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Apr 08, 2024

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1 de agosto de 2023 | Por Mary Page Bailey El futuro del hidrógeno verde depende del éxito de cada etapa de su ecosistema. Muchos factores están contribuyendo a la necesaria ampliación de la infraestructura crítica.

1 de agosto de 2023 | Por Mary Page Bailey

El futuro del hidrógeno verde depende del éxito de cada etapa de su ecosistema. Muchos factores están contribuyendo a la ampliación de la infraestructura crítica necesaria para lograr la descarbonización industrial.

A nivel mundial, el hidrógeno se considera cada vez más como una parte fundamental de las estrategias de descarbonización industrial, tanto como combustible alternativo como método para descarbonizar los sectores manufactureros que utilizan el hidrógeno como materia prima. Recientemente, los incentivos de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) han acelerado rápidamente la actividad en torno a proyectos de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en los EE. UU., con el objetivo de aumentar el uso del hidrógeno como fuente de energía y la adopción del hidrógeno “verde” en lugar de los combustibles fósiles tradicionales. hidrógeno "gris" a base de hidrógeno. Como parte del IRA, se está asignando una importante financiación del Departamento de Energía de EE. UU. (DOE; Washington DC; www.energy.gov) a los Centros Regionales de Hidrógeno Limpio: redes de producción y transporte a gran escala que desarrollarán todo el potencial de hidrógeno. cadena de valor. Estos centros incluyen electrolizadores para producir hidrógeno verde a partir de agua, estaciones de servicio para distribuirlo y celdas de combustible para convertirlo en electricidad, así como tuberías, tanques y otra infraestructura logística. Cada centro ha presentado una propuesta formal y las selecciones de financiación se anunciarán a finales de este año. A medida que la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono prolifera en todo Estados Unidos y más allá, se están considerando muchos factores críticos detrás de escena de este aumento masivo, incluidas las preocupaciones sobre la fuerza laboral, la seguridad y el almacenamiento del hidrógeno, las cadenas de suministro de equipos y el uso final.

Con la afluencia de proyectos de hidrógeno con bajas emisiones de carbono que se anuncian, la fabricación de electrolizadores y componentes asociados está aumentando rápidamente, centrándose en las economías de escala y la automatización. Al mismo tiempo, los avances en eficiencia energética y durabilidad gracias a membranas y catalizadores de mayor rendimiento están reduciendo los costos de capital iniciales. “La ampliación de la producción de electrolizadores es uno de los mayores obstáculos potenciales para impulsar el mercado del hidrógeno. Un aumento sustancial de la producción se basa, a su vez, en una expansión masiva de las capacidades de energía renovable. Las inversiones estratégicas a lo largo de toda la cadena de valor son clave para evitar una restricción de la producción a largo plazo”, dice Stefanie Kopchick, líder del negocio de hidrógeno en The Chemours Company (Wilmington, Delaware; www.chemours.com). Chemours se encuentra en una posición única como fabricante de componentes de electrolizadores, concretamente, membranas de intercambio iónico Nafion, así como como usuario de hidrógeno verde en algunas de sus plantas de fabricación. La compañía anunció recientemente planes para invertir 200 millones de dólares para ampliar las capacidades de producción de materiales de intercambio iónico en su planta de Villers-Saint-Paul, Francia, y también se está asociando con TC Energy para instalar electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM) (Figura 1). ) para suministrar hidrógeno a dos plantas de fabricación de Chemours en Virginia Occidental como parte de la propuesta del Centro Regional de Hidrógeno Limpio de los Apalaches (ARCH2). "Para avanzar aún más en la descarbonización de nuestros procesos de fabricación en cada sitio, Chemours planea consumir una parte del hidrógeno limpio producido como combustible mezclado con gas natural para encender los equipos de calderas existentes", agrega Kopchick. Para alcanzar las capacidades de producción de hidrógeno necesarias para la descarbonización industrial, el rendimiento de los electrolizadores debe seguir mejorando junto con la escala de fabricación, particularmente en términos de eficiencia energética y durabilidad de los componentes internos. “Nos esforzamos constantemente por aumentar la eficiencia energética de nuestras membranas de intercambio iónico, que tienen un impacto directo en la eficiencia general del electrolizador. Al mismo tiempo, estamos trabajando para aumentar la durabilidad de las membranas. Además, se pueden lograr costos más bajos reduciendo los niveles de carga del catalizador o cambiando a catalizadores alternativos que no disminuyan la eficiencia o la durabilidad. En esta área, Chemours continúa desarrollando dispersiones de ionómeros, que permiten que los catalizadores de metales preciosos se utilicen de manera más eficiente y duren más en estas aplicaciones”, dice Kopchick.

FIGURA 1. La cadena de suministro de hidrógeno verde comienza con la fabricación de electrolizadores y sus componentes asociados, incluidos materiales catalizadores y membranas.

Los Centros de Hidrógeno reúnen a la industria, el mundo académico y los organismos gubernamentales para aprovechar los beneficios geográficos, laborales y de infraestructura únicos de sus respectivas regiones. Debido a que los centros se centran en tecnologías listas para el comercio, en lugar de probar esfuerzos conceptuales o centrados en la investigación, el papel que asumen las universidades generalmente se centra en perfeccionar las habilidades de la fuerza laboral y fomentar relaciones beneficiosas con las comunidades donde los proyectos realmente se ejecutarán. "Las universidades desempeñan una especie de papel muy importante de 'tejido conectivo' para ayudar a alinear nuestras alianzas de fabricación, nuestras agencias gubernamentales y otros socios universitarios en una comunidad cohesiva", explica Tim Filley, director del Instituto de Sistemas Energéticos y Ambientales Resilientes (IREES ) en la Universidad de Oklahoma (Norman; www.ou.edu), socio de HALO Hydrogen Hub (www.h2alo.org), una coalición regional entre Arkansas, Luisiana y Oklahoma que solicita financiación del DOE. “El centro se trata realmente de tecnologías listas para usar, no de I+D o proyectos piloto, por lo que lo que buscamos son industrias que tengan tecnologías existentes que estén listas para ser puestas en el mercado y escaladas. También estamos pensando en la interfaz entre la producción local y el consumo”, añade.

Una consideración clave en la economía de un centro de hidrógeno es la capacidad de utilizar la infraestructura y los recursos naturales existentes, lo que obviamente varía mucho de una región a otra. “El objetivo final es una economía vibrante del hidrógeno en toda la cadena de valor con producción, almacenamiento y uso limpios. Tenemos una perspectiva amplia, en términos de usuarios finales, y estamos pensando en aprovechar las fortalezas de los tres estados; se puede imaginar que estos estados tienen enormes fortalezas en la industria petroquímica y acceso a vastas reservas de gas natural, pero También contamos con abundantes recursos que nos permiten producir hidrógeno verde mediante electrólisis. Esos electrones que estamos utilizando para producir hidrógeno provendrán de varias fuentes: del metano, así como de la energía eólica, solar y potencialmente nuclear”, dice Filley.

Pero los recursos naturales y la infraestructura física no son los únicos factores que respaldan una propuesta de centro de hidrógeno; también existen consideraciones complejas relacionadas con la fuerza laboral, la educación y los impactos ambientales y económicos para las comunidades locales. Los centros de hidrógeno se incluyen en los principales proyectos de infraestructura y energía que se adhieren a la iniciativa federal Justice40, cuyo objetivo es disminuir la carga sobre las comunidades que se ven desproporcionadamente afectadas por la contaminación y los impactos del cambio climático. "Con la orden ejecutiva Justice40 en mente, nos esforzamos por avanzar en los objetivos de justicia ambiental pensando en la diversidad, la equidad, la inclusión y la accesibilidad, para garantizar que los beneficios fluyan hacia las comunidades donde ubicamos las instalaciones", dice Filley. “No sólo nos estamos asegurando de generar empleos bien remunerados a nivel local, también estamos analizando las cargas pasadas para las sociedades en esas áreas: cargas energéticas, cargas ambientales, cargas laborales y cómo podemos rectificar algunas de ellas. Nos estamos conectando con grupos sociales y de fabricación para crear planes de beneficios comunitarios de forma colaborativa”, señala Filley.

Los centros regionales de hidrógeno de EE. UU. se están diseñando para aprovechar la infraestructura, los sitios industriales, los recursos naturales y la geología existentes. Obviamente, estos factores varían mucho de una región a otra, lo que hace que las propuestas sean porciones únicas del panorama energético del país. Una pieza importante del rompecabezas es el plan de la región para el almacenamiento de hidrógeno.

Hay una serie de desafíos complejos en el almacenamiento de hidrógeno, y las opciones de almacenamiento preferidas pueden variar enormemente según la geografía, desde el almacenamiento subterráneo hasta tanques cerámicos especializados y moléculas portadoras de líquidos. “Existen desafíos específicos del hidrógeno simplemente porque es una molécula mucho más pequeña y mucho más reactiva. Para el almacenamiento subterráneo, tenemos que considerar su reactividad geoquímica, así como cómo el hidrógeno afectará a las comunidades microbianas subterráneas, y si ese impacto causará la pérdida del inventario de hidrógeno”, explica Shadi Salahshoor, líder técnico senior de Hydrogen. Centro de Tecnología de GTI Energy (Des Plaines, Illinois; www.gti.energy). GTI Energy lidera una serie de proyectos de investigación centrados en el almacenamiento de hidrógeno, con especial atención en la evaluación del almacenamiento subterráneo de hidrógeno en acuíferos y yacimientos agotados de petróleo y gas. “Un aspecto clave en el almacenamiento subterráneo es la compatibilidad del hidrógeno con los equipos de fondo de pozo. Hay proyectos en curso que investigan la mezcla de hidrógeno en tuberías que implican una gran cantidad de tuberías y equipos de boca de pozo que deben ser compatibles con el hidrógeno”, dice Salahsoor. La difusividad del hidrógeno (otro resultado de su pequeño tamaño) es otro aspecto a considerar, ya que el hidrógeno puede potencialmente difundirse a través de formaciones geológicas subterráneas, provocando pérdida de inventario o contaminación.

GTI es socio del proyecto [email protected] del DOE en Texas, que puede considerarse como un "protocentro", ya que es de menor escala que los centros regionales propuestos, pero abarca toda la cadena de valor del hidrógeno en un solo proyecto. . “Tenemos producción, almacenamiento y uso final de hidrógeno, todo en el sitio. Básicamente, tenemos un electrolizador y reformado de metano in situ para producir hidrógeno, que es utilizado por una pila de combustible”, afirma Salahshoor. Señala que para este proyecto se están utilizando tanques de almacenamiento sobre el suelo, pero que para un proyecto de mayor escala, sería preferible el almacenamiento subterráneo debido al espacio que ocupan los equipos necesarios para los volúmenes de almacenamiento necesarios. "Si desea almacenar toneladas y toneladas de hidrógeno, es posible que necesite una gran cantidad de tanques, lo que puede ser realmente complicado de manejar teniendo en cuenta todos los aspectos medioambientales y de seguridad", añade.

Para los proyectos de hidrógeno a gran escala que se proponen, los productores de hidrógeno deben considerar una mentalidad algo diferente a la de los proyectos más pequeños. “Para descarbonizar la industria, debemos empezar a pensar en estas necesidades de almacenamiento de hidrógeno a la misma escala que el gas natural. No hay muchos proyectos comerciales, ni siquiera a escala piloto, pero en los próximos 5 a 10 años veremos varios proyectos piloto que mostrarán la viabilidad de diferentes métodos de almacenamiento”, enfatiza Salahshoor.

Actualmente, uno de los métodos más viables económica y técnicamente para el almacenamiento de hidrógeno a gran escala y de larga duración es en formaciones geológicas subterráneas, explica Claire Behar, directora comercial de Hy Stor Energy LP (Jackson, Mississippi; www.hystorenergy.com ). Hy Stor lidera el Centro de Hidrógeno Limpio de Mississippi, supuestamente el más grande de los centros propuestos, cuyo objetivo es utilizar el importante volumen de cavernas de sal del estado para el almacenamiento subterráneo de hidrógeno. “El centro reunirá la producción, el almacenamiento y la entrega de hidrógeno libre de carbono, pero para realmente alcanzar escala de manera resiliente, debemos centrarnos en el aspecto del almacenamiento geológico. Mississippi realmente tiene una geología y una geografía incomparables a nivel mundial. No hay muchos lugares que tengan tanta geología salina sin utilizar”, dice Behar.

El centro combinará el almacenamiento en cavernas de sal con la producción de hidrógeno electrolítico, utilizando únicamente fuentes de energía renovable fuera de la red, incluidas la energía solar, eólica terrestre y geotérmica. Para la entrega de hidrógeno, habrá un oleoducto exclusivo y transporte planificado en camiones, así como acceso de transporte desde el río Mississippi y los puertos cercanos de la costa del Golfo. Además, señala Behar, el acceso al puerto permitirá la exportación de hidrógeno verde a los mercados internacionales. "Estamos buscando descarbonizar las industrias actuales en nuestra región y parte del transporte marítimo, al mismo tiempo que atraemos nuevas empresas manufactureras verdes", añade.

Un incentivo importante para que nuevas partes se unan al centro es el apoyo para demostrar nuevas tecnologías para electrolizadores y otros componentes críticos en la cadena de suministro de hidrógeno. “Estamos creando un ecosistema circular donde las nuevas empresas pueden venir y probar sus tecnologías renovables. Pueden probar sus horas y duraciones de funcionamiento fuera del laboratorio y aprovechar la ventaja de estar conectados al almacenamiento de la caverna de sal y a un suministro flexible y no intermitente de hidrógeno. Será muy emocionante dar vida a estas nuevas tecnologías renovables”.

Independientemente de cómo se produzca el hidrógeno, debe manipularse de la forma más segura posible. Puede ser explosivo si no se maneja adecuadamente, especialmente a las altas presiones requeridas para muchas opciones de transporte y uso final. “A medida que avanza por la cadena de valor, el hidrógeno está sujeto a presiones de hasta 15.000 psi y, como muchos combustibles, puede ser explosivo si no se maneja adecuadamente. Para lograr un panorama que pueda satisfacer la demanda de manera efectiva y segura, es fundamental que las empresas identifiquen tecnologías que puedan controlar de manera confiable y eficiente el combustible de hidrógeno, desde la producción hasta el uso final. Esto requiere soluciones de alta presión en todo el ecosistema del hidrógeno”, afirma Akilah Doyle, gerente de marketing global de productos de Emerson (St. Louis, Missouri; www.emerson.com). Si bien los componentes para el almacenamiento y transporte de hidrógeno han sido bien demostrados, los electrolizadores y pilas de combustible a gran escala requieren algunas consideraciones adicionales de seguridad y control. “Para que un electrolizador funcione de forma eficaz y segura, el flujo de agua, hidrógeno y oxígeno debe controlarse con precisión. Válvulas confiables, reguladores de contrapresión y un controlador lógico programable (PLC) inteligente pueden proporcionar un alto nivel de control de medios”, explica Doyle. Básicamente, existen cuatro capas de control en un electrolizador que funcionan en conjunto para proporcionar el control necesario para garantizar un funcionamiento seguro y eficiente: las válvulas que controlan el flujo del medio (incluidos los reguladores de contrapresión y las válvulas de cierre neumáticas); la tecnología de accionamiento (incluidas islas de válvulas y válvulas piloto de solenoide); el PLC; y el sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA). Doyle señala que algunas válvulas del sistema requerirán protección IP66.

Para las pilas de combustible, los requisitos son similares, pero como el hidrógeno es la alimentación y no el producto, el almacenamiento a alta presión es crucial, ya que ayuda a maximizar el uso de combustible del sistema. “Los tanques de almacenamiento de hidrógeno no pueden vaciarse debido a limitaciones de presión, por lo que es fundamental permitir un suministro eficiente de combustible a la pila de celdas de combustible con pérdidas mínimas. El sistema debe poder funcionar de manera consistente en una variedad de modos de operación: aceleración, desaceleración, parada y ralentí, todos los cuales requieren demandas variables de flujo de hidrógeno. Este funcionamiento estable del sistema se ve favorecido por un diseño que emplea un cierre positivo de combustible a alta presión y se logra mediante el uso de un regulador de hidrógeno confiable”, afirma Paul Kondratyev, gerente de marketing global de productos de Emerson. Dichos reguladores minimizan el riesgo de fugas y pueden extender el ciclo de vida de las celdas de combustible al garantizar que tengan una cantidad uniforme de hidrógeno dispersada entre ellas mientras están en uso (Figura 2).

FIGURA 2. En las pilas de combustible de hidrógeno, varios componentes trabajan juntos para controlar el hidrógeno y garantizar que el combustible se distribuya correctamente, incluidas válvulas y reguladores.

Aunque hay mucha discusión sobre las crecientes capacidades de producción de hidrógeno verde requeridas para numerosos proyectos de descarbonización venideros, no hay tanta discusión sobre el estado actual de operación de las plantas de hidrógeno verde. La empresa francesa Lhyfe (París; www.lhyfe.com), un “jugador puro” en la producción y distribución de hidrógeno verde y renovable, puso en marcha una instalación de producción en Bouin, Vendée, Francia, en septiembre de 2021 que produce hasta 300 kg/ d de hidrógeno verde hasta el momento y se actualizará en 2024 para producir hasta 1.000 kg/d (Figura 3). “Un aspecto único de esta planta es que obtiene agua de mar, por lo que no tomamos agua de la red pública. Tratamos el agua de mar para que sea comparable al agua desmineralizada para uso en electrolizadores”, explica François Hoche, director de mercado industrial de Lhyfe. Además, añade, la planta obtiene su energía renovable directamente de un parque eólico cercano, por lo que esencialmente está "detrás del medidor", lo que significa que no la obtiene de la red eléctrica local. Los principales usuarios de hidrógeno del sitio se encuentran en los sectores de movilidad y logística. “Uno de los principales clientes de la instalación es un centro de logística y distribución de la cadena de alimentación Lidl. En este centro han convertido casi 100 carretillas elevadoras para que funcionen con hidrógeno verde”, afirma Hoche. En las instalaciones de Lhyfe, el hidrógeno producido se comprime y se carga en remolques tubulares para transportarlo a los usuarios. “Para transportar la mayor cantidad de hidrógeno posible, lo comprimimos y tenemos contenedores de diferentes tamaños que se utilizan para distribuir el hidrógeno a los clientes finales. En lo que llamamos el mercado de la 'pequeña industria', los usuarios pueden consumir sólo uno o dos contenedores por semana, por lo que cambiamos de contenedor en cada entrega, llevamos uno lleno al sitio y llevamos uno vacío a la fábrica”, añade.

FIGURA 3. La planta de Lhyfe en Bouin produce hasta 1.000 kg/d de hidrógeno verde mediante electrólisis

Además de cinco plantas en construcción en Francia, Alemania y Suecia y otros proyectos anunciados en toda Europa, Lhyfe también ha inaugurado SeaLhyfe, situada en el océano Atlántico frente a la costa del noroeste de Francia, que se dice que es la primera planta offshore del mundo. proyecto piloto de producción de hidrógeno (Figura 4). “Cuando hablamos de hidrógeno renovable, es importante darse cuenta de que la dependencia de fuentes de energía renovables hace que sea crucial buscar la mayor intensidad posible de energía renovable, pero muchas fuentes tienen el inconveniente de ser intermitentes. Por eso estamos considerando la producción en alta mar para maximizar la intensidad energética”, afirma Hoche. En junio, SeaLhyfe comenzó la producción de hidrógeno verde marino utilizando un electrolizador de 1 MW capaz de producir hasta 400 kg/d de hidrógeno. Desde septiembre de 2022 hasta mayo de 2023, el módulo SeaLhyfe estuvo amarrado en el puerto de Saint-Nazaire. Durante este tiempo, Lhyfe realizó una serie de pruebas de inicio y validación para optimizar el rendimiento del sistema. La empresa también desarrolló una plataforma de software para la gestión remota de la unidad. Ahora, la unidad SeaLhyfe ha sido remolcada 20 km mar adentro y conectada al centro submarino del sitio mediante un cable umbilical diseñado específicamente para su uso en aplicaciones de hidrógeno. Tras el éxito de SeaLhyfe, la empresa, como parte del consorcio HOPE, recibió una subvención de 20 millones de euros para comercializar una unidad marina de hidrógeno verde de 10 MW mucho más grande, capaz de producir alrededor de 4.000 kg/día.

FIGURA 4. Se dice que el proyecto SeaLhyfe es el primer piloto de producción de hidrógeno en alta mar del mundo que comienza a funcionar.

La producción de amoníaco es una de las vías más prometedoras para la descarbonización industrial utilizando hidrógeno verde. El amoníaco no sólo es un producto básico muy necesario para la fabricación de fertilizantes y otros productos, sino que también es muy prometedor como combustible para el transporte pesado y portador de energía para el propio hidrógeno. Un proyecto anunciado recientemente en Dinamarca combina la electrólisis del agua para obtener hidrógeno verde con la producción de amoníaco, todo ello impulsado por energía renovable, en lo que se llama la primera planta dinámica y verde de “energía a amoníaco” del mundo. "Llevamos décadas convirtiendo hidrógeno en amoníaco, por lo que sabemos cómo manejarlo y cómo almacenarlo de forma segura", afirma Jeppe Bentzen, director de desarrollo empresarial de ABB Energy Industries en Dinamarca (ABB; Zúrich). , Suiza; www.abb.com) sobre los beneficios del amoníaco verde. ABB colabora con los socios del proyecto Skovgaard Energy A/S (Lemvig, Dinamarca, www.skovgaard.dk), Topsoe A/S (Lyngby, Dinamarca; www.topsoe.com) y Vestas (Aarhus, Dinamarca; www.vestas.com ) en la nueva planta, denominada Planta de Amoníaco Distribuido Dinámico Renovable (REDDAP), que pretende comenzar la producción en 2024 con una capacidad de producción prevista de 5.000 toneladas métricas por año (tm/yr) de amoníaco verde para fertilizantes y combustibles marinos. Actualmente la construcción en el sitio está en marcha (Figura 5).

FIGURA 5. Ha comenzado la construcción de la primera planta dinámica de conversión de energía a amoníaco del mundo, que utilizará hidrógeno basado en electrólisis como materia prima.

Un beneficio notable de las plantas dinámicas power-to-X es que fabrican su producto cuando las condiciones son positivas (el sol brilla y sopla el viento) y pueden reducir la producción cuando la fuente de energía no está presente, pero este tipo de La operación plantea algunos desafíos específicos. “La parte innovadora de este proyecto es que es el primer proyecto de conversión de energía en amoníaco que se ejecuta en modo totalmente dinámico, lo que significa que está directamente acoplado a su propia generación de energía renovable. Dado que la planta no extrae energía de la red, superará los límites de funcionamiento de los electrolizadores. Esto también significa que, desde una perspectiva tecnológica, necesitaremos instalar y entregar una columna eléctrica muy sólida para la planta. Este también es un desafío en el que queremos superar los límites de la tecnología”, añade Bentzen. Actualmente, ABB está trabajando en simulaciones para evaluar la resiliencia de electrolizadores y sistemas eléctricos, detallando el diseño y los sistemas de control integrados, en tales condiciones dinámicas. El sitio previsto para el proyecto tiene acceso a 12 MW de energía de turbinas eólicas existentes y también hay 50 MW de paneles solares recién construidos en las cercanías. Según Skovgaard Energy, esta es la primera de varias plantas de conversión de energía a amoníaco previstas. ■

María Página Bailey