En búsqueda de fuentes de energía no tradicionales

En especial, se están realizando avances prometedores a escala comercial en áreas tales como la gasificación de carbón limpio, la gasificación de biomasa y la utilización de energía solar y eólica para la producción de electricidad. Asimismo, se vienen produciendo continuos avances en el área de las pilas de combustible de hidrógeno, que pueden producir energía portátil para aplicaciones para el transporte y dispositivos electrónicos.

La vida tal y como la conocemos no existiría sin la generación a gran escala de energía rentable; este aspecto no solo concierne a la electricidad que fluye del enchufe de la pared, sino también a fuentes portátiles de energía para aplicaciones automovilísticas, así como a ordenadores portátiles y a los innumerables dispositivos electrónicos portátiles que se han convertido en carácter distintivo de la vida moderna.

A medida que las naciones industrializadas y en vías de desarrollo crecen y se modernizan, sus ciudadanos continúan consumiendo grandes cantidades de energía a un ritmo que aumenta de forma constante con el crecimiento de la población.

Hoy en día, la comunidad ingeniera y numerosos gobiernos de todo el mundo vienen prestando una gran atención al desarrollo de procesos de generación de energía a escala comercial basados en materias primas renovables, tales como la energía solar, la energía eólica y la gasificación de biomasa. Estas personas trabajan también para mejorar el aprovechamiento del carbón, que es barato y abundante en numerosas regiones del mundo, para producir electricidad mediante plantas de ciclo combinado con gasificación integrada basadas en carbón y para superar algunas de las limitaciones imperantes que han impedido históricamente que las pilas de combustible de hidrógeno desarrollen todo su potencial comercial.

Cada una de estas áreas ha sido testigo en los últimos años de numerosos avances en materia de investigación y desarrollo, y, solo en 2005 y principios de 2006, cada área ha experimentado un aumento en los anuncios de desarrollo comercial a nivel mundial.

Estos enfoques no tradicionales para la generación de energía están dirigidos en su totalidad a ayudar a ralentizar el consumo de crudo y de gas natural de la sociedad. Estos combustibles fósiles no solo son cada vez más escasos y caros con cada año que pasa, sino que también traen consigo problemas medioambientales de un gran coste y que suponen grandes desafíos, problemas que van desde la generación de emisiones de SO2- y NOx (responsables de la lluvia ácida), hasta la producción de CO2 y otros gases invernadero (implicados en el cambio climático y en el calentamiento global a largo plazo), pasando por la liberación de mercurio (que puede tener consecuencias devastadoras para la salud humana). Asimismo, para muchas naciones, la capacidad de reducir la dependencia de las importaciones de petróleo procedentes del exterior (especialmente de las procedentes de regiones mundiales de gran inestabilidad política) constituye un importante paso hacia el incremento de la seguridad nacional.

El deseo de buscar fuentes de energía no tradicionales ya no está reservado a investigadores universitarios optimistas ni a activistas medioambientales. En un movimiento empresarial que refleja los tiempos en los que vivimos, a principios de 2006, la compañía petrolífera BP, con sede en Londres, anunció su intención de constituir BP Alternative Energy (que tendrá su sede central en Sunbury, Reino Unido) con el fin de supervisar los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de fuentes alternativas para la generación de energía a partir del sol, viento, hidrógeno y ciclos combinados con gasificación integrada.

Tal y como se ha mencionado con anterioridad, existe un creciente interés a nivel global por los procesos de gasificación de carbón y por las plantas de ciclo combinado con gasificación integrada, interés que ha venido acompañado por el anuncio de la construcción de varias instalaciones de producción de energía a escala comercial en 2005 y principios de 2006. El objetivo es aprovechar una fuente de energía tan abundante y relativamente rentable como el carbón y utilizarla para producir electricidad de un modo que resulte menos contaminante que las centrales eléctricas de combustión de carbón pulverizado.

La tecnología de gasificación consiste en la inyección de una materia prima sólida o líquida (normalmente carbón en forma líquida) en un reactor gasificador, junto con oxígeno y vapor a mayor temperatura. En las condiciones de temperaturas y presiones elevadas que se dan dentro del gasificador, la materia prima reacciona con el vapor y el oxígeno en una atmósfera reductora para producir gas de síntesis compuesto de CO y H2 y con menores cantidades de CO2 y metano. La mejora de las capacidades de eliminación de sulfuro y mercurio de las tecnologías de gasificación validadas actualmente convierten a los ciclos combinados con gasificación integrada en una alternativa intrínsicamente más limpia a las centrales eléctricas de caldeo de carbón.

GE Energy y Bechtel Corp. han formado una alianza para ofrecer proyectos optimizados de ciclos combinados con gasificación integrada en Norteamérica. La planta de referencia de GE-Bechtel propuesta se basará en la tecnología de gasificación que GE adquirió a ChevronTexaco en 2004.

ConocoPhillips posee también un proceso de gasificación bien establecido denominado E-Gas que puede utilizarse para convertir carbón y otros hidrocarburos en gas de síntesis, el cual puede utilizarse posteriormente para producir energía en ciclos combinados con gasificación integrada, productos químicos o combustibles líquidos.

Nippon Steel Corp., con sede en Tokio, se encuentra también desarrollando un proceso para convertir carbón de poco valor en aceite ligero, gas de síntesis y combustible para la generación de energía. El corazón de este nuevo proceso es un reactor de dos fases de carbón arrastrado e hidropirólisis parcial. Una sección del reformador realiza fundamentalmente la hidrogenación de la materia volátil del carbón y una sección del gasificador lleva a cabo la oxidación parcial del carbón y del residuo de carbón.

En términos de esfuerzos dirigidos al desarrollo comercial, varios anuncios realizados en 2005 demuestran el renovado interés de la industria por desarrollar instalaciones de ciclo combinado con gasificación integrada a escala comercial. Por ejemplo, ConocoPhillips y Excelsior Energy, Inc. firmaron un acuerdo de desarrollo y licencia de tecnología para una instalación de ciclo combinado con gasificación integrada de 532 MWe que se ubicará en la parte nordeste de Minnesota. La instalación utilizará la tecnología E-Gas de ConocoPhillip y su puesta en marcha está planificada para 2010.

En los EE.UU., las dos plantas de ciclo combinado con gasificación integrada a escala comercial que llevan más tiempo en funcionamiento son la central eléctrica Polk de Tampa Electric, ubicada en Tampa, Florida, y la planta de ciclo combinado con gasificación integrada Wabash River de Global Energy, ubicada en Terre Haute, Indiana; estas instalaciones llevan funcionando desde el periodo 1995-1996 y cada una de ellas tiene una capacidad de unos 250 MW. En Europa, por su parte, llevan funcionando desde la década de los 90 varias plantas de ciclo combinado con gasificación integrada de un mayor tamaño en Italia, Países Bajos y España.

Tras un paréntesis de 10 años en la construcción de centrales eléctricas de ciclo combinado con gasificación integrada a escala comercial, en septiembre de 2005 se anunciaron dos nuevos proyectos, que, con 600 MW cada uno y una vez puestos en operación, constituirán las instalaciones de ciclo combinado con gasificación integrada más grandes construidas hasta la fecha.

Una de las nuevas plantas de ciclo combinado con gasificación integrada de 600 MW está siendo desarrollada para su construcción en Indiana por Cinergy Corp. en asociación con Vectren Corp., GE Energy y Bechtel Power.

La otra será una central eléctrica de ciclo combinado con gasificación integrada de 629 MW planificada para Meigs County, Ohio, que está siendo desarrollada por American Electric Power (AEP), junto con GE Energy y Bechtel Power. La fecha prevista para la puesta en marcha comercial de esta planta de ciclo combinado con gasificación integrada es 2010. AEP, que es en la actualidad el mayor generador de electricidad de los EE.UU. con más de 36.000 MW de capacidad generadora en propiedad, ha mostrado su intención de construir al menos otros 600 MW de generación en ciclos combinados con gasificación integrada en su zona operativa del este para 2013, con el fin de cumplir el compromiso adquirido en 2004 de añadir 1.200 MW de capacidad de generación base en ciclos combinados con gasificación integrada.

Entretanto, en abril de 2005, ConocoPhillips y Fluor Corp. anunciaron el inicio de los trabajos en un paquete de diseño técnico inicial (front end engineering design, FEED) para el Centro de Energía Limpia del Sur de Illinois, ubicado en Williamson County, Illinois. Dicha instalación utilizará la tecnología E-Gas de ConocoPhillips para gasificar carbón con el fin de generar aproximadamente 545 MW de electricidad y 95 millones de pies cúbicos estándar/día de gas natural sintético que cumpla las especificaciones para su transporte por gasoducto.

Otra compañía eléctrica de EE.UU., Energy Northwest, ha recibido también la aprobación de su consejo de administración para desarrollar una central eléctrica de ciclo combinado con gasificación integrada de 600 MW para un emplazamiento del estado de Washington. Su objetivo es tener la central en funcionamiento para 2011.

Asimismo, con el fin de avanzar en los últimos conceptos de ingeniería para la producción limpia de energía basada en el carbón, una coalición global voluntaria sin ánimo de lucro conocida como FutureGen Industrial Alliance y que incluye a American Electric Power (AEP), BHB Billiton, China Huaneng Group, Consol Energy, Foundation Coal, Kennecott Energy, Peabody Energy y Southern Co., viene trabajando, en colaboración con el departamento estadounidense de energía, en la construcción de la central eléctrica de carbón más limpia del mundo durante los próximos 5-10 años. El objetivo del grupo es diseñar y construir una central eléctrica de ciclo combinado con gasificación integrada con “emisiones cero”, que producirá hidrógeno derivado neto y que desechará el CO2 derivado mediante eliminación subterránea. Los miembros de la alianza han asignado de forma voluntaria más de 250 millones de dólares a la financiación del desarrollo del proyecto, mientras que el gobierno de los EE.UU. planea invertir unos 700 millones de dólares.

Finalmente, para no dejar ningún cabo suelto en la búsqueda de una energía más barata y limpia, Hitachi Zosen Corp., con sede en Tokio, está desarrollando un método de utilización del calor residual para producir electricidad sin la necesidad de combustible alguno. La utilización de amoníaco como fluido de trabajo en el ciclo termodinámico de Rankine es bien conocida, pero no se ha aplicado aún comercialmente. Sin embargo, Hitachi Zosen Corp. (Tokio) lleva probando desde 2004 un método que utiliza el calor residual y un ciclo de Rankine basado en amoníaco en su central eléctrica, la primera vez que se hace algo así en todo el mundo, afirma la compañía. Se calcula que los costes de equipamiento son aproximadamente un 20-30 por ciento menores que los necesarios para un ciclo de Rankine basado en agua accionado por calor residual, añade la compañía. Este sencillo proceso se considera una buena manera de utilizar el calor residual para producir electricidad sin generar CO2 adicional. La compañía se encuentra probando una unidad de 200 kW.

La gasificación de biomasa está también captando renovadas atenciones como método para utilizar una materia prima renovable para producir un valioso gas de síntesis que pueda ser utilizado posteriormente para generar electricidad en una turbina de gas, como materia prima para producir metanol, dimetil éter o utilizado en un sistema Fischer-Tropsch para producir gasóleo y otros combustibles líquidos.

La gasificación de biomasa tradicional se realiza mediante oxidación parcial sin un catalizador, a temperaturas que oscilan entre 900-1.400°C, dependiendo de si se utiliza oxígeno o aire. Además de las desventajas que presenta una operación de temperaturas elevadas, se producen cantidades considerables de alquitrán y residuos de carbón.

Investigadores de la universidad japonesa de Tsukuba desarrollaron recientemente un nuevo catalizador (1 %(w/w) de rodio apoyado en óxidos de cerio y silicio) que permite llevar a cabo la gasificación de biomasa a una temperatura inferior (650-700 °C), comparada con los 900-1.400 °C de la gasificación de biomasa convencional por medio de oxidación parcial sin catalizador. El gas de síntesis resultante (una mezcla de CO, H2, CH4, y CO2, con una generación de carbono sólido de solo el 1 % y sin alquitrán), resulta adecuado para producir energía en una turbina de gas, o bien para utilizarse como materia prima química. El grupo está trabajando para ampliar el proceso.

Investigadores de la Universidad de Wisconsin (Madison) están asimismo desarrollando un proceso más suave para crear hidrógeno con menos de 60 ppm de monóxido de carbono a partir de hidrocarburos oxigenados derivados de biomasa. Debido a que utiliza un catalizador de níquel (no de platino) y se realiza en condiciones más suaves (225 °C frente a 600-1.000 °C), el proceso se está llevando a cabo como una alternativa menos costosa al reformado con vapor tradicional de gas natural para producir H2 pobre en CO para pilas de combustible y otros usos.

Un grupo de investigadores de la universidad japonesa de Shizuoka ha desarrollado un proceso de un solo paso para la producción de hidrógeno a partir de biomasa como licor negro de la industria del papel y el cartón, basuras municipales, desechos de papel e incluso excrementos de cerdo. El proceso tiene lugar en agua supercrítica y produce de dos a cinco veces más hidrógeno que los procesos de reformado y gasificación tradicionales, de acuerdo con el grupo. Este proceso continuo se ha demostrado a escala de banco y sus promotores están buscando socios comerciales para su ampliación.

Shell Deutschland Oil GmbH adquirió recientemente una participación minoritaria en Choren Industrias GmbH. Conjuntamente, ambas empresas construirán la primera instalación comercial del mundo para convertir biomasa en un combustible sintético llamado “SunFuel,” que, de acuerdo con la compañía, puede utilizarse sin modificación alguna en cualquier motor diesel. Una planta de 15.000 Tm/año planificada para Freiberg, Alemania, utilizará la tecnología de gasificación de tres fases Carburo-V de Choren para convertir biomasa derivada de plantas en gas de síntesis, que puede, posteriormente, convertirse en metanol y gasóleo.

Neste Oil Corp. está construyendo una planta de biodiesel de 100 millones de euros en su refinería de petróleo de Porvoo, Finlandia. Cuando esta planta de 170.000 Tm/año se ponga en marcha a mediados de 2007, será la primera planta comercial en utilizar el nuevo proceso NExBTL (“biomasa a líquido de nueva generación”) de Neste Oil. Este proceso produce gasóleo a partir de materias primas renovables y, de acuerdo con la compañía, puede adaptarse para utilizar toda clase de grasas vegetales y animales. Entretanto, Neste Oil y Total S.A. han firmado también un memorándum de acuerdo para evaluar la posibilidad de construir una planta de producción a gran escala de combustible diesel mediante el proceso NExBTL en una de las refinerías de petróleo de Total.

Conjuntamente con el Laboratorio Nacional de Energías Renovables del Departamento de Energía de EE.UU., Genencor está trabajando para desarrollar un proceso para convertir la celulosa presente en la biomasa (por ejemplo, en residuos agrícolas) en etanol.

Aunque numerosos procesos de conversión de biomasa están basados en reactores de oxidación parcial (utilizando aire o bien oxígeno puro), varios grupos están también desarrollando procesos de conversión de biomasa basados en pirólisis en un entorno pobre en oxígeno. Por ejemplo, DynaMotive Energy SystemCorp. ha desarrollado un proceso rápido basado en pirólisis para producir “Bioaceite” a partir de una materia prima de residuos de madera. En el proceso, la biomasa pulverizada se piroliza en un reactor de lecho fluidizado de burbujeo que funciona sin oxígeno a 450-500 °C.

Una vez que esté en funcionamiento, la planta de pirólisis procesará 100 toneladas/día de residuos de madera contrachapada y producirá 70 Tm/día de BioAceite (junto con 20 Tm/día de residuo de carbón y 10 Tm/día de gases no combustibles), que se utilizarán para alimentar a una turbina con el fin de generar electricidad en una planta de cogeneración (de hasta 2,4 MWe) de la instalación de Erie Flooring and Wood Products ubicada en West Lorne, Ontario, Canadá. DynaMotive Energy Systems se encuentra también en proceso de desarrollo de una planta de pirólisis más grande de 200 Tm/día para la producción de BioAceite para otros clientes.

Asimismo, investigadores del Laboratorio Nacional Pacific Northwest se encuentran también inmersos en el desarrollo de procesos de conversión de biomasa basados en pirólisis para la producción de combustibles líquidos y gaseosos.

Muchos consideran que las pilas de combustible de hidrógeno son una de las soluciones de energía alternativa punteras para reducir la dependencia que la sociedad tiene de la energía derivada de combustibles fósiles. Sin embargo, a pesar de los incontables y prometedores avances en materia de investigación y desarrollo que se publican rutinariamente en la prensa del sector, continúa habiendo retos en términos de mejora de la durabilidad, fiabilidad y capacidad de conversión de energía de las pilas de combustible de la actualidad y de la competitividad en términos de costes con respecto a las tecnologías tradicionales de producción de energía a las que sustituirían.

En particular, el éxito comercial a gran escala se ha visto limitado en parte por el coste prohibitivo asociado a la producción y purificación de hidrógeno en volúmenes suficientes para su utilización en la pila de combustible. En consecuencia, numerosos investigadores vienen trabajando para desarrollar rutas de síntesis más baratas al objeto de convertir materias primas líquidas en un flujo rico en hidrógeno.

Los procesos tradicionales de reformado producen hidrógeno a partir de combustibles fósiles utilizando costosos metales preciosos, tales como platino y oro, a temperaturas que superan los 800 °C. Aunque este enfoque puede resultar eficiente para la producción a escala industrial, puede que no resulte tan práctico para la producción a pequeña escala del hidrógeno necesario para alimentar las pilas de combustible de hogares y vehículos.

En un proyecto aparte financiado por el departamento de energía estadounidense, investigadores del Laboratorio Nacional Pacific Northwest (PNNL) vienen utilizando técnicas de microfabricación para desarrollar procesadores de combustible compactos que utilicen la oxidación parcial y el reformado con vapor para convertir hidrocarburos líquidos, tales como metano, en hidrógeno (que no resulta fácil de transportar ni de almacenar) en el punto de utilización para alimentar pilas de combustible, que convertirán el hidrógeno en electricidad para su uso en aplicaciones de automoción. Los investigadores del PNNL afirman que sus prototipos en miniatura de un sistema procesador de combustible y una pila de combustible podrían pesar tan solo un kilogramo y proporcionar de manera continua 5 vatios de energía eléctrica base, con una potencia de cresta de 10 vatios, durante una semana.

En lo que constituye un novedoso desarrollo relacionado con las pilas de combustible, los investigadores de la Universidad de Illinois (Urbana-Champaign), junto con INI Power Systems, Inc., han desarrollado una pila de combustible microfluídico que funciona sin una membrana que separe el combustible y el oxidante. Dado que la membrana representa el 20-30 por ciento del coste normal de una pila de combustible, la capacidad de diseñar una pila de combustible que no tenga membrana ofrece el potencial de reducir los costes de manera espectacular, desarrollo que podría hacer posible que la pila de combustible funcionara con química alcalina o ácida.

La pila microfluídica diseñada por este grupo consta de un canal con forma de Y (con alrededor de 1 mm de alto y de ancho), en el que se combinan sin mezclarse (gracias a las condiciones laminares de estas pequeñas dimensiones) dos flujos que contienen combustible y oxidante en el tallo de 3 cm de longitud. Se continúa trabajando para aumentar la capacidad mediante la conexión de varias pilas en un bloque.

Los investigadores de la Universidad Tecnológica de Eindhoven, Países Bajos, están desarrollando diminutos procesadores (microrreactores) de combustible microcanal que funcionan como plantas de producción de hidrógeno para su utilización con pilas de combustible. Se afirma que, en las fases previas de modelado y pruebas, este diseño de microrreactor ha superado a los diseños convencionales de lecho fijo.

FuelCell Energy está desarrollando una "estación energética de hidrógeno" (HES) para coproducir hasta 250 kW de electricidad y suficiente hidrógeno como para alimentar 20 coches al día in situ utilizando la tecnología de alta temperatura Direct FuelCell (DFC) de reconocido prestigio de esta compañía. La tecnología DFC produce hidrógeno utilizando una variedad de combustibles que incluye gas natural, propano o incluso gas digestor anaerobio procedente de instalaciones de tratamiento de aguas; dentro de la HES, parte del hidrógeno se utiliza para generar electricidad (al igual que una pila de combustible convencional) y el resto se convierte en coproducto. Una instalación de demostración está programada para entrar en funcionamiento en 2007.

Entretanto, gracias a la combinación de las mejores características de dos tecnologías demostradas, las pilas de combustible de óxido sólido y las pilas de combustible de aire-carbono fundido, SRI International ha desarrollado un sistema que denomina tecnología de pila de combustible de carbono directa (DCFC), que convierte la energía química del carbón directamente en electricidad sin la necesidad de gasificar el carbón. Este proceso de un paso transforma la energía química del carbón pulverizado (u otros combustibles que contengan carbono) directamente en electricidad a través de la oxidación electroquímica del carbón. El proceso produce electricidad a un coste competitivo y con una variedad de combustibles (incluyendo carbón, coque, alquitrán, biomasa y desechos orgánicos), es dos veces más eficiente que las centrales eléctricas de carbón actuales y emite una cantidad considerablemente menor de dióxido de carbono, según SRI.

El pasado mes de septiembre REB Research and Consulting vendió su primer generador de hidrógeno in situ de envergadura al centro NextEnergy de Detroit, Michigan, que utilizará el hidrógeno para desarrollar pilas de combustible para coches y otras aplicaciones. Este generador produce 20 Nm3/h de hidrógeno (con una pureza del 99,99999 por ciento) mediante el reformado catalítico de metanol en un reactor de membrana. En comparación, se dice que el enfoque tradicional (reformado con vapor convencional) requiere más pasos y una purificación adicional para obtener el hidrógeno con menos de 10 ppm de impurezas de CO y CO2 no deseado.

Cuando se utilizan membranas poliméricas de fluorocarburo convencionales en pilas de combustibles de metanol directas (DMCF), el paso del metanol puede reducir la eficiencia de la generación de energía y limitar la concentración de metanol utilizable, problema que se cree ha representado un importante obstáculo para la comercialización de las DMFC. Para solucionar este problema, Tokuyama Corp. ha desarrollado una nueva membrana de poliolefina que posee una décima parte de la permeabilidad al metanol de las membranas poliméricas de fluorocarburo que se utilizan en DMFC y que cuesta únicamente de una quinta a una décima parte. Cuando se utilizan en DMFC, las nuevas membranas de Tokuyama permiten que aumente la concentración de metanol hasta alrededor del 30 por ciento (comparado con el 10-20 por ciento de las membranas alternativas). Se espera que las ventas comerciales comiencen en 2006.

Millenium Cell, Inc. y Dow Chemical Co. han unido fuerzas para desarrollar y comercializar sistemas de pilas de combustible portátiles para su uso en aparatos electrónicos de consumo y aplicaciones militares. Dichos sistemas estarán basados en la tecnología patentada Hydrogen on Demand de Millenium, que utiliza pilas de combustible de membrana de intercambio de protones (PEM).

De igual modo, el departamento de energía estadounidense está financiando numerosas iniciativas para comercializar sistemas de pilas de combustible de óxido sólido (SOFC). Por ejemplo, el Instituto Tecnológico de Georgia está trabajando en el desarrollo de materiales tolerantes al sulfuro para pilas de combustible de altas temperaturas, que podrían eliminar la necesidad de los costosos equipos de eliminación de sulfuros del sistema de la pila de combustible.

La búsqueda de métodos para proteger los catalizadores de las pilas de combustible, con el fin de minimizar las probabilidades de que se contamine y se desactive a causa de las impurezas del flujo de hidrógeno, continúa siendo un desafío para los investigadores de pilas de combustible. Por ejemplo, un grupo perteneciente a Chevron Texaco Technology Ventures LLC se encuentra trabajando en el desarrollo de métodos que determinen qué forma de depósitos de carbono desactiva el catalizador de las SOFC con relaciones bajas de vapor-carbono, así como para investigar la viabilidad de utilizar irradiación por radiofrecuencias para suprimir la formación de coque.

Las pequeñas cantidades de monóxido de carbono (CO) que contiene el hidrógeno constituyen otra amenaza para los catalizadores de platino de las pilas de combustible. Incluso los denominados catalizadores tolerantes al CO (tales como catalizadores fabricados en platino mezclado con rutenio o molibdeno) resultarán contaminados si el hidrógeno presenta niveles de CO superiores a 100 ppm. Para tratar este problema, el Laboratorio Nacional Brookhaven del gobierno estadounidense está desarrollando procesos para producir hidrógeno pobre en CO para su uso en pilas de combustible.

Además de niveles bajos de CO, el hidrógeno para uso en pilas de combustible debe asimismo presentar niveles bajos de sulfuro, ya que éste puede también contaminar los catalizadores de las pilas de combustible. Los investigadores del Instituto Nacional de Ciencia y Tecnología Industrial Avanzada de Tsukuba, Japón, creen que la gasolina ultrabaja en sulfuro (ULSG) puede resultar una mejor fuente de hidrógeno que las tradicionales materias primas fuentes de hidrógeno tales como el gas natural, el metanol, los combustibles de gas a líquidos o el dimetil éter. Como resultado, estos investigadores están desarrollando un nuevo catalizador de tratamiento de hidrógeno para producir ULSG. Los trabajos iniciales demostraron que el catalizador podía producir un 98 por ciento de desulfuración, obteniendo una concentración de sulfuro de 0,12 ppm al utilizarse en una operación de tratamiento de hidrógeno con lecho fijo. Una última fase de adsorción redujo el sulfuro a unos 20 ppb, por lo que el combustible resultaba adecuado como fuente de hidrógeno para las pilas de combustible.

El deseo de desarrollar modos rentables de aprovechamiento de la energía solar para producir electricidad no es algo nuevo. Sin embargo, las constantes mejoras registradas en la producción y utilización de células solares (fotovoltaicas), así como los complejos sistemas de espejos utilizados para concentrar la energía solar en los receptores fotovoltaicos están ayudando a reducir los costes y a mejorar la eficiencia de estos sistemas (en términos de capacidad para convertir la luz solar en electricidad y almacenar la energía para que pueda utilizarse bajo demanda). Asimismo, se están realizando esfuerzos para crear células solares de dos caras que puedan capturar y convertir tanto la luz solar directa como la radiación solar que se refleja de la superficie de la Tierra.

A mediados de 2005, Stirling Energy Systems anunció dos de los proyectos solares más grandes del mundo. Una vez completados, estos proyectos proporcionarán de 800 a 1.750 MW de potencia de cresta a dos compañías del sur de California. En cada una de estas instalaciones, varias antenas con espejos, cada una de 35 pies de ancho, concentrarán la luz solar en un extremo de un motor Stirling de 25 kW (estos motores son sistemas estancos llenos de hidrógeno). La luz solar concentrada calienta el hidrógeno que se encuentra dentro del motor. La expansión y contracción del hidrógeno acciona los pistones, que crean energía mecánica, haciendo girar el generador y produciendo electricidad. La unidad ofrece una eficiencia de conversión nominal del 30%, aproximadamente dos veces más elevada que la de las células fotovoltaicas típicas del mercado, afirma la compañía.

Uno de los proyectos, contratado por Southern California Edison, requiere la instalación de 20.000 de estas antenas en 4.500 acres del desierto de Mojave. El segundo, adjudicado a San Diego Gas and Electric, implicará la utilización de otras 12.000 antenas en 2.000 acres del Valle Imperial de California.

El Laboratorio Nacional Sandia trabaja también con Stirling Energy Systems para probar los sistemas solares de disco-motor de Stirling para la producción de electricidad. En 2004, se instalaron cinco nuevos sistemas en la instalación de pruebas National Solar Thermal Test Facility de Sandia, que se conectaron a un sistema prototipo que ya se encontraba allí para generar 150 kW de electricidad lista para ser distribuida por la red, suficiente para abastecer a 40 hogares.

Un grupo encabezado por la empresa belga Solarmundo NV ha desarrollado tecnología que, se afirma, reduce el coste de capital de una planta de energía solar térmica en un 30 por ciento en comparación con plantas solares térmicas convencionales. Las plantas de energía solar comerciales utilizan un sistema de espejos, cada uno de los cuales refleja la radiación solar en un tubo absorbedor al vacío. Por dicho tubo se hace circular un fluido portador de calor con el fin de generar vapor, el cual acciona una turbina para producir electricidad. El enfoque para el ahorro de costes de Solarmundo implica el uso de espejos planos en lugar de canales parabólicos, que resultan caros de fabricar. Asimismo, el tubo absorbedor se fabrica de un acero recubierto que no requiere aislamiento por vacío. El agua de la caldera fluye directamente en el interior del tubo, con lo que elimina la necesidad de un fluido portador de calor y de un intercambiador de calor.

De manera similar, los ingenieros de Nanosolar y Energy Innovations están trabajando en el desarrollo de espejos motorizados que puedan seguir de manera eficaz el movimiento del sol, con el fin de maximizar la eficiencia de las capacidades de aprovechamiento de las células solares.

En términos de desarrollo de células solares (fotovoltaicas) avanzadas, se están realizando también una serie de esfuerzos competitivos. Por ejemplo, como alternativa a las células solares tradicionales de silicio, HelioVolt Corp. está trabajando conjuntamente con el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) del departamento de energía estadounidense para agilizar la comercialización de células solares avanzadas fabricadas mediante el proceso patentado del NREL para la fabricación de películas delgadas de diseleniuro de cobre, indio y galio. Las células solares fabricadas a partir de este tipo de materiales pueden insertarse directamente en diversos materiales de construcción o en hojas impregnadas de vidrio y de otras superficies.

También se están produciendo avances relacionados con la nanotecnología con el fin de mejorar los sistemas de conversión de energía solar. Por ejemplo, los investigadores del laboratorio Berkeley están desarrollando novedosos enfoques que utilizan materiales nanoestructurados (tales como semiconductores de óxido metálico y sulfuro metálico) para mejorar la absorción de luz y maximizar la conversión de la radiación solar en energía. Junto a los investigadores de la Universidad de California (Berkeley), este grupo ha desarrollado lo que afirman son las primeras células solares ultrafinas (alrededor de 100 nm) fabricadas enteramente de nanocristales inorgánicos.

En este trabajo, se sintetizan por separado cristales nanométricos con forma rabdoidal de dos materiales semiconductores, seleniuro de cadmio y teluro de cadmio, se disuelven posteriormente en una solución y se someten a fundición centrífuga sobre un substrato de vidrio conductor. En comparación, la mayoría de las células comerciales son de silicio y necesitan ser fabricadas en complejas condiciones controladas, tales como alto vacío o temperaturas entre 400 - 1.400 °C.

Aunque las células solares fabricadas a partir de silicio amorfo hidrogenado absorben la luz de manera más eficiente que las fabricadas de silicio cristalino y su fabricación es más rentable, las amorfas tienden a padecer con el tiempo pérdidas de eficiencia. Para mejorar la fiabilidad y eficiencia de las células solares, investigadores del laboratorio Ames del departamento de energía estadounidense y del Centro de Investigación Microelectrónica de la Universidad de Iowa State están intentando desarrollar células solares fabricadas a partir de grupos de silicio nanocristalino incrustado en una matriz amorfa.

La mayoría de células solares comerciales se basan en láminas de silicio cristalino o semiconductores de película delgada, que presentan eficiencias del 15 por ciento (silicio) y del 3-7 por ciento (película delgada). En la actualidad, prototipos de una nueva célula fotovoltaica que están siendo desarrollados por Konarka Technologies Inc. han mostrado una eficiencia del 7 por ciento (y una eficiencia teórica del 20-25 por ciento) en la conversión de luz solar en electricidad. Estas células son ligeras, flexibles y más versátiles que los productos existentes. Las nuevas células incorporan un novedoso proceso de sensibilización mediante colorante que combina un compuesto de colorante de organorutenio y nanopartículas de dióxido de titanio para imitar a la fotosíntesis.

Investigadores de la Universidad de Toronto han desarrollado un nuevo tipo de célula fotovoltaica híbrida fabricada a partir de un polímero con una capa delgada de puntos cuánticos. Estos cristales semiconductores nanométricos están fabricados de sulfuro de plomo, que puede "afinarse" para absorber mayores longitudes de onda de luz solar, por lo que mejora el volumen de corriente eléctrica generada por la célula solar. El grupo afirma que la nueva célula solar puede convertir el 30 por ciento de la energía radiante en electricidad (una notable mejora con respecto a la eficiencia de conversión media del sector del 6 por ciento que se da en otras células solares de polímeros).

GE Energy está también trabajando en el desarrollo de una serie de métodos para producir células fotovoltaicas y sistemas solares avanzados.