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2021-09-01Argumentar a favor del hidrógeno en una economía de carbono cero

MIT |Analizando el sistema eléctrico de California, los investigadores del MITEI demuestran que la electricidad generada con hidrógeno es un candidato competitivo en cuanto a costes para respaldar la energía eólica y solar.

Mientras Estados Unidos se apresura a alcanzar su objetivo de generar electricidad sin emisiones de carbono para 2035, los proveedores de energía están aumentando rápidamente los recursos renovables, como la energía solar y la eólica. Pero como estas tecnologías sólo producen electrones cuando brilla el sol y sopla el viento, necesitan el apoyo de otras fuentes de energía, especialmente durante las temporadas de alta demanda eléctrica. En la actualidad, las centrales que queman combustibles fósiles, principalmente gas natural, cubren las carencias.

"A medida que avancemos hacia una mayor penetración de las renovables, esta intermitencia tendrá un mayor impacto en el sistema de energía eléctrica", afirma Emre Gençer, investigador científico de la Iniciativa de Energía del MIT (MITEI). Esto se debe a que los operadores de la red recurrirán cada vez más a las centrales "de pico" basadas en los combustibles fósiles que compensan la intermitencia de las fuentes de energía renovable variable (ERV) del sol y el viento. "Si queremos conseguir una electricidad con cero emisiones de carbono, debemos sustituir todas las fuentes que emiten gases de efecto invernadero", afirma Gençer.

Se están desarrollando alternativas de baja y nula emisión de carbono a las centrales térmicas que emiten gases de efecto invernadero, como las baterías de iones de litio y la generación de energía de hidrógeno. Pero cada una de estas tecnologías en evolución tiene sus propias ventajas y limitaciones, y ha resultado difícil enmarcar el debate sobre estas opciones de forma que resulte útil para los responsables políticos, los inversores y las empresas de servicios públicos que participan en la transición hacia la energía limpia.

Ahora, Gençer y Drake D. Hernández SM ´21 han presentado un modelo que permite definir con mayor precisión los pros y los contras de estas alternativas de centrales eléctricas. Su análisis tecnológico y económico híbrido, basado en un inventario detallado del sistema eléctrico de California, se publicó en línea el mes pasado en Applied Energy. Aunque su trabajo se centra en las soluciones más rentables para sustituir las centrales eléctricas de potencia, también contiene ideas que pretenden contribuir al debate más amplio sobre la transformación de los sistemas energéticos.

"La conclusión esencial de nuestro estudio es que la generación de energía mediante hidrógeno puede ser la opción más económica en comparación con las baterías de iones de litio, incluso hoy, cuando los costes de producción, transmisión y almacenamiento del hidrógeno son muy elevados", afirma Hernández, que trabajó en el estudio mientras era asistente de investigación del MITEI. Añade Gençer: "Si el hidrógeno tiene cabida en los casos que analizamos, eso sugiere que el hidrógeno puede desempeñar un papel prometedor en la transición energética."

Sumando los costes

California sirve de paradigma estelar de un sistema energético en rápida transformación. El estado obtiene más del 20% de su electricidad de la energía solar y aproximadamente el 7% de la eólica, con la rápida puesta en marcha de más VRE. Esto significa que sus centrales eléctricas de potencia desempeñan un papel fundamental, ya que se conectan cada noche cuando el sol se pone o cuando eventos como las olas de calor hacen que el uso de la electricidad aumente durante varios días.

"Estudiamos todas las centrales eléctricas de California", explica Gençer. "Queríamos saber el coste de la electricidad si las sustituíamos por turbinas de hidrógeno o por baterías de iones de litio". Los investigadores utilizaron una métrica básica llamada coste nivelado de la electricidad (LCOE) como forma de comparar los costes de las distintas tecnologías entre sí. El LCOE mide el coste total medio de la construcción y el funcionamiento de un determinado activo generador de energía por unidad de electricidad total generada a lo largo de la vida hipotética de ese activo.

Seleccionando 2019 como año base del estudio, el equipo examinó los costes de funcionamiento de las centrales de potencia de gas natural, que definieron como centrales que funcionan el 15% del año en respuesta a los vacíos de electricidad renovable intermitente. Además, determinaron la cantidad de dióxido de carbono que liberan estas centrales y el gasto que supone reducir estas emisiones. Gran parte de esta información era de dominio público.

También fue relativamente sencillo calcular los precios de la sustitución de las centrales eléctricas por grandes baterías de iones de litio: "No hay limitaciones técnicas para las baterías de iones de litio, así que se pueden construir todas las que se quieran, pero son muy caras por el espacio que ocupan para el almacenamiento de energía y la minería necesaria para fabricarlas", dice Gençer.

Pero entonces llegó la parte difícil: fijar los costes de la generación de electricidad con hidrógeno. "Lo más difícil es encontrar hipótesis de costes para las nuevas tecnologías", dice Hernández. "No se puede hacer a través de una revisión bibliográfica, así que mantuvimos muchas conversaciones con fabricantes de equipos y operadores de plantas".

Pero luego vino la parte difícil: fijar los costes de la generación de electricidad con hidrógeno. "Lo más difícil es encontrar hipótesis de costes para las nuevas tecnologías", dice Hernández. "No se puede hacer a través de una revisión bibliográfica, así que mantuvimos muchas conversaciones con fabricantes de equipos y operadores de plantas".

El equipo consideró dos formas diferentes de combustible de hidrógeno para sustituir al gas natural, una producida a través de instalaciones de electrolizadores que convierten el agua y la electricidad en hidrógeno, y otra que reforma el gas natural, produciendo hidrógeno y residuos de carbono que pueden ser capturados para reducir las emisiones. También han hecho números sobre la adaptación de las plantas de gas natural para quemar hidrógeno, en lugar de construir instalaciones totalmente nuevas. Su modelo incluye la identificación de posibles ubicaciones en todo el Estado y los gastos que conlleva la construcción de estas instalaciones.

Los investigadores pasaron meses recopilando un gigantesco conjunto de datos antes de emprender la tarea de análisis. Los resultados de su modelización fueron claros: "El hidrógeno puede ser una alternativa más rentable que las baterías de iones de litio para las operaciones de pico en una red eléctrica", dice Hernández. Además, apunta Gençer, "aunque algunas tecnologías funcionaban mejor en determinados lugares, descubrimos que, por término medio, el reformado de hidrógeno, más que el hidrógeno electrolítico, resultó ser la opción más barata para sustituir las centrales de pico."

Una herramienta para los inversores en energía

Cuando empezó este proyecto, Gençer admite que "no tenía esperanzas" de que el hidrógeno sustituyera al gas natural en las centrales eléctricas. "Fue un poco chocante ver en nuestros diferentes escenarios que había un lugar para el hidrógeno". Esto se debe a que el precio global de la conversión de una central basada en combustibles fósiles a una basada en el hidrógeno es muy elevado, y es probable que estas conversiones no se produzcan hasta que más sectores de la economía adopten el hidrógeno, ya sea como combustible para el transporte o para diversos fines industriales y de fabricación.

Existe una incipiente infraestructura de producción de hidrógeno, principalmente en la producción de amoníaco para fertilizantes. Pero serán necesarias enormes inversiones para ampliar este marco y satisfacer las necesidades a escala de la red, impulsadas por incentivos decididos. "Con cualquiera de las soluciones climáticas propuestas hoy, necesitaremos un impuesto sobre el carbono o la fijación de precios del carbono; de lo contrario, nadie cambiará a las nuevas tecnologías", dice Gençer.

Los investigadores creen que estudios como el suyo podrían ayudar a los principales interesados en la energía a tomar decisiones mejor informadas. Para ello, han integrado su análisis en SESAME, una herramienta de evaluación tecnoeconómica y del ciclo de vida de una serie de sistemas energéticos desarrollada por investigadores del MIT. Los usuarios pueden aprovechar este sofisticado entorno de modelización para comparar los costes del almacenamiento de energía y las emisiones de distintas tecnologías, por ejemplo, o para determinar si es rentable sustituir una central de gas natural por otra de hidrógeno.

"A medida que las empresas de servicios públicos, la industria y los inversores buscan la descarbonización y la consecución de los objetivos de cero emisiones, tienen que sopesar los costes de la inversión en tecnologías de baja emisión de carbono hoy en día con los posibles impactos del cambio climático en el futuro", dice Hernández, que actualmente es un asociado senior en la práctica de la energía en Charles River Associates. En su opinión, el hidrógeno será cada vez más competitivo a medida que sus costes de producción disminuyan y los mercados se amplíen.

Gençer, miembro del grupo de estudio del Futuro del Almacenamiento del MITEI, que se publicará próximamente, es consciente de que el hidrógeno por sí solo no dará paso a un futuro sin emisiones de carbono. Pero, dice, "nuestra investigación demuestra que debemos considerar seriamente el hidrógeno en la transición energética, empezar a pensar en las áreas clave en las que debe utilizarse el hidrógeno y empezar a hacer las enormes inversiones necesarias".

Esta investigación ha sido financiada por el estudio del MITEI sobre los centros de energía con bajas emisiones de carbono y el futuro del almacenamiento.

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