updated 9:05 AM, Sep 21, 2020 America/Bogota
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Australia busca tomar la iniciativa en el auge del hidrógeno

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H2Durante la última década, se ha considerado que la Unión Europea está a la vanguardia de la curva de las energías renovables, y su nueva estrategia de hidrógeno lanzada recientemente solo ha servido para cimentar sus credenciales. La UE tiene un plan muy ambicioso para instalar 40 gigavatios de electrolizadores dentro de sus fronteras y apoyar el desarrollo de otros 40 gigavatios de hidrógeno verde en los países vecinos para 2030 que puedan exportarse a la UE. Eso es 320 veces la capacidad instalada global actual de 250 MW. Pero un país desértico pronto podría hacer que los planes de hidrógeno de la UE parezcan sencillos: Australia está desarrollando por sí sola un monstruoso proyecto de 15.000 megavatios que generará hidrógeno para la exportación, lo que podría convertir al continente más seco del mundo en la 'Arabia Saudita de las energías renovables'.
 
Apodado el Asian Renewable Energy Hub , el proyecto de 20.000 millones de dólares se convertirá en el híbrido eólico-solar más grande del mundo con la gran cantidad de energía renovable generada para producir hidrógeno para la exportación.
 
Es un ejemplo clásico del despegue final de la economía del hidrógeno , y algunos expertos predicen que el hidrógeno pronto podría convertirse en una fuente de energía comercializada a nivel mundial, al igual que el petróleo y el gas.
 
Inyección de hidrógeno a gas natural
 
Como parte del megaproyecto, se está desarrollando una operación de exportación de hidrógeno renovable de 5.000 megavatios en Australia Occidental, en la remota ciudad de Kalbarri, frente a las costas del Océano Índico, a unas 2,715 millas de Sydney.
 
Sin embargo, dados los desafíos del transporte de hidrógeno, la primera fase del proyecto Kalbarri tiene como objetivo en principio mezclar el hidrógeno directamente con gas natural para reducir su huella de carbono. A principios de año, el Reino Unido se convirtió en uno de los primeros países en implementar con éxito la inyección de hidrógeno en la red., con el país inyectando el gas en su red de gas natural para crear una mezcla de 20% de hidrógeno / gas natural, la más alta de Europa. Una mezcla de 20% en volumen permite a los clientes continuar usando sus aparatos de gas existentes y tuberías de gas natural sin necesidad de ajustes adicionales. Según ITM Power, la compañía que está implementando un proyecto piloto en la Universidad de Keele, una mezcla de hidrógeno al 20% implementada en todo el país podría ahorrar ~ 6 millones de toneladas de emisiones de CO2 cada año, o aproximadamente el equivalente a sacar 2.5 millones de automóviles de las carreteras. .
 
La primera fase del proyecto podría completarse en solo dos años.
 
La segunda fase del proyecto Kalbarri verá el gas comprimido y superenfriado, al igual que el GNL, y luego exportado a países asiáticos como Corea, Japón y Singapur. Las exportaciones de hidrógeno podrían comenzar en cuatro años y tardar otros tres años en crecer.
 
La tercera fase del proyecto en realidad tiene a los residentes locales más emocionados: usar el hidrógeno para fabricar acero verde para la exportación. Dado que la producción de acero representa aproximadamente el 7% de las emisiones globales de carbono, se espera que el acero elaborado con energía renovable se convierta en una industria multimillonaria a medida que los países se muevan hacia la descarbonización. Kalbarri podría estar exportando acero verde en una década o menos.
 
Sin embargo, la economía del hidrógeno tendrá que afrontar, y superar, el mismo enigma de costes al que se han enfrentado la energía eólica y solar durante la última década.
 
El enigma del costo
 
A lo largo de los años, la economía del hidrógeno ha sufrido muchos falsos amaneceres, principalmente debido a problemas técnicos y, sobre todo, de costes. Esto ha llevado a una situación en la que la energía eólica y solar son ahora competitivas con los combustibles fósiles tradicionales en la generación de electricidad, mientras que el hidrógeno sigue siendo considerablemente más caro.
 
Por ejemplo, alimentar un vehículo de pila de combustible de hidrógeno (FCEV) en California cuesta alrededor de $ 16,50 por kilogramo en comparación con $ 3,232 por galón de gasolina normal en el mismo estado. Los FCEV de servicio liviano suelen ser 2.5 veces más eficientes en combustible que los vehículos comparables a gasolina, lo que significa que lograr la paridad de precios con la gasolina requeriría que 1 kilogramo de hidrógeno se venda por no más de $ 8.08. En otras palabras, los costos del hidrógeno deben caer un 50% para ser competitivos con los combustibles fósiles.
 
Afortunadamente, hay esperanza en el horizonte.
 
Según un informe reciente del Hydrogen Council , “... escalar la producción de celdas de combustible de 10,000 a 200,000 unidades puede reducir los costos unitarios hasta en un 45%, independientemente de cualquier avance tecnológico importante, y puede afectar múltiples casos de uso final. Escalar hasta 70 GW de electrólisis conducirá a costos de electrolizador de menos de $ 400 por kW ''.
 
Esto ya parece estar sucediendo en California: FirstElement Fuel informó que vendió hidrógeno a $ 12 el kilogramo más impuestos por un total de $ 13,11 el kilogramo y espera que los precios sigan bajando a medida que caen los costos de producción de hidrógeno.
 
Actualmente, California tiene una red de 43 estaciones de repostaje de hidrógeno al por menor abiertas, capaces de dispensar más de 11,800 kilogramos de hidrógeno por día. Eso es suficiente para soportar casi 17,000 FCEV de servicio liviano o más del doble de la flota de 7,000 FCEV de California (5,000 FCEV en 2018). 
 
 
Average Daily
 
Fuente: Comisión de Energía de California
 
Más allá de los FCEV, el Consejo del Hidrógeno dice que es probable que las celdas de combustible para energía y calor combinadas (FC-CHP) logren la paridad de costos tanto con bajas emisiones de carbono (calderas de hidrógeno y bombas de calor con electricidad de la red) como con gas natural (caldera más electricidad de la red y CHP de gas natural) para alrededor de 2030. La organización estima que el costo de las celdas de combustible y los tanques de hidrógeno podría disminuir en un 70% para 2030, impulsado por mayores volúmenes de mercado de celdas de combustible y tanques, mientras que el costo del hidrógeno suministrado podría disminuir hasta 40% en el mismo período de tiempo a $ 4.50 / kg y $ 6 / kg.
 
Los generadores de pilas de combustible de hidrógeno también pueden convertirse en alternativas viables a los generadores de respaldo que usan diesel o gas natural en lugares remotos donde las baterías y las energías renovables no son viables debido a condiciones subóptimas. Por ejemplo, actualmente, los generadores de hidrógeno podrían ahorrar más del 40% en comparación con una planta solar y una batería en lugares como Edimburgo. 
 
En pocas palabras, la economía del hidrógeno podría necesitar alrededor de una década antes de que pueda competir completamente con las fuentes de combustible tradicionales o las energías renovables en términos de costos.
 
Por Alex Kimani para Oilprice.com