor de los casos en una pila de combustible. Sin embargo, si el proceso se verifica a alta temperatura, lograda mediante energía solar concentrada o energía nuclear, la recuperación energética es mejor debido a que la demanda de energía eléctrica se reduce en favor de la térmica, tal como se deduce de la Figura 4.

La fermentación es un proceso biológico y puede ser de tipo alcohólica, produciendo etanol a partir de almidones y azúcares, o de tipo anaeróbica, produciendo biogás a partir de biomasa residual. En cualquier caso, una vez obtenido el etanol o el biogás a partir de la biomasa se llevan a cabo operaciones de reformado en diversas variantes para obtener hidrógeno. Los procesos biológicos suelen llevarse a cabo en instalaciones descentralizadas, resultando por lo general lentos y caros. En cuanto a la fotólisis, ésta puede ser de tipo biológico, llevada a cabo por algas y bacterias, o electroquímico, llevada a cabo por semiconductores especializados. Ambos procedimientos presentan mucho atractivo, aunque están aún en fase de investigación y por el momento presentan eficiencias de conversión muy bajas (entre el 6 y 10% para la biológica y hasta el 16% para la electroquímica).

Integración de fuentes

Lo interesante de los diferentes procedimientos descritos es que pueden ser desarrollados a par tir de diversas fuentes de
energía, aunque con cierta variación de costes. La Tabla 2 recoge una estimación de los costes de producción según las fuentes y procedimientos. Se aprecia que el recurso más económico es el gas natural, seguido a corta distancia del carbón. La gasificación de la biomasa ocupa el segundo escalón, seguida de cerca por los ciclos termoquímicos activados por energía nuclear, siendo la opción más cara la activación de esos ciclos por energía solar. En cuanto al horizonte temporal de integración de dichas fuentes, queda recogido en la Figura 5.

El gas natural es una tecnología madura, siendo mayoritaria para la producción de hidrógeno actualmente. Sin embrago, presenta el problema del agotamiento a medio plazo (aproximadamente 60 años). Puede aplicarse a instalaciones descentralizadas, aunque con adaptación, y requiere captura de CO2 para ser medioambientalmente aceptable, lo que sólo se puede lograr en instalaciones centralizadas.

El carbón es una opción muy interesante, sobre todo integrando la gasificación en ciclo combinado (GICC) y evidentemente con captura de CO2. Presenta un reducido coste de producción aunque demanda grandes inversiones (similares a una central nuclear de segunda generación). Presenta la ventaja de poder realizar cogeneración produciendo tanto electricidad como hidrógeno. Por otra parte, el recurso presenta grandes reservas (aproximadamente 200 años), permitiendo así establecer una transición cómoda hacia nuevas fuentes y procedimientos.

La energía nuclear entrará en la producción de hidrógeno a partir de la IV generación. Los reactores que la integran presentan como ventajas unas menores inversiones (1.000 a 1.500 $/kWe), mayor seguridad, menor producción de residuos y eliminación de la posibilidad de proliferación armamentística. Comparte con el carbón la posibilidad de llevar a cabo cogeneración (producción de hidrógeno y electricidad), presentando la ventaja de no requerir de sistemas de captura de CO2. Se puede implantar bajo diferentes procedimientos: electrólisis de alta temperatura, ciclos termoquímicos (especialmente SI) y reformado con vapor de agua de moderada temperatura.

La energía solar concentrada comparte con la nuclear los procedimientos para producir hidrógeno, siendo la principal diferencia los costes previstos de producción, menores en el caso nuclear. Así, la energía solar puede recurrir a la termólisis del agua mediante ciclos termoquímicos (tanto del SI como de óxidos metálicos), a electrólisis de alta temperatura y a descarbonización de combustibles fósiles, requiriendo en este caso captura de CO2.

La biomasa puede integrarse tanto en procedimientos químicos (gasificación y pirólisis), que son de tipo centralizado o en procesos biológicos, de carácter descentralizado y más lentos. La producción de hidrógeno a partir de la biomasa presenta el inconveniente de entrar en competencia con su aplicación para producción de biocarburantes, más simple. En cualquier caso, para revalorizar el hidrógeno producido a partir de biomasa sería preciso realizar una captura de CO2, de modo que se obtuviese un balance negativo de emisiones.

En cuanto a la energía eólica, puede ser empleada para producir hidrógeno a partir de electrólisis de baja temperatura, lo que supone un bajo rendimiento. De hecho, si se tiene en cuenta el rendimiento del electrolizador y el de la pila de combustible subsiguiente apenas se logra recuperar un 45% de la energía eléctrica producida por el generador eólico. Por tanto, si bien es cierto que el hidrógeno puede emplearse como vector energético para regularizar la aleatoriedad de la energía eólica, de modo que se pueda verter a la red en horas punta y producir hidrógeno en horas valle, esta estrategia de operación resultaría más interesante si el parque eólico se acoplase con una central hidráulica de bombeo, donde las eficiencias son más elevadas, si bien esto requiere unos terrenos y unas condiciones adicionales a las del propio parque, mientras que la opción del electrolizador y la pila de combustible resulta mucho más compacta.

Almacenamiento de hidrógeno

El hidrógeno es un elemento muy ligero, lo que supone que la energía que almacena por unidad de masa es muy elevada, mientras que la almacenada por unidad de volumen es muy baja, tal como se desprende de las Figuras 6 y 7. Esto representa un problema, especialmente en aplicaciones de transporte y de tipo portátil.

La técnica más sencilla de almacenamiento es como hidrógeno comprimido, en fase gaseosa. En la actualidad se almacena a 200 bar, llegando los equipos avanzados a 700 bar. El consumo para lograr esas presiones es elevado, aunque no tanto como en el procedimiento de licuefacción. Así, a 200 bar se consume un 10% de la energía almacenada, mientras que a 700 bar un 15%. Hoy día es común trabajar a 350 bar en aplicaciones de transporte recurriendo a balas de materiales compuestos. El hidrógeno líquido requiere temperaturas criogénicas a presión ambiente (-253ºC). A esas temperaturas la manipulación se complica, por lo que su uso está reservado hoy por hoy a fines industriales. Por otra parte, su consumo energético es muy elevado: el 30% de la energía contenida en el hidrógeno almacenado, aunque, como ilustra la Tabla 3 es el procedimiento que produce mayores densidades.

Los hidruros metálicos son unos compuestos químicos que funcionan según el proceso de adsorción-desorción. Así, en la fase de adsorción el compuesto se carga de hidrógeno, para lo que disipa calor y reduce su temperatura. Este proceso ocurre entre 30 y 55 bar, aunque depende del tipo de hidruro. En la fase de desorción se suministra calor al compuesto y se produce la liberación del hidrógeno retenido, aumentando la temperatura. El proceso se verifica entre 0,7 y 10 bar. Si el calor aportado es de origen residual el consumo energético es del 13% de la energía química del hidrógeno.Aunque los hidruros en general son muy pesados este procedimiento presenta la ventaja respecto al hidrógeno comprimido de operar a presiones mucho más bajas, con lo que se reducen los riesgos.

Dentro del nombre genérico de estructuras porosas se aglutinan varias tecnologías, como los nanotubos de carbono, que requieren también de temperaturas criogénicas (80 K), el carbón activado, los clatratos (2000 bar y -24ºC) y ciertas estructuras nanoporosas de moléculas órgano-metálicas a temperatura ambiente. En general todas ellas son técnicas aún en proceso de investigación.

Transporte y distribución de hidrógeno

Si se pretende que en el futuro la energía se asiente sobre la base de la “economía del hidrógeno” es preciso crear una infraestructura de distribución de éste para poder abastecer las demandas de la sociedad. Hoy en día está en discusión la logística más adecuada, planteándose diversas alternativas en función del uso final del hidrógeno. Así, el mercado masivo de vehículos privados podría recurrir a“hidrogeneras” que suministrasen hidrógeno presurizado, sirviéndolo licuado y encartuchado para motocicletas. Para aplicaciones estacionarias en el sector residencial-comercial (menos de 200 kWe) y generación distribuida (más de 200 kWe) podría resultar rentable recurrir a canalizaciones, similares a las actuales de gas natural. Para aplicaciones de vehículos de mucho uso y en aviación el hidrógeno comprimido se podría servir en balas.

Un mercado muy interesante es el de las aplicaciones portátiles, constituido por pequeños equipos electrónicos (radios, reproductores de MP3, ordenadores portátiles, PDAs, teléfonos móviles, …). En estas aplicaciones sería fundamental el desarrollo de pilas de combustible de metanol directo, de modo que en lugar de suministrar hidrógeno se cargase metanol, que sería empleado de forma directa por la pila, siendo el procedimiento de carga similar al de algunos mecheros actuales, o bien empleando cartuchos de metanol de “usar y tirar”. En la medida en que este tipo de pilas de combustible logre su penetración en el mercado pueden ser empleadas también en el transporte, resultando unas “hidrogeneras” muy similares a las actuales gasolineras, donde se repostaría metanol en fase líquida y condiciones ambiente.

Otro aspecto adicional a la distribución de hidrógeno es cómo se suministra éste a las “hidrogeneras”, si en forma canalizada, o mediante camiones en forma licuada o comprimida. También se analizan alternativas de producción “in-situ”, a partir de combustibles fósiles, especialmente gas natural, en una primera fase de transición, lo que permitiría aprovechar muchas de las infraestructuras existentes.

En principio todas las alternativas son técnicamente posibles. De hecho se emplean hoy día, como por ejemplo el suministro a los consumidores en forma de balas o la canalización a industrias cercanas a refinerías. Incluso existen “hidrogeneras” para flotas cautivas en proyectos de demostración, tanto con esquema de producción “in situ” como suministrado. Parece claro que el problema no presenta una solución única, sino que habrá que buscar la solución más adecuada acorde con el contexto tecnológico, económico y social.

Seguridad

El hidrógeno no deja de ser un combustible, lo que supone que es preciso manejarlo con arreglo a unos ciertos protocolos y normas de seguridad. Eso no significa que sea extremadamente peligroso, sino que ha de tratarse con el mismo cuidado con el que se manipulan este tipo de productos. De hecho, al ser un elemento tan ligero, resulta especialmente seguro en espacios abiertos, pues la tendencia a fugarse hacia arriba resulta espectacular, alejando el posible incendio de la zona ocupada por las personas. Por otra parte, a diferencia de otros gases combustibles , como por ejemplo el CO, no resulta tóxico, presenta una baja densidad volumétrica y presenta dificultades para reaccionar en concentraciones pobres. Además, requiere una elevada temperatura para que se verifique una combustión espontánea.

Los inconvenientes que presenta el hidrógeno están relacionados con su manipulación en espacios cerrados, su compleja manipulación en fase líquida debida a la existencia de temperaturas criogénicas, su facilidad de fugas dado su pequeño tamaño molecular y su baja energía de activación. Desde el punto de vista legal los mayores problemas vienen de la novedad que supone la aplicación del hidrógeno al sector energético. Así, es “nuevo” llevar hidrógeno embarcado en vehículos particulares, expenderlo en “hidrogeneras”, suministrarlo canalizado a viviendas, … Toda este problemática no es irresoluble pero requiere pasos progresivos por parte de los organismos reguladores.

(1) CCS:“Carbon Capture and Sequestration”
(2) 1 m3 de hidrógeno en condiciones normales almacena 3 kWh de energía mientras que 1 kg contiene 33,59 kWh

VER SEGUNDA PARTE

Por: José Ignacio Linares Hurtado
Doctor Ingeniero Industrial del ICAI. Es profesor Propio Agregado de la ETS de Ingeniería-ICAI de la Universidad Pontificia Comillas donde dirige la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas. Sus líneas de investigación se centran en la Termodinámica Aplicada y las Tecnologías Energéticas.

Beatriz Yolanda Moratilla Soria
Doctor Ingeniero Industrial del ICAI. Coordinadora de la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas. Profesora de la ETS de Ingeniería- ICAI de la Universidad Pontificia Comillas. Directora del Curso de Especialista en Parques Eólicos (COMILLAS) y Secretaria del Comité de Energía y Recursos Naturales del Instituto de la Ingeniería de España.

Fuente: anales de mecánica y electricidad / marzo – abril 2007

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