El sistema energético mundial está cambiando profundamente, brindando oportunidades y riesgos. La transición desde un sistema basado en recursos fósiles a cero carbono está ocurriendo rápidamente, pero no lo suficientemente rápido como para cumplir con los objetivos del Acuerdo de París de limitar el calentamiento global "por debajo de 2 ° C", y mucho menos a 1,5 ° C.
Según el informe Perspectiva de transición energética (ETO) de DNV, alrededor del 3% del consumo mundial de energía actual se utiliza para producir hidrógeno. Solo el 0.002% de este hidrógeno, aproximadamente 1,000 toneladas por año, se usa como portador de energía. En nuestro modelo ETO, la contribución del hidrógeno como portador de energía satisface solo el 1.7% de la demanda total de energía global para 2050; Sin embargo, existe la posibilidad que el hidrógeno se convierta en un vector importante de energía limpia en un mundo que lucha por limitar el calentamiento global.
La descarbonización es el principal impulsor para usar hidrógeno de esta manera. El hidrógeno puede ser un agente de descarbonización efectivo si su producción tiene una huella baja en carbono. Tal hidrógeno puede calentar edificios, transportar combustible, proporcionar calor a la industria y ser un medio para capturar el valor del excedente de las energías renovables. Los factores habilitantes y limitantes para estas aplicaciones incluyen tasas de aprendizaje de tecnología, por ejemplo, electrolizadores y pilas de combustible; consumo regional de gas natural; desarrollo de infraestructura de distribución de hidrógeno, como tuberías y estaciones de servicio; y, CCS (Carbón Captura and Storage).
Los temas resaltados en los siguientes párrafos son aquellos que podrían verse más cerca de 2050 y más allá, dependiendo del desarrollo de estos factores habilitadores y limitantes.
Países como Australia, Canadá, los Países Bajos, Corea del Sur, el Reino Unido y los EEUU pueden ver los edificios calentados por hidrógeno como una buena opción de descarbonización a escala significativa. Estos países utilizan principalmente gas natural para calentar edificios y tienen una infraestructura que se puede adaptar a la distribución y almacenamiento de hidrógeno. Esta aplicación requiere un impulso sustancial de políticas y cofinanciación pública para materializarse. El uso de hidrógeno como materia prima industrial continuará, pero el hidrógeno no verá una escala sustancial para el calentamiento de procesos industriales debido a que otras opciones de descarbonización son más maduras y simples.
La interacción del sector energético con el hidrógeno es a través de la producción de hidrógeno "verde" por electrólisis de agua. En un escenario, los electrolizadores funcionan intermitentemente al ritmo de los precios fluctuantes de la energía, y el almacenamiento de hidrógeno está disponible para igualar la oferta y la demanda. Este puede ser uno de los facilitadores para una mayor penetración en el mercado de las energías renovables.
El hidrógeno verde más barato y la infraestructura de combustible podrían aumentar la aceptación de vehículos eléctricos de pila de combustible. Esperamos una disminución en el costo del hidrógeno verde y el desarrollo continuo de la infraestructura de reabastecimiento de combustible para desencadenar una aceptación más amplia de los vehículos eléctricos. Estimamos que para 2050, casi el 80% de la demanda de hidrógeno para movilidad será para autobuses, camiones y otros vehículos pesados de largo alcance.
Descarbonizando la producción de hidrógeno
La perspectiva de transición energética de DNV pronostica que, a largo plazo, la producción de hidrógeno para aplicaciones de uso de energía será un equilibrio entre el hidrógeno azul, producido a partir de gas natural o carbón con captura y almacenamiento de carbono (CCS), y el hidrógeno verde, producido a través de electrólisis de energías renovables.
El hidrógeno verde se puede producir de dos maneras: (1) conectando físicamente la producción a fuentes específicas, como un parque solar o parque eólico local o (2) obteniendo electricidad de la red y comprando certificados de electricidad verde o estableciendo acuerdos de compra de energía. En el primer caso, la producción de hidrógeno será variable, con períodos de producción escasa o nula.
El análisis de DNV sobre la producción de hidrógeno a partir de la electrólisis en California en 2016 muestra que el costo sería de aproximadamente USD2 / kgH2 si se produjera hidrógeno cuando el costo de generación de electricidad fuera inferior a USD20 / kWh (2,000 horas en 2016). Se podría obtener una reducción adicional en el costo del hidrógeno al continuar produciendo hidrógeno hasta aproximadamente 4,100 horas de carga (USD1.7 / kgH2).
Para 2030, el costo de la electricidad disminuirá significativamente gracias a una mayor proporción de energías renovables y se espera que el CAPEX para los electrolizadores se reduzca en más del 30%. Esto significa que el costo mínimo del hidrógeno caerá a USD1.0 / kgH2, haciendo que la producción de hidrógeno por electrólisis sea competitiva con el reformado con gas natural sin CCS en 2030.
Garantizando la seguridad
Los distribuidores de gas en el Reino Unido, como Northern Gas Networks (NGN), abogan por que el gobierno del Reino Unido apoye el hidrógeno en el hogar como parte de la estrategia de descarbonización del país y, posteriormente, tome la decisión política de que el hidrógeno se puede usar como combustible bajo en carbono para calefacción. Los distribuidores de gas quieren que se les permita reutilizar sus redes de gas natural para transportar hidrógeno de manera segura y efectiva. De esta manera, podrían descarbonizar sus actividades para mantener su licencia social para operar las redes, al tiempo que respaldan el objetivo del Reino Unido de lograr la neutralidad de carbono para 2050.
Tres casas convencionales en Reino Unidoestán jugando un papel central en pruebas multimillonarias para demostrar el caso de seguridad. Las casas en las instalaciones de prueba e investigación de DNV en Spadeadam tienen la apariencia similar a las casas adosadas existentes en todo el país. Pero DNV ha diseñado y construido especialmente estos edificios que llama "HyStreet" para realizar pruebas de seguridad tanto para el proyecto H21 como para el programa Hy4Heat del gobierno del Reino Unido. Hy4Heat tiene como objetivo establecer si es técnicamente posible, seguro y conveniente reemplazar el gas natural con hidrógeno en edificios residenciales y comerciales y aparatos de gas.
Instalación de prueba e investigación de Spadeadam de DNV
Los expertos de Spadeadam están comparando lo que sucede si el hidrógeno y el gas natural fugan de las redes o en los edificios, y el riesgo relativo y las posibles consecuencias de su ignición.
Las pruebas en Spadeadam para el proyecto H21 evalúan cómo la fuga de hidrógeno fuera de las tuberías puede moverse de manera diferente en diferentes tipos de suelo antes de alcanzar la superficie. El hidrógeno llega a las casas a través de 27 tuberías de servicio diferentes elegidas para representar los tipos y diámetros de tuberías de distribución en el Reino Unido. Se pueden abrir y cerrar dieciocho puntos de liberación potenciales en la red. Los experimentos también están viendo cómo la fuga de hidrógeno del anillo principal puede difundir de diferentes maneras a través del mobiliario urbano, como los quioscos, y de otros conductos que pueden haber sido instalados para los servicios públicos.
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