El hidrógeno bajo en carbono tiene una huella de carbono significativamente menor que el hidrógeno producido a partir de combustibles fósiles mediante procesos convencionales

El Green Deal de la UE pretende evitar tantos gases de efecto invernadero como los que se emitan para 2050, con lo que la UE sería neutra en gases de efecto invernadero. Con la aprobación de la Ley de Cambio Climático de 2021 por el Parlamento Europeo y el Consejo, los objetivos climáticos también han quedado consagrados en la legislación, y el objetivo provisional de la UE de reducción de emisiones para 2030 ha pasado del 40% al 55% como mínimo. El paquete legislativo conocido como 'Fit for 55' contiene disposiciones para encaminar a Europa por esta senda. En los últimos dos o tres años, estas decisiones políticas han sentado las bases de proyectos de hidrógeno a media y gran escala en Europa y en todo el mundo.

El objetivo está fijado, y está claro que la electricidad verde va a desempeñar sin duda un papel clave en un sistema de energías renovables. Utilizarla directamente es, sin duda, la forma más eficiente de hacerlo. Sin embargo, la energía eólica y la solar son fuentes de energía intermitentes y, por tanto, no siempre están disponibles. El almacenamiento de la electricidad también es un problema. Otro argumento a favor es que una sociedad industrial moderna como la alemana necesita cantidades muy grandes de energía renovable, que no pueden cubrirse con las capacidades nacionales de generación renovable disponibles. Aquí es donde entra en juego el hidrógeno: la energía renovable puede almacenarse como hidrógeno en forma química, lo que significa que puede almacenarse durante largos periodos de tiempo, está siempre disponible y puede transportarse a largas distancias. El hidrógeno ofrece así la posibilidad de utilizar la energía renovable independientemente del tiempo y el lugar.

Como materia prima rica en energía, el hidrógeno no es nuevo. Ya se utiliza en grandes cantidades en refinerías, en la industria química y petroquímica y, en parte, también en la siderurgia. Hasta ahora, este hidrógeno se producía principalmente a partir del gas natural mediante reformado con vapor. El carbono contenido en el gas natural se oxida a CO₂ y se emite a la atmósfera. Esto es precisamente lo que va a cambiar en el futuro con la introducción del hidrógeno bajo en carbono.

El hidrógeno bajo en carbono tiene una huella de carbono significativamente menor que el hidrógeno producido a partir de combustibles fósiles mediante procesos convencionales. Esto incluye, por ejemplo, el hidrógeno verde y el azul.

El hidrógeno verde se produce mediante la descomposición del agua con electricidad renovable, con lo que la energía eléctrica se convierte en energía química. La eficiencia de esta conversión se sitúa entre el 60 y el 70%. El hecho de que el hidrógeno producido pueda almacenarse y esté disponible en cualquier momento, a diferencia de la electricidad, compensa esta pérdida de energía primaria. Sin embargo, la capacidad actual de producción de hidrógeno verde no es ni mucho menos suficiente para satisfacer la demanda actual y creciente de hidrógeno. Esto requiere un aumento masivo. La ventaja del hidrógeno verde es que no genera emisiones durante su producción. Al mismo tiempo, conlleva unos costes elevados, determinados en gran medida por el coste de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables.

El hidrógeno azul se produce mediante el proceso de reformado del gas natural descrito anteriormente, con la única diferencia de que el CO₂ producido en el proceso se captura y almacena permanentemente en lugar de liberarse a la atmósfera. La ventaja de este proceso frente a la electrólisis es que el aporte energético es mucho menor, ya que el gas natural ya tiene un alto contenido energético. Además, los procesos de reformado existentes pueden utilizarse si se complementan con la captura de CO₂. En general, el hidrógeno azul puede producirse a la escala necesaria mucho más rápidamente que el hidrógeno verde, por lo que pueden ahorrarse grandes cantidades de emisiones de gases de efecto invernadero en un plazo más corto. Por otro lado, el CO₂ separado debe almacenarse permanentemente y sellarse de forma segura.
Por tanto, el hidrógeno verde y el azul no se excluyen mutuamente. Más bien pueden complementarse: La solución azul, más rápida, ofrece seguridad de suministro y ahorro puntual de emisiones, mientras que la solución verde, libre de fósiles, allana el camino hacia un futuro más sostenible.

En un sistema de energía renovable, las centrales eléctricas de hidrógeno (turbinas de gas) y las pilas de combustible pueden utilizarse para salvar los periodos oscuros y equilibrar las fluctuaciones. El hidrógeno también puede utilizarse como agente reductor en la producción de acero, como materia prima para productos químicos o para proporcionar calor o calor de proceso.

En el sector de la movilidad, con el aumento de las distancias y las masas transportadas, la tendencia se dirige hacia los e-combustibles producidos a partir de hidrógeno verde. En este caso, la ventaja de la alta densidad energética volumétrica de los e-combustibles compensa las desventajas de las pérdidas de conversión y, además, es sin alternativa para determinadas aplicaciones, sobre todo en el transporte marítimo intercontinental y la aviación.

Las cantidades en cuestión así lo indican: El término up-scaling no le hace justicia. Lo que hace falta es hiperescalar, es decir, multiplicar por 100 la capacidad y la estructura. La estrategia alemana para el hidrógeno, por ejemplo, pretende alcanzar los 10 GW de capacidad de electrólisis para la producción de hidrógeno verde sólo en el mercado nacional. Y el Consejo Nacional del Hidrógeno espera ahora que esta demanda se revise al alza hasta 22-37 GW. Especialmente en los países muy industrializados con industrias químicas o siderúrgicas, la demanda de hidrógeno es elevada si se quiere que estos sectores dejen de utilizar combustibles fósiles.

Estos objetivos de hidrógeno ecológico sólo podrán alcanzarse si se amplían masivamente las tecnologías de electrólisis. El número de fabricantes de electrolizadores en la escena internacional no deja de crecer, y los proveedores ya establecidos también están desarrollando sus sistemas a toda velocidad, invirtiendo en instalaciones y automatización para mantener y ampliar su ventaja tecnológica y competir a escala internacional.

Sin embargo, esta ampliación no puede realizarse simplemente multiplicando las unidades de producción existentes. Se necesitan procesos y tecnologías de producción totalmente nuevos. Los grandes conjuntos deben producirse en serie en líneas de montaje totalmente automatizadas para aumentar el rendimiento y minimizar los defectos. No sólo el rendimiento de un electrolizador, sino también la idoneidad de los componentes para el montaje automático, el mantenimiento y la reparación y, sobre todo, la seguridad operativa y la durabilidad son ahora parámetros importantes. Para producir grandes cantidades de hidrógeno verde, habrá que ampliar la generación de energía renovable, en particular, para proporcionar la electricidad verde necesaria.

Muchos fabricantes de electrolizadores trabajan actualmente en la ampliación de sus tecnologías. Están realizando grandes inversiones y experimentando el crecimiento correspondiente. Un ejemplo es H-TEC Systems, que a finales de abril de 2023 celebró la ceremonia oficial de colocación de la primera piedra de una nueva fábrica en el distrito Rahlstedt de Hamburgo, junto con representantes del mundo de la política y la empresa. En el futuro, el Centro de Fabricación y Desarrollo de Pila de H-TEC Systems combinará desarrollo, producción, pruebas y servicio en un único emplazamiento y llegará a emplear a varios cientos de personas. A partir de 2024, se producirán allí automáticamente pilas de electrólisis PEM con una capacidad potencial total de electrólisis de hasta 5 gigavatios.

Para el hidrógeno azul se necesitaría un aumento de escala similar. El reformado del gas natural ya se lleva a cabo a escala industrial, aunque todavía hay un factor de escalado de aproximadamente 10 entre las cantidades de hidrógeno para las aplicaciones industriales comunes de hoy en día y su papel previsto en el sistema energético. También existen ya procesos a gran escala. El territorio inexplorado reside en combinar ambas tecnologías e integrar interfaces como la producción o el suministro de gas natural, por un lado, y el almacenamiento de CO₂, por otro. Un ejemplo de ello es la cooperación noruego-alemana entre Equinor y RWE, en la que tanto el gas natural como el hidrógeno azul se suministrarán desde Noruega a Alemania para contribuir a la seguridad del abastecimiento y, en el futuro, apoyar el sistema de energías renovables mediante centrales eléctricas de gas preparadas para el hidrógeno. Otro ejemplo reciente es el proyecto CCS First, lanzado por INEOS y Wintershall en marzo de 2023, que consiste en inyectar CO₂ en un yacimiento de petróleo agotado. El objetivo es alcanzar el 40% del objetivo de reducción de CO₂ de Dinamarca almacenando 8 millones de toneladas de CO₂ al año.

La economía del hidrógeno sólo puede desarrollarse si se crean al mismo tiempo las infraestructuras necesarias. Se necesitarán tecnologías de transporte y almacenamiento, que deberán desarrollarse y ampliarse, tanto para el hidrógeno como para algunos de sus productos derivados. El reto para las infraestructuras es la baja densidad energética volumétrica del hidrógeno, así como su alta difusividad y su capacidad para corroer y fragilizar ciertos aceros. Normalmente, el hidrógeno gaseoso se comprime para almacenarlo, por ejemplo a 350 o 700 bares, o incluso se licua para aumentar la densidad volumétrica de energía. Ambas cosas requieren energía y tanques caros. Otra forma de hacer que el hidrógeno sea más transportable es unirlo a portadores orgánicos líquidos de hidrógeno (LOHC), donde posteriormente se libera y recupera. Esto significa que, como ya ocurre con los combustibles fósiles, pueden transportarse en tanques líquidos en condiciones ambientales.

Cuando se convierte en derivados como el amoníaco o el metanol, el hidrógeno también puede transportarse. Una vez transportado, el hidrógeno puede recuperarse mediante reformación. Alternativamente, en la producción de fertilizantes, por ejemplo, el amoníaco puede utilizarse directamente como producto químico esencial.

Power-to-X (también “PtX”) hace referencia a la producción de materiales con energía eléctrica renovable. Se trata principalmente de la electrólisis, donde X es hidrógeno. Pero éste es sólo el punto de partida. El hidrógeno puede utilizarse para fabricar moléculas orgánicas: Los candidatos más conocidos son el metanol y sus derivados (por ejemplo, metanol a gasolina), el metano y los hidrocarburos líquidos de la síntesis de Fischer-Tropsch. Pueden utilizarse como moléculas de plataforma en las industrias química y de procesos o como combustibles neutros en carbono, especialmente en aplicaciones que no pueden desfosilizarse mediante electrificación directa (por ejemplo, el transporte marítimo o la aviación).

Para producir materias primas orgánicas mediante PtX, es decir, con hidrógeno verde, se necesita carbono. Hoy en día, la mayor parte del carbono procede de los combustibles fósiles. Hay que sustituirlo por carbono de otras fuentes. La solución perfecta sería extraer CO₂ del aire mediante la Captura Directa del Aire (DAC). Sin embargo, la concentración de CO₂ en el aire es baja. Por ello, la DAC es compleja y cara. Otra opción factible es capturar CO₂ de fuentes puntuales en plantas “de funcionamiento obligatorio”, como la producción de cemento y la incineración de residuos, de modo que se eviten las emisiones. El CO₂ para la síntesis de PtX también puede obtenerse de fuentes biogénicas de carbono o reciclando plásticos usados.

Acerca de Achema

Achema es el foro mundial de la ingeniería química, la ingeniería de procesos y la biotecnología. La feria líder mundial de la industria de procesos se celebra cada tres años en Fráncfort. El espectro abarca desde equipos de laboratorio, bombas y dispositivos analíticos hasta maquinaria de envasado, calderas y agitadores, pasando por tecnología de seguridad, materiales y software, cubriendo así todas las necesidades de las industrias química, farmacéutica y de producción de alimentos. El congreso, que incluye conferencias científicas y numerosos actos con invitados y socios, complementa la amplia gama de temas de exposición. La próxima edición de Achema tendrá lugar del 10 al 14 de junio de 2024 en Fráncfort del Meno. www.achema.de/en