AN`LISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL Y EL POTENCIAL DEL ... · inversores tanto de origen privado (fabricantes de automóviles o de pilas para usos estacionarios) como de origen pœblico,

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN

ACTUAL Y EL POTENCIAL DEL

HIDRÓGENO COMO VECTOR

ENERGÉTICO EN EL FUTURO

AUTOR: Alfredo Melon Peñalver

MADRID, Junio 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERÍA INDUSTRIAL

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Alfredo Melon Peñalver

LOS DIRECTORES DEL PROYECTO

José Ignacio Pérez Arriaga

Ignacio de Loyola Hierro Ausín

Fdo:

Fdo:

Vº Bº del Coordinador/a de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo:

Índice iv

Resumen

Ante la falta de sostenibilidad del modelo de transporte actual, debida a los recursos

energéticos limitados, el impacto medioambiental y falta de equidad en el acceso a

estos recursos, se hace necesario un modelo alternativo capaz de dar soporte al nivel de

desarrollo que nos ha permitido alcanzar la era del petróleo, para pretender

mantenerlo y fomentarlo.

Entre los modelos con mayor potencial para este propósito, se encuentra, sin duda,

la alternativa del hidrógeno. Esta tecnología ha experimentado durante los últimos

quince años una importante evolución técnica, fruto de la labor de investigadores e

inversores tanto de origen privado (fabricantes de automóviles o de pilas para usos

estacionarios) como de origen público, donde destacan la Unión Europea y el

�Department of Energy� norteamericano. La motivación de esta apuesta por la

alternativa del hidrógeno ha sido alimentada principalmente por tres hechos

importantes: una serie de avances tecnológicos en las pilas de hidrógeno más

adecuadas para su uso en aplicaciones de transporte, una creciente preocupación sobre

los problemas medioambientales hacia los que nos estamos viendo dirigidos como

consecuencia de la inercia del actual modelo �especialmente el calentamiento global-, y

por último, el hecho de que se han producido innovaciones tecnológicas relativamente

importantes y necesarias en cuanto a la producción de hidrógeno libre de emisiones de

efecto invernadero.

Este proyecto analiza tres dimensiones importantes para cualquier modelo de

abastecimiento energético que se presente como serio candidato para sustituir al actual

en el caso de la tecnología del hidrógeno aplicada al transporte: eficiencias energéticas

en los diversos procesos de producción, manejo y utilización de hidrógeno, emisiones

de efecto invernadero que cada uno de ellos puede suponer y costes, poniendo especial

énfasis en los de operación pues, aunque los de inversión son bastante considerables

solamente se incurre una vez en ellos, mientras la sostenibilidad de un modelo

descansa más en el largo plazo. La evaluación se ha realizado teniendo en cuenta tanto

la situación actual de la tecnología como el potencial de la misma para pretender

satisfacer sosteniblemente la demanda energética del sector.

Índice v

Para alcanzar a analizar con un criterio adecuado, al nivel que se ha pretendido, las

diferentes formas de suministro de energía mediante el uso del hidrógeno, se hace

necesaria la comprensión y el análisis previo del estado del arte en materia de

tecnología relacionada con el hidrógeno. Por tanto, se han revisado tanto

cualitativamente como en términos cuantitativos con un nivel de detalle suficiente los

procedimientos clave en una cadena de suministro: la producción de hidrógeno, los

procesos de transformación de hidrógeno a energía de transporte y aquéllos

intermedios que son exigidos para suministrarlo adecuadamente según la vía

seleccionada hasta los lugares de repostaje de vehículos. Posteriormente se procede a

evaluar los tres aspectos relevantes citados previamente.

Una vez se dispuso de los valores que definen el estado actual y el potencial del

hidrógeno para abastecer energéticamente al sector transporte, el reto se centró en

compararlos con los de otras alternativas que resultan competitivas a día de hoy y que

disponen de un nivel adecuado del estado del arte y de potencial para futuro. Como el

lector comprenderá, las alternativas al hidrógeno que cumplan con estos requisitos

cambian con el tiempo y por tanto se muestra relevante la ejecución continuada de este

tipo de análisis, contemplando aquellas alternativas que se presenten más idóneas

objetivamente. En el caso del proyecto, se ha identificado una opción alternativa al

hidrógeno en este momento, que destaca claramente sobre las demás: el vehículo

híbrido con baterías, conectable a red de suministro eléctrico. Por este motivo se ha

procedido a comparar las ventajas que esta opción puede ofrecer en relación a la otra

gran alternativa y centro de este trabajo.

Por último y en uso de los conocimientos adquiridos, se ha procedido a realizar una

valoración de lo que pudiera ser la evolución temporal previsible del abastecimiento

energético del sector transporte con un horizonte a 2050. Se ha tenido en cuenta tanto

las opiniones de personas relevantes en la materia, que pueden consultarse en la

bibliografía, como las opiniones y directrices de los directores del proyecto, y la

humilde opinión personal del autor.

Índice vi

Summary

In view of the current transport model�s lack of sustainability, due to limited energy

resources, environmental impact and the lack of equity of access to these resources, it is

necessary to have an alternative model which can support the level of development

that the oil era has enabled us to reach so that it can be sustained and encouraged.

Among the models with the greatest potential to achieve this goal, hydrogen is

undoubtly an alternative. During the last fifteen years, this technology has experienced

an important technical evolution as a result of researchers� and investors� work, both

within a private context (car manufacturers or fuel cells for stationary purposes) and a

public one, where the European Union and the American Department of Energy stand

out. The reason to take the option of hydrogen has been mainly fed by three important

facts: a series of technical advances in hydrogen fuel cells that make them more

suitable for vehicles, a growing concern for environmental problems (especially global

warming) and lastly, the fact that quite important innovations that are required for

greenhouse-gas-free hydrogen production have taken place.

This project analyses three important dimensions that must be included in any

energy supply model that stands as a candidate for replacing the present one in the

case of hydrogen technology applied to transport: the efficiency of the different

production processes, the handling and use of hydrogen, together with the greenhouse

gases and costs that each one of them involves. Although investment costs are

considerable, they only have to be paid once, so emphasis needs to be placed on the

exploitation costs since a model�s sustainability is based on a long-term study. The

evaluation has been carried out taking into account the current situation of the

technology as well as its potential to satisfy in a sustainable way the sector�s energy

demand.

In order to analyse several different energy supply chains by means of the use of

hydrogen with a suitable criteria, it is necessary to understand and analyse the state of

the art regarding the technology related to hydrogen. Therefore, the key procedures in

the supply chain have been reviewed both qualitatively and quantitatively, with a

sufficient level of detail. This includes hydrogen production, the processes that convert

stored energy into transport energy and those intermediate steps that are required to

Índice vii

supply it correctly to the fuel stations according to the selected pathway. Later on, the

project proceeds to evaluate the three relevant aspects mentioned above.

Once the variables that define hydrogen�s present state and future potential to

supply the transport sector are identified the challenge is to compare them with other

current competitive alternatives which rely on a suitable state of the art and which

have good future perspectives. As the reader will understand, the alternatives to

hydrogen which fulfill these requirements change with time and hence, it is relevant to

analyse them continuously in order to objectively consider those that match with the

requirements in a better way. In the case of this project, at the present moment, there is

a great alternative to hydrogen which stands out above the rest: the electric hybrid

vehicle equipped with conventional batteries which can be connected to the electric

grid. This explains why the advantages of this option are compared with the ones that

hydrogen can provide.

Lastly, using the knowledge acquired throughout the project, the foreseeable

evolution of the energy supply in the transport sector from the present moment to 2050

has been assessed. Experts� opinions (which can be consulted in the bibliography) and

the instructions given by the project�s directors have been taken into account, as well as

the humble personal opinion of the author.

Índice viii

Índice

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS....................................................................................1

INGENIERÍA INDUSTRIAL.................................................................................. 1

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS DEL PROYECTO ...............................................................2

1.1 Introducción .................................................................................................... 2

1.2 Objetivos.......................................................................................................... 7

1.3 Metodología .................................................................................................... 8

1.4 Recursos empleados ....................................................................................... 9

2 ALTERNATIVAS EN LA CADENA DE SUMINISTRO ENERGÉTICO .............................11

2.1 Introducción .................................................................................................. 11

2.2 Alternativa �hidrógeno� .............................................................................. 11

2.2.1 Suministro de hidrógeno 12 2.2.2 Suministro de materias primas 13

2.3 Alternativa �electrificación� ........................................................................ 13

2.4 Integración con renovables .......................................................................... 14

3 PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO...........................................................................................17

3.1 Procesos de producción ............................................................................... 19

3.1.1 Procesos de conversión química 19 3.1.1.1 Procesos de reformado .......................................................................................... 20 3.1.1.2 Procesos de pirólisis .............................................................................................. 23 3.1.1.3 Procesos de gasificación ........................................................................................ 23

3.1.2 Procesos de termólisis 25 3.1.2.1 Procesos de Clase I ................................................................................................ 27 3.1.2.2 Procesos de Clase II ............................................................................................... 29

3.1.3 Procesos de electrólisis 33 3.1.4 Fermentación 34

3.1.4.1 Fermentación alcohólica........................................................................................ 34 3.1.4.2 Fermentación anaerobia ........................................................................................ 35

3.1.5 Procesos fotolíticos 36 3.1.5.1 Procesos fotobiológicos ......................................................................................... 36 3.1.5.2 Procesos fotoelectroquímicos................................................................................ 38

3.2 Implantación de las fuentes ......................................................................... 38

3.2.1 Combustibles limitados o no renovables 38 3.2.1.1 Gas natural............................................................................................................. 40

Índice ix

3.2.1.2 Carbón.................................................................................................................... 47 3.2.1.3 Uranio .................................................................................................................... 52

3.2.2 Fuentes renovables 56 3.2.2.1 Solar........................................................................................................................ 57 3.2.2.2 Biomasa .................................................................................................................. 61 3.2.2.3 Otras fuentes renovables ....................................................................................... 65

3.2.3 Electrólisis 66 3.2.3.1 Electrólisis con energía de la red........................................................................... 68 3.2.3.2 Electrólisis con fuentes renovables ....................................................................... 69

3.3 Conclusiones ................................................................................................. 72

4 PILAS DE HIDRÓGENO ...........................................................................................................76

4.1 Aspectos básicos de las pilas de hidrógeno................................................ 76

4.1.1 Electrodos 77 4.1.2 Electrolito 78 4.1.3 Placas bipolares 78 4.1.4 Pila 79

4.2 Trabajo reversible, potencial de equilibrio y eficiencia. ............................ 79

4.3 Comportamiento en circuito cerrado.......................................................... 86

4.3.1 La polarización de activación 86 4.3.2 La polarización de concentración 87 4.3.3 Curva de polarización 88

4.4 Prestaciones................................................................................................... 90

4.4.1 Consumo de reactivos 90 4.4.2 Eficiencia de una pila de combustible 91 4.4.3 Potencia de una pila de combustible 95 4.4.4 Calor disipado por la pila 96

4.5 Tipología de pilas de hidrógeno.................................................................. 97

4.5.1 Pilas de membrana de intercambio protónico (PEMFC) 98 4.5.2 Pilas de combustible de electrolito alcalino (AFC) 104 4.5.3 Pila de ácido fosfórico (PAFC) 106 4.5.4 Pila de carbonatos fundidos (MCFC) 109 4.5.5 Pila de óxido sólido (SOFC) 115

5 FORMAS DE ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO.....................................................123

5.1 Introducción ................................................................................................ 123

5.2 Hidrógeno comprimido ............................................................................. 125

5.3 Hidrógeno líquido ...................................................................................... 128

5.4 Hidruros metálicos ..................................................................................... 130

Índice x

5.5 Otros métodos de almacenamiento........................................................... 131

5.6 Dificultades y objetivos del almacenamiento de hidrógeno ................... 132

5.7 Conclusiones ............................................................................................... 139

6 ALTERNATIVAS EN LA DISTRIBUCIÓN...........................................................................141

6.1 Introducción ................................................................................................ 141

6.2 Alternativa de distribución de hidrógeno gas ......................................... 143

6.2.1 Estado del arte de los hidrogenoductos 145 6.2.2 Estado del arte de los camiones de hidrógeno comprimido 148

6.3 Alternativa de distribución de hidrógeno líquido................................... 149

6.3.1 Estado del arte de la licuefacción 150 6.3.2 Estado del arte de los camiones de hidrógeno líquido 151

6.4 Alternativa de distribución de portadores de hidrógeno ....................... 151

6.5 Conclusión................................................................................................... 154

7 EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS COMO CADENA DE SUMINISTRO DE

HIDRÓGENO............................................................................................................................160

7.1 Introducción ................................................................................................ 160

7.2 Conformación de las alternativas.............................................................. 161

7.3 Evaluación de la eficiencia energética ...................................................... 163

7.3.1 Transporte de las materias primas 164 7.3.2 Producción de hidrógeno 166 7.3.3 Distribución de hidrógeno 167

7.4 Evaluación de las emisiones de efecto invernadero ................................ 172

7.4.1 Transporte de las materias primas 172 7.4.2 Producción de hidrógeno 174 7.4.3 Distribución de hidrógeno 175

7.5 Evaluación de los costes............................................................................. 178

7.6 Conclusiones ............................................................................................... 180

8 EVALUACIÓN DE LA ALTERNATIVAS AL HIDRÓGENO COMO CADENA DE

SUMINISTRO ENERGÉTICO AL SECTOR TRANSPORTE ..............................................183

8.1 Introducción ................................................................................................ 183

8.2 Emisiones de CO2 de la alternativa eléctrica ............................................ 184

8.3 Eficiencia energética ................................................................................... 186

8.4 Limitaciones de los vehículos eléctricos ................................................... 187

Índice xi

8.5 El vehículo de combustible flexible........................................................... 188

8.6 Comparativa entre la alternativa del hidrógeno y la electrificación del

transporte .................................................................................................... 191

9 EVOLUCIÓN TEMPORAL PREVISIBLE DE LAS TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS

DEL SECTOR TRANSPORTE .................................................................................................196

9.1 Introducción ................................................................................................ 196

9.2 El vehículo y el combustible del futuro .................................................... 197

Índice de Figuras xii

Índice de Figuras

Figura 1. Triple dimensión del desarrollo sostenible. ...................................................................... 2 Figura 2. Fuentes de energía a partir de las que se produce hidrógeno actualmente] ..................18 Figura 3. Procesos para la producción de hidrógeno clasificados según la fuente de energía .....18 Figura 4. Esquema del proceso de reformado con vapor de agua..................................................20 Figura 5. Proceso de gasificación de un combustible ......................................................................24 Figura 6. Clases de termólisis............................................................................................................26 Figura 7. Eficiencias y temperaturas de algunos ciclos termoquímicos .........................................27 Figura 8. Diagrama de bloques del cilco SI ......................................................................................27 Figura 9. Esquema del ciclo UT-3 .....................................................................................................29 Figura 10. Esquema de los procesos de descarbonización ..............................................................30 Figura 11. Comparación entre el reformador convencional (proceso químico) y el de

membranas (proceso termolítico)...........................................................................................30 Figura 12. Diagrama de bloques para el ciclo Zn/ZnO...................................................................32 Figura 13. Demandas energéticas del proceso electrolítico a 1 atm en función de la

temperatura .............................................................................................................................34 Figura 14. Escenario futuro para aprovechar las sinergias de diversos microorganismos en la

producción de hidrógeno .......................................................................................................37 Figura 15. Costes de inversión para la producción de hidrógeno por SMR en función de la

capacidad de la planta [GONZ06] .........................................................................................41 Figura 16. Esquema del proceso descentralizado de generación de hidrógeno vía SMR .............43 Figura 17. Diagrama de flujo del proceso para aplicación en una estación de generación de

hidrógeno [SPAT02]................................................................................................................46 Figura 18. Planta piloto para la integración de la producción de hidrógeno con captura de

CO2 en el GICC de ELCOGAS (Puertollano, España) [GARC08] ........................................51 Figura 19. Integración de la producción de hidrógeno en la planta de GICC de ELCOGAS .......51 Figura 20. Rendimientos en la conversión térmica a hidrógeno con diferentes tecnologías nucleares

[MART06]. AGR-SCO2-HTES: Reactor avanzado refrigerado por gas (baja temperatura)

siguiendo un cilo supercrítico con CO2 y produciendo hidrógeno mediante electrólisis de alta

temperatura; GT-MHR-HTES: Reactor VHTR con producción de hidrógeno por electrólisis de

alta temperatura; MHR-SI: Reactor de alta temperatura produciendo hidrógeno según el ciclo

azufred-yodo, sin producción eléctrica. .......................................................................................56 Figura 21. Horizonte temporal de las diferentes tecnologías de obtención de hidrógeno

[WWW8] ..................................................................................................................................57 Figura 22. Plataforma solar de Almería [WWW9]...........................................................................59 Figura 23. Disco parabólico [WWW10] ............................................................................................60

Índice de Figuras xiii

Figura 24. Objetivos del DOE en la investigación de ciclos termoquímicos y de la tecnología

de heliostatos [WWW11] ........................................................................................................60 Figura 25. Objetivos del DOE en la investigación de procedimientos fotoelectroquímicos

[WWW12] ................................................................................................................................61 Figura 26. Obtención de hidrógeno por energía eólica con conexión a red ...................................71 Figura 27. Producción de hidrógeno por energía eólica sin conexión a red ..................................71 Figura 28. Márgenes esperados de costes de las tecnologías en la producción de hidrógeno......74 Figura 29. Esquema de las partes básicas de una pila de hidrógeno con circuito externo............76 Figura 30. Curva de polarización de una pila de combustible........................................................89 Figura 31. Curva de potencia típica de una pila de combustible tipo PEM ...................................95 Figura 32. Esquema de funcionamiento de una celda PEMFC.......................................................99 Figura 33. Esquema de funcionamiento de una celda DMFC.......................................................100 Figura 34. Esquema de circulación del agua en una PEMFC........................................................103 Figura 35. Esquema de funcionamiento de una celda AFC ..........................................................105 Figura 36. Esquema de funcionamiento de una celda PAFC........................................................107 Figura 37. Esquema de funcionamiento de una celda MCFC.......................................................111 Figura 38. Esquema de los tipos de reformado externo e internos...............................................111 Figura 39. Problemas que presentan los actuales componentes de las MCFC.............................114 Figura 40. Esquema de funcionamiento de una celda SOFC ........................................................117 Figura 41. Eficiencias volumétricas y másicas de diferentes tecnologías de almacenamiento

de hidrógeno. 1) Poder calorífico inferior del hidrógeno respecto a su volumen

(líquido o comprimido) o al volumen del material de almacenaje (carbón activado e

hidruros). 2) Poder calorífico del hidrógeno respecto al volumen del sistema de

almacenamiento. Datos de 2003. 3) Masa de hidrógeno contenida en el sistema

respecto a la masa del sistema lleno, incluidos elementos auxiliares. Datos de 2003. 4)

Masa de hidrógeno contenida en el sistema respecto a la masa del sistema lleno,

incluidos elementos auxiliares. Proyección a 2015. [LIN-MOR]........................................123 Figura 42. Densidad energética por unidad de peso (peso referido al propio vector, no al

contenedor)............................................................................................................................124 Figura 43. Densidad energética por unidad de volumen. (El hidrógeno se supone

comprimido a 700 bar. El volumen es del propio vector energético, no del contenedor) 124 Figura 44. Mínimo consumo de energía para comprimir hidrógeno desde 1 atm y 20ºC. El

consumo se refiere al poder calorífico inferior del hidrógeno. ..........................................125 Figura 45. Depósito de hidrógeno gas comprimido ......................................................................127 Figura 46. Estado del arte de las diferentes tecnologías de almacenamiento de hidrógeno y

objetivos pretendidos por el DOE para 2010 y 2015 [HESE07] ..........................................134 Figura 47. Clasificación de los depósitos de almacenamiento de hidrógeno [HDTR07].............148 Figura 48. Red de distribución de hidrógeno comprimido...........................................................168

Índice de Figuras xiv

Figura 49. Red de distribución de hidrógeno comprimido evaluada por etapas ........................169 Figura 50. Red de distribución de hidrógeno líquido....................................................................170 Figura 51. Red de distribución de hidrógeno líquido evaluada por etapas.................................171 Figura 52. Evaluación de las emisiones en la etapa de suministro de hidrógeno en caso de

realizarse mediante la alternativa �Hidrógeno Comprimido� ..........................................176 Figura 53. Evaluación de las emisiones en la etapa de suministro de hidrógeno en caso de

realizarse mediante la alternativa �Hidrógeno Líquido�...................................................177 Figura 54. Costes totales de cada uno de los métodos evaluados por el estudio de Simbeck y

Chang.....................................................................................................................................179 Figura 55. Intensidad de CO2 para la tecnología convencional y para la tecnología de

vehículos eléctricos ...............................................................................................................186 Figura 56. Comparación de las eficiencias alcanzables entre la alternativa hidrógeno-

electrólisis y la alternativa de electrificar el transporte mediante los vehículos

eléctricos de baterías convencionales...................................................................................187 Figura 57. Porcentaje acumulativo de las distancias que recorren los vehículos particulares

en Estados Unidos.................................................................................................................188 Figura 58. Comparativa de los tres tipos de vehículos alternativos con tren de potencia

eléctrico..................................................................................................................................190 Figura 59. Comparación de eficiencias en base �well-to-wheel� de las alternativas

�hidrógeno� mediante los vehículos FCEV y �electrificación� mediante los vehículos

PHEV .....................................................................................................................................193 Figura 60. Comparación de eficiencias en base �well-to-wheel� de las alternativas

�hidrógeno� mediante los vehículos FCEV y �electrificación� mediante los vehículos

PHEV, en el caso de utilizar energías renovables ...............................................................194

Índice de Tablas xv

Índice de Tablas

Tabla 1. Balances termodinámicos para la reacción de la electrólisis a 1 atm y diferentes

temperaturas............................................................................................................................33 Tabla 2. Estimación de costes de producción de hidrógeno por el NRC .......................................42 Tabla 3. Composición típica de los gases producto de un proceso SMR (gas natural) y de una

gasificación (carbón) [LIPM03]...............................................................................................48 Tabla 4. Costes previstos de producción de hidrógeno con diversas tecnologías [ROME06] ......58 Tabla 5. Objetivos del DOE para la producción de hidrógenmo a partir de la gasificación o la

pirolisis de biomasa ................................................................................................................65 Tabla 6. Objetivos del DOE para la producción de hidrógeno a partir de líquidos

bioderivados............................................................................................................................65 Tabla 7. Propiedades de los reactivos y productos de la reacción de una pila PEMFC. El

origen es el de las tablas JANAF, es decir, entalpía de formación cero para los

elementos en su estado estable a 25ºC y entropía absoluta según el Tercer Principio,

esto es, la entropía mostrada es la absoluta a la temperatura indicada y la presión de

101325 kPa ...............................................................................................................................83 Tabla 8. Eficiencia máxima de algunas reacciones en las pilas de combustible.............................94 Tabla 9. Principales familias de hidruros metálicos para almacenar hidrógeno .........................131 Tabla 10. Configuración de las materias primas con los métodos de producción con potencial

suficiente como para abastecer a una parte significativa de la demanda energética del

sector transporte a corto plazo. Se ha decidido incluir la energía nuclear de Generación

IV porque se va a presentar competitiva en este aspecto y los reactores que pueden

utilizarse para la termólisis van a ser los primero en aparecer. .........................................162 Tabla 11. Configuración posible de las alternativas de producción con mayor potencial

asociadas a las vías o alternativas de suministro plausibles para cada una de ellas. .......163 Tabla 12. Rendimientos de los procesos de transporte de materias primas.................................166 Tabla 13. Rendimientos de los distintos procesos de producción de hidrógeno. Los

rendimientos sólo difieren entre las opciones de producción centralizada y no

centralizada. ..........................................................................................................................167 Tabla 14. Rendimientos globales de las cadenas de suministro de hidrógeno consideradas .....172 Tabla 15. Emisiones globales de CO2 de las cadenas de suministro consideradas .....................177 Tabla 16. Costes de los diversos métodos de producción en función de la materia prima y la

forma en que se vaya a distribuir.........................................................................................178 Tabla 17. Costes de los diversos métodos de suministro de hidrógeno: Líquido, mediante

hidrogenoductos y gaseoso. .................................................................................................178 Tabla 18. Costes propios del dispensado del hidrógeno al vehículo mediante tres métodos.....179

Índice de Tablas xvi

Tabla 19. Costes de suministro de hidrógeno cuya producción es descentralizada....................180 Tabla 20. Tabla resumen de resultados de la evaluación ..............................................................180 Tabla 21. Comparativa de eficiencias entre la alternativa del vehículo eléctrico y la situación

convencional [WWF].............................................................................................................185

1Introducción y objetivos del

proyecto

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Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Alfredo Melon Peñalver Junio 2008

1 Introducción y objetivos del proyecto

1.1 Introducción

Tres factores condicionan principalmente la sostenibilidad del modelo de transporte

mundial: recursos limitados, impacto medioambiental y falta de equidad en el acceso a

estos recursos. La situación en España es especialmente grave en relación con los dos

primeros aspectos. Además, España carece de una planificación global y de largo plazo

de todo el sector energético nacional, que le permita proporcionar las directrices

básicas hacia la sostenibilidad energética.

En el último cuarto del siglo pasado y los inicios del siglo XXI se ha percibido una

creciente preocupación por el abastecimiento energético, por el agotamiento de las

principales fuentes de energía actuales y por la sostenibilidad del modelo energético

vigente, así como por la creciente subida de precios acumulada en los últimos años. El

concepto de desarrollo sostenible fue formulado por primera vez en el informe

presentado por la Comisión de Medio Ambiente y Desarrollo de las Naciones Unidas

en 1987 (conocido como el Informe Brundtland).Es el desarrollo que satisface las

necesidades del presente, sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones

para satisfacer las suyas propias. Esta sostenibilidad debe tener una triple dimensión:

social, económica y medioambiental, de tal manera que la producción y el consumo de

energía no pueden entenderse fuera de estas tres dimensiones.

SOCIAL ECONÓMICA

MEDIO AMBIENTAL

SOCIAL ECONÓMICA

MEDIO AMBIENTAL

Figura 1. Triple dimensión del desarrollo sostenible.



Actualmente existe una gran incógnita sobre el futuro energético en el transporte de

España, de la Unión Europea y del resto del mundo; pero un hecho es claro, el

desarrollo sostenible se ha convertido en un elemento central del progreso mundial y

su trascendencia política resulta clave. Tanto en la Declaración de Río de 1992, en el

Marco de la Conferencia de Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo,

como en la cumbre de Johannesburgo de 2002, se considera que el desarrollo sostenible

no sólo es posible, sino que resulta necesario y de vital importancia, y el transporte

supone una parte importante para su consecución.

La sostenibilidad energética es un problema de carácter mundial. Como se ha

señalado anteriormente, existe una preocupación creciente por el desarrollo sostenible,

que lo ubica dentro de las prioridades políticas de la Unión Europea, habiéndolo

incorporado oficialmente como tal en la pasada Cumbre de Estocolmo. Las nuevas

políticas públicas, tienen el objetivo de ser compatibles con un desarrollo sostenible en

su triple dimensión: social, económica y medioambiental. La adopción de estas nuevas

políticas medioambientales exige el desarrollo de nuevos instrumentos económicos,

entre los que destacan los mercados de emisiones de gases de efecto invernadero y los

mecanismos competitivos de promoción de energías renovables.

Las elecciones en materia energética se encuentran fuertemente ligadas al destino

del clima. Valga simplemente citar que en la actualidad la atmósfera contiene más

dióxido de carbono que en los últimos 420000 años, y en la actualidad

aproximadamente el 20% de las emisiones proviene del transporte. Esta concentración

tan alta de CO2 acarrea riesgos para la humanidad, comprometiendo el futuro de la

misma, como pueden ser el aumento de las temperaturas, extremos climáticos

(inundaciones y sequías), incrementos en el nivel del mar, la expansión de

enfermedades a zonas donde se creían erradicadas y la destrucción de hábitats

cruciales.

El sistema energético mundial cuenta con una inercia abrumadora, lo que hace

tremendamente complicado el cambio de rumbo. Esto se debe a que las instalaciones

emisoras de CO2 tienen un ciclo de vida muy largo y que este gas permanece en la

atmósfera atrapando calor durante más de un siglo. Además, la comercialización de

nuevas tecnologías energéticas resulta mucho más difícil de lo que ampliamente se

piensa.



Por otro lado, la mayoría de las compañías se comportan de forma muy

conservadora en la adquisición y despliegue de nuevas tecnologías. Solamente

compran productos que hayan demostrado buenos antecedentes comerciales y que

supongan un rápido retorno.

Además, existe el impedimento que crean aquéllos que abogan por nuevas

tecnologías tendiendo a sobreestimar la velocidad con la que alcanzarán prestaciones y

costes adecuados, y a infravalorar las tecnologías competidoras. Esto lleva a la

realización de informes con suposiciones muy diversas, lo que hace que los resultados

sean también bastante diversos. Por tanto, las suposiciones conservadoras se muestran

esenciales para obtener resultados coherentes al tratarse de nuevas tecnologías que

pueden evolucionar de manera diversa.

En la última década han venido creciendo las expectativas en torno al hidrógeno

como vector energético para el transporte. De hecho, en el año 1993 el presupuesto del

DOE para este fin se incluía dentro del dedicado a energía renovable. Sin embargo,

diez años después las principales compañías de automóviles dispusieron de programas

de vehículos de hidrógeno, las principales corporaciones del petróleo contaron con

programas de producción de hidrógeno, se crearon docenas de empresas nuevas con

objeto de desarrollar tecnologías relacionadas con el hidrógeno, y el DOE dedicó una

línea individualizada de presupuesto para investigar en el hidrógeno de $1.2 billones

americanos.

Pero, ¿qué ha causado este cambio tan radical en esos diez años? Parece ser que

existen tres razones fundamentales: una serie de avances tecnológicos relativos a las

pilas de combustible más adecuadas para su uso en el transporte, la preocupación

creciente respecto a la diversidad energética y a los problemas medioambientales y

ciertos avances tecnológicos muy necesarios para la producción de hidrógeno libre de

emisiones de efecto invernadero.

Se tiene una experiencia comercial de pilas de hidrógeno de unos 15 años

aproximadamente en aplicaciones estacionarias y hoy en día se mantienen en servicio

unas 200 pilas de combustible para este tipo de suministro. Pero, la consecución de una

pila adecuada para su utilización en el transporte parece, a día de hoy, complicada,

pues se muestran insalvables a corto o medio plazo barreras claves.



La pila debiera ser ligera y suficientemente compacta, pero a la vez ser capaz de

suministrar una potencia similar a la que ofrecen los motores de combustión interna,

que a la vez es similar a la que son capaces de suministrar otras alternativas, para

resultar la opción �hidrógeno� competitiva entre ellas. Además se espera de ella que

sea capaz de suministrar alta potencia tras un pequeño tiempo de arranque, lo que aún

no se ha conseguido en pilas que operen a temperaturas adecuadas para el transporte.

Son importantes tanto el coste como la fiabilidad, aspectos en los que la tecnología

actual de transporte por carretera ha alcanzado metas muy competitivas tras los más

de 100 años de uso y desarrollo de ingeniería.

Además de estas barreras, existen otras asociadas a la producción del combustible

necesario y al suministro del mismo hasta el depósito del vehículo.

El renovado interés en la promoción del hidrógeno como combustible alternativo

tiene su base también en la baja fiabilidad del petróleo importado de países

geopolíticamente inestables y en el creciente consumo del mismo que se prevé,

especialmente en los países en vías de desarrollo, debido al fuerte crecimiento de la

población mundial, al crecimiento económico y al incremento de urbanización en el

planeta. El Royal/Dutch Shell Group, posiblemente el mejor vaticinador sobre temas

relacionados con el negocio global del petróleo, estima que el pico de producción de

petróleo ocurrirá de 2025 a 2040. El retraso de la aplicación de medidas hasta que este

momento llegue significa un riesgo que quizá no podamos asumir.

Sólo existe, por el momento, un número bastante limitado de combustibles

alternativos plausibles al petróleo. El hidrógeno presenta un enorme beneficio sobre los

demás: puede producirse a partir de una amplia variedad de fuentes, y entre ellas, las

renovables, lo que permite alcanzar el escenario de un transporte limpio, autóctono e

inagotable. Además, el hecho de que los vehículos con pila de hidrógeno sean

doblemente eficientes con respecto a los automóviles actuales les otorga una

importante ventaja para sustituir al petróleo.

Los vehículos de pila de hidrógeno permiten apostar al mismo tiempo por las dos

formas de reducir emisiones de los vehículos; aumentando la eficiencia de los propios

vehículos y utilizando un combustible que suponga menores emisiones que el petróleo,



pues según el método de producción del hidrógeno se da lugar a unas emisiones u

otras.

El argumento más sólido para la investigación y el desarrollo de la tecnología del

hidrógeno en el transporte parece ser el hecho de que soporta la posibilidad de jugar

un papel importante a largo plazo para la lucha contra la contaminación ambiental, y

más concretamente contra el calentamiento global. La opción plausible de producción a

partir de fuentes renovables coloca al hidrógeno entre las mejores alternativas a largo

plazo, aunque sería trascendental, sino un exceso en renovables �que parece difícil

incluso en el largo plazo-, una potenciación importante de las mismas. También podría

pensarse en energía nuclear, pero parece inadecuado en la medida en la que se

disponga de un método de almacenamiento de energía renovable, subsanando su

intermitencia integrando la producción en forma de hidrógeno. Además de la

dificultad que entraña la gestión de los residuos y los riesgos conocidos del uso de esta

tecnología.

En los últimos tiempos, la mayoría de las fuentes libres de gases de efecto

invernadero a partir de las que puede generarse hidrógeno se han mostrado poco

prácticas económicamente por su alto coste. Se abre una posibilidad ante el

significativo descenso que han experimentado los precios de las energías renovables,

en especial los de la solar fotovoltaica y la eólica, destacando esta última. Aunque,

como se explicitó previamente, el gran potencial renovable necesario en el �mix�

energético, añadido al desarrollo que requiere aún la tecnología puede hacer que el

hidrógeno sea la alternativa perfecta como vector energético para el transporte a partir

de la segunda mitad del siglo XXI. Si esto fuera así, se muestra fundamental prever la

tecnología de transporte que enlazará el fin de la era del petróleo �aceptando la

predicción de Shell, ésta llegará de 2025 a 2040- ahogando con sus altos precios con la

tecnología del hidrógeno.

Si efectivamente la tecnología del hidrógeno no se encontrase lo suficientemente

desarrollada ni las infraestructuras dimensionadas en el fin de la etapa del petróleo, se

verá abocada a perder una posición privilegiada para ser la tecnología del transporte,

pues algunas de sus competidoras �como el vehículo eléctrico con baterías- tienen

terreno ganado en el aspecto puramente técnico, aunque se prevea que el hidrógeno



puede mejorar algunas de las prestaciones en el largo plazo, difícilmente perfectibles

por las tecnologías competidoras por el momento.

La expresión �economía del hidrógeno� hace referencia a una etapa en la que una

fracción suficientemente significativa de la energía consumida sea suministrada por

hidrógeno producido a partir de fuentes que no incurran en emisiones de efecto

invernadero. Alcanzar esta etapa supone espectaculares cambios del sistema de

transporte actual porque, a temperatura y presión ambiente, el hidrógeno ocupa tres

mil veces más espacio que la gasolina o el diesel en base energética �si se cuenta con

una esperada doble eficiencia del vehículo de pila de hidrógeno respecto al de

combustión interna, la energía equivalente en hidrógeno ocuparía 1500 veces el

volumen de la gasolina, que no arregla nada-.

Para alcanzar la economía del hidrógeno se requerirían decenas de miles de

estaciones de servicio, y, a menos que se produzca en los lugares de consumo, una

infraestructura para suministrarlo a los mismos. Además existen problemas

importantes de coste: un vehículo de pila de hidrógeno en 2003 costaba algo más de un

millón de dólares, cifra que no se ha reducido mucho hasta el día de hoy.

Superados estos y otros problemas técnicos y de costes que se mostrarán a lo largo

del proyecto, también hemos de hacer frente al �chicken-and-egg problem�: ¿Quién

invertirá cientos de billones de dólares en establecer una red que suministre hidrógeno

a los consumidores si estos consumidores no disponen de los vehículos?, ¿y quién los

fabricará y comercializará -y quién los comprará- si no existe infraestructura que los dé

soporte energéticamente?

1.2 Objetivos

El objetivo principal de este proyecto es evaluar la situación en la que se encuentra

la tecnología del hidrógeno y el potencial que ésta pudiera tener para alimentar a un

sistema de transporte en el futuro desde el punto de vista del rendimiento energético,

de las emisiones de efecto invernadero y económico.

De este objetivo principal se deducen una serie de objetivos secundarios, los cuales

son:



1. Análisis cualitativo del estado del arte de la tecnología del hidrógeno en sus

procesos de manejo para conocer en profundidad las dificultades y los

factores importantes que intervienen enfocados al sector transporte.

2. Análisis cuantitativo de la tecnología del hidrógeno en cuanto a los procesos

de producción, almacenamiento y las alternativas de distribución para el

transporte.

3. Valoración de las alternativas plausibles como cadena de suministro de

hidrógeno para el sector transporte.

4. Análisis de las alternativas que representen una competencia importante

para el hidrógeno en la implantación de una tecnología final que soporte el

suministro de energía al sector transporte.

5. Estimación de la evolución temporal previsible en cuanto a la tecnología y al

suministro energético del transporte.

1.3 Metodología

En primer lugar, se han revisado los documentos más relevantes de universidades o

asociaciones que traten de forma cualitativa la tecnología del hidrógeno. Además, se

han revisado estudios de costes y emisiones que se hayan podido llevar a cabo por

entidades públicas o privadas.

También se ha prestado especial atención a entidades representativas y que se

dediquen exclusivamente a asuntos relacionados con el hidrógeno, así como a todo

tipo de entidades que apuesten por la investigación en temas relacionados con

procesos de producción, transporte y distribución de hidrógeno y que a la vez traten

aspectos relacionados con las eficiencias energéticas y las emisiones de efecto

invernadero de los diversos procesos.

Posteriormente, se ha procedido a la unión de cada una de las subactividades de

forma que se compongan alternativas plausibles de cadenas de suministro. Estas

cadenas han sido evaluadas en los tres aspectos ya comentados: eficiencia energética,

costes de explotación y emisiones de efecto invernadero.



Una vez realizados los análisis cuantitativos de las diferentes alternativas con

hidrógeno como vector energético, se procedió a la evaluación tanto cualitativa como

cuantitativa de otras alternativas, valorando las cadenas de suministro en los aspectos

previamente mencionados.

Por último, y a partir de los resultados obtenidos de las evaluaciones, se ha

realizado un análisis de las implicaciones de cada una de las alternativas de suministro

energético para el transporte para que el modelo energético del transporte sea

sostenible.

1.4 Recursos empleados

En la elaboración del proyecto se ha utilizado todo tipo de material bibliográfico

pertinente (ver Referencias bibliográficas); documentación entregada por los directores

del proyecto, documentos de los departamentos de investigación tanto del

�Department Of Energy� como de la �European Union�, páginas web de actualidad

energética, libros, foros de debate, etc.

Para la elaboración de la memoria se ha utilizado Microsoft Office 2007.

2Alternativas en la cadena de

suministro energético



2 Alternativas en la cadena de suministro energético

2.1 Introducción

En el presente capítulo se pretende aportar una visión global sobre las vías posibles

para transportar energía para abastecer al sector transporte. Esta puede suministrarse

de diferentes formas, en función de la tecnología de conversión final y de la madurez

de los procesos de manejo de hidrógeno, pues en función de ésta dichos procesos serán

o no adecuados.

Se presentan dos opciones básicas como plausibles alternativas para soportar un

abastecimiento energético de la envergadura del sector transporte, que consisten en la

alternativa hidrógeno (o hidrogenización del transporte) y la alternativa eléctrica (o

electrificación del transporte). Ambas se consideran ampliamente como las únicas dos

opciones con potencial tecnológico suficiente como para dar soporte a un sistema de

transporte similar al actual, de modo que sustituyan, de alguna manera al petróleo

como portador energético. Se han ganado esta reputación porque algunos presumen de

que contienen más emisiones que el actual modelo y de ser también más eficientes;

aunque los costes son por el momento más altos en los dos casos, algo que no debiera

importarnos de manera excesiva en la lucha contra el cambio climático. De todas

formas, estas tres dimensiones son objeto del presente proyecto y se analizarán para

obtener una conclusión final.

Por tanto, al encontrarse ligados fuertemente la tecnología final y los procesos de

manejo con la forma de suministro, se va diferenciar entre las dos alternativas

mencionadas para distinguir posteriormente entre las opciones que, dentro de cada

una, existen.

2.2 Alternativa �hidrógeno�

Antes de nada debiéramos hacernos la pregunta: ¿Cuánto hidrógeno

necesitaríamos? Y ¿qué escenarios ejemplo podrían satisfacer esa demanda?

Se estima que 40 millones de toneladas de hidrógeno serán necesarias anualmente

para abastecer energéticamente a 100 millones de vehículos de pila de combustible. Es



decir, 13.33 MWh/año-vehículo. Cualquiera de los siguientes escenarios podría

producir 40 millones de toneladas al año de hidrógeno:

• 67000 estaciones reformadoras de gas natural �on-site�

• 140 plantas del mismo tamaño que las actuales de carbón.

• 100 plantas nucleares.

2.2.1 Suministro de hidrógeno

El suministro de hidrógeno es una actividad que en la actualidad se lleva a cabo a

nivel industrial para operaciones como el refinado del petróleo o la manufactura de

productos diversos. El suministro a este tipo de consumos se lleva a cabo generalmente

mediante el uso de redes de camiones que transportan depósitos de hidrógeno

comprimido o de hidrógeno líquido. Existen también algunas redes de

hidrogenoductos �que circulan por zonas inhabitadas- para las industrias más grandes

y que, geográficamente, pueden permitírselo.

Para ser capaces de satisfacer las necesidades energéticas que requerirá un posible

sistema de transporte basado en el hidrógeno será necesario una infraestructura mucho

más capaz que un sistema que provea hidrógeno para concretos usos industriales. Se

requerirán sistemas masivos de transporte de hidrógeno que trasladen cantidades

adecuadas, pues en la actualidad el transporte consume unas 1800 Mtoe a nivel

mundial y este valor no va a hacer más que aumentar.

A pesar de que existen bastantes métodos de almacenamiento en fase de

experimentación para intentar asemejar las propiedades del hidrógeno a las de los

derivados del petróleo, con los que estamos muy habituados a trabajar, ninguno de

ellos ha conseguido despuntar claramente, y por tanto parece que los únicos con los

que verdaderamente podemos contar son el comprimido y el líquido.

Contando con esto, las opciones de suministro quedan reducidas a redes de

camiones con tanques de hidrógeno comprimido o criogénicos, o redes de

hidrogenoductos, que son gaseoductos especialmente adaptados para que el hidrógeno

no dañe el conducto y para que éste no permita que la diminuta molécula de

hidrógeno escape entre las que conforman el mismo.



2.2.2 Suministro de materias primas

La otra gran opción que se puede plantear consiste en la producción de hidrógeno

directamente en los lugares de consumo. Esto quiere decir que, en vez de transportar

hidrógeno como previamente, se trasladan las materias primas desde los yacimientos

hasta los puntos de suministro al público. En estos lugares, se procede a realizar las

transformaciones adecuadas para conseguir hidrógeno y los procesos para manejarse

de forma que se sea capaz de transferirlo al depósito del vehículo.

En lo referente al transporte de las materias primas, es un campo bastante conocido

en la actualidad, aunque no al por menor �haciendo excepción del gas natural y de la

electricidad-. Esto coloca la producción descentralizada en mejor situación que la

centralizada. Por otro lado, cabe esperar que esta última llegue a alcanzar rendimientos

mayores que la primera, pero quizá no lo suficientemente buenos como para cubrir la

diferencia entre transportar materias primas �como la electricidad, que alcanza

rendimientos del 94%-. Esta cuestión se analiza en el capítulo 7.

En cuanto a la integración con energías renovables, ambas serían suficientemente

aceptables con una red eléctrica propia de países desarrollados.

2.3 Alternativa �electrificación�

La alternativa consiste básicamente en abastecer el sector transporte de la misma

forma que hemos alimentado el consumo eléctrico. Esta idea arraiga en el hecho de que

el sistema eléctrico global es doblemente eficiente en términos de emisiones por unidad

de energía producida en comparación con el sistema de transporte global. Valga citar

que al dividir las 10500 MtCO2 que emite el sector eléctrico global entre los 1800 Mtoe

eléctricos (21000 TWh) que produce se obtiene un valor de 5.8; mientras que al realizar

la misma operación en el caso del sector transporte se obtiene un valor de 5400

MtCO2/(1850 Mtoe.27%), equivalente a 10.8 (hay que tener en cuenta que el

rendimiento medio de un vehículo de combustión moderno es de 27%).

Esta opción se basa en la tecnología que se ha venido desarrollando en los últimos

años, bastante más madura que la del hidrógeno, de pilas convencionales de mayor

capacidad. De hecho, existen ya en el mercado vehículos por valor de $100000 con unas

prestaciones bastante parecidas a las de un vehículo con motor de combustión interna

del mismo precio, mientras que un vehículo de hidrógeno requiere de excesivos



cuidados hoy en día para mantenerlo. Sería una opción mantener durante una etapa

transitoria, haciéndolo de forma inmediata, la utilización de vehículos híbridos

enchufables, hasta que la tecnología de baterías mejore lo suficiente para ahorrar

emisiones aportando una calidad de transporte adecuada. Esto último hace referencia a

las prestaciones que pueda alcanzar como la autonomía, agilidad, tiempos de

estabilización, etc.

La tecnología consiste en un motor eléctrico alimentado por una serie de baterías

que pueden cargarse mediante la conexión a red. Si tenemos en cuenta estos dos

hechos, el análisis previo se ve levemente afectado, como se mostrará en el capítulo 8.

El principal interés, además del mencionado, consiste en la posibilidad de

aprovechar una ampliación de la red eléctrica que supone un transporte de

rendimiento exquisito en comparación con la alternativa hidrógeno, para la que el

suministro de la opción centralizada representa un coste muy alto que quizá le obligue

a desistir.

Otro punto fuerte sería la ventaja de poder mejorar tecnológicamente de manera

conjunta en la producción de electricidad y en el transporte. De inicio, el transporte se

vería muy magnificado en este sentido, pues se aprovecharía del mayor nivel

tecnológico que el sector producción de electricidad mantiene.

2.4 Integración con renovables

En principio ambos métodos pueden ser integrables con energías renovables.

El agua, mediante la electrólisis �que requiere energía eléctrica-, puede

descomponerse en hidrógeno y oxígeno. El hidrógeno puede almacenarse de forma

que, cuando se desee es posible su reconversión a energía eléctrica al entrar en contacto

con el oxígeno del aire por ejemplo. Este hecho implica que el hidrógeno es una forma

de almacenar energía, y por tanto puede suponer una muy importante ayuda para

paliar de forma significativa los inconvenientes que a día de hoy presentan las energías

renovables en su previsión. Por tanto el hidrógeno como vector energético puede

aportar ventajas regulatorias al sistema.

Las alternativas de los puntos 2.2.1 y 2.2.2 difieren en un aspecto. Si se selecciona la

�hidrogenización�, entonces la ventaja consiste en que la generación puede



almacenarse in situ, al contrario que si eligiésemos la electrificación del transporte, caso

en que podría también realizarse pero debiera incurrir en las pérdidas que supone la

red eléctrica. Esto se debe a que la capacidad de almacenamiento se encontraría

distribuida entre todos aquellos usuarios que dispusieran de un vehículo de este tipo

conectado a red, mientras que en el caso del hidrógeno, no tendría por qué seguir este

camino sino que podría producirse y almacenarse directamente en la planta de

generación renovable de forma masiva.

La integración con energías renovables proporciona la ventaja de poder inyectar a la

red �toda� aquella generación potencial que actualmente se está perdiendo por falta de

demanda instantánea para producir hidrógeno o cargar las baterías, justo en los

momentos en los que la demanda es más pequeña y más personas conectarían su

vehículo a red para ir a trabajar por las mañanas.

La integración con el hidrógeno o con la electrificación del transporte, por tanto,

potenciaría las energías renovables hasta el hecho de que quizá nunca tuviéramos que

volver a hablar de energía nuclear en un futuro. Poder integrar en el tiempo toda la

generación de origen renovable y disponer de una suma acumulada para poderla

gestionar supone eliminar el adjetivo �intermitente� de las energías renovables más

destacadas actualmente: la eólica y la solar.

El hecho de ser posible integrar cualquiera de los dos sistemas con energías

renovables es quizá la razón más sólida por la que estas dos alternativas resultan

interesantes en el largo plazo y de manera global. Se espera que en el futuro �largo

plazo-, el coste de la electricidad producida con energías renovables disminuya

comparativamente a la obtenida ahora por otros medios, lo que la puede hacer

realmente competitiva como materia prima de la que obtener bien carga para las

baterías de los vehículos o bien hidrógeno.

3Producción de hidrógeno



3 Producción de hidrógeno

A pesar de ser el hidrógeno el elemento más abundante en el universo, en la Tierra

éste se encuentra, principalmente, formando parte de compuestos químicos, como

puede ser el agua o los hidrocarburos. El poquísimo hidrógeno diatómico existente en

la Tierra se encuentra en la atmósfera en concentración de 1 ppm y su baja masa

molecular le hace capaz de escapar más fácilmente a la gravedad terrestre.

El hidrógeno diatómico1 no es una fuente de energía primaria, sino que es necesario

producirlo partiendo de las materias primas en que se encuentre llevando a cabo

ciertos procesos de transformación. De este modo, el hidrógeno es un vector

energético, es decir, un portador de energía.

Existen bastantes métodos para producir hidrógeno, con grandes diferencias entre

ellos en cuanto a la materia prima contenedora, al propio proceso de producción o a la

madurez de la tecnología asociada al proceso. Existen métodos de producción con fines

industriales suficientemente probados, pues se generan aproximadamente en el mundo

41 millones de toneladas de hidrógeno anualmente, lo que corresponde a 5000 TJ

[GONZ06], que supone 11 ppm del consumo mundial de energía primaria en 2006, el

cual fue de 10.9 Mtoe [BPSTAT], equivalentes a 4.6.108 TJ. Mayoritariamente, los

métodos de producción de hidrógeno industrial presentan el problema de liberar

importantes cantidades de emisiones de efecto invernadero, los costes asociados, por el

contrario, son relativamente bajos y el rendimiento energético de la cadena de

producción es relativamente bueno.

En la figura siguiente puede comprobarse que actualmente las fuentes no

renovables de generación de hidrógeno suponen un 96% de las fuentes a partir de las

cuales se produce. Debe tenerse en cuenta que la energía eléctrica para generar ese 4%

restante, que proviene de electrólisis, mayoritariamente está generada con energía

primaria no renovable (según el mix energético).

1 En lo siguiente se hará referencia al hidrógeno diatómico como �hidrógeno� simplemente.



Figura 2. Fuentes de energía a partir de las que se produce hidrógeno actualmente]

Pero si se pretende una penetración sustancial del hidrógeno como vector

energético en el sistema y por tanto una generación masiva, parece muy necesaria una

diversificación de las fuentes de forma que pueda garantizarse el abastecimiento.

Afortunadamente, en la actualidad los métodos de generación de hidrógeno son

muy variados en cuanto a diversos aspectos que veremos más adelante, por ejemplo,

admitiendo producción descentralizada algunos de ellos. En la siguiente figura se

muestran las fuentes a partir de las cuales puede obtenerse hidrógeno y los procesos

tecnológicos que pueden elegirse para conseguirlo.

Figura 3. Procesos para la producción de hidrógeno clasificados según la fuente de energía



A lo largo de este capítulo va a describirse, en primer lugar, los procesos mediante

los cuales es posible obtener hidrógeno en la actualidad, atendiendo únicamente a la

naturaleza del proceso. Posteriormente, se abordarán los sistemas de implantación

desde las diferentes fuentes para utilizar los procedimientos descritos. En esta segunda

parte se seguirá la distinción en cuanto a tipo de fuente energética, entre fuente no

renovable o limitada y fuente renovable, como se indicó en la figura. Se ha decidido

extraer de la clasificación aquellos procesos en los que la fuente energética es

únicamente energía eléctrica puesto que ésta puede ser obtenida desde cualquier

fuente, bien renovable o bien no renovable o limitada (también indicado en la figura).

3.1 Procesos de producción

La clasificación de los procesos de producción va a distinguir en función de la

naturaleza de los procesos, como es lo habitual en textos técnicos energéticos. De esta

manera, se distingue entre: procesos de conversión química, procesos de termólisis,

procesos de electrólisis, procesos de fermentación y procesos fotolíticos.

3.1.1 Procesos de conversión química

La designación de procesos de conversión química resulta muy amplia, pudiendo

aplicarse tanto a combustibles fósiles (carbón e hidrocarburos) como a fuentes

renovables (biomasa). Los principales procesos son:

! Reformado

o Reformado con vapor de agua

o Oxidación parcial

o Reformado autotérmico

! Pirólisis

! Gasificación

En todos los procesos anteriores se produce CO2 en mayor o menor medida.



3.1.1.1 Procesos de reformado

Los procesos de reformado son los más habituales hoy en día para la obtención de

hidrógeno. Desde un punto de vista termodinámico se pueden clasificar en

endotérmicos y exotérmicos. Los primeros requieren el aporte de calor desde una

fuente externa, como en el reformado con vapor de agua; los segundos liberan calor en

la reacción, siendo el caso de la oxidación parcial. En el reformado autotérmico se

produce una combinación de los dos procesos, obteniéndose un balance neto de calor

nulo.

Reformado con vapor de agua

El proceso de reformado con vapor de agua (conocido por las siglas SMR, �Steam

Methane Reforming�) se puede aplicar a gran variedad de hidrocarburos (gas natural,

GLPs, hidrocarburos líquidos,�) y alcoholes. De todos ellos el más utilizado por su

disponibilidad y facilidad de manejo es el gas natural, que es para el que se

particularizarán las reacciones químicas expuestas seguidamente. El proceso consta de

tres fases que se desarrollan en equipos diferentes, tal como muestra la siguiente

figura.

Figura 4. Esquema del proceso de reformado con vapor de agua

La reacción que se verifica en la primera fase es la de reformado propiamente dicho,

que posee una entalpía de reacción estándar de 206,14 kJ/mol, por tanto es

endotérmica. Se produce a temperaturas alrededor de 900ºC en unos tubos por los que



circulan el metano y el vapor de agua a través de lechos catalizadores de base de

níquel. Los tubos están contenidos en un horno cuya temperatura es de alrededor de

960ºC, que se mantiene mediante quemadores.

En la salida del reformador el gas se dirige hacia la unidad de desplazamiento de

CO (en inglés �CO-shift�) en la que se verifica la reacción siguiente sobre catalizadores

de cobre. Ésta posee una entalpía de reacción estándar de -41,17 kJ/mol, siendo por

tanto exotérmica. La cantidad de calor liberada y su nivel de temperatura no es

suficiente para satisfacer totalmente la demanda de la reacción de reformado, por lo

que parte del gas natural se emplea en los quemadores para mantener la temperatura

de operación del reformador. El calor liberado en la reacción de desplazamiento se

aprovecha para precalentar el gas natural a su entrada al reformador, como se ilustra

en el esquema del proceso.

El gas producido como consecuencia de las dos reacciones anteriores pasa por un

condensador en el que se retira el vapor de agua y finalmente llega a la tercera fase del

proceso, la de depuración. El gas que llega a esta unidad es rico en hidrógeno con

dióxido de carbono, restos de agua, monóxido de carbono y metano. Esta corriente

gaseosa se depura en un sistema separador de membranas o de adsorción-desorción

(PSA, �Pressure Swing Adsorption�) de donde se obtiene hidrógeno con una pureza de

99.999%. Los gases adsorbidos constituyen el llamado �gas de cola� que, al ser

combustible, se recircula hacia los quemadores del reformador.

El rendimiento del proceso de reformado de gas natural con vapor de agua se sitúa

aproximadamente en el 80% (medido respecto a los poderes caloríficos inferiores del

hidrógeno producido y del gas natural consumido) [LIN-MOR]. Según [GARC08], el

rendimiento en producciones grandes es del 81%.

Aunque minoritario, también es posible aplicar el reformado con vapor de agua a

alcoholes y a gasolinas. La utilización de alcoholes, especialmente de metanol, resulta

menos endotérmica que la de gas natural y se verifica a temperaturas mucho más bajas



(de 200 a 300ºC), alcanzándose conversiones del gas natural próximas al 99% del gas

entrante �sólo se desperdicia el 1%-.

Oxidación parcial

La oxidación parcial (conocida por las siglas POX, �Partial OXidation�) consiste en

una oxidación incompleta de un hidrocarburo, por ejemplo gas natural, donde sólo se

oxida el carbono (y sólo hasta monóxido de carbono), quedando libre el hidrógeno,

según la reacción siguiente. La entalpía estándar de reacción es de -36 kJ/mol, siendo

por tanto una reacción exotérmica, pudiendo así prescindir de quemadores externos

para mantener la reacción.

La reacción se verifica con oxígeno puro o con aire en presencia de catalizadores y

transcurre a temperaturas superiores a 800ºC. La elevada presencia de monóxido de

carbono en el gas obtenido tiene el riesgo de la deposición de carbonilla, especialmente

si la reacción ocurre a presión elevada, lo que es deseable para lograr reformadores

más compactos. Esta carbonilla depositada sobre los catalizadores inhibe la

continuación del proceso.

El monóxido de carbono formado se puede eliminar oxidándolo para formar

dióxido de carbono o bien desplazándolo con agua, de la misma forma que en el

reformado con vapor de agua, para obtener más hidrógeno y nuevamente dióxido de

carbono.

La eficiencia del proceso es de alrededor del 70% en grandes producciones

industriales [LIN-MOR] y [GARC08].

Reformado autotérmico

El reformado autotérmico (cuyas siglas en inglés son ATR, �Auto-Thermal

Reforming�) es un proceso bien estudiado aplicado industrialmente en grandes

unidades centralizadas. Sólo recientemente se ha trasladado esta tecnología a pequeños

equipos. Se trata de un método que combina el SMR y el POX, de modo que el calor

liberado en el último se aproveche para el primero, dando lugar a un balance neto



nulo. El monóxido de carbono producido es desplazado con agua para producir más

hidrógeno y dióxido de carbono. La eficiencia del proceso es similar a la del método de

oxidación parcial, del 70% según [LIN-MOR] y del 76% según [GARC08].

3.1.1.2 Procesos de pirólisis

La pirólisis consiste en la descomposición de un combustible sólido (carbón o biomasa)

mediante la acción de calor (normalmente a unos 450ºC para la biomasa y 1.200ºC para

el carbón) en ausencia de oxígeno. Los productos finales de este proceso dependen de

la naturaleza del combustible empleado, de la temperatura y presión de la operación y

de los tiempos de permanencia del material en la unidad. Los productos que se pueden

obtener son:

• Gases compuestos por hidrógeno, monóxido y dióxido de carbono e

hidrocarburos (normalmente metano)

• Líquidos hidrocarbonados

• Residuos carbonosos (coque)

Desde el punto de vista de la producción de hidrógeno interesa controlar la reacción

para que se produzca un gas de síntesis que posteriormente pueda ser acondicionado

mediante la reacción de desplazamiento y un proceso de purificación, similar a las dos

últimas fases del reformado con vapor de gas natural. Es decir, lo más beneficioso es

que el gas de síntesis sea rico en hidrógeno y el resto sea monóxido de carbono.

La pirólisis ha sido utilizada desde hace bastante tiempo [ARCO69] para obtener el

llamado �gas de hulla�, en el que se introduce la hulla en un horno sin aire a 1.200ºC

lográndose la descomposición de ésta en coque y un gas con 50% de hidrógeno, 10%

monóxido de carbono, 2% de dióxido de carbono, 30% de metano, 4% de nitrógeno y

4% de otros hidrocarburos. Se lograban producciones de 350 g de gas por cada kg de

hulla, obteniéndose como subproducto 650 g de coque.

3.1.1.3 Procesos de gasificación

El proceso de gasificación consiste en una combustión con defecto de oxígeno en la

que se obtiene monóxido y dióxido de carbono, hidrógeno y metano, en proporciones

diversas según la composición de la materia prima y las condiciones del proceso. El



oxígeno se limita entre un 10 y un 50% del estequiométrico y la temperatura oscila

entre 700 y 1.500ºC. La gasificación puede aplicarse tanto a la biomasa como al carbón.

Si la reacción se verifica con aire se obtiene un �gas pobre� (gas de gasógeno) que en

el caso de proceder de carbón o coque contiene entre el 25 y el 30% de monóxido de

carbono, entre el 65 y el 70% de nitrógeno y algo de oxígeno y de dióxido de carbono.

Para obtener hidrógeno sería necesario efectuar una reacción de desplazamiento sobre

dicho gas. Por el contrario, si la reacción se verifica con oxígeno y vapor de agua se

obtiene un gas de síntesis (formado por hidrógeno y monóxido de carbono) que puede

ser empleado, además de para producir hidrógeno, para obtener combustibles líquidos

como metanol y gasolina.

Por tanto, desde el punto de vista de la producción de hidrógeno interesan los

procesos de gasificación con vapor de agua y oxígeno puro, ya sean a partir de carbón

o de biomasa.

La siguiente figura recoge el esquema básico del proceso de gasificación. Una vez

limpiado de compuestos de azufre y cenizas, el gas obtenido tras el proceso de

gasificación se somete a una reacción de desplazamiento con lo que se llega a una

mezcla de hidrógeno y dióxido de carbono. Éste último es separado para finalmente

purificar el hidrógeno dejándolo con una concentración del 99.99%.

Figura 5. Proceso de gasificación de un combustible



3.1.2 Procesos de termólisis

Los procesos de termólisis implican la extracción del hidrógeno de la molécula que

lo alberga (hidrocarburo o agua) mediante la aplicación de calor. Bajo esta definición el

reformado, la gasificación y la pirólisis se pueden entender como procesos de

termólisis. La consideración de estos procesos como métodos químicos o termolíticos

depende de la fuente de calor empleada. Así, se habla de procesos químicos, en el

sentido del apartado anterior, cuando el calor para el proceso se extrae de la propia

materia prima a través de una combustión; por el contrario, se habla de procesos de

termólisis cuando el calor procede de una fuente externa, como la energía solar

concentrada o la energía nuclear de alta temperatura.

Los principales tipos de procesos termolíticos se pueden agrupar en función de la

temperatura de operación en tres clases de procesos, tal como aparecen recogidos en la

siguiente tabla [MART06]. El proceso que mayor temperatura requiere es la termólisis

directa del agua, que se verifica a partir de 2.500 K y por tanto resulta inabordable en la

práctica. A temperatura intermedia (Clase II) se tienen los procesos de

descarbonización (pirólisis, gasificación y reformado), situados todos alrededor de

1.000 K y ya tratados en el apartado de conversión química. La inclusión en esta

sección se debe a que el aporte de calor se realiza con una fuente externa (solar o

nuclear de alta temperatura). También pertenecen a la Clase II las reacciones de

reducción de óxidos metálicos que se sitúan en un nivel superior de temperaturas,

sobre los 2.500 K. Por último, a �baja temperatura� (entre 900 y 1.000 K) se verifican

ciertos ciclos termoquímicos, de los que el de yodo-azufre es el más prometedor.



Figura 6. Clases de termólisis

En la siguiente figura se presentan las eficiencias que se pueden obtener con algunos

ciclos termoquímicos tanto de Clase I (basados en el azufre) como de Clase II (óxidos

metálicos tanto volátiles como no volátiles). Estas eficiencias han de ser sopesadas con

otros factores de tipo práctico, pues de los ciclos basados en el azufre el que se revela

como más factible [MART06] es el de azufre-yodo, que presente una eficiencia del 38%,

por debajo de otros del mismo grupo. Por el contrario, el de óxido de zinc, preferido

entre los óxidos metálicos, presenta una eficiencia bastante elevada pero también una

de las mayores temperaturas de trabajo.



Figura 7. Eficiencias y temperaturas de algunos ciclos termoquímicos

3.1.2.1 Procesos de Clase I

Lo integran los llamados ciclos termoquímicos de temperatura moderada, siendo

éstos principalmente dos: los basados en la familia del azufre y los de tipo UT-3.

Familia del azufre

Se trata de un ciclo termoquímico desarrollado por General Atomics en los años 70 y

que requiere básicamente de dos niveles térmicos, uno a 850º C para la descomposición

del ácido sulfúrico y otro a aproximadamente 360º C para la descomposición del HI, tal

como se muestra en la siguiente figura.

Figura 8. Diagrama de bloques del ciclo SI



El núcleo del proceso es la reacción Bunsen, que transcurre a 120º C. Es la siguiente.

Tras esta reacción se realizan dos procesos de destilación, uno sobre los productos

2HI, 10H2O y SI2 y otro sobre los demás. La destilación sobre los primeros produce HI

y se verifica a 230ºC; con el HI separado se procede a su descomposición según la

reacción siguiente, que ocurre a aproximadamente 360ºC y que es de donde se obtiene

el hidrógeno.

La destilación sobre los productos H2SO4 y H2O, a 360ºC, produce H2SO4, que

finalmente es descompuesto a 870ºC según la reacción siguiente. Esta reacción es la que

fija la demanda de calor de alta temperatura del proceso2.

El proceso descrito supone un ciclo porque el SO2 y el H2O producto de la reacción

anterior y el I2 producto de la primera reacción de destilación indicada se dirigen hacia

la reacción Bunsen, que sólo consume del exterior H2O. Como productos del ciclo se

tienen H2 y O2. Atendiendo sólo a las entradas y salidas de especies se verifica la

reacción global propia del proceso de termólisis, ésta es la siguiente.

Ciclo UT-3

Es un ciclo desarrollado por la Universidad de Tokio y requiere también diversos

niveles térmicos, siendo el máximo de 750º C. Precisamente este nivel térmico

2 El proceso de destilación de HsSO4 implica algunas reacciones intermedias más que se verifican a

temperaturas inferiores a las mencionadas y que han sido suprimidas por simplicidad.



intermedio provoca un mal acoplamiento con las fuentes de calor disponibles

(reactores nucleares de alta temperatura), lo que reduce la eficiencia del proceso. Por

otra parte, la separación del hidrógeno de los productos se realiza mediante

membranas que operan por debajo de la presión atmosférica, por lo que es preciso

comprimir el H2 y el O2, con el consiguiente consumo energético. La siguiente figura

muestra un diagrama de bloques del proceso.

Figura 9. Esquema del ciclo UT-3

3.1.2.2 Procesos de Clase II

Procesos de descarbonización

Como ya se ha mencionado, los procesos de reformado con vapor (SMR), pirólisis y

gasificación, se incluyen en los medios termolíticos en la medida en que el calor que

consumen se suministre mediante fuentes externas adecuadas y no mediante la

combustión del propio recurso. La siguiente muestra el esquema de los principales

procesos. Como se aprecia, una vez se ha aportado la energía térmica el proceso

continúa de la misma manera que se describió en los métodos de conversión química.



Figura 10. Esquema de los procesos de descarbonización

En el caso de la descarbonización por termólisis los equipos para la reacción pueden

variar respecto a los empleados en el proceso de conversión química. Así, el SMR

realizado con aporte exterior de calor se lleva a cabo en un reformador de membrana

que opera a temperatura intermedia y que resulta más compacto, tal como se muestra

en la siguiente figura. Más adelante se detallarán los procesos de acoplamiento de la

fuente a este tipo de equipos.

Figura 11. Comparación entre el reformador convencional (proceso químico) y el de membranas (proceso termolítico)



La ventaja de aportar un calor externo en cuanto al ahorro del recurso empleado se

puede ver en el ejemplo siguiente, basado en el procedimiento SMR. Si se toma 1 mol

de CH4 se verifican las reacciones siguientes.

Como se forma 1 mol de CO por cada mol de CH4 ambas ecuaciones se pueden

escribir de forma neta como:

La ecuación anterior indica que para obtener 4 moles de hidrógeno se deben

consumir 164,97 kJ. También indica que esos 4 moles se obtienen a partir de 1 mol de

CH4, siempre que el aporte de 164,97 kJ se realice a partir de fuentes externas. Si dicho

aporte proviene de la combustión del CH4, como ocurre en el SMR tradicional, y

considerando la combustión estequiométrica del CH4:



Es decir, se deben de consumir 164,97/802,31 = 0,2056 mol de CH4 para producir el

calor demandado por el proceso global SMR. De ahí se deduce que para obtener 1 mol

de hidrógeno se requiere consumir 0.25 mol de CH4 si el calor para el proceso procede

de una fuente externa ó 0.30 mol de CH4 si el calor ha de proceder del mismo CH4.

Dicho de otro modo, aportando el calor desde una fuente externa hay un ahorro en

CH4 de 0.05 mol por cada mol de hidrógeno producido, con los que pueden obtenerse

0.2 mol de hidrógeno recurriendo a una fuente externa (es decir, el empleo de una

fuente externa incrementa un 20% la producción volumétrica de hidrógeno).

Procesos por reducción de óxidos metálicos

Este proceso queda descrito genéricamente mediante las reacciones siguientes,

donde MxOy representa un óxido metálico.

Aunque se pueden emplear varios óxidos metálicos, el que parece tener más

posibilidades [MART06] es el ZnO, denominándose al ciclo Zn/ZnO. El inconveniente

de este ciclo es que la reacción la primera de las reacciones expuestas se verifica a unos

2300 K. Para alcanzar esas temperaturas se están proyectando sistemas de

concentración solar que serán comentados más adelante. El esquema de este

procedimiento se representa en la siguiente figura.

Figura 12. Diagrama de bloques para el ciclo Zn/ZnO

Actualmente se está trabajando en variantes de este ciclo que producen la

descomposición del ZnO con la ayuda de carbono (disociación carbotérmica)



procedente de biomasa, coque, etc., según la reacción siguiente. La ventaja de este

procedimiento es que se reduce la temperatura de la reacción a 1300 K, es decir, unos

1000 K por debajo de la temperatura de la primera reacción.

3.1.3 Procesos de electrólisis

La electrólisis consiste en la ruptura de la molécula de agua por acción de una

corriente eléctrica. Cuando ocurre en condiciones ambiente (25ºC y 1 atm) se trata de

un proceso poco interesante, como muestra el balance energético llevado a cabo sobre

la siguiente ecuación.

En efecto, a partir de los datos de la Tabla 1 se obtiene que la electricidad (∆g)

necesaria para disociar 1 mol de H2O líquido a 25ºC es 237.75 kJ, resultando 1 mol de

hidrógeno. Como el poder calorífico inferior del hidrógeno es de 241,82 kJ /mol resulta

que se consumen 237.75 kJ eléctricos por cada 241.82 kJ contenidos en el hidrógeno, es

decir, se producen 1.02 kJ de hidrógeno por cada kJ eléctrico consumido. Sin embargo,

si la reacción transcurre con vapor de agua a 1000ºC se producen 1.36 kJ de hidrógeno

por cada kJ eléctrico consumido.

Tabla 1. Balances termodinámicos para la reacción de la electrólisis a 1 atm y diferentes temperaturas

Los resultados anteriores sugieren por tanto dos formas de llevar a cabo la

electrólisis:

• Electrólisis a baja temperatura. El consumo eléctrico es muy elevado, del

orden de la energía contenida en el hidrógeno producido. Un electrolizador

teórico que operase a 83º C consumiría 2.83 kWh de electricidad para



producir 1 Nm3 de hidrógeno, que contiene 3 kWh de energía química (sobre

el poder calorífico inferior).

• Electrólisis de alta temperatura. El consumo de electricidad, siendo alto,

comienza a resultar aceptable. Para esta operación se precisa disponer de

vapor de agua y de una fuente térmica de elevada temperatura, que puede

ser energía solar concentrada o energía nuclear de reactores avanzados,

como se explicará más adelante. Los electrolizadores también han de ser

modificados, pasando a ser de óxidos sólidos.

A continuación se muestran las curvas de demandas energéticas del proceso

electrolítico a presión ambiente en función de la temperatura.

Figura 13. Demandas energéticas del proceso electrolítico a 1 atm en función de la temperatura

3.1.4 Fermentación

Dentro de las formas de producir hidrógeno a partir de biomasa destacan las

técnicas de fermentación, que pueden ser de tipo alcohólica o de tipo anaeróbica.

3.1.4.1 Fermentación alcohólica

Las plantas almacenan la energía solar captada en forma de hidratos de carbono

simples (azúcares) o complejos (almidón o celulosa), a partir de los que se puede

obtener etanol por fermentación según las siguientes fases:



• Pretratamiento de la biomasa. Consiste en procesos de trituración,

molienda o pulverización para favorecer la fermentación.

• Hidrólisis. Las moléculas complejas se transforman, en medio

acuoso, en moléculas más sencillas ya sea por la acción de enzimas o

por reactivos químicos.

• Fermentación. Los azúcares se convierten en etanol por la acción de

levaduras. El proceso dura unos 3 días, obteniéndose finalmente una

concentración de etanol inferior al 14%.

• Separación y purificación. Finalmente se destila para obtener una

concentración de etanol del 96%, pudiendo llevarse a cabo una

destilación adicional con benceno para obtener una concentración del

99.5%. Es la etapa de mayor consumo energético.

Sobre el etanol conseguido se puede llevar a cabo un reformado con vapor (VPR,

�Vapor Phase Reforming�), que tras el tratamiento de desplazamiento produce la

reacción global siguiente.

Una variante del proceso consiste en sustituir la fermentación por un proceso de

reformado con agua (APR,�Aqueous Phase Reforming�) de productos tales como el

sorbitol, obtenidos en el proceso de hidrólisis. En este caso se sigue la ecuación

siguiente.

3.1.4.2 Fermentación anaerobia

También conocida como digestión anaerobia, se trata de una fermentación

microbiana en ausencia de oxígeno que produce una mezcla de gases (principalmente

metano y dióxido de carbono) conocida como biogás, y a una suspensión acuosa o lodo



que contiene los componentes difíciles de degradar y los minerales inicialmente

presentes en la biomasa.

La materia prima para producir biogás es biomasa residual con alto contenido en

humedad, especialmente purines ganaderos y lodos de depuradoras de aguas

residuales urbanas. Aunque hay mucha experiencia en el proceso su química y

microbiología no son conocidas en detalle. Como variables importantes en el proceso

se han identificado la temperatura (lográndose un funcionamiento óptimo a 35ºC), la

acidez (valor óptimo de pH entre 6,6 y 7,6), contenido en sólidos (deseable inferior al

10%), existencia de nutrientes para las bacterias y ausencia de inhibidores del proceso

como amoniaco, sales minerales, detergentes y pesticidas. En función de todas estas

variables se logra un biogás con un contenido en metano que oscila entre el 50 y el 70%,

siendo el resto mayoritariamente dióxido de carbono.

Dado el elevado contenido de metano en el biogás, éste puede ser tratado con

cualquiera de los procedimientos de reformado (SMR, POX o ATR) vistos en el punto

dedicado a la conversión química.

3.1.5 Procesos fotolíticos

Estos procesos utilizan la luz solar para producir la hidrólisis del agua. Existen dos

alternativas, en la actualidad bajo investigación y que pueden transformarse en

prometedoras vías de obtención de hidrógeno a largo plazo.

3.1.5.1 Procesos fotobiológicos

Existen algunos microorganismos que pueden actuar como catalizadores biológicos

produciendo hidrógeno a partir de agua y enzimas como la hidrogenasa y la

nitrogenasa. Estos organismos son las algas verdes, las cianobacterias, las bacterias

fotosintéticas y las bacterias de fermentación oscura.

La diversidad de organismos susceptibles de generar hidrógeno hace posible la

hibridación, como se muestra en la Figura 14.



Figura 14. Escenario futuro para aprovechar las sinergias de diversos microorganismos en la producción de hidrógeno

Pueden distinguirse en la anterior figura dos reactores:

• Fotorreactor. Contiene tanto algas verdes, sensibles a la luz visible como

bacterias fotosintéticas y cianobacterias, sensibles a la luz infrarroja. Además

de hidrógeno producen azúcares que son conducidos al fermentador.

• Fermentador. Se trata de un digestor anaeróbico que contiene otro tipo de

bacterias que producen la fermentación de los azúcares enviados desde el

fotorreactor y la biomasa alimentada desde el exterior. Como producto de

esta fermentación queda hidrógeno además de otros efluentes que son

enviados al fotorreactor.

En cuanto a las eficiencias, actualmente es de un 10% en el caso de la conversión a

partir de algas verdes y de un 6% en la de bacterias fotosintéticas.

Según el DOE, [WWW1] para el año 2015 podrá llevarse a cabo un estudio de

viabilidad para analizar la competitividad del procedimiento en el largo plazo.



3.1.5.2 Procesos fotoelectroquímicos

Este tipo de procesos utiliza la luz del sol para lograr la electrólisis del agua

utilizando semiconductores especializados. Cada semicondutor opera de forma óptima

con una longitud de onda, por tanto la investigación se está centrando en seleccionar

aquéllos que disocien el agua y sean estables en ella.

Lo atractivo de este procedimiento es que ofrece gran potencial de reducción de

costes, presenta una eficiencia un 30% mayor que la electrólisis realizada con células

fotovoltaicas y en laboratorio se están obteniendo eficiencias de conversión energía

solar-hidrógeno de hasta el 16%.

3.2 Implantación de las fuentes

En este apartado se establecen las alternativas tecnológicas que existen en la

actualidad para cada tipo de fuente energética. A lo largo de éste va a tratarse de

plasmar datos (fundamentalmente de rendimientos de procesos, costes y emisiones) de

diversas y fiables fuentes de cara a la comparación de tecnologías en el mapa de

carreteras general de procesos de obtención de hidrógeno.

3.2.1 Combustibles limitados o no renovables

En este apartado se encuentran todos aquellos procesos de producción de hidrógeno

cuya fuente es limitada: los combustibles fósiles y el uranio. La producción de

hidrógeno a partir de combustibles fósiles es la forma más madura de generarlo hoy en

día, y la menos cara. Grandes cantidades de hidrógeno se producen en el mundo a

partir de este tipo de combustibles, la mayoría para uso en las refinerías de petróleo y

para la producción de fertilizantes y productos químicos. Aproximadamente 500

GNm3 o 50 millones de toneladas al año de hidrógeno industrial son generadas, y la

mayoría mediante reformado de combustibles fósiles [MOORE98].

El hidrógeno puede generarse a partir de gas natural y de otros combustibles fósiles

mediante varios procesos de reformado (y también mediante electrólisis si estos

combustibles se usan para generar electricidad). Los procesos de reformado incluyen

reformado con vapor de agua (o �steam methane reforming�, SMR), procesos de

reformado autotérmico (o �catalytic or autothermal reformer processes�, ATR) y procesos

de oxidación (o �partial-oxidation processes�, POx). En general, los procesos de SMR y



ATR son adecuados para el reformado de hidrocarburos ligeros como metano, butano,

propano y (con catalizadores especiales) nafta, mientras los procesos de POx pueden

aplicarse a un rango más amplio de hidrocarburos, los cuales se verán más adelante.

El proceso de SMR básico es endotérmico usando gas natural y vapor de agua, que

proporciona el calor necesario e hidrógeno adicional. Esto produce un gas rico en

hidrógeno del orden del 70 al 75% en base seca, con pequeñas cantidades de metano (2

a 6%), monóxido de carbono (7 a 10%) y dióxido de carbono (6 a 14%) [HIRSC00]. Para

mejorar la producción de hidrógeno y eliminar impurezas se desarrollan procesos

adicionales subsecuentes. Estos incluyen reacciones exotérmicas con desplazamiento

con agua (o �water-gas shift�, WGS) y otro proceso de depuración de hidrógeno

(�pressure-swing adsorption�, PSA).

Las reacciones de WGS, que típicamente se realizan en dos pasos �una etapa de

desplazamiento a alta temperatura y otra de baja temperatura� convierten la mayoría

del monóxido de carbono presente en el gas producto del SMR en hidrógeno y dióxido

de carbono. Las siguientes etapas de purificación (PSA) dan como resultado hidrógeno

de alta pureza (mayor de 99.999%) para usos donde es requerida. El proceso de PSA

típicamente recupera del orden del 70 al 85% del hidrógeno que proviene de la unidad

de WGS [SIRC99], y sus gases de desecho incluyen las impurezas retiradas junto con el

hidrógeno no recuperado. Teniendo en cuenta todo el proceso, la eficiencia alcanza de

un 75 a un 80% (referida al poder calorífico superior), basada en el uso de gas natural

como materia prima. Pero este valor es de alrededor del 70% para sistemas de

producción a pequeña escala [SIMB01][WILL02].

Los reformados autotérmicos (ATR) se basan en reacciones catalizadas que ocurren

en lechos con estructura de panal y compuestos de metales catalizadores, como platino,

en un reactor vessel. Mediante la inyección de aire en el reactor, del 30 al 40% del

combustible se oxida con la ayuda del catalizador liberando calor, el cual se invierte en

convertir el combustible que queda en hidrógeno, dióxido y monóxido de carbono

pulverizando vapor. El proceso de reformado autotérmico tiene las ventajas de no

necesitar quemadores externos y de ser más simple y menos caro que los procesos de

SMR, pero cargan con la desventaja de ofrecer menores niveles de eficiencia que los

mismos (entre el 65 y el 75%) [RAMP00].



Principalmente el reformado autotérmico se trata de unidades de gran capacidad,

aunque comienza a haber desarrollos para pequeñas producciones. En este sentido,

presenta ciertas ventajas para reformadores embarcados en vehículos debido a que se

trata de equipos menos complicados que los reformadores tipo SMR. Sin embargo, este

uso queda supeditado a desarrollo que alcancen las pilas de metanol directo (DMFC)

[FERR03].

En el proceso POx, también conocido más comúnmente como �gasificación�, puede

generarse hidrógeno a partir de varios hidrocarburos, entre los cuales están carbón,

petróleo pesado y otros productos de refinería de bajo valor. El hidrocarburo reacciona

con oxígeno con una proporción menor de la estequiométrica, dando lugar a una

mezcla de CO e hidrógeno que se encuentra entre 1200° y 1350° C [MOORE98].

Posteriormente, la mezcla de gas se refrigera, mediante reacciones de desplazamiento

con agua (WGS) similares a los descritos anteriormente y finalmente se purifica

utilizando procesos de PSA (si tan alta pureza es necesaria). Los productos de desecho

obtenidos en este proceso están formados por hidrógeno gas a baja presión, y exceso de

vapor. A no ser que estos productos puedan aprovecharse localmente, los procesos

POx no son, generalmente, atractivos económicamente ya que la producción de

hidrógeno es solamente alrededor del 55% ó 60% --ó 75% tan alta como las de los

sistemas SMR [HIRSC00].

En los últimos años se está prestando mucha atención al desarrollo de reformadores

de tipo POx a pequeña escala para el producir hidrógeno onboard a partir de gasolina,

pero, aunque se han construido prototipos, aún no se ha llegado a un sistema práctico.

Esto se debe a que no se han podido salvar dificultades asociadas al complejo

reformado a muy pequeña escala satisfaciendo a la vez la demanda, los requerimientos

de la dinámica de operación de los vehículos de pila de hidrógeno y suministrando

suficiente gas reformador limpiador onboard para alcanzar los bajos requerimientos en

cuanto a tolerancia de monóxido de carbono y sulfuro de las pilas tipo PEM.

3.2.1.1 Gas natural

El gas natural presenta ciertas ventajas, que se enumeran a continuación: sistemas

de transporte seguros y eficientes, materia prima mayoritaria en la obtención de

hidrógeno para uso industrial, lo cual indica que la tecnología es madura. Entre las

desventajas pueden citarse: requieren captura de CO2 para contribuir a una producción



de hidrógeno sostenible y necesitan adaptación para pequeñas producciones

descentralizadas que podrían ser necesarias en distribución para estaciones de servicio.

El Steam Methane Reforming es un proceso maduro de generación de hidrógeno pues

se generan diariamente de forma centralizada de 241000 a 290000 kgH2. Este proceso

puede llevarse a cabo también de manera descentralizada, lo que determinará la

capacidad de generación de la planta. Pequeños reformadores también han sido

desarrollados para este fin (como en estaciones de servicio), e incluso para aplicaciones

a menor escala como para proveer hidrógeno a pilas estacionarias en el rango de

potencias de 5 a 250 kW. En la Figura 15 se muestran los costes de inversión en función

de la capacidad de la planta.

Figura 15. Costes de inversión para la producción de hidrógeno por SMR en función de la capacidad de la planta

[GONZ06]

Producción centralizada

En cuanto a la producción centralizada, plantas grandes de SMR con capacidades

del orden de 145,000 kgH2/día pueden generar hidrógeno con una eficiencia de 76% a

81%, y costes de $0.78 a $1.04 por kgH2 ($5.50 a 7.30/GJ) [WWW2]. Se trata de una

tecnología muy optimizada y con poco recorrido de mejora.

Según [WWW2], los costes del hidrógeno van desde $2 hasta $5 por kilogramo (ya

distribuido y almacenado a alta presión), en función del coste de la materia prima, la

escala de producción y otras variables. En cuanto a los costes de distribución, se estima



que a largo plazo se alcancen los $1.60/kgH2 en las plantas centralizadas a gran escala

(vía red de tuberías) y los $2 a $2.50/kgH2 en los de la producción descentralizada.

Una gran ventaja de la producción centralizada en plantas de gran capacidad es que

pueden capturar el CO2, pero es improbable que sea viable económicamente para

producciones a pequeña escala. Un grupo de investigación de la Universidad de

Princeton ha estudiado en los últimos años la prospectiva para la producción de

hidrógeno con captura de dióxido de carbono y ha estimado que ésta añadirá $0.24

kgH2 ($1.70/GJ) al coste del hidrogeno en producción centralizada vía SMR,

aumentando el coste de la producción de hidrógeno de (por su estimación) $0.78/kgH2

($5.50/GJ) a $1.02/kgH2 ($7.20/GJ) [WILL02].

Habiendo examinado el National Research Council la tecnología de generación de

hidrógeno vía SMR, ha estimado los siguientes costes de producción [NRC04]:

Tabla 2. Estimación de costes de producción de hidrógeno por el NRC

Producción descentralizada

Moore and Raman de Air Products and Chemicals, Inc. han examinado los costes de

sistemas de reformadores medianos para generación �on-site�. Han estimado un coste

por unidad de $9.6 millones para una estación que puede repostar 500 vehículos al día,

produciendo 2700 kg de hidrógeno en ese mismo día, a un coste de $3.57/kgH2

($25.14/GJ) [MOORE98].

También han examinado la producción mediante SMR a pequeña escala. A una

escala de producción de 470 kgH2/día (para repostar aproximadamente 100 vehículos



de pila de hidrógeno), Simbeck and Chang han estimado que puede producirse a

$4.40/kgH2 ($30.99/GJ), si suponemos un coste del gas natural de $5.25/GJ. La Tabla 2,

que expone las estimaciones del NRC para una producción a similar escala, incluyendo

los casos de �current technology� y �future technology�.

También Praxair está colaborando con el DOE para desarrollar pequeñas unidades

de reformado. Este programa tiene el objetivo de desarrollar sistemas que puedan

producir hidrógeno a tasa de 58 a 290 kg al día, con un objetivo a largo plazo en el

coste de $1.19/kgH2 ($8.40/GJ). La consecución de este ambicioso objetivo requerirá

del uso de �técnicas de diseño para la fabricación y el ensamblaje�, un alto nivel de

integración del sistema y un alto volumen de producción de los componentes del

sistema [BOELL02]. La Figura 16 muestra el esquema sobre el que están investigando

de cara a optimizar el rendimiento.

Distributed H yd rogen Production v ia S team M ethane R efo rm ing

N aturalG as

S tea m R eform er

W ate r-G asSh ift R eac tors

C om press ion , Sto ra ge,

& Dispe nsing

20 lb C O 2-e quiv

Elec tricity2 ,0 00 B tu

Hydroge n G a s116 ,000 B tu1 gge H2

1 37,000 B tu

Energy Loss es23 ,00 0 Btu

W a ter(fo r s te am )

Ene rgy Us e fo r D elive ryat the Forecourt7,200 B tu

5 ,000 psigas fill

P out/p rod = 300 psiPSA

H ydrogen G as11 6,00 0 Btu1 gge H 2

Ene rgy Los ses7,200 B tu

Figure R epresents F utu re (2015) C ase .

F lows in diagram represen t direct energy and em issions between p roduc tion and d ispensing, and a re no t based on we ll-to -whee ls ca lcula tions.

Figura 16. Esquema del proceso descentralizado de generación de hidrógeno vía SMR

Los objetivos a corto plazo del DOE en cuanto a generación distribuida a partir de

gas natural son los siguientes (tómese la energía de un galón de gasolina equivalente

como la que contiene un kilogramo de hidrógeno):



Este programa en la actualidad se encuentra en la construcción de un prototipo de

especificaciones: 11.75 m3/h de gas natural, menos de 0.113 m3/h de agua potable,

potencia de 12 kW (220/480 V), 115 kgH2/día con concentración en CO menor de

10ppm, $2.75/kgH2. Además incorpora un sistema de compresión en tres etapas desde

la presión de salida (de 0.34 a 2 bar) hasta 700 bar, a la cual se almacena [WWW4].

En paralelo se ha demostrado otro reformador donde colaboran el DOE y H2Gen

Innovations, Inc. con tasa de generación de 113 kgH2/día, eficiencia de 67.4% y coste

de $2.33/kgH2. Se encuentra en pruebas un modelo que llega a 565 kgH2/día

[WWW3].

También está en fase de construcción un prototipo en que trabajan el DOE y The

BOC Group, Inc. para demostrar una tecnología de reformado en membrana de lecho

fluido (�Fluidized Bed Membrane Reactor�, FBMR) junto a un compresor basado en

hidruros metálicos (�Metal hydride-based compressor�, MHC) que proporcionará

hidrógeno a una presión de 100 bar, utilizando energía térmica, y a razón de

1.35kgH2/h. Se estima que este sistema será capaz de alcanzar rendimientos de 73.3%

(debido a la ayuda de la integración y la consecuente cesión de calor al compresor) y

precios de $2.81/kgH2. Se prevé desarrollar un modelo más avanzado con la misma

tecnología y una tasa de producción de 1500 kgH2/día, una presión tras compresor de

450 bar, un coste de inversión de la unidad de producción de K$1029 (sin instalar) y

4430$/kg/h como coste de inversión del compresor [WWW5].

Otras alternativas están siendo financiadas por el DOE como la investigación en la

integración de tres catalizadores en un único reactor (CPO, SMR y WGS) [WWW6] o

membrana de transporte de hidrógeno (HTM) con WGS [WWW7].

Producción a pequeña escala



Thomas et al. de Directed Technologies Inc. (DTI) han analizado pequeños sistemas

de producción partiendo de gas natural que también usan pilas de hidrógeno para

generar electricidad para uso local utilizando el mismo reformador de gas natural que

suministra hidrógeno para los vehículos de pila de combustible. Analizan estos

sistemas basándose en el número de componentes producidos, suponiendo economías

de escala en su producción, y concluye podría venderse el hidrógeno inicialmente a

$2.60/kgH2 ($18.31/GJ), y sería posible vender a $1.68/kgH2 ($11.83/GJ) los

componentes fueran fabricados en volúmenes de 10000 unidades.

Lipman et al. (2003) [LIPM03] examinaron sistemas similares estimaciones de costes

más conservadoras, y hallaron que no sería rentable generar electricidad e hidrógeno

pequeñas estaciones de energía donde sólo de 10 a 50 vehículos al día son repostados,

pero con precios de $2.84/kg ($20 per GJ) la economía comienza a ser favorable si

repostan al menos 50 vehículos. Sin embargo, en generadores situados en edificios en

lugares donde el coste de la electricidad es alto, si la producción de hidrógeno es

subvencionada con el ahorro en el coste de la electricidad por el uso de pila de

combustible, el hidrógeno puede venderse a costes menores y en algunos casos pueden

darse ahorros adicionales en las instalaciones de energía. Esta mejora en la economía

de los edificios de oficinas con generadores de hidrógeno y electricidad sería posible si

hubiera altas cargas eléctricas (200-500 kW), se usaran sistemas de pila de hidrógeno

con menores costes por kW y fuera posible la cogeneración de agua caliente para el uso

local.

Existe una estación de hidrógeno que se encuentra en operación en la ciudad de Las

Vegas (Nevada, USA). Además de generar electricidad mediante una pila estacionaria,

también es capaz de suministrar hidrógeno y gas natural comprimido (CNG) para

repostar, así como mezcla de CNG e hidrógeno.

Descomposición térmica

Además de los procesos de reformado vistos anteriormente, puede producirse

hidrógeno a partir de gas natural descomponiéndolo térmicamente en hidrógeno y

compuestos que incluyen carbono. Una forma para descomponerlo sería mediante un

reactor de concentración solar o heliostato el cual suministraría el calor necesario para

activar la reacción de descomposición.



Según [SPAT02] han analizado una clase de sistema de reactor solar que permitiría

obtener luz solar concentrada del heliostato incidiendo en un reactor externo formado

por un tubo de cuarzo, el cual irradiaría a un reactor sólido de grafito con forma de

tubo que sucesivamente calentaría un reactor interno poroso de grafito y también con

forma de tubo. Se alimentaría con gas natural a través de este último reactor que se

encontraría a alta temperatura de forma que la reacción de descomposición tuviera

lugar. El hidrógeno, el carbono y el gas natural sin reaccionar se introducirían en una

cámara de filtros para eliminar el carbono. Suponiendo que este co-producto (�carbon

black�) se vende para uso industrial a $0.66/kg y suponiendo una conversión del 70%,

[SPAT02] se estima que el hidrógeno así generado (con una superficie de 8750 m2

ocupada por el heliostato) podría alcanzar costes del orden de $2.56/kgH2 ($18/GJ),

también suponiendo un precio para el gas natural de $3.72/GJ. Con heliostatos más

pequeños, de 2188 y 4375 m2, los costes correspondientes estimados son $3.41/kgH2

($24/GJ) and $2.84/kgH2 ($20/GJ) respectivamente [SPAT02].

En la Figura 17 se muestra el esquema del estudio.

Figura 17. Diagrama de flujo del proceso para aplicación en una estación de generación de hidrógeno [SPAT02]

También existen procesos pirolíticos para la obtención de hidrógeno que no están

demasiado desarrollados. Existen diversos tipos de desarrollos específicos de

concentración solar, pero en la actualidad éstos se encuentran en investigación.

Algunos proyectos relevantes son:



• SOLREF: Proyecto de la Unión europea a demostrar en 2012. Pretenden

el reformado de gas natural con un reformador de 400 kW alimentado

por un campo de heliostatos.

• Proyecto del Tokyo Institute of Technology para crear un reformador

solar de metano.

El gas natural como fuente de producción de hidrógeno ocupa las primeras

posiciones como combustible de transición en diferentes aplicaciones, pero en cuanto a

suministro y distribución, en asuntos de costes en los Estados Unidos el coste ya se ha

multiplicado por dos en relación a datos históricos. El gas natural se presenta

probablemente como mejor alternativa para ser un combustible de transición hacia

opciones de producción de hidrógeno más limpias y renovables, y debiera ser utilizado

en el corto plazo aprovechando su extensa infraestructura �pero en el contexto de la

estrategia de producción a más largo plazo debiéramos estar pendientes de las mejoras

tecnológicas-. La generación distribuida de hidrógeno a partir de gas natural parece

encontrarse entre las opciones más atractivas a corto plazo, al no necesitar el transporte

directo de hidrógeno, pero también descarta la posibilidad de capturar y secuestrar el

dióxido de carbono [LIPM03].

3.2.1.2 Carbón

Otra vía de generación de hidrógeno la forman los procesos de gasificación POx de

carbón y, aunque esta tecnología es menos madura que el reformado SMR de gas

natural para la producción de hidrógeno, está también relativamente bien asentada.

Por ejemplo, según [SIMB01] más de quince sistemas de gasificación de carbón se

encuentran en activo en el mundo para la producción de hidrógeno orientado a la

fabricación de fertilizantes de amoníaco, mayoritariamente en China pero también en

los Estados Unidos, Alemania, Japón e India. Existen varios tipos de sistemas de

gasificación en la actualidad, cuyas diferencias primarias son el tipo de gasificador

(lecho fijo, lecho fluidizado o lecho arrastrado), la temperatura a la que salen los

productos y la composición de los mismos [HIRSC00]. Todos los tipos de gasificadores

usan vapor y aire u oxígeno para oxidar parcialmente el carbón convirtiéndolo en el

gas producto y aprovechan el hecho de que la reacción sea exotérmica utilizando el

calor. La Tabla 3 muestra una comparación entre los flujos típicos de los efluentes del

reformado POx del carbón comparado con los del proceso SMR (gas natural).



Tabla 3. Composición típica de los gases producto de un proceso SMR (gas natural) y de una gasificación (carbón)

[LIPM03]

Como ocurre con todas las alternativas de generación de hidrógeno partiendo de

combustibles fósiles, pero acentuadamente en el caso del carbón, típicamente es

necesario eliminar los componentes contaminantes para la mayoría de los tipos de

pilas de hidrógeno tras la gasificación. Los contaminantes son H2S y otros compuestos

que contienen azufre, amoníaco, monóxido de carbono, y alquitranes, aceites y fenoles.

El sistema de depuración utilizado depende, en general, de la composición del carbón

pero todos ellos añaden un coste y mayor complejidad al proceso de producción, y en

muchos casos necesitan ciertos niveles de temperatura que exigen un gran uso

intercambiadores de calor [HIRSC00 et al].

[WILL02] estima unos costes de producción mediante gasificación a gran escala

relativamente bajos, $0.88/kgH2 ($6.25/GJ) suponiendo un precio del carbón de

$1.17/GJ. Sin embargo, las emisiones de CO2 asociadas son considerables. La Tabla 3

muestra niveles de CO2 y de CO que suman del orden del doble de los niveles de

hidrógeno en los sistemas de gasificación de carbón, y con tres o cuatro veces más

hidrógeno que la suma de los niveles de CO2 y CO se presenta el reformado SMR de

gas natural.

Esto sugiere que, para que la producción de hidrógeno vía gasificación de carbón

sea práctica en el largo plazo, las emisiones de CO2 que genera (una vez desplazado el

CO) necesitarían ser capturadas y almacenadas. Según las estimaciones de [WILL02], la

captura y secuestro de CO2 elevaría el coste de la producción de hidrógeno de $0.55 a

$1.25/kgH2 (de $3.87 a $8.80/GJ), lo que supondría un coste total de $1.43 a

$2.13/kgH2 (de $10.07 a $15.00/ GJ), dependiendo de si las emisiones de H2S pueden



capturarse también junto a las de CO2 (esto reduciría los costes de captura y

almacenamiento disminuyendo las estimaciones previas).

[GRAY02 et al.] y [OGDE04 et al.] obtienen similares costes de producción de

hidrógeno a partir de carbón mediante gasificación. Según las estimaciones de

[GRAY02 et al.], los costes de producción serían de $0.92/kgH2 ($6.48/GJ) vertiendo el

dióxido de carbono a la atmósfera y de $1.10/kgH2 ($7.75/GJ) con secuestro de CO2 a

un coste de $10/tm de carbono. Con técnicas futuras de �gasificación avanzada�, ellos

estiman que podría producirse hidrógeno a partir de carbón de forma más eficiente y

con costes de $0.79/kgH2 ($5.56/GJ), incluyendo los mismos costes de secuestro de

CO2. Con escalas de producción similares (alrededor de 600000 kgH2/día comparados

con los 300000 a 400000 kgH2/día de [GRAY02 et al.]), [ODGE04 et al.] estiman unos

costes para el hidrógeno de $0.81/kgH2 ($5.69/GJ) sin secuestro de carbono y de

$1.05/kgH2 ($7.36/GJ) con secuestro.

El National Research Council estima costes similares de producción carbón-

hidrógeno a los que obtienen [GRAY02 et al.] y [ODGE04 et al.] aunque a una escala de

producción mayor (1.2 millones de kgH2/día). Estas estimaciones son de $0.96/kgH2

($6.77/GJ) con la tecnología actual y el CO2 vertido a la atmósfera, $0.71/kgH2 ($5.01

per GJ) con tecnología futura y el CO2 igualmente vertido, $1.19/kgH2 ($8.39/GJ) con

la tecnología actual y secuestro de CO2 y $0.92/kgH2 ($6.49 per GJ) con tecnología

futura y secuestro de CO2 [NRC04].

A una escala de producción relativamente pequeña (150,000 kgH2/día) [SIMB02]

estima costes de $1.62/kgH2 ($11.41/GJ), sin captura y secuestro de CO2.

Por otro lado, la gasificación de carbón integrada en ciclo combinado con captura de

CO2 se muestra como una alternativa bastante interesante para producir hidrógeno a

medio plazo si la comparamos con las demás fuentes fósiles debido a varias razones: el

carbón es el combustible fósil más abundante (se estiman reservas para 200 años [LIN-

MOR]), también goza de una distribución geográfica muy variada (lo que evita la

formación de grupos de presión), los costes de producción de hidrógeno son muy bajos

(aunque requiere inversión muy elevadas �comparables a las de una central nuclear

actual de agua ligera-) [LIN-MOR] y se puede simultanear la producción de hidrógeno

con la generación de electricidad, de forma que es posible desplazar la producción

hacia uno u otro producto según la demanda.



Esta alternativa está siendo impulsada tanto por el proyecto FUTUREGEN, desde

Estados Unidos, como por el proyecto HYPOGEN, desde la unión Europea. El primero

de ellos, incluido en la �Directiva Presidencial� de apoyo a la economía del hidrógeno,

pretende construir una planta de 275 MW capaz de generar hidrógeno y electricidad

con emisiones nulas. Esto último permitirá valorar las tecnologías de captura y

secuestro de CO2, ya que se pretenden generar dos millones de toneladas de dióxido de

carbono al año. Se pretende comenzar a operar en 2012. El proyecto HYPOGEN se

encuentra dentro de la �Iniciativa europea para el crecimiento� de 2003 y trata sobre la

construcción de una planta a gran escala para la producción simultánea de hidrógeno y

electricidad basada en combustibles fósiles (pues no descartan el uso de gas natural)

con captura de CO2. Su desarrollo está siendo más lento que el del proyecto americano,

pues aún no se ha decidido el tamaño de la planta.

La razón de este fuerte apoyo se debe al contenido energético tan elevado en forma

de calor sensible en el gas de síntesis, lo que hace apto este proceso para su integración

con el ciclo combinado mediante la producción de vapor. Pues el balance energético

respecto al poder calorífico del carbón resulta hasta un 75% en el poder calorífico del

gas de síntesis, un 15% como calor sensible en el gas de síntesis y un 10% en la escoria y

las pérdidas por radiación [LIN-MOR].

En España existe una instalación pionera en la tecnología IGCC en Puertollano

denominada ELCOGAS que se constituyó en 1992 con una potencia de 335 MWe, cuyo

esquema se representa en la Figura 18. Desde 2005 están trabajando en integrar en la

planta la producción de hidrógeno con captura de CO2 con arreglo al esquema de la

Figura 19.



Figura 18. Planta piloto para la integración de la producción de hidrógeno con captura de CO2 en el GICC de

ELCOGAS (Puertollano, España) [GARC08]

Figura 19. Integración de la producción de hidrógeno en la planta de GICC de ELCOGAS

El rendimiento, en el caso de dedicar la planta completamente a separar CO2 en el

100% de la producción de gas de síntesis, y el H2 resultante (70-80%) como combustible

en el ciclo combinado, es del 70%.



En el caso particular de la planta piloto de ELCOGAS de 14 MWth, a la que dedican

el 2% del gas de síntesis, los costes del hidrógeno producido son:

� Coste de producción estimado: 0.3 � 0.4 �/Kg

� Combustibles: 0.21 �/Kg

� Auxiliares: 0.05 �/Kg

� Otros servicios: 0.04 � 0.14 �/Kg

� Coste total estimado con amortización a 15 años (Inversión 9-12 M�): 0.7 � 1.0

�/Kg

Los costes contrastados estarán disponibles en 2010, tras un periodo de pruebas de 1

año de duración. La eficiencia energética hacia hidrógeno, teniendo en cuenta que el

combustible está formado por carbón y coque, se espera que sea del orden del 75%

según conversaciones con directores de ELCOGAS.

3.2.1.3 Uranio

Para que la energía nuclear sea rentable en términos de producción de hidrógeno,

ésta debe aplicarse en procesos que requieran alta temperatura, de forma similar a la

energía solar concentrada [LIN-MOR].

La energía nuclear se ha propuesto para la producción de hidrógeno con varias

alternativas, aparte de la que supone la generación de electricidad y con ésta la

electrólisis, puesto que esto puede llevarse a cabo con todas las demás fuentes que

contemplamos. Donde sí saca ventaja el uso de la energía nuclear es en la electrólisis de

alta temperatura, la cual es expuesta más adelante. En segundo lugar, se contempla

también el reformado con vapor de gas natural, usando el calor generado por las

plantas nucleares para producir el vapor. Esto reduce las necesidades del gas natural

asociadas con la operación de la caldera para recabar el vapor, y ayuda a producir la

misma cantidad de hidrógeno con menos cantidad de gas natural. En tercer lugar,

puede producirse hidrógeno a partir de la disociación térmica del agua en hidrógeno y

oxígeno.



El reformado con vapor obtenido mediante el calor generado por una planta nuclear

es una opción donde el reactor nuclear provee el calor necesario para generar vapor en

lugar de quemar más gas natural para ello. En este caso, el gas natural actúa solamente

como fuente de hidrógeno. Este tipo de sistemas se encuentra en investigación y

desarrollo en el presente, con un mayor desarrollo en Japón. En un programa de

investigación iniciado en 2001, investigadores japoneses han experimentado con la

unión de un reformador con vapor de agua a un reactor test de alta temperatura de 30

MW con un pico de temperatura de 950° C [FORS03].

También es posible generar hidrógeno a partir de energía nuclear a través de

procesos termoquímicos que utilizan el calor de alta temperatura para disociar el agua.

Este método puede llevarse a cabo de diferentes formas y, de hecho, se han

identificado más de 100 ciclos de los cuales uno se encuentra a la cabeza, el ciclo SI

[BROW02 et al.][FORS03]. En este sistema, el agua se combina con SO2 and y I2 para

producir ácido sulfúrico (H2SO4) y HI. Entonces el ácido sulfúrico se descompone en

agua, SO2 y oxígeno aplicando el calor que proviene del reactor nuclear entre 800° y

1000° C y posteriormente el HI se disocia en hidrógeno y yodo. El yodo y el SO2

vuelven a usarse en la primera reacción, con el oxígeno atmosférico capturado para

usos industriales.

Una estimación prevé que los costes de producción de hidrógeno por esta vía

pudieran ser tan bajos como $1.30/kgH2 ($9.15/GJ), suponiendo un coste combinado

de $686/kW (térmico) del reactor nuclear ($371/kW) y de la planta de hidrógeno

($315/kW) y suponiendo un 50% de eficiencia [HEND02]. Otra estimación del National

Research Council prevé costes de $1.63/kgH2 ($11.50/GJ), suponiendo un coste de la

planta de producción de $2.5 millones que pueda generar 1.2 millones de kgH2/día

[NRC04]. Otra estimación, los costes de producción de hidrógeno mediante este ciclo

se prevé que sean del 60% del coste de la producción vía electrólisis [FORS03].

La energía nuclear juega un papel importante en la producción centralizada de

hidrógeno sin emisiones de CO2. Otra ventaja es que, al igual que ocurre en la

producción de hidrógeno a través de la gasificación del carbón integrada en un ciclo

combinado, la producción de hidrógeno puede realizarse de forma simultánea con la

de electricidad, siendo posible desplazar la generación hacia el producto deseado en

función de la demanda [HERR06].



La generación de energía nuclear es relativamente intensiva en capital y solamente

práctica en el caso de plantas de gran tamaño, pero sus costes de operación son

relativamente bajos (costes de desmantelamiento de la planta y de

disposición/almacenamiento de residuos a largo plazo sin contabilizar, aunque

pueden aumentar significativamente los costes globales de este tipo de energía). Con

estos costes de operación tan bajos una vez instalada la potencia nuclear, este tipo d

energía encaja mejor como generación de base. En momentos de baja demanda, estas

plantas y otras de base podrían suministrar electricidad para llevar a cabo procesos de

electrólisis, particularmente si la demanda es menor que la potencia que algunas

plantas sean capaces de ofrecer. Por tanto, si comparamos con la alternativa de apagar

las centrales de base, realizar procesos de electrólisis quizá resulte atractivo.

Además, para disminuir la cantidad de electricidad de origen nuclear al realizar el

proceso electrolítico, la electrólisis de alta temperatura es una alternativa muy

interesante para su aplicación en plantas nucleares al poder proporcionar éstas el calor

necesario originado en sus reactores al agua. De esta forma, si lo comparamos con la

energía necesaria para llevar a cabo la electrólisis a baja temperatura se ahorraría

bastante generación de electricidad puesto que a temperaturas de 700° a 1000°C se

necesita menos cantidad de energía eléctrica. Esta energía térmica es menos costosa

que la energía eléctrica a la que reemplaza, por tanto estos sistemas pueden,

teóricamente, reducir el coste del hidrógeno. Sin embargo, los sistemas de electrólisis

de alta temperatura se encuentran en una etapa temprana de desarrollo y se

caracterizan por altos costes de inversión del orden del doble de los costes de los

sistemas electrolizadores de baja temperatura [FORS202], y también es probable que

tengan asociados altos costes de suministro del hidrógeno debido a las aislados

emplazamientos de la mayoría de las plantas nucleares (sobre todo en los Estados

Unidos).

Es preciso destacar, sin embargo, que los reactores nucleares necesarios para llevar a

cabo estos procesos no son los de agua ligera de la actual Generación II, ni siquiera los

reactores evolutivos de la Generación III. En ellos la temperatura de operación del

reactor siempre se encuentra por debajo de los 400ºC, lo cual es insuficiente para

activar tanto el ciclo termoquímico SI como para que la electrólisis de alta temperatura

sea rentable (ambos procesos requieren temperaturas de unos 900ºC). Incuso se

encuentran por debajo de la temperatura de reformado mediante membranas de



temperatura moderada (500 a 600ºC). Para estas aplicaciones se requieren reactores de

alta temperatura, como algunos de los contemplados en la Generación IV, cuya

implantación está prevista no antes de 2030, aunque algunos modelos como los

reactores de muy alta temperatura (VHTR) se encuentran en una fase más avanzada

(construcción finalizada en 2015 [OANR05].

De los seis diseños de reactores de Generación IV, cuatro de ellos permiten la

producción de hidrógeno. Estos son: Gas-cooled Fast Reactor (GFR), Very High

Temperature Reactor (VHTR), ambos refrigerados por helio y con capacidades por

debajo de 300 MWe, Lead-cooled Fast Reactor (LFR), el cual es refrigerado por plomo y

bismuto y el Molten Salt Reactor (MSR) refrigerado por sales de flúor fundidas. Los

dos últimos diseños admiten potencias de 1000 MWe (como las de los actuales de

Generación II). De entre los cuatro diseños, el que se perfila con mayores posibilidades

para su construcción final es el VHTR [LINA05].

Un reactor tipo VHTR de unos 165 MWe será construido por ESKOM en Sudáfrica.

Se prevé la finalización de su construcción en 2008 y el comienzo de su operación

comercial en 2010 [SLAB04]. También JAERI comenzó en 2001 un programa basado en

un reactor VHTR cuyo prototipo se pretende esté listo en 2010 [YAN02]. Los

rendimientos de estas plantas se prevé que sean del 45 al 47%. Recientemente

[HERR06] se está trabajando en una nueva planta tipo VHTR con recalentamiento y

ciclo directo que presenta grandes ventajas para el seguimiento de cargas parciales y

con capacidad para producir simultáneamente hidrógeno y electricidad.

Puede concluirse que los procedimientos adecuados para la producción de

hidrógeno utilizando energía nuclear son fundamentalmente tres: electrólisis de alta

temperatura, ciclo termoquímico del SI y reformado con vapor de moderada

temperatura. También son posibles los procesos de descarbonización, aunque la

investigación en ellos se aplica más a la energía solar de alta temperatura, que se

comentará más adelante. En la Error! Reference source not found. se muestran los

rendimientos obtenidos en la conversión térmica a hidrógeno. Puede apreciarse que la

mejor conversión térmica se lleva a cabo por electrólisis, especialmente en el reactor

AGR, aunque con este sistema la producción eléctrica hacia red resulta mucho menor

que con el ciclo termoquímico [MART06].



3.2.2 Fuentes renovables

Las energías renovables presentan un gran atractivo para la producción de

hidrógeno y debido a su gran diversidad tienen diferentes niveles de desarrollo. Según

las predicciones del proyecto HyNET [WWW8], recogidas en la Error! Reference

source not found., hoy en día son posibles los procedimientos de electrólisis de baja

temperatura con energía eólica y fotovoltaica; a partir de 2010 será posible la

gasificación de biomasa por medios solares; a partir de 2015 está previsto realizar la

descarbonización de combustibles fósiles utilizando energía solar y a partir de 2020 se

espera tener disponibles los procesos termoquímicos por energía solar y los

fotoquímicos. Podría resumirse el escenario temporal en tres etapas: en una primera,

casi todo el hidrógeno procede de combustibles fósiles; en una segunda, las renovables

serán capaces de producir la descarbonización de estos combustibles; y en una tercera

se llegaría a la separación termolítica del agua mediante ciclos termoquímicos. Como

puede apreciarse,

Figura 20. Rendimientos en la conversión térmica a hidrógeno con diferentes tecnologías nucleares [MART06].

AGR-SCO2-HTES: Reactor avanzado refrigerado por gas (baja temperatura) siguiendo un ciclo supercrítico con CO2

y produciendo hidrógeno mediante electrólisis de alta temperatura; GT-MHR-HTES: Reactor VHTR con producción

de hidrógeno por electrólisis de alta temperatura; MHR-SI: Reactor de alta temperatura produciendo hidrógeno según

el ciclo azufre-yodo, sin producción eléctrica.



este escenario otorga un alto peso a la energía solar de alta temperatura como medio

centralizado y masivo de producción de hidrógeno.

En cuanto a los costes, la Tabla 4 resume los previstos para las tecnologías renovables

principales tanto de forma absoluta como hibridadas con combustibles fósiles.

3.2.2.1 Solar

Aunque a nivel masivo la mayor aplicación de la energía solar es la de alta

temperatura, también son posibles otros escenarios como la electrólisis de alta

temperatura que se trata en el apartado correspondiente a ella. En cuanto a las

tecnologías masivas, puede generarse hidrógeno a partir de energía solar usando de

forma concentrada la radiación solar para calentar el vapor de agua a temperaturas de

más de 1727°C (2000 K), donde se disocia en hidrógeno y oxígeno. La

Figura 21. Horizonte temporal de las diferentes tecnologías de obtención de hidrógeno [WWW8]



Tabla 4. Costes previstos de producción de hidrógeno con diversas tecnologías [ROME06]

producción de hidrógeno por esta vía se ve favorecida si la temperatura es aún más

alta generándose mayores cantidades mientras la temperatura aumente hasta 2727ºC

(3000 K) y la presión disminuya [GLAT98 et al.]. Por tanto, en ausencia de limitaciones

de los materiales y de operación y considerando el balance energético global, la

producción de hidrógeno mediante vía solar térmica debiera ser llevada a cabo a alta

temperatura y bajos niveles de presión. Con objeto de optimizar el proceso en cuanto a

eficiencia, la entalpía del hidrógeno separado y del oxígeno a alta temperatura puede

recuperarse con un intercambiador de calor para que el agua entre al sistema a una

temperatura mayor, y por tanto se reduzca la necesidad de suministrar dosis tan altas

de energía solar.

[GLAT98 et al.] muestra diseños generales de sistemas solares térmicos para la

generación de hidrógeno, pero no analiza cuantitativamente estos sistemas debido a su

temprana etapa de desarrollo y la escasez de conocimiento tecnológico sobre los

materiales con potencial y métodos de generación por resta vía. [ODGE93] ofrece

estimaciones de estos sistemas, suponiendo que la producción se realizase en el

suroeste americano. Estiman que se podrá producir hidrógeno a partir de energía solar

térmica a unos costes de $2.56 a $3.55/kgH2 ($18 a $25/GJ) suponiendo una tasa de



descuento del 6% y de $3.83 a $5.11/kgH2 ($27 a $36/GJ) con una tasa de descuento del

12%.

La energía solar de alta temperatura puede obtenerse de las centrales de torre (en la

Figura 22 se muestra la Plataforma Solar de Almería, perteneciente al CIEMAT) o de

discos parabólicos (los cuales se ilustran en Figura 23). Estos sistemas son capaces de

alcanzar las elevadas temperaturas necesarias ya comentadas. La tecnología del campo

de heliostatos es relativamente madura, con costes por área del campo de 150�/m2,

habiéndose demostrado temperaturas alcanzadas mayores de 1000ºC y densidades de

potencia en el receptor de más de 2 MW/m2. Se han desarrollado modernos sistemas

de control y se prevé una reducción de costes del 60% para el año 2015. De hecho, las

primeras centrales de torre están cerca de ser comercializadas aunque a día de hoy

resultan dos veces y media más caras que las de combustible fósil [ROME06].

Como tecnologías a largo plazo se contemplan los ciclos termoquímicos siguientes:

• Disociación térmica del Zn/ZnO de forma directa.

• Ciclos SI, por ejemplo a través del proyecto HYTHEC de la Unión Europea.

Figura 22. Plataforma solar de Almería [WWW9]



Figura 23. Disco parabólico [WWW10]

Incluido en el Hydrogen Program del DOE se encuentran abiertas algunas vías de

investigación para optimizar tanto los ciclos termoquímicos en coste y eficiencia tanto

los costes de inversión en la tecnología de heliostatos. Los objetivos que se les ha

marcado se detallan en Figura 24.

Figura 24. Objetivos del DOE en la investigación de ciclos termoquímicos y de la tecnología de heliostatos [WWW11]

También desde el DOE se está impulsando, a más largo plazo y pensando en

generación descentralizada, los procedimientos fotoelectroquímicos que se presentan

prometedores con oportunidades para reducir costes. En el caso de los procesos

fotobiológicos, se encuentran en una fase de investigación muy temprana sin apenas

objetivos marcados.



Figura 25. Objetivos del DOE en la investigación de procedimientos fotoelectroquímicos [WWW12]

3.2.2.2 Biomasa

La producción de hidrógeno a partir de biomasa es potencialmente atractiva debido

a varias razones. En primer lugar, la biomasa es una fuente renovable a corto plazo que

puede producirse en grandes cantidades e indefinidamente. El International Institute

for Applied Systems Analysis (IIASA) estima en la actualidad el potencial de la

biomasa en todo el mundo alrededor de 250 EJ, y para 2050, por encima de 350 EJ.

Estos valores son comparables con el consumo global de combustibles fósiles actual de

alrededor de 300 EJ y con la demanda global de combustible no destinado a generación

de electricidad estimada de 286 EJ en 2025 y 289 EJ en 2050 [OGDE93] (basado en los

escenarios del Panel Intergubernamental para el cambio climático). En otros términos,

el potencial a corto plazo de la biomasa está prácticamente a la par con el consumo de

combustibles fósiles en el momento presente, y podría crecer hasta ser mayor que el

consumo de energía no destinada a la generación eléctrica mundial en el horizonte

2025 a 2050.

En segundo lugar, al eliminarse CO2 de la atmósfera durante el crecimiento de la

biomasa, producir hidrógeno a partir de esta fuente fundamentalmente lo libera de

nuevo a la atmósfera sin aumentar la cantidad neta del mismo �realmente depende de

la utilización de fertilizantes y otros factores--. En tercer lugar, a diferencia de algunas

fuentes renovables de hidrógeno con limitaciones geográficas debido a la

disponibilidad, los recursos de biomasa están relativamente ampliamente distribuidos

en el mundo. En cuarto lugar, la producción de biomasa puede generar co-productos

de valor además del calor residual, como pegamentos, carbón negro, carbón activo,

polímeros, fertilizantes, etanol, ácidos diversos, combustible diesel para procesos de



Fischer-Tropsch, ceras y metanol. Mediante la explotación de estos co-productos, es

probable mejorar la economía de la producción de hidrógeno con biomasa.

Las tecnologías de conversión de biomasa pueden dividirse en procesos

termoquímicos (pirólisis y gasificación) y bioquímicos (fermentación alcohólica,

digestión anaeróbica y procesos metabólicos como la biofotólisis). En general, los

procesos termoquímicos se emplean en sistemas centralizados y los biológicos en

descentralizados, siendo éstos más lentos y costosos que los primeros [GONZ06] ya

que los procesos termoquímicos pueden operar a mayores temperaturas y por tanto

obtener mayores tasas de conversión. También pueden alimentarse con un amplio

rango de tipos de biomasa. Por el contrario, los procesos bioquímicos sólo pueden

alimentarse con carga mojada y azucarada. [MILN02 et al.] muestra el estado del arte

en que estos procesos se encuentran y también el de las tecnologías de obtención de

hidrógeno de biomasa en general, y [SPAT00 et al.] presenta un análisis detallado de

los aspectos económicos de la producción mediante tres tipos sistemas termoquímicos

punteros.

�Producer gas� es el nombre que reciben los gases combustibles generados a partir

de biomasa. Está formado por CO, CO2, N2 e hidrógeno. El �producer gas� es similar al

gas de síntesis generado con carbón. Puede incrementarse la generación de hidrógeno

sometiendo el �producer gas� a un desplazamiento con agua (WGS), y después

purificarlo en una etapa PSA.

La primera opción termoquímica para generar hidrógeno es realizar una

gasificación aplicando calor con reformado con vapor y después desplazar con agua y

purificar en una etapa PSA. Una segunda opción es gasificación con soplado de

oxígeno con reformado con vapor, donde el oxígeno puro reacciona en lugar del aire.

Otra opción es pirólisis con reformado con vapor. Como con gasificación y reformado,

estos procesos pueden seguirse de una purificación PSA u otras alternativas.

La producción de hidrógeno mediante la gasificación de biomasa comienza con un

pre proceso según el tipo de biomasa para secarla y condensarla. Después se gasifica,

en la gasificación con calentamiento indirecto circula arena caliente entre el

carbonizador y el depósito de gasificación la cual suministra calor al proceso de

gasificación endotérmico. Posteriormente, el �producer gas� se refrigera (y se presuriza

en caso de que vaya a purificarse en una unidad PSA), se reforma y se desplaza con



agua para aumentar la conversión [SPAT00 et al.]. La eficiencia térmica global de estos

sistemas indirectos puede llegar al 69% (respecto al poder calorífico superior).

En un análisis económico de un gasificador con calentamiento indirecto, [SPAT00 et

al.] estima precios de venta a puerta de central de $1.12/kgH2 ($7.90/GJ) a $1.19/kgH2

($8.41/GJ) sin tasa de retorno y de $2.31/kgH2 ($16.28/GJ) a $2.87/kgH2 ($20.18/GJ)

con una tasa de retorno del 20%, según escala de producción.

El otro tipo de gasificador es el de soplado de oxígeno, que incorpora una unidad de

separación de aire que produce un oxígeno relativamente puro. También difieren en

que el gasificador se enciende directamente, y en que éste opera a mucha mayor

presión. La eficiencia es menor en este caso, del orden del 57% (en base al PCS). En

cuanto a los costes de producción, y también según la escala de producción y la tasa

interna de retorno, el precio estimado de venta va desde $1.19/kgH2 ($8.40/GJ) hasta

$1.20/kgH2 ($8.48/GJ) con tasa nula y de $2.67/kgH2 ($18.77/GJ) a $3.52/kgH2

($24.81/GJ) con una del 20% [SPAT00 et al.].

El National Research Council también ha estimado los costes actuales y potenciales

del hidrógeno obtenido con este segundo tipo de gasificador a media escala de

producción (24000 khH2/día) siendo de $4.63/kgH2 ($32.65/GJ) con la tecnología

actual y de $2.21/kgH2 ($15.59/GJ) con la futura y el CO2 vertido a la atmósfera. Si se

decide capturar el CO2, el NRC estima costes de $5.08/kgH2 ($35.83/GJ) con la

tecnología actual y de $2.53/kgH2 ($17.84/GJ) con la futura [NRC04].

En la producción termoquímica de hidrógeno mediante pirólisis, se utilizan fuentes

de calor a temperaturas de 400° a 800°C para volatilizar los sólidos orgánicos

convirtiéndolos en gases y líquidos. Como la biomasa puede volatilizarse al 70-90%, la

pirólisis es efectiva. En primer lugar, la biomasa debe secarse y después convertirla en

aceite, gases y carbonilla mediante una pirolisis rápida en reactor de lecho fluidizado.

Los dos últimos se queman para proporcionar calor y los aceites se refrigeran,

condensan, se reforman y se desplazan con agua. Este proceso genera fenol como co-

producto. La eficiencia global del proceso se estima en un 47.9% (respecto al PCS)

[IWAS03].

Teniendo en cuenta la correcta gestión de la venta del fenol, los costes estimados de

de este tipo de pirólisis son relativamente bajos y varían desde $0.75/kgH2 a



$0.93/kgH2, ($5.30/GJ a $6.57/GJ) sin tasa interna de retorno. Suponiendo una tasa de

retorno de un 15%, los costes varían de $1.39/kgH2 a $1.62/kgH2 ($9.79/GJ a

$11.41/GJ) [SPAT00]. Según otra estimación, $1.09/kgH2 ($7.70/GJ), suponiendo que

el fenol se vende a $0.44/kg [FREN00 et al.].

La producción de hidrógeno con biomasa compite con la producción de

biocombustibles que resultan más sencillos de introducir en el mercado. En este

sentido, el uso de biomasa resulta atractivo combinado con la captura y

almacenamiento de CO2, pues resultan emisiones negativas.

Según [ROME06], los procesos termoquímicos presentan una eficiencia entre el 42 y

el 72% y un coste de producción de 100 �/MWh, habiéndose demostrado producciones

por gasificación de 100000 a 400000 kgH2/día y estando la pirolisis en un estado

comercial.

Los retos que se plantean en la investigación para mejorar los procesos de

gasificación y pirolisis se refieren al pre tratamiento de la biomasa, la retirada de

cenizas y la limpieza del gas de síntesis. Para más adelante es importante mejorar los

procesos de transferencia de calor, los portadores de calor para los gasificadores

indirectos y el desarrollo de gasificadores de 1 a 10 MWt.

Por otro lado, la otra vía de conversión de biomasa contiene la gasificación

biólogica, o digestión anaerobia de biomasa húmeda usando bacterias con capacidad

de fermentación. Este proceso genera biogás, formado por metano y CO2. El biogás

puede entonces convertirse en un flujo de gas rico en hidrógeno mediante procesos de

reformado SMR y desplazamiento con agua, como en los casos anteriores. También se

obtienen co-productos útiles para la fabricación de fertilizantes.

Puede generarse hidrógeno, además de a partir de cultivos, desde residuos de la

agricultura y abonos. Ambas son fuentes muy económicas, cuyos costes ya distribuido

se estiman en $2.30/kgH2 ($16.32/GJ) para el caso del abono y en $2.65/kgH2

($18.80/GJ) para el caso de residuos que provienen de la agricultura, según [MEYE03

et al.].

En la Tabla 5 se muestran los objetivos del DOE [WWW13] en materia de pirolisis y

gasificación. Los rendimientos se basan en el poder calorífico inferior de la biomasa.



Tabla 5. Objetivos del DOE para la producción de hidrógeno a partir de la gasificación o la pirolisis de biomasa

El DOE también se marca unos objetivos para la producción distribuida de

hidrógeno a partir de líquidos bioderivados (obtenidos previamente de biomasa)

mediante procesos de reformado que se muestran en la Tabla 6 [WWW14].

Tabla 6. Objetivos del DOE para la producción de hidrógeno a partir de líquidos bioderivados

3.2.2.3 Otras fuentes renovables

Los residuos sólidos urbanos suponen otra posible fuente de generación de

hidrógeno así como los gases de vertedero. Los costes de inversión de estos sistemas

suelen ser mayores que los de las plantas de biomasa debido a que deben realizarse

procesos adicionales cuando se trata de estos tipos de carga, pero debido a su coste

nulo o incluso negativo los costes asociados a la vida útil de las plantas de residuos

sólidos urbanos podrían ser comparables a los de las plantas de generación de

hidrógeno a partir de biomasa [WILL02 et al.]. [MEYE03 et al.] estiman que el

hidrógeno ya distribuido puede generarse a partir de gases de vertedero o residuos

sólidos urbanos a un coste de $2.50/kgH2 en el caso de Estados Unidos.

El gas de vertedero en particular se ha utilizado con éxito para generar electricidad

mediante pilas de hidrógeno estacionarias en varios lugares de Estados Unidos donde

se han implantado sistemas de recuperación de gases de vertedero. Las pilas de ácido

fosfórico han sido las más empleadas hasta la fecha para llevar a cabo estos procesos,

pero las pilas de óxidos sólidos y las de carbonatos fundidos se muestran



prometedoras para la utilización con este tipo de gas al ser más tolerantes con las

impurezas [XENE02].

Por último, existen procesos naturales biológicos mediante algas verdes

eucarióticas. En concreto las especies Chlamydomonas reinhardtii generan hidrógeno,

particularmente cuando se les priva de sulfuro inorgánico y se les satura con luz y

cuando la evolución fotosintética del oxígeno se separa del hidrógeno producido

[MELI00 et al.]. En la investigación reciente, se han desarrollado nuevos métodos para

regular el proceso de producción de estas algas. Esta labor de investigación es digna de

mención pues muestra que existen métodos prácticos para producir hidrógeno con

algas continuamente durante varios días, en vez de en las pequeñas cantidades y cortos

períodos que previamente se habían detectado.

[MELI00 et al.] han demostrado niveles de producción de hidrógeno de 140 ml de

hidrógeno por litro de algas durante más de 80 horas, y creen que es posible aumentar

significativamente la tasa de producción con más investigación. Aún no se han

desarrollado sistemas comerciales para producir hidrógeno de esta manera, pero el

DOE se ha fijado unos objetivos de $16/kgH2 ($113/GJ) en el medio plazo y un

objetivo a más largo plazo de para un sistema continuo de $1.30/kgH2 a $2.30/kgH2

(de $9.15/GJ a 16.20/GJ) [PADR02].

3.2.3 Electrólisis

Los electrolizadores con tecnología más madura se basan en electrolitos alcalinos,

generalmente compuestos de hidróxido de potasio. Sin embargo, se están

desarrollando nuevas tecnologías de electrolizadores que se basan en tres o más

tecnologías avanzadas: 1) electrólisis con electrolito de membrana de polímero sólido

(las mismas membranas de las PEMFC); 2) electrólisis de vapor a alta temperatura; y

3) electrólisis de vapor con gas natural.

Los electrolizadores con electrolito de polímero sólido se caracterizan por mayores

costes de inversión que los alcalinos, pero se espera que estos costes disminuyan con la

maduración de la tecnología y que produzcan volúmenes mayores. Sin embargo, los

electrolizadores tipo PEM tienen las ventajas de contar con mayores eficiencias de

operación que los alcalinos, y la posibilidad de operar reversiblemente como pilas de

tipo PEM generando corriente.



La ventaja de los electrolizadores de vapor de alta temperatura se debe al hecho de

que requieren un voltaje mucho menor para separar el agua a temperaturas de 900° a

1000ºC que el necesario a temperatura ambiente [ODGE93]. Estos electrolizadores de

alta temperatura usarían ante todo materiales cerámicos, pero las altas temperaturas de

estas unidades presentan complicaciones en cuanto a materiales y fabricación, y su

complejidad global ha supuesto una barrera para su comercialización.

La electrólisis de vapor asistida con gas natural ha sido recientemente investigada

por el Lawrence Livermore National Laboratory. Consiste en que se suministra gas

natural a los ánodos de los electrolizadores de vapor de alta temperatura en vez de

aire. El gas natural reduce la cantidad de electricidad a suministrar, pues es menor que

en el caso de la electrólisis de vapor. Esto se debe a que el ión oxígeno portador de

carga en estos sistemas (de la molécula de agua) cruza más fácilmente la membrana

debido a su afinidad para reaccionar y oxidar las moléculas de metano, y esto permite

una electrólisis a menores voltajes que los necesarios con sistemas convencionales

(alrededor de un voltio o más por pila). Esta reducción en las necesidades eléctricas

resultan en una eficiencia del 60 al 75%, en términos de entradas de energía primaria,

comparada una eficiencia del 40% en una electrólisis alcalina convencional suponiendo

una red eléctrica media americana [PHAM02 et al.].

La electrólisis puede llevarse a cabo con diversidad en las escalas de producción.

Una ventaja potencial importante es que es práctica la producción a pequeña escala, y

esto puede reducir o incluso eliminar la necesidad de crear una red de distribución de

hidrógeno. Sin embargo, la electrólisis a gran escala, como en el caso de la variante

asistida por energía nuclear comentada posteriormente, requeriría una red de

distribución (bien sea mediante camiones de hidrógeno comprimido o licuado o bien

mediante una red de tuberías). Estas opciones suponen costes importantes para su

distribución, como se trata en el capítulo 6.

Los electrolizadores tienen la ventaja de producir hidrógeno puro, la capacidad de

generarlo a relativamente altas presiones directamente (en el caso de los PEM), y la

capacidad de utilizar casi cualquier combustible primario para producir electricidad.

Entre las desventajas se encuentran el alto coste de inversión (particularmente los

electrolizadores PEM de baja temperatura que como las pilas PEM requieren

catalizadores basados en platino), la disminución de las eficiencias con la tasa de



producción para un sistema dado y la incierta durabilidad de los �novedosos�

electrolizadores PEM que se comenzaron a comercializar en 2004.

Los costes de producción de hidrógeno mediante electrólisis dependen del tipo de

electrolizador (con los correspondientes costes de inversión y eficiencias), así como de

los costes de la electricidad y otros �inputs�. Para producciones a gran escala mediante

electrólisis alcalina convencional, los electrolizadores Norsk Hydro anuncian unos

costes potenciales de $2.96/kgH2 ($20.9/GJ), suponiendo una planta que genera 4000

Nm3H2/h, los costes de inversión del electrolizador serían de $13 millones, y los costes

de la electricidad de $0.029/kWh.

Los costes de los electrolizadores PEM son altos en la actualidad, alrededor de

$1000/kW [WWW15], similares a los de las pilas PEM puesto que son unidades

similares que operan inversamente.

Posteriormente se tratan varias tecnologías para producir electricidad que pueden

usarse para, directamente, electrolizar el agua y producir hidrógeno. La producción de

hidrógeno puede unirse a cualquiera de estos métodos, o utilizar la energía eléctrica

del �mix�. Dado el �mix� actual de tecnologías, La electrólisis directa utilizando la

energía de la red no favorece en términos de empleo de energía y emisiones de efecto

invernadero, pero la situación mejorará con reducciones futuras en emisiones de

generación y puede tornarse altamente favorable si se emplean sistemas de energía

nuclear o renovable.

3.2.3.1 Electrólisis con energía de la red

En este caso el �mix� de generación resulta crucial en el aspecto económico y en el

impacto ambiental. Particularmente allí donde el �mix� incluya grandes proporciones

de generación con carbón, el impacto ambiental de este tipo de producción quizá

resulte poco atractivo. Allí donde el �mix� sea menos permisivo con las emisiones e

incluya cantidades significativas de renovables o generación limpia, el impacto

ambiental de generar hidrógeno con energía eléctrica de la red resultará más atractivo.

Por tanto, el punto clave es que el impacto ambiental de la electrólisis potenciada con

energía de la red puede variar ampliamente, y también varía según la eficiencia global

del sistema electrolizador.



El National Research Council ha analizado los costes de generar hidrógeno

utilizando energía de red a dos escalas diferentes y basándose en la tecnología de los

electrolizadores actual y la futura. A una escala media de 24000 kgH2/día y con unos

costes de electricidad al por mayor de $0.045/kWh, el NRC estima unos costes actuales

de producción de hidrógeno de $4.70/kgH2 ($33.15/GJ) y unos costes potenciales para

el futuro de $2.30/kgH2 ($16.22/GJ). A una escala de producción de 480 kgH2/día y

con costes comerciales de electricidad de $0.07/kWh, el NRC estima unos costes

actuales de $6.58/kgH2 ($46.41/GJ) y unos costes futuros de $3.93/kgH2 ($27.72/GJ)

[NRC04].

3.2.3.2 Electrólisis con fuentes renovables

Puede producirse hidrógeno a partir de fuentes renovables mediante tres

alternativas. En primer lugar, la electricidad generada mediante fuentes renovables

puede usarse para disociar moléculas de agua vía electrólisis. En segundo lugar, el

agua puede disociarse térmicamente si utilizamos fuentes renovables que ofrezcan

grandes cantidades de calor como es el caso de la solar térmica, sin necesidad de uso

de corriente. En tercer lugar, la biomasa y otros tipos de carga pueden usarse para

generar hidrógeno mediante procesos de gasificación, descritos anteriormente.

Energía eólica

Se presenta como una opción interesante por dos razones fundamentales. Primero,

la energía eólica es particularmente competitiva económicamente entre las demás

fuentes renovables con costes de $0.04 a $0.05/kWh en lugares apropiados. Esto

significa que el hidrógeno generado con electrolizadores conectados a granjas eólicas

tendrán costes más bajos que con otras alternativas renovables. Segundo, la

disponibilidad de viento tiende a ser altamente variable por el día y también fluctúa

por estaciones. Esto hace que la energía eólica sea un recurso difícil del que depender,

pero al mismo tiempo la producción de hidrógeno con la energía disponible en

momentos de baja demanda puede ayudar a compensar el potencial del viento

(aplanarlo). En conjunto con el uso de pilas de hidrógeno, generando hidrógeno en

momentos de baja demanda eléctrica puede transformar este tipo de fuente en un

recurso despachable debido al almacenamiento como un sistema �buffer�. De forma

similar al almacenamiento de agua mediante bombeo en centrales hidráulicas, puede



hacerse un uso efectivo de la energía eólica en momentos que, de lo contrario no sería

valiosa, como a altas horas de la madrugada o en momentos del año de baja demanda.

[ODGE93 et al.] estimaron, hace quince años que el hidrógeno podría producirse en

lugares de �excelente� viento (con velocidades de 10 m/s) por aproximadamente

$1.56/kgH2 ($11.00/GJ) suponiendo una tasa de descuento del 6% y por $2.27/kgH2

($16.00/GJ) con una del 12%. En emplazamientos de �buen� viento (velocidades de 8.5

m/s), los costes estimados son de $2.41/kgH2 ($17.00/GJ) con tasa de descuento del 6%

y de $3.55/kgH2 ($25.00/GJ) con una del 12%. Estas estimaciones son para hidrógeno

obtenido exclusivamente de energía eólica, sin asistencia desde la red.

[MANN98 et al.] estimaron que el hidrógeno podría generarse a partir de energía

eólica exclusivamente, con una configuración para ello, por $7.10/kgH2 ($50.00/GJ) en

el corto plazo, y por $4.00/kgH2 ($28.20/GJ) en 2010. Si uniéramos los sistemas eólica-

hidrógeno con la red parece que los costes de la producción de hidrógeno mejoran,

especialmente a corto plazo, donde parte de la electricidad para la electrólisis proviene

de la red. Se estima que estos sistemas produzcan hidrógeno por $3.90/kgH2

($27.50/GJ) en el corto plazo y por $3.00/kgH2 ($21.10/GJ) en torno a 2010. Estas

estimaciones suponen unos costes de energía eólica de $900/kW en el 2000 y de

$700/kW en 2010, y factores de capacidad del viento del 35% (2000) y del 40% (2010).

[PADR02] estima $1.14/kgH2 ($8.00/GJ) en pequeños sistemas eólica-hidrógeno, y

de $1.86/kgH2 a 2.63/kgH2 (de $13.00 a $18.50/GJ) en pequeños y medianos sistemas

conectados a red.

[NRC04] El NRC estima para la producción de hidrógeno a partir de energía eólica

unos costes de $10.69/kgH2 ($75.39/GJ) con la actual tecnología y producción

exclusiva eólica, a $6.81/kgH2 ($48.03/GJ) con la actual tecnología y con conexión a

red. Con las mejoras futuras, el NRC proyecta grandes recortes en producciones a gran

escala para sistemas eólica-hidrógeno (con costes de $2.86/kgH2 o $20.17/GJ), con

reducciones para los sistemas conectados a red también (costes de $3.50/kgH2 o

$24.68/GJ). Estas estimaciones suponen una producción de 480 kgH2/día para los

sistemas conectados a red y de 1.2-16 kgH2/día para producción sólo con eólica.

A continuación se muestran los dos posibles esquemas de conexión.



Figura 26. Obtención de hidrógeno por energía eólica con conexión a red

Figura 27. Producción de hidrógeno por energía eólica sin conexión a red

Energía solar

Puede producirse hidrógeno mediante la generación de electricidad con sistemas de

placas fotovoltaicas y electrolizar el agua con esa electricidad, o mediante procesos de

alta temperatura donde el agua se disocia térmicamente sin electricidad. Los procesos

electrolíticos solares pueden llevarse a cabo bien a temperatura ambiente o bien a alta

temperatura, donde el agua se transforma en vapor antes de electrolizarse.

Con electrólisis solar fotovoltaica se produce hidrógeno cuando el recurso solar está

disponible para usar la electricidad que se genera para disociar el agua con el uso de



un electrolizador. Los costes son más altos que con la mayoría de los otros métodos,

pero se espera que desciendan con las continuas reducciones en los costes de los

módulos fotovoltaicos y de los sistemas electrolizadores. [GLAT98 et al.] estiman que

los sistemas solares fotovoltaicos en el rango de tamaño de 10 MWe pueden producir

hidrógeno por $6.39/kgH2, $12.21/kgH2, and $25.84kgH2 ($45/GJ, $86/GJ, and

$182/GJ) suponiendo unos costes del sistema fotovoltaico de $750/kW, $2000/kW y

$5000/kW respectivamente, y costes del electrolizador de $450/kW (DC). Estas

estimaciones suponen una eficiencia del electrolizador del 82% y un factor de

capacidad de 0.28.

Además, pueden usarse sistemas solares fotovoltaicos para alcanzar las necesidades

de electricidad que requiere la electrólisis con tecnologías adicionales como los discos

parabólicos o las torres solares. Con los sistemas de disco parabólico, se concentra la

energía solar para generar calor, que mueve un motor Striling que a su vez

proporciona movimiento a un generador para producir corriente AC. El sistema de

torre solar también genera corriente AC usando energía solar concentrada y un

generador. La energía de ambos sistemas se rectifica a DC para después usarse en el

electrolizador.

La energía solar también puede producir hidrógeno a través de la electrólisis de

vapor a alta temperatura. En este método, a partir de sistemas de concentración solar,

primero se produce vapor para reducir la cantidad de energía eléctrica a aplicar

durante el proceso posterior. Entonces se realiza la electrólisis. Un concepto para este

tipo de sistemas usaría un electrolizador de alta temperatura similar en cuanto a diseño

y construcción a una pila de óxidos sólidos. Una torre solar en conjunto con el

electrolizador produciría ambos, calor para producir el vapor además de corriente AC,

la cual se convertiría entonces a DC para la electrólisis. [GLAT98 et al.] estiman que

este tipo de sistema podría generar hidrógeno por $5.68/kgH2 a $6.25/kgH2 ($40 a

$44/GJ) suponiendo unos costes de electrolizador de $500/kW, y de $7.67 a

$11.42/kgH2 ($54 a $79/GJ) suponiendo costes de electrolizador de $2000/kW, según

la densidad de corriente a la que sea capaz de operar.

3.3 Conclusiones

Como hemos podido ver, existen muy diversos métodos para la producción de

hidrógeno. Casi todo el hidrógeno producido hoy a nivel mundial proviene del



reformado de gas natural mediante vapor de agua, y en el corto plazo se prevé que este

método de producción continúe dominando mientras los precios del gas no cambien

drásticamente. Parece lógico que se utilice el método más económico para mantener

satisfecha a la demanda industrial, que es cuanto menos, minúscula en comparación

con la demanda de gas natural mundial.

Esta forma de producción no sería soportada durante mucho tiempo por un sistema

de transporte basado en el hidrógeno, pues las reservas de gas natural se estiman en 60

años aproximadamente, con lo que no es sostenible esa opción. Una economía del

transporte con alta penetración de la tecnología del hidrógeno requerirá el estudio de

alternativas en los métodos de producción mucho más allá de los que se utilizan

actualmente.

Por ello, se encuentran en desarrollo un amplio rango de procesos bastante

avanzados para la producción económica a partir de recursos sostenibles. Estos

esfuerzos de investigación y desarrollo pueden agruparse en las siguientes categorías

principales: disociación biológica de agua, disociación fotoelectroquímica de agua,

reformado de biomasa y residuos, disociación de agua mediante energía solar térmica

y electrólisis de origen renovable. Por el momento estas opciones no resultan

competitivas, pero es necesario incidir en su desarrollo, pues hemos de recordar que el

hidrógeno tiene gran parte de su por qué en el futuro sostenible de un transporte

limpio, autóctono e inagotable. Sin esta esperanza su razón de ser se encuentra

bastante mermada.

A continuación, en la se muestran unos rangos de valores de costes ($/kg) para

diversas tecnologías de producción de hidrógeno, divididas entre las que se prevén

para el corto plazo y las que se prevén para su uso en el largo plazo.



Figura 28. Márgenes esperados de costes de las tecnologías en la producción de hidrógeno

Según el documento WETO-H2, el potencial mundial anual de generación con

fuentes renovables es relativamente bueno en el horizonte para los años 2030 y 2050,

con 83 Quads (2030) y 155 Quads (2050) en el caso de alto desarrollo del hidrógeno y 73

Quads (2003) y 160 Quads (2050) en el caso �carbon constraint�. Esto supone un

potencial importante en la producción de energía y es comparable con el consumo

mundial de petróleo en el sector transporte actual, el cual es de 70 Quads

aproximadamente, mientras que se estima [WETOH2] que para los años 2030 y 2050

este valor se encuentre en 90 Quads (2030) y 110 Quads (2050). La producción de

hidrógeno se estima en 4 Quads (2030) y 42 Quads (2050) en el escenario de alto

desarrollo del hidrógeno. Sin embargo, gran parte del potencial de producción a partir

de fuentes renovables se basa en recursos solares y de viento. Es improbable que estos

recursos lleguen a ser económicamente competitivos con otras fuentes, incluso en el

tramo horizonte 2030-2050. Las fuentes de hidrógeno más económicas están formadas

por cultivos, residuos sólidos urbanos, residuos de la agricultura y el ganado y algunos

recursos de viento localizados suficientemente cerca de los centros de demanda para

ser relativamente atractivos.

4Pilas de Hidrógeno



4 Pilas de Hidrógeno

Este capítulo sienta las bases de funcionamiento de las pilas de hidrógeno y describe

las diferentes tecnologías en las que se fundamentan las pilas de hidrógeno actuales.

4.1 Aspectos básicos de las pilas de hidrógeno

Una pila de hidrógeno es una unidad electroquímica que combina hidrógeno y

oxígeno para producir electricidad principalmente, siendo los subproductos asociados

energía calorífica y agua. El dispositivo se mantendrá en operación mientras se le

proporcione hidrógeno, el oxígeno puede tomarlo del aire.

Figura 29. Esquema de las partes básicas de una pila de hidrógeno con circuito externo

La figura representa un esquema de la disposición más básica y el funcionamiento

esencial de una pila de hidrógeno. Como puede apreciarse, se trata de un sistema

abierto en el que entra combustible y comburente y, tras reacciones electroquímicas

que detallaremos a continuación, sale energía eléctrica, energía calorífica y agua.

Cada molécula de combustible, al entrar en contacto con la superficie del ánodo

catalítico, se reduce, dejando en el ánodo los dos electrones del nivel menos energético

que posee cada uno de los dos átomos, y por otro, ambos cationes. La reacción

electroquímica es la siguiente.



En un sistema ideal, todos los electrones fluirían hacia el cátodo (único sumidero

eléctrico), mientras que los cationes atravesarían el ánodo por sus poros y el electrolito

para llegar a la superficie del cátodo. En el cátodo confluyen los cationes de hidrógeno

con las moléculas de comburente y con la corriente de electrones, que han llegado por

vía alternativa al electrolito, para dar agua y energía calorífica, según la reacción

siguiente.

Independientemente del tipo de pila, todas constan de cuatro componentes básicos

con una misión específica. Estos son: electrodos, electrolito, placas bipolares y pila.

Seguidamente se van a comentar las funciones de cada parte de forma genérica.

4.1.1 Electrodos

En los electrodos se verifican las reacciones electroquímicas que permiten

transformar la energía química en eléctrica y calorífica. Cada electrodo es alimentado

de forma continua por uno de los reactivos (combustible en el ánodo y comburente en

el cátodo), intercambiando iones (positivos o negativos) a través del electrolito y

electrones a través del circuito externo con el otro electrodo.

En el ánodo se verifica la reacción de oxidación del combustible, liberándose los

electrones que fluyen al circuito externo. En el caso de que el combustible se hidrógeno

la reacción anódica es la primera vista en el capítulo cuatro. En este caso el ánodo

libera también protones que avanzan hacia el cátodo por el electrolito.

En el cátodo se verifica la reducción del comburente (oxígeno secuestrado o

directamente el contenido en la atmósfera), consumiendo los electrones que llegan por

el circuito externo. En el caso de que el combustible sea hidrógeno, la reacción catódica

es la segunda vista en este mismo capítulo. En este caso, el cátodo consume también los

protones que son enviados desde el ánodo.

En las reacciones que se verifican en los electrodos intervienen tanto gases

(hidrógeno, oxígeno) como especies acuosas (cationes de hidrógeno, agua) y la propia



superficie sólida del electrodo. Para que esto sea posible es preciso que el electrodo

tenga una elevada porosidad, permitiendo así suministrar una gran zona de reacción

con un mínimo obstáculo para el acceso de reactivos y eliminación de productos.

Además, también es preciso que el electrodo presente una elevada conductividad

eléctrica, con objeto de permitir el intercambio de electrones con el circuito externo. Por

último, en las pilas de electrolito líquido (todas salvo las de tipo SOFC) es importante

que el electrodo sea hidrófobo, de modo que el electrolito no inunde el electrodo

impidiendo el transporte de los reactivos a los sitios activos así como una interfase

gas/electrolito/superficie de electrodo estable.

En los electrodos, también se debe hallar presente el electrocatalizador, responsable

de que se produzcan las reacciones redox de los electrodos. Suelen emplearse metales

nobles, aunque depende del tipo de pila. La presencia de este catalizador impide que

en ciertos tipos de pilas se utilicen algunos combustibles, que se comportan como

inhibidores del catalizador, como por ejemplo el monóxido de carbono en las pilas tipo

PEMFC.

Finalmente, otro elemento importante en los electrodos es la capa difusora de gases,

que se encarga de distribuir de forma homogénea los gases (combustible y

comburente) por el electrodo para que alcancen las partículas de electrocatalizador.

Esta capa también es la responsable de lograr el contacto eléctrico entre dicho

electrocatalizador y las placas bipolares, por ello ha de ser porosa, hidrofóbica,

químicamente estable y buena conductora de electrones.

4.1.2 Electrolito

El electrolito es el medio encargado de transportar los iones de un electrodo a otro.

Ha de ser un material aislante con objeto de obligar a los electrones a pasar al circuito

externo para poder extraer el trabajo eléctrico de la pila. También tiene como misión el

servir de separación entre el combustible y el comburente de modo que no se verifique

una reacción de combustión sino de oxidación o reducción en el electrodo

correspondiente.

4.1.3 Placas bipolares

Una celda tipo produce una diferencia de potencial pequeña entre los electrodos.

Para obtener voltajes adecuados (diferentes para cada aplicación) se deben conectar



muchas células en serie mediante placas bipolares. Las placas bipolares o separadoras

son placas metálicas con dos funciones. La primera función es conectar los electrodos

de distinto signo y de diferentes celdas sobre toda su superficie para acumular los

potenciales de cada célula individual. La segunda es conducir el combustible y el

comburente a los respectivos electrodos gracias a unos canales que hay entre ellas.

Las placas bipolares deben tener alta conductividad eléctrica y térmica, una alta

resistencia mecánica y a la corrosión, una baja permeabilidad para los gases, y un coste

razonable.

4.1.4 Pila

Aunque una pila está constituida por los elementos básicos descritos previamente

(electrodos y electrolito), a esta asociación básica se la conoce más técnicamente como

�celda� o �monocelda�, asociado a �fuel cell�, dejando el término �pila�, asociado a

�stack�, para la conexión en serie de las �monoceldas� necesarias para lograr la tensión

adecuada a una aplicación dada. La �pila�, en este sentido, es una estructura más

compleja por llevas asociados sistemas auxiliares del mismo, control de la humedad

del electrolito, etc.

4.2 Trabajo reversible, potencial de equilibrio y eficiencia.

La clave de una pila de hidrógeno es que es capaz de transformar la energía del

enlace químico de la molécula de hidrógeno en energía eléctrica aprovechable antes de

extinguirse en el cátodo para contribuir a formar agua, y seguirá transformando

energía mientras se le proporcione combustible. En segundo plano queda el posible

aprovechamiento del calor residual que desprende la formación posterior de agua.

Si se contemplan ambas reacciones electroquímicas como conjunto se tiene la

reacción de combustión del hidrógeno, indicada como sigue. Pero, a diferencia de en

un proceso de combustión, en la pila esta reacción se produce en condiciones

relativamente próximas a la reversibilidad, lo que caracteriza a las reacciones

electroquímicas frente a las de combustión. Otro aspecto cualitativo importante es que

el la energía eléctrica se obtiene directamente, mientras que en la combustión el calor

liberado por la reacción habría de transformarse en energía mecánica previamente.



Realizando el balance energético para el sistema abierto mostrado en la figura 16

operando en régimen permanente y considerando todos los términos positivos se

obtiene la siguiente ecuación, donde �r� designa los reactivos de la reacción y �p� los

productos de la misma.

El balance de entropía para el mismo sistema, considerando que la pila opera en

régimen permanente (isotérmico) para lo que disipa el calor oportuno al ambiente, el

cual se encuentra a temperatura Tamb, es el siguiente.

Si eliminamos el calor disipado entre las ecuaciones anteriores, el trabajo eléctrico

producido por la pila será el siguiente.

Trabajo que será máximo al operar, idealmente, de forma internamente reversible,

es decir, con entropía generada nula.

Debido a que las ecuaciones se refieren a una reacción química, las entalpías de cada

especie se encuentran referidas a la entalpía de formación ( ) y las entropías se

entienden como absolutas, fijado el origen por el Tercer Principio de la

Termodinámica. De este modo la entalpía y la entropía de la especie i-ésima vendrá

dada por las ecuaciones siguientes, donde el índice �0� indica el estado estándar de



referencia (25ºC, 101325 kPa y 1M), � � representa la entropía absoluta de la

especie i-ésima a la temperatura T y presión 101325 kPa y pi representa la presión

parcial3 de la especie i-ésima.

Por simplicidad se va a adoptar como temperatura ambiente la del estado estándar.

De este modo, introduciendo las últimas modificaciones, para una reacción que se

verificase a una temperatura T la ecuación daría lo siguiente.

Donde:

3 En la pila, la reacción electroquímica ocurre simultáneamente en disolución acuosa y en presencia de

gases, por lo que es preciso formular las ecuaciones con presiones parciales (para los gases) y con

concentraciones (para los iones). No obstante, por simplicidad, se prefiere plantear por el momento las

ecuaciones para un medio gaseoso, pasando más adelante a ver en qué afecta el que tengan lugar en una

disolución.



Los cuatro primeros términos representan la disminución de la Función de Gibbs en

una reacción que ocurriese a temperatura estándar, de modo que la ecuación puede

expresarse alternativamente como sigue.

Va a despreciarse la variación con la temperatura de la entalpía y la entropía. Al

final de la sección se ilustrará la validez de esta aproximación.

Hasta aquí se ha considerado la reacción global de la pila en medio gaseoso. Sin

embargo, la pila opera mediante reacciones redox en disolución acuosa. La deducción

llevada a cabo hasta ahora tiene, no obstante, validez, pues en disolución acuosa se

puede aplicar el tratamiento de gases ideales reemplazando las presiones parciales por

las concentraciones, debido a que la Ley de la Presión Osmótica tiene la misma forma

que la Ecuación de estado del gas ideal. En ese caso, se tendría la ecuación siguiente.

Por tanto, si las concentraciones de los reactivos y productos fuesen 1 M el trabajo

reversible realizado por la pila vendría dado por la disminución de la Función de

Gibbs en la reacción. Realmente, la ecuación anterior incluirá tanto concentraciones

(para los iones) como presiones parciales (para los gases de alimentación y producto).

Por simplicidad se va a plantear el resto de las ecuaciones únicamente en términos de

concentraciones.

Para obtener el potencial de equilibrio (el internamente reversible) de la pila es

preciso recurrir a la relación entre trabajo eléctrico, carga y potencial:



Donde F es la constante de Faraday (F = 96.485 C/mol). La variable �n� toma el

valor de 2 en el caso de una pila tipo PEMFC, debido a que en la reacción anódica se

liberan dos electrones.

Ecuación que resulta ser la Ecuación de Nernst, que puede escribirse también más

prácticamente como sigue.

Seguidamente se van a particularizar las ecuaciones anteriores para las reacciones

de una pila PEMFC. En la siguiente tabla se muestran los valores entálpicos y

entrópicos de los reactivos y productos que intervienen a 25ºC y 90ºC, obtenidos de las

tablas JANAF.

[ J/mol ]

[ J/mol ]

[ J/mol-K ]

[ J/mol-K ]

H2O(g) -241820 -239622 188.6 195.3

H2 0 1.882 130.6 136.3

O2 0 1.921 204.9 210.8

Tabla 7. Propiedades de los reactivos y productos de la reacción de una pila PEMFC. El origen es el de las tablas

JANAF, es decir, entalpía de formación cero para los elementos en su estado estable a 25ºC y entropía absoluta según

el Tercer Principio, esto es, la entropía mostrada es la absoluta a la temperatura indicada y la presión de 101325 kPa



Si se considera la pila trabajando a 25ºC, con concentraciones de 1 M y presiones

parciales de 101325 kPa para reactivos y productos, se tienen los siguientes valores de

trabajo reversible y potencial de equilibrio.

Si se considera la reacción a 90ºC, temperatura habitual para este tipo de pilas, los

términos correctores debidos a la variación de entalpía y entropía con la temperatura

que simplificamos previamente pasan a ser los siguientes.

Según esto, el trabajo reversible producido a 90ºC y el potencial de equilibrio a la

misma temperatura resultan los siguientes.



Es decir, que operar a una temperatura diferente de la estándar sólo ha repercutido

en 1mV en el potencial de equilibrio y en menos de un 0.028% en el trabajo reversible.

Puede comprobarse que si la temperatura de operación hubiese sido de 1000ºC (fuera

del rango de trabajo de las PEMFC, pero habitual en otras como las SOFC) el potencial

de equilibrio habría sido de 1.205 V, es decir, un incremento de 21 mV. Esta variación

tan lenta es la que permite despreciar los términos correctores ∆H y ∆S como se indicó

previamente, llegando a la Ecuación de Nernst.

Para finalizar esta aplicación numérica, se puede comprobar que el rendimiento de

la pila en esta transformación reversible, referido al poder calorífico inferior del

hidrógeno (entalpía de formación del agua como vapor), es el siguiente.

Las expresiones halladas en este apartado están basadas en la hipótesis de

reversibilidad del proceso electroquímico. Sin embargo, es posible también obtener el

potencial de una pila en ciertas condiciones reales. Éstas son las que ocurren en circuito

abierto, es decir, sin paso de electrones de un electrodo a otro a través de una carga

externa.

Cuando no existe un circuito externo conectado a la pila la reacción del ánodo que

produce electrones se va equilibrando con la reacción contraria que consume los

electrones y protones depositados en el sistema combustible-electrolito por el

electrodo. De forma similar, en el cátodo el consumo de electrones y protones se

equilibra con la reacción inversa que libera electrones y protones al sistema oxidante-

electrolito. De este modo, en los dos electrodos se establecen reacciones de equilibrio

(proceso termodinámico reversible) que dan lugar a que en los terminales aparezca una



tensión de circuito abierto coincidente con la ecuación de Nernst, debida a la diferencia

de los potenciales de equilibrio de cada electrodo.

4.3 Comportamiento en circuito cerrado

Cuando se permite el paso de corriente entre los electrodos a través de una carga

eléctrica, el potencial reversible o de circuito abierto hallado previamente se modifica

debido a la aparición de irreversibilidades de distinto tipo. Así, el potencial real, V, de

la pila responde a una expresión del tipo siguiente.

Debido a que el segundo y tercer término del segundo miembro de la ecuación

anterior son positivos, el potencial real resulta inferior al reversible. Las

irreversibilidades se deben por una parte a la suma de las polarizaciones de activación

(relacionada con las barreras de energía de activación para los diversos pasos en las

reacciones de oxidación y reducción en los electrodos) y concentración (efectos del

transporte de masa relacionados con la difusión de gases a través de los electrodos

porosos y con la solución y disolución de reactivos y productos). Ambas constituyen el

segundo término del segundo miembro de la ecuación. Otra causa de irreversibilidad

está constituida por las resistencias internas al movimiento de las cargas en la pila (los

electrones y los iones), constituyendo la llamada polarización óhmica, que está

representada por el tercer término del segundo miembro de la ecuación.

4.3.1 La polarización de activación

La polarización de activación en el caso de una reacción electroquímica se describe

por la forma general de la ecuación de Tafel.

Donde:

α: Coeficiente de transferencia de electrones de la reacción en el electrodo.



i0: Densidad de corriente de intercambio en el equilibrio, diferente para el ánodo y el

cátodo.

La forma general de la ecuación de Tafel es:

Donde:

Existe una recta de Tafel para cada electrodo, ya que tanto el coeficiente de

transferencia de electrones (α) como la densidad de corriente son específicas de los

mismos. El término �b� es llamado pendiente de Tafel, y se obtiene a partir de la

representación de la en función del . La pendiente de Tafel de una reacción

electroquímica es de aproximadamente 50 mV/década, entonces el mismo incremento

en la densidad de corriente produce un incremento de 50 mV en la polarización de

activación. Por tanto es de mayor interés el desarrollo de catalizadores que presenten

menor pendiente de Tafel y por tanto menor polarización de activación para las

reacciones electroquímicas.

4.3.2 La polarización de concentración

La polarización de concentración viene dada por la ecuación siguiente.

Donde:



iL: Corriente limitante, es una medida de la velocidad máxima con la que un reactivo

puede ser suministrado a un electrodo.

i: Velocidad de transporte de masa a la superficie de los electrodos, que en muchos

casos puede ser descrita por la Primera Ley de Fick, que es la siguiente.

Siendo

D: Coeficiente de difusión de las especies reactivas.

CB: Concentración en el seno.

CS: Concentración en la superficie.

4.3.3 Curva de polarización

La curva de polarización representa la relación entre el potencial real producido por

una pila y la corriente que la atraviesa, siendo por tanto una representación de la

ecuación de potencial en circuito cerrado, con la que abrimos la sección. Esta curva se

representa seguidamente.



Figura 30. Curva de polarización de una pila de combustible

A densidades de corriente bajas, la pérdida por la polarización de activación es

dominante y la ecuación que rige el comportamiento de la pila puede aproximarse a la

siguiente, en la que se desprecia el efecto de la resistencia interna de la pila.

Donde I es la corriente que fluye por la carga exterior, Aa y Ac son las respectivas

superficies del ánodo y cátodo, n es el número de electrones intercambiados por mol

de reactante, F es la Constante de Faraday, αa y αc son los coeficientes de transferencia

de carga del ánodo y del cátodo, respectivamente.

A densidades mayores de corriente, se puede observar en la curva de polarización

una región principalmente lineal. En esta región la reducción del voltaje está dominada

por la polarización óhmica, y la variación del voltaje puede aproximarse a la siguiente

expresión.



Donde Kact es el valor de la polarización de activación (aproximadamente constante

en esta región) y la Ri es la resistencia iónica del electrolito (se desprecia la electrónica y

de contacto).

A densidades de corriente muy altas, la reducción del voltaje está dominada por la

polarización de concentración, y el voltaje de la celda de combustible puede expresarse

como sigue.

Donde las iL son las densidades de corriente límite por ánodo y cátodo. Se debe

indicar que esta región no es de interés en la operación de las pilas de combustible

debido a la fuerte caída de tensión. De hecho, no se ha representado en la gráfica.

4.4 Prestaciones

Hasta el momento se ha realizado una aproximación al comportamiento de la pila

en términos de sus parámetros internos. Sin embargo, cuando se desea integrar la pila

en sistemas más complejos es preciso, por un lado, caracterizarla en términos de

variables externas que se relacionan con el resto del sistema y por otra expresar su

comportamiento en términos de eficiencias y rendimientos que sean comparables con

otro tipo de equipos con objeto de seleccionar la mejor solución técnica. Ambos

objetivos se cubren en esta sección.

4.4.1 Consumo de reactivos

Desde un punto de vista global en una pila de combustible se verifica una reacción

de combustión pero de manera cercana a la reversibilidad, de forma electroquímica. En

cuanto a su parecido con la reacción de combustión resulta útil calcular los consumos

de combustible (normalmente H2) y aire, usando para ello la misma nomenclatura que

en procesos de combustión.

Así, si se define un aire �tipo� con una composición de 3,76 mol de N2 por cada mol

de O2 (es decir, 21% en volumen de O2) se obtiene el siguiente dosado estequiométrico

cuando se usa H2 como combustible.



El consumo de combustible viene dado por la siguiente expresión.

Donde I es la corriente y MF es la masa molecular del combustible (normalmente

hidrógeno). Finalmente, el consumo de aire se obtiene a partir del dosado relativo.

4.4.2 Eficiencia de una pila de combustible

La eficiencia o rendimiento de las pilas de combustible se suele referir a la operación

en condiciones estándar, es decir a 25ºC, concentraciones de productos y reactivos 1 M

y presiones parciales de 101325 kPa. Si además se considera que la temperatura

ambiente es de 25ºC se obtiene la eficiencia o rendimiento la siguiente expresión.

La expresión anterior determina el rendimiento �real� de una pila, en cuanto que

compara el trabajo realizado realmente por ella con la energía contenida en el

combustible. Si se eliminasen todas las irreversibilidades en la operación de la pila

(tanto las asociadas con las polarizaciones analizadas anteriormente como las

irreversibilidades externas asociadas anteriormente como las irreversibilidades

externas asociadas a la transferencia de calor) se obtendría el máximo rendimiento de

la pila, que supone un funcionamiento ideal. Es el siguiente.



Desde el punto de vista termodinámico, el cociente de ambos rendimiento es el

llamado rendimiento exergético o Rendimiento del Segundo Principio.

Donde la tensión �V� es la de operación real de la pila en condiciones estándar. No

obstante, si las condiciones no son las estándar, ya se vio que los resultados no cambian

significativamente, pudiendo considerarse la tensión medida como una buena

aproximación, corrigiendo entonces la tensión reversible estándar únicamente por las

condiciones de presiones parciales de productos y reactivos, como hace la Ecuación de

Nernst.

Desde un punto de vista práctico, el rendimiento se puede calcular a partir de la

ecuación siguiente, donde el denominador representa el potencial equivalente al poder

calorífico del combustible. Así por ejemplo, para la reacción global de una pila, el

denominador vale 1.25 V si se considera el poder calorífico inferior ó 1.048 V si se toma

el superior.

Esta última expresión o la primera de la sección 4.4.2 pueden quedar aún más

matizadas si se considera que en la operación real de la pila no todo el combustible

suministrado se quema, sino que existe el llamado coeficiente de utilización de

combustible o rendimiento de corriente (µ) que relaciona la masa de combustible que

reacciona en la pila con la que se ha suministrado. Un valor frecuente para este factor

es 0.95. De este modo, las tres últimas expresiones se transforman en las siguientes.



El valor del coeficiente de combustible se determina a partir de la corriente teórica y

la que realmente se ha consumido, obteniendo la siguiente ecuación.

Con lo que el rendimiento final de la pila se calcularía de la siguiente forma.

En muchos textos, incluido éste, se expresa que las pilas de combustible no están

sometidas al límite de Carnot, lo cual es cierto en la medida en que realizan una

conversión directa de energía; sin embargo, eso no quiere decir que no estén sometidas

a las restricciones impuestas por el Segundo Principio de la Termodinámica. Éste es el

responsable de que el rendimiento exergético sea siempre menor que uno.

Es frecuente encontrar en la literatura relacionada como expresión del rendimiento

la que en este texto se ha descrito como �rendimiento máximo�, la que, además de

despreciar las irreversibilidades presentes siempre en un proceso real, puede producir

resultados sorprendentes al tomar como base de comparación en la eficiencia el poder

calorífico del combustible (la entalpía de reacción) y no ser el proceso de la pila una



combustión. En efecto, dicha entalpía de combustión puede estar calculada

considerando que el agua de los productos se encuentra en estado gaseoso o líquido

(poder calorífico inferior o superior, respectivamente).

En la siguiente tabla se muestran los rendimientos máximos de algunas reacciones

que tienen lugar en las pilas de combustible.

Combustible Reacción ηmáx (%)

Hidrógeno

H2 + 1/2O2 # H2O (l)

H2 + 1/2O2 # H2O (g)

83.0

94.5

Metano

CH4 + 2O2 # CO + 2H2O (l)

CH4 + 2O2 # CO + 2H2O (G)

91.9

99.81

Monóxido de carbono CO + 3/2O2 # CO2 90.9

Carbón

C + 1/2O2 # CO

C + O2 # CO2

124.2

100.2

Metanol

CH3OH (l) + 3/2O2 # CO2 + 2H2O (l)

CH3OH (l) + 3/2O2 # CO2 + 2H2O (g)

96.7

107.4

Tabla 8. Eficiencia máxima de algunas reacciones en las pilas de combustible

Nótese que los valores siempre superan el 80% al no contemplar los límites de

Carnot. Incluso en algunas reacciones se supera el 100%, debido a que aunque el

proceso se está comparando con una combustión, no lo es realmente, sino que se trata

de un proceso electroquímico. La eficiencia termodinámica máxima puede expresarse

como sigue.



Donde el calor intercambiado con el ambiente se ha supuesto positivo si es

absorbido por éste. Luego una eficiencia termodinámica mayor de 100% se debe a que

en la reacción se absorbe calor del ambiente en el proceso reversible.

4.4.3 Potencia de una pila de combustible

La potencia eléctrica es el producto del voltaje del conjunto de celdas que

conforman la pila, normalmente conectadas en serie, y la corriente suministrada por

ésta. La obtención de la curva de potencia de una pila se puede realizar a partir de la

curva de polarización que da la relación entre voltaje y corriente ofrecidos. Una curva

de potencia bastante clásica de las pilas tipo PEMFC se representa a continuación.

Figura 31. Curva de potencia típica de una pila de combustible tipo PEM

El máximo de potencia ocurre aproximadamente entre 0.5 y 0.6 V, lo que

corresponde a una densidad de corriente relativamente alta, donde las eficiencias son

relativamente bajas. Los diseñadores de sistemas de pilas de combustible deben

seleccionar el rango de operación deseado según prime la eficiencia, caso de

aplicaciones móviles, o la potencia suministrada, caso de aplicaciones estacionarias.



Por otra parte, nunca es deseable operar en el rango de potencias donde la curva de

potencia cae por corresponder a intensidades demasiado elevadas.

4.4.4 Calor disipado por la pila

Una pila opera, en régimen permanente, en condiciones isotermas. El calor es un

parámetro que condiciona el diseño al ser necesario dotar al sistema de medios

necesarios para evacuarlo, manteniendo la temperatura de la pila constante. Además,

representa un punto importante de cara al rendimiento global si se está hablando de un

sistema de cogeneración, ya que entran en juego las prestaciones térmicas de la pila en

adición a las prestaciones eléctricas.

Volviendo al balance energético en la pila, se tiene lo siguiente.

Así pues, en el caso de operación reversible de una pila trabajando a 90ºC con

concentraciones 1 M en reactivos y productos y a la que se le suministran los reactivos

a 25ºC, el balance térmico resulta el siguiente.

Que en términos relativos al poder calorífico inferior significa el 94.52% destinado a

generar trabajo eléctrico, el 4.75% destinado a generación de calor y el 0.91% restante a

variación de la entalpía de los productos.

Mientras que si se considera una tensión real de operación de 0.7 V, frente a los 1.18

V obtenidos en el caso ideal, el balance térmico, en las mismas condiciones anteriores,

resultaría el siguiente.



Lo que en términos relativos al poder calorífico inferior significa el 56.07%

destinado a generar trabajo eléctrico, el 43.02% destinado a generación de calor y el

0.91% restante a variación de la entalpía de los productos. Es decir, las

irreversibilidades hacen que la pila deba disipar más del 40% de la energía del

combustible en forma de calor.

En pilas de baja temperatura, como la analizada, la energía contenida en los

productos es inferior al 1% de la energía del combustible. Esto puede ser muy diferente

en la operación de pilas de alta temperatura (800 a 1000ºC) que presentan rendimientos

mayores y temperaturas más elevadas en los productos. Si, por ejemplo, asumimos un

rendimiento del 60% a 1000ºC se llega a lo siguiente.

Siendo, en términos relativos al poder calorífico inferior, el 60% destinado a generar

trabajo eléctrico, el 24.39% destinado a generación de calor y el 15.61% restante a

variación de la entalpía de los productos. En este caso el calor a disipar es inferior al

25%, mientras que el agua expulsada contiene más del 15% de la energía del

combustible. Esa cantidad representa el calor que se obtendría de ese vapor si se

enfriase de forma sensible hasta 25ºC.

4.5 Tipología de pilas de hidrógeno

Las pilas de hidrógeno pueden clasificarse atendiendo a diferentes criterios. El más

técnico y habitualmente utilizado diferencia según el electrolito que empleen.

Siguiendo este criterio, las pilas de hidrógeno se clasifican en los siguientes tipos.

• Pilas de membrana de intercambio protónico (PEMFC).



• Pilas alcalinas (AFC).

• Pilas de ácido fosfórico (PAFC).

• Pilas de carbonatos fundidos (MCFC).

• Pilas de óxidos sólidos (SOFC).

Otro posible criterio de clasificación bastante utilizado es su rango de temperatura

de trabajo. Bajo este criterio puede presentarse la siguiente clasificación.

• Baja temperatura: Aproximadamente trabajan a 80ºC.

o PEMFC

o AFC

• Temperatura intermedia: Aproximadamente trabajan a 200ºC.

o PAFC

• Alta temperatura: Rango de temperatura de trabajo entre 650 y 1100ºC.

o MCFC

o SOFC

Para la descripción de cada tipo de pila se va a seguir el criterio de la naturaleza del

electrolito que éstas empleen porque él condiciona el funcionamiento general de la pila

y se pretende que la operación de cada una se exponga de un modo claro. Además,

como antes se ha dicho, corresponde al criterio más empleado por los técnicos del

mundo de las pilas de combustible.

4.5.1 Pilas de membrana de intercambio protónico (PEMFC)

Las pilas de combustible poliméricas se caracterizan por tener como electrolito una

matriz polimérica conductora de protones, siendo por tanto una pila de tipo ácido. La

estructura formada entre electrodos y electrolito es muy fina, y suelen estar conectadas

mediante placas bipolares formando pilas compactas. Las PEMFC operan a



temperaturas bajas (40-80grados), suficientes para mantener la humedad del

electrolito. Esto trae consigo una serie de ventajas e inconvenientes.

Las reacciones anódica y catódica vienen dadas por las siguientes ecuaciones:

−+ +↔ eHH 222

OHeHO 22 2221 ↔++ −+

La reacción global de la pila se muestra seguidamente, siendo el potencial de

equilibrio a concentraciones 1M y presiones parciales 101,325 kPa de productos y

reactivos.

OHOH 222 21 ↔+

Figura 32. Esquema de funcionamiento de una celda PEMFC

Las pilas de metanol directo DMFC son una variante de las pilas PEMFC en las que

el combustible es metanol. Se trata también de pilas ácidas en las que la reacción

anódica, catódica y global se muestran a continuación, siendo el potencial de equilibrio

a concentraciones de 1M y presiones parciales de 101,325 kPa de productos y reactivos

(metanol líquido y agua en los productos vapor).



0223

36623

66

2223

22

223

HCOOOHCH

OHeHO

eHCOOHOHCH

+↔+

↔++

++↔+

−+

−+

Figura 33. Esquema de funcionamiento de una celda DMFC

Ventajas e inconvenientes

La principal ventaja es su adaptabilidad a un gran número de aplicaciones, desde

MW hasta kW, ya sean portátiles o estacionarias, ya que la temperatura de trabajo no

es un impedimento en ningún caso. Al trabajar con temperaturas relativamente bajas,

su tiempo de encendido es bajo. Además pueden trabajar en cualquier orientación y

tienen altas densidades de potencia, en comparación con otros tipos de pilas de la

tabla, lo que les hace idóneas para aplicaciones de transporte y portátiles.

Por otro lado, el funcionamiento de las PEMFC a bajas temperaturas hace que la

cinética de las reacciones electroquímicas sea más difícil. Debido a esto es necesario

utilizar materiales electrocatalizadores. Los materiales más utilizados suelen ser

metales preciosos como platino o rutenio, lo que conlleva un aumento del coste de la

pila. Además el combustible se restringe casi exclusivamente a hidrogeno de elevada



pureza; si se quisiese utilizar cualquier otro combustible, como gasolina, gas natural,

etc., éste debería pasar por una etapa previa de reformado para producir hidrógeno.

Una alternativa al empleo del reformador es utilizar metanol directo, dando lugar a las

pilas DMFC ya comentadas. Si bien las ventajas de éstas son elevadas desde el punto

de vista de facilitar la aplicación al transporte (facilidad de manejo del combustible) un

inconveniente claro es la emisión de CO2, con lo que la reducción de este gas respecto a

un motor térmico vendría dada por el incremento de eficiencia.

Otro factor determinante en el funcionamiento de las PEMFC, como en el de

cualquier otra pila, es la necesidad de evacuar el calor producido con objeto de

mantener las condiciones isotérmicas. Esto puede ser un problema en algunas

aplicaciones, aunque puede constituir una ventaja en aplicaciones de cogeneración,

donde además de la energía eléctrica producida por la pila se puede aprovechar el

calor disipado.

Electrodos

El electrodo de una PEMFC está formado por un electrocatalizador disperso sobre

un material soporte poroso, que a su vez es conductor electrónico. Una capa difusora

de gases, que puede ser el propio soporte del electrocatalizador o un elemento

adicional, permite la difusión de los gases hacia el electrocatalizador.

El electrocatalizador es el centro en el que tiene lugar la reacción electroquímica. En

una PEMFC que opera con hidrógeno, el electrocatalizador lo constituyen partículas

nanométricas de platino. El platino es el material más activo para la oxidación del

hidrógeno y la reducción de oxígeno debido a que interacciona de forma óptima con

moléculas de los gases reactivo, y tiene además una alta estabilidad química en las

condiciones de reacción. El platino nanoparticulado tiene un área específica suficiente

para conseguir altas densidades de corriente, y por tanto de potencia.

Hay especies químicas que se absorben específicamente sobre las partículas de

platino impidiendo así el transcurso de la reacción electroquímica. Entre ellas destaca

el monóxido de carbono (CO), que bloque el electrocatalizador en concentraciones

superiores a 10ppm. El CO puede estar presente como impureza en el hidrogeno

obtenido tras un proceso de reformado, o puede formarse como intermedio de la

oxidación del metanol en el ánodo de una DMFC. Por esta razón, el platino se alea con



rutenio para ayudar así a la oxidación completa del CO. Otros compuestos nocivos que

se deben evitar son el amoníaco y los compuestos sulfurados.

El soporte debe ser un material buen conductor electrónico, con alta prosperidad,

alta superficie específica, químicamente inerte, y capaz de mantener la dispersión de

partículas del electrocatalizador. Estas condiciones le permiten hacer coincidir en su

seno las tres fases diferentes que participan en la reacción electroquímica. El material

más adecuado es el negro de carbón, a veces con aditivos, como Nafion, para mejorar

la adhesión.

Para que los gases lleguen de forma uniforme a todas las partículas del

electrocatalizador es necesaria la capa difusora de gases. Esta capa es un medio poroso

sobre el que sitúa el platino. Además es la que establece el contacto eléctrico entre el

platino y las placas bipolares. Por consiguiente la capa difusora de gases tiene que ser

porosa, hidrofóbica, químicamente estable y buena conductora de electrones. Se usan

telas de carbón.

Membrana

El electrolito de una PEMFC es una membrana polimérica conductora de protones.

La membrana debe tener alta conductividad electrónica, estabilidad química y debe ser

impermeable a los gases de reacción. El material que mejor cumple estas condiciones es

el Nafion, modelo 110, un polímero perfluorinado con cadenas laterales terminadas en

ácido sulfónico y perfluorosulfónico (PFSA).

La resistividad eléctrica de una membrana PFSA oscila entre 7 y 10 ohmios cm.

Además resulta necesario que la membrana conserve un alto grado de humedad, lo

que limita su temperatura de trabajo a unos 80 grados centígrados. De hecho, la

membrana es la que fija el límite superior de temperatura de funcionamiento de la pila.

El nivel de humedad se logra mediante la circulación de agua a través de la membrana.

El agua circula siguiendo diferentes procesos.

• Arrastre electro-osmótico de protones unidos a moléculas de agua. Este

flujo de agua deshidrata el ánodo de la pila e hidrata el cátodo.

• Flujo de retorno desde el cátodo por difusión debido al agua acumulada

en el cátodo por el arrastre electro-osmótico.



• Transporte de agua a través de células presurizadas de la membrana si el

cátodo está a mayor presión.

Figura 34. Esquema de circulación del agua en una PEMFC

El grado de hidratación de la membrana depende de varios factores como la

temperatura, la densidad de corriente, la presión y el flujo de gases.

A la unión de los dos electrodos, ánodo y cátodo, con la membrana se le conoce

como ensamblaje membrana-electrodos (MEA, Membrane-Electrode Assembly). Este

elemento se fabrica mediante prensado en caliente de los componentes.

Placas bipolares

Las placas bipolares permiten poner en serie las diferentes monoceldas que

constituyen una pila, teniendo además unos canales para realizar la distribución de

gases a los electrodos. Comprenden la mayor parte del volumen y peso de las pilas.

Los canales por los que fluyen los gases pueden tener disposiciones muy distintas.

Las más empleadas son las que tienen ranuras paralelas debido a las pocas pérdidas de

carga (aunque la acumulación de alguna impureza en un canal puede impedir el paso

de los gases, bajando la efectividad de la celda).

Los métodos de fabricación más comunes son el moldeo por inyección de grafito

mezclado con resinas poliméricas o el agregamiento a una placa de metal de espuma

de titanio (porosa, resistente a la corrosión y sellada en sus extremos para evitar



pérdidas). Además, éstas se construyen en dos mitades para facilitar los conductos de

refrigeración, evitando el sobrecoste que supondrían los taladros a los que sustituyen.

Pila

El diseño de la pila debe permitir que tanto agua como calor fluyan fácilmente de

las células. Por ejemplo, en el diseño de Ballard, se hace inyectando aire en exceso en el

cátodo para arrastrar el agua producida. El calor puede extraerse mediante un

refrigerante que fluye entre las placas.

El ensamblaje de celdas en la pila se mantiene unido por medio de fijaciones

mecánicas que aplican una fuerza de compresión adecuada desde dos placas finales.

Estas placas también tienen que permitir el flujo de aire, de combustible, y de

refrigerante, así como de la transmisión de la potencia eléctrica fuera de la pila.

4.5.2 Pilas de combustible de electrolito alcalino (AFC)

Las pilas de combustible de electrolito alcalino son pilas de baja temperatura que

funcionan según los fundamentos de las pilas de combustible básicas o alcalinas, esto

es, la reacción se produce gracias a los grupos hidroxilos (que son los que se trasladan

por el electrolito).

Al igual que en las pilas ácidas, aumentar la presión y la temperatura reduce las

pérdidas de activación (aunque aumenta las fugas), aumentando el voltaje de una

manera notable: sobre 0,12 V aumentando la temperatura de 30 a 60º (a más

temperatura el incremento es menor). Por ello la temperatura mínima de trabajo de

estas pilas se cifra en unos 60º, dependiendo de la potencia de la célula, la presión de

los reactivos y la concentración del electrolito.

En el ánodo la reacción que se produce es:

−− +↔+ eOHOHH 222 22

Dichos electrones reaccionan con el oxígeno y parte del agua producida en la

reacción anterior, liberando los hidroxilos tomados en al ánodo:

−− ↔++ OHeOHO 2421

22



La reacción global sería:

OHOH 222 21 ↔+

Siendo el potencial de equilibrio a concentraciones 1 M y presiones parciales de

101,325 kPa de productos y reactivos E0re v = 1,184 V.

Figura 35. Esquema de funcionamiento de una celda AFC


Las principales ventajas de este tipo de pilas son:

• Menores pérdidas de activación que sufren las reacciones de las pilas

básicas frente a las acidas gracias a reacciones más favorables (la mayor

pérdida en pilas de baja temperatura), que le permiten trabajar con

mayores voltajes.

• Menor coste y complejidad asociado al electrolito y electrodos.

• Presenta un amplio rango de catalizadores.

• Bajos costes de catalizadores.

• La cinética electródica del O2 es mejor que en las PAFC.



Sin embargo, este tipo de pilas tiene el inconveniente de que el electrolito reacciona

con cierta facilidad con el dióxido de carbono, provocando pérdidas de efectividad

(por la reducción de la concentración del electrolito) y precipitados que aumentan las

pérdidas de carga. Hasta que tengan una solución, dichos problemas ocultan las

grandes ventajas de estas pilas.

Electrodos

Los electrodos modernos suelen estar formados por una malla de níquel rellena de

una mezcla de PTFE (Politetrafluoroetileno) y un catalizador menos noble y caro que

en las PEMFC denominado no-platino, sustentado sobre polvo de carbono.

Los electrones, al igual que en las pilas ácidas, deben pasar por un circuito externo

para que la electricidad producida sea aprovechada. Los grupos hidroxilos atraviesan

el electrolito para que la reacción se produzca de manera continua, al igual que la

mitad de las moléculas de agua generadas en la reacción deben también pasar por él,

pero en sentido inverso.

Electrolito

Debido a que el electrolito es atravesado por agua, debe ser de una solución alcalina,

siendo el hidróxido sódico o potásico (en este caso el electrolito es liquido) los más

empleados, ya que son baratos, solubles y no excesivamente corrosivos.

Placas bipolares

Ya que los electrodos están formados por una malla de níquel rellena de una mezcla

de PTFE, y al ser este un material aislante, las conexiones entre electrodos de diferentes

celdas no pueden realizarse mediante placas bipolares. En su lugar se realizan

mediante cables entre los extremos de las mallas de níquel, lo que las proporciona una

cierta flexibilidad en su disposición.

4.5.3 Pila de ácido fosfórico (PAFC)

En la pila de ácido fosfórico se producen las mismas reacciones de una manera

similar a la pila de membrana, pero a una temperatura de 200º C (por lo que es una pila

de media temperatura). Es la pila más desarrollada debido a ser la primera en ser

descubierta.



La influencia de la presión, temperatura y presencia de CO y azufre de los gases es

similar a las pilas de membrana, aunque el efecto de la falta de concentración de

combustible no es muy notable por la poca irreversibilidad en el ánodo.

Las reacciones anódica, catódica y global aparecen, por este orden, a continuación.

−+ +↔ eHH 222

OHeHO 22 2221 ↔++ −+

OHOH 222 21 ↔+

El potencial de equilibrio es a concentraciones de 1 M y presiones parciales de

101,325 kPa de productos y reactivos. E0re v = 1,184 V.

Figura 36. Esquema de funcionamiento de una celda PAFC




Los problemas de esta pila son, entre otros, la pérdida de eficacia por la

aglomeración del catalizador por el funcionamiento, y la reacción del electrolito con el

carbono del electrodo a voltajes de 0,8 V.

También se pueden mencionar otros problemas tales como:

• El H2 es el único combustible adecuado para la oxidación directa.

• El CO es un veneno anódico.

• Se deben emplear catalizadores de alto coste.

• La cinética del O2 es irreversible.

• El electrolito es de baja conductividad.

Por otro lado las PAFC también presentan algunas ventajas:

• El electrolito rechaza el CO2.

• Presentan un alto rendimiento para aplicaciones de cogeneración.

Electrodos

Como en la pila de polímero, también se usan electrodos para la difusión del

oxigeno y del hidrógeno, así como catalizadores de platino o aleaciones de platino

soportados sobre polvo de carbono.

Electrolito

El electrolito está compuesto por ácido fosfórico (H3 PO4), el único acido inorgánico

común con baja volatilidad y alta estabilidad y que es tolerante con la presencia de

dióxido de carbono. El electrolito está contenido por capilaridad en los poros de una

matriz. Para evitar tensiones se mantiene a una temperatura superior a 42º C

(temperatura de solidificación) y debe reponerse durante la operación por las pérdidas

del mismo durante periodos largos a alta temperatura.



Matriz

Está compuesta por partículas de carburo silíceo con una pequeña cantidad de

PTFE. La composición de la estructura consiste en una capa de PTFE con el electrolito a

un lado y papel de carbón al otro, siendo esta la zona de contacto con los gases. Suele

darse un tratamiento de nitrógeno para evitar la corrosión del carbono.

Placas bipolares

La pila se forma por la unión de celdas mediante placas bipolares nervadas que

suministran a los electrodos sus respectivos gases. Dichas placas bipolares están

fabricadas de grafito con canales mecanizados a cada lado, que provocan un mejor

reparto de los gases reactivos (hidrógeno y oxígeno), el cual se realiza por difusores de

manera externa.

Refrigeración

La refrigeración se lleva a cabo mediante unos tubos colocados cada 5 células. Se

puede hacer por aire, agua presurizada o dieléctricos.

4.5.4 Pila de carbonatos fundidos (MCFC)

La pila de carbonatos fundidos es una pila de alta temperatura que trabaja en torno

a los 650ºC. Actualmente se encuentra en un estado de desarrollo comprendido entre

las pilas de ácido fosfórico y las de óxidos sólidos.

Su electrolito es una mezcla bifásica de carbonatos metálicos (como litio y potasio o

litio y sodio) contenido en una matriz cerámica porosa de LiAlO2. A altas

temperaturas, se forma una sal fundida con excelentes propiedades conductoras para

el paso de los carbonatos, aunque tiene un importante efecto en cuanto a pérdidas

óhmicas (acumulando el 70% de estas pérdidas).

Las reacciones anódica, catódica y global vienen dadas por las siguientes

ecuaciones. El potencial de equilibrio es a concentraciones 1 M y presiones parciales de

101,325 kPa de productos y reactivos E0rev = 1,184 V.



2322

222

32

221

2

−−

−−

↔++

++↔+

COeCOO

eCOOHCOH

OHH 222 021 ↔+

Otra alternativa es la siguiente:

En el ánodo:

−− +↔+ eCOCOCO 22 22

3

En el cátodo:

2322 2

21 −− ↔++ COeCOO

Global:

2221 COOCO ↔+

Siendo por lo tanto su potencial de equilibrio a concentraciones 1 M y presiones

parciales de 101,325 kPa de productos y reactivos E0rev= 1,333 V.

Usualmente el CO2 producido en el ánodo es reciclado por un circuito externo hacia

el cátodo, dónde se consume.

A las temperaturas de operación, aleaciones de níquel (cátodo) y óxido de níquel

(ánodo) son catalizadores adecuados para promover la reacción sin metales nobles.



Figura 37. Esquema de funcionamiento de una celda MCFC


La alta temperatura de operación de las MCFC permite una mayor flexibilidad de

combustible, siendo posible reformar gas natural, alcoholes, gas de vertedero, gas

sintético procedente del coque del petróleo, carbón, biomasa, etc. para generar

hidrógeno para la celda de combustible, tal como muestra la siguiente ecuación.

224 3HCOOHCH +↔+

El reformado necesario para usar estos combustibles se puede llevar a cabo fuera de

la pila (reformado externo) o dentro (reformado interno directo o indirecto). La figura

que sigue ilustra esta tipología para el caso de empleo de metano.

Figura 38. Esquema de los tipos de reformado externo e internos



Otras ventajas de este tipo de pilas, derivadas de su temperatura de operación, son:

• Rápida cinética en electrodos.

• Alta calidad del calor disponible.

• Posible ventaja económica sobre PAFC.

Por otro lado, las MCFC presentan una serie de problemas o inconvenientes que

deben ser superados si se quiere que su comercialización se lleve a cabo. Estos

problemas son los siguientes:

• Disolución del cátodo de NiO: el cátodo de NiO poroso ampliamente

utilizado en las MFCF, no es estable en condiciones de trabajo, ya que se

disuelve formando iones Ni2+ que se mueven dentro de la matriz hacia el

ánodo. Al mismo tiempo, el hidrógeno se difunde en la matriz desde el

ánodo provocando la reducción de los iones Ni2+ a níquel metálico que

precipita en los poros de la matriz. Esto ocasiona un cortocircuito a través

de la matriz, que da como resultado una reducción en la eficiencia de la

celda. Este proceso depende principalmente de la presión parcial de CO2

en el cátodo y de la presión parcial de H2 en el ánodo, el espesor de la

matriz y la composición del electrolito.

• Pérdida de electrolito: ocurre durante la operación debido a la reacción

del electrolito con los componentes del �stack� produciendo la litiación

del cátodo de níquel y de las fibras de Al2O3 de la matriz, y la corrosión de

los componentes estructurales. Estos procesos causan la pérdida de

electrolito durante las primeras 1.000 horas de operación. Este proceso

depende principalmente de la presión parcial de H2O, de la presión

parcial de CO2, caudal de gas, temperatura y composición del electrolito.

• La capacidad de retención del electrolito: la matriz de estructura a-LiAlO2

se transforma a la fase α-LiAlO2, de mayor densidad, durante la

operación del �stack�. Este proceso es acompañado por el crecimiento de

las partículas y el crecimiento del tamaño de poro de la matriz. Esto

puede llevar a una pérdida de retención capilar del electrolito en la



matriz, lo que causa una distribución del electrolito que finalmente

producirá el �cruce� del gas.

• El agrietamiento de la matriz: la matriz debería ser impermeable a los

gases para la separación del oxidante y combustible. Si ocurre un

agrietamiento en la matriz, los gases oxidante y combustible

reaccionarían (�cruce�) y se produciría un sobrecalentamiento local en la

celda. Adicionalmente, la reducción del cátodo u oxidación del ánodo

causaría una pérdida de rendimiento. Los ciclos térmicos del �stack� son

considerados como la principal causa que provoca el agrietamiento de la

matriz.

• Deslizamiento a alta temperatura de los componentes porosos: los

ánodos Ni-Cr son susceptibles a deslizar cuando se sitúan bajo la carga de

torsión requerida en la celda para minimizar la resistencia de contacto

entre componentes.

• Corrosión de las placas separadoras: es uno de los principales problemas

que afectan al tiempo y vida útil de las MCFC y de elevado coste. Puede

producir un cortocircuito si los productos de corrosión son conductores, y

puede llegar a una reacción directa del oxidante y combustible si la placa

separadora se perfora. La corrosión de las placas en las regiones de

sellado, en contacto directo con el eutéctico de carbonato, es más severa

causando una pérdida de electrolito y un incremento en la resistencia

óhmica.

• La desactivación del catalizador: la desactivación del catalizador puede

ocurrir principalmente por sinterización con el material soporte o

cristalización del níquel, así como por el transporte del electrolito, por

migración o evaporación, y su posterior deposición, llenando los poros

del soporte y desactivando el catalizador.



Figura 39. Problemas que presentan los actuales componentes de las MCFC

Electrolito

Está formado normalmente por un eutéctico de carbonato alcalino, Li2CO3-K2CO3

(62-38 mol %). Actualmente, se está considerando reemplazar esta composición por

Li2CO3-Na2CO3 (52-48 mol %). La composición del electrolito afecta al rendimiento y

durabilidad de las MCFC. Los electrolitos enriquecidos en litio presentan mayores

conductividades iónicas y, por tanto, menores pérdidas por polarización óhmica

debido a la alta conductividad iónica del Li2CO3, comparada con Na2CO3 y K2CO3. Sin

embargo, la solubilidad del gas y la difusión son menores, siendo la corrosión más

rápida en Li2CO3.

Matriz

Es el soporte del eutéctico de carbonatos, compuesta por un material cerámico

poroso, γ-LiAlO2, de partículas subatómicas, aislante, químicamente inerte e insoluble

al electrolito. Este soporte, que es la estructura cristalina más estable del aluminato de

litio, es impregnado por el eutéctico de carbonatos. Aproximadamente un 70% de la

resistencia óhmica de la celda se debe a la matriz, por lo que es necesario reducir su

tamaño (0,3 mm).



Electrodos

El ánodo está constituido de níquel poroso que contiene de 2 al 10% de cromo o

aluminio. Presenta un diámetro de poro de 3 a 5 mm, una porosidad de 55 al 80%, un

espesor de 0,20 a 1,5 mm y una superficie específica de 0,1 a 1 m2/g. El cromo se añade

para eliminar los problemas de sinterización del ánodo.

El cátodo consiste en óxido de níquel litiado con una cantidad estimada de litio del 1

al 4%, y es formado in situ por oxidación, seguido de la litiación, de una placa de

níquel poroso. El NiO preparado así mantiene una estructura porosa y adquiere una

alta conductividad que asegura una eficaz operación del electrodo. Las características

principales de su estructura son: un diámetro de poro de 7 a 15 µm, una porosidad

inicial del 70 al 80% y del 60 al 65% después de la oxidación y litiación, un espesor de

0,5 a 1 mm y una superficie específica de 0,5 m2/g.

Las placas bipolares

Separan el ánodo del cátodo adyacente en un �stack� que contiene varias celdas

individuales. Las regiones de sellado, formadas por la extensión electrolito/matriz

presionadas entre dos placas individuales, evitan la fuga de los gases reactantes. En el

lado catódico, se utiliza acero inoxidable sin tratar, y en el lado anódico, la misma clase

de acero inoxidable pero bañado en níquel puro debido a que la capa de óxido formada

sobre el acero inoxidable no protege al metal base, mientras que el níquel es estable en

una atmósfera reductora. En las zonas de sellado el acero inoxidable es protegido por

una capa de aluminio.

4.5.5 Pila de óxido sólido (SOFC)

La pila de óxido sólido es un dispositivo que usa un material cerámico como

electrolito debido a sus temperaturas de trabajo de hasta 1.100ºC, lo que significa que

es completamente sólido. Es por tanto más simple que las otras pilas de media y alta

temperatura descritas. Por ello, no ocurren los mismos problemas que con los

electrolitos de las PAFC Y MCFC (en los que hay que tener cuidado con los cambios de

fase del electrolito para evitar dañar la estructura), y las altas temperaturas hacen que

no se precisen metales preciosos como catalizadores.



Cuando su rango de operación está por debajo de los 800ºC se denominan pilas de

combustible de óxidos sólido de temperatura intermedia (IT-SOFC); en caso contrario

se denomina de alta temperatura (T-SOFC).

De la misma forma que en la MFCF, el monóxido de carbono también reacciona en

la pila con el oxígeno, de manera que se pueden obtener voltajes similares a los que se

obtendrían como si de hidrógeno se tratara.

Las reacciones anódica, catódica y global de la pila se muestran a continuación,

siendo el potencial de equilibrio a concentraciones 1 M y presiones parciales de 101,325

kPa de productos y reactivos E0rev= 1,184 V.

OHOH

OeO

eOHOH

222

22

22

2

21

221

2

↔+

↔+

+↔+

−−

−−

Otra alternativa es la siguiente:

En el ánodo:

−− +↔+ eCOOCO 222

En el cátodo:

22 2

21 −− ↔+ OeO

Global:

2221 COOCO ↔+

Siendo por lo tanto su potencial de equilibrio E0rev= 1,333 V.

Y por último:



En el ánodo:

−− ++↔+ eCOOHOCH 824 222

4

En el cátodo:

22 482 −− ↔+ OeO

Global:

2224 22 COOHOCH +↔+

Figura 40. Esquema de funcionamiento de una celda SOFC

Existen dos configuraciones físicas para esta pila: plana y tubular.

• Plana: es la común en el resto de pilas de combustible. Permite una

conexión sencilla entre celdas. La captación de corriente en dirección

perpendicular en un �stack� con configuración plana debe tener una

mayor polarización óhmica que en la configuración tubular, y por tanto

debe ser mayor el rendimiento global. Por otro lado el principal problema

de la configuración planar es el sellado de cada celda. Si éste no se realiza



de forma adecuada puede producir el paso del reactante anódico al

compartimento catódico (�cruce�).

• Tubular: este tipo de diseño elimina el problema de un sellado

defectuoso. El cátodo, la celda de interconexión, el electrolito y el ánodo

se depositan por este orden sobre un soporte tubular poroso cerrado en

un extremo de circonia estabilizada con calcio. El gas oxidante se

introduce a través del tubo central de alúmina y el combustible se

suministra por la cara exterior del tubo cerrado en un extremo,

recorriendo ambos la celda en direcciones paralelas. En este tipo de

diseño, las celdas son ordenadas a lo largo del soporte tubular y se

conectan en serie por medio del material de interconexión cerámico. El

rendimiento de esta configuración es inferior al de la configuración

planar.


Como principales ventajas de las SOFC se pueden citar las siguientes:

• Alta calidad del calor disponible.

• CO puede usarse como combustible.

• Rápida cinética de electrodos.

• El reformado externo no es necesario.

• Elevados rendimientos.

• El reciclado del CO2 es innecesario.

• No existe problema de gestión de electrolito.

• La composición del electrolito es invariante.

No obstante también son de gran interés los problemas tecnológicos que presentan

los distintos componentes de estas pilas:



• Electrolito: el electrolito actual YSZ requiere una temperatura de

operación de 1.000ºC para alcanzar la conductividad iónica necesaria.

Además, la conductividad iónica disminuye con el tiempo de operación.

Los materiales alternativos que presentan una mayor conductividad que

el YSZ en aire son: óxido de bismuto, ceria dopada y galiato de lantano

dopado.

• Cátodo: la manganita de lantano modificada con estroncio no puede ser

utilizada como material catódico a temperaturas inferiores a 800ºC ya que

presenta un pobre rendimiento en la reacción de reducción del oxígeno a

baja temperaturas.

• Ánodo: las condiciones de operación de las SOFC hacen que el ánodo

trabaje en atmósferas altamente reductoras y además con algunas

partículas y trazas de hidrocarburos más pesados compuestos de azufre.

Por otro lado, con metano y otros hidrocarburos en el reformado interno

si la cantidad de vapor es insuficiente entonces ocurre la deposición de

carbón. Esto tendría un efecto de bloquear los poros y restringir el flujo

de gases lo que degradaría la operación debido a la pérdida de centros

activos de reacción.

• Placas bipolares o de interconexión: el material más utilizado es LaCrO3,

que presenta una conductividad térmica extremadamente baja, lo que

provoca gradientes térmicos en �stack�. Como la expansión del material

es diferente al calentarse en atmósferas oxidante o reductora se producen

tensiones que pueden quebrar el �stack�. Además es frágil y los costes

asociados con fabricación, forma y mecanización son relativamente caros.

Cuando se reduce la temperatura de operación (inferior a 800ºC) se

reduce la conductividad electrónica y no puede ser empleado como placa

de interconexión.

• El material sellante: vidrios, cerámicos y compuestos vidrio-cerámicos

son los materiales más utilizados. Los sellos cerámicos y de vidrio tienen

que ser cuidadosamente diseñados y se pueden degradar a causa de los

ciclos térmicos del �stack� y a causa del tiempo de operación debido a los

cambios en la viscosidad y en la composición química producidos por la



volatilización de algunas especies y por la reacción con otros

componentes de la celda de combustible.

Electrolito

Debe ser un conductor iónico en un amplio rango de presiones parciales de oxígeno.

El coeficiente de transporte de los aniones oxígeno debe ser lo más próximo posible a

uno y tener una componente electrónica en su mecanismo de conducción cercana a

cero, de forma que no se cortocircuite el sistema. No tiene que permitir la permeación

de oxígeno o combustible entre las dos caras, y presentar una resistencia mecánica

suficiente para constituir el material de la celda. El material más utilizado es la circonia

dopada con itria (YSZ).

Electrodos

El cátodo debe presentar una porosidad elevada al igual que el ánodo para facilitar

el paso de gas hasta la interfase del electrolito, donde tiene lugar la reducción del

oxígeno, mostrar una gran actividad catalítica para esa reacción y ser estable en

atmósfera oxidante. Sólo los metales nobles y óxidos con elevada conductividad

electrónica satisfacen estas características. Los metales nobles como el platino, paladio,

y plata no son interesantes debido a su alto coste y a su inestabilidad a largo tiempo de

operación.

El ánodo debe ser un conductor electrónico, químicamente estable en atmósferas

reductoras. Además debe tener una actividad catalítica elevada en la reacción de

oxidación, aumentando su velocidad y disminuyendo las pérdidas por polarización del

electrodo. Debe ser un material poroso para facilitar el intercambio de combustible

entre el compartimento anódico y la interfase ánodo-electrolito, donde se produce la

reacción. Actualmente, se utiliza un cermet de níquel metálico en un esqueleto de

circonia estabilizada que inhibe la sinterización de las partículas metálicas y

proporciona un coeficiente de expansión térmica con los demás materiales de la celda.

Placa bipolar

Carece de poros que puedan permitir el paso de gas, tiene que ser químicamente

estable tanto en atmósferas oxidantes como en reductoras. Además debe tener una

conductividad electrónica alta y una conductividad iónica despreciable. El principal



problema que presentan las placas bipolares es la formación de óxidos en el lado

catódico que aumentan considerablemente la resistencia electrónica.

Material sellante

Es requerido en el diseño planar y asegura que los gases oxidantes y combustible

pasen a través de sus caminos individuales. La mayoría de los materiales utilizado son

vidrios, cerámicos y compuestos cerámicos-vidrio.



5Formas de almacenamiento de

hidrógeno



5 Formas de almacenamiento de hidrógeno

5.1 Introducción

El almacenamiento de hidrógeno otorga la capacidad que necesita la tecnología para

el avance tanto del hidrógeno como de las pilas de combustible en el transporte, para

usos estacionarios y para aplicaciones portátiles. Por ello, el objetivo de la investigación

en este momento se centra en desarrollar y demostrar tecnologías de almacenamiento

de hidrógeno viables para aplicaciones de transporte y estacionarias.

Al igual que ocurre con los procesos de producción, existen varios procedimientos

para almacenar hidrógeno, enfrentándose todos ellos a la realidad expuesta en la

Figura 41, y es que el hidrógeno almacena mucha energía por unidad de masa, pero

muy poca por unidad de volumen, como muestra la comparativa efectuada en la

Figura 42. Este hecho motiva que el almacenamiento de hidrógeno, es decir, la forma

de incrementar la densidad volumétrica del procedimiento, sea un campo de

investigación muy activo, relacionado estrechamente con el avance en la tecnología de

nuevos materiales.

Figura 41. Eficiencias volumétricas y másicas de diferentes tecnologías de almacenamiento de hidrógeno. 1) Poder

calorífico inferior del hidrógeno respecto a su volumen (líquido o comprimido) o al volumen del material de

almacenaje (carbón activado e hidruros). 2) Poder calorífico del hidrógeno respecto al volumen del sistema de

almacenamiento. Datos de 2003. 3) Masa de hidrógeno contenida en el sistema respecto a la masa del sistema lleno,

incluidos elementos auxiliares. Datos de 2003. 4) Masa de hidrógeno contenida en el sistema respecto a la masa del

sistema lleno, incluidos elementos auxiliares. Proyección a 2015. [LIN-MOR]



Figura 42. Densidad energética por unidad de peso (peso referido al propio vector, no al contenedor)

Figura 43. Densidad energética por unidad de volumen. (El hidrógeno se supone comprimido a 700 bar. El volumen

es del propio vector energético, no del contenedor)

El Departamento de Energía de Estados Unidos, DOE, ha planteado unos objetivos

de los sistemas de almacenamiento de hidrógeno de 1.5 kWh/litro y 4 $/kWh para

2010, así como de 2.7 kWh/litro y $2/kWh para 2015 [WWW19].

La Figura 41 expresa las eficiencias volumétricas y másicas para distintas

tecnologías de almacenamiento, según la Unión Europea [HPF_05]. Como puede

observarse, los sistemas de mejores prestaciones desde el punto de vista del hidrógeno

almacenado por unidad de peso son el hidrógeno líquido y el comprimido. Los

hidruros proporcionan sistemas de elevada densidad energética por unidad de

volumen, pero de poca masa de hidrógeno almacenada por unidad de peso, a

excepción de los hidruros químicos, que resultan competitivos en cuanto a prestaciones

con el hidrógeno líquido y comprimido.



5.2 Hidrógeno comprimido

El almacenamiento como gas comprimido es el más sencillo, aunque las densidades

energéticas conseguidas son las menores a menos que se emplee alta presión, ya que la

densidad energética depende linealmente de la presión si se supone un

comportamiento como gas ideal. Las presiones de trabajo actuales son de 200 bar,

llegando a 700 bar en los equipos más avanzados. El consumo energético de este

procedimiento viene dado por la necesidad de comprimir el hidrógeno. La Figura 44

presenta la mínima energía de compresión requerida, respecto a la energía química

contenida en el hidrógeno, según la presión de almacenamiento. Hay que hacer notar

que dichos consumos de energía se han calculado para compresiones isotermas

reversibles, siendo los consumos reales mayores. Así, el 5,3% teórico para alcanzar 200

bar se convierte en realidad en algo menos del 10%. En cualquier caso, la curva no

crece linealmente, lo que supone que en términos relativos resulta más eficaz trabajar a

altas presiones. Así, el mínimo consumo para alcanzar los 700 bar es 6,5%, es decir, sólo

un 22% más que para alcanzar 200 bar, habiéndose incrementado la presión 3,5 veces.

La desviación con la realidad se mantiene, siendo el consumo real para llegar a 700 bar

de aproximadamente un 15% de la energía química almacenada en el hidrógeno.

Figura 44. Mínimo consumo de energía para comprimir hidrógeno desde 1 atm y 20ºC. El consumo se refiere al poder

calorífico inferior del hidrógeno.



La densidad energética del hidrógeno gas puede mejorarse almacenando hidrógeno

a presiones más altas. Esto requiere mejoras en los materiales y en el diseño para poder

asegurar la integridad del tanque. También se requieren avances en tecnologías de

compresión para mejorar las eficiencias y reducir el coste de producir hidrógeno

presurizado.

Se encuentran bajo desarrollo tanques de fibra de carbón reforzada de hidrógeno

comprimido de 350 y 700 bar por Quantum Technologies y otras empresas. Estos

tanques se encuentran ya en uso en vehículos prototipo de hidrógeno. La capa interna

del tanque está compuesta por un polímero de alto peso molecular que actúa como una

barrera impermeable para el hidrógeno. Un armazón de resina carbono-epoxy se

coloca por encima de la capa anterior, y constituye la estructura de soporte de la

presión del gas. Por último, un armazón externo previene de los impactos a las capas

internas aportando resistencia a daños. El regulador de presión para el tanque de 700

bar se coloca en el interior del tanque. También dentro se coloca un sensor para

comprobar la temperatura durante el proceso de llenado, cuando se calienta el tanque.

La autonomía de los vehículos con pila de combustible y con depósitos de

hidrógeno gaseoso a presión depende, por supuesto, del tipo de vehículo, del diseño y

de la cantidad y de la presión del hidrógeno almacenado. La autonomía, mediante la

presión y la cantidad de hidrógeno juega a costa del coste de construcción y del espacio

utilizable del vehículo. La capacidad volumétrica, la alta presión y el coste son por

tanto retos clave para los depósitos de hidrógeno comprimido. Los tiempos de

repostaje, las penalizaciones energéticas en la compresión y las necesidades de gestión

del calor durante la compresión también deben considerarse, puesto que la masa y la

presión del hidrógeno en el depósito del vehículo se han incrementado.

Los temas importantes sobre los tanques de hidrógeno comprimido giran alrededor

de la alta presión, el peso, el volumen, el diseño de los espacios y el coste. El coste de

estos tanques está determinado esencialmente por el de la fibra de carbono que debe

usarse para que la estructura de refuerzo sea ligera. En este sentido, se están haciendo

esfuerzos en el mundo de la investigación para identificar fibra de carbono a menor

coste que pueda soportar la alta presión y cumpla las especificaciones de seguridad

para este tipo de tanques. Sin embargo, las fibras de carbono de menor coste deberán

aún ser capaces de cumplir los límites de grosor del tanque para ayudar a alcanzar los



objetivos de capacidad volumétrica. Por tanto, reducir el coste sin comprometer el peso

y el volumen es un reto clave.

Se están promoviendo dos enfoques para incrementar las capacidades volumétricas

y gravimétricas de los tanques de hidrógeno comprimido a partir de sus niveles

actuales. La primera de ellas se trata de los tanques crio-comprimidos y se basa en el

hecho de que, a una presión y volumen fijos, la capacidad volumétrica del tanque

aumenta al disminuir la temperatura del mismo. Por tanto, al enfriar el tanque desde

temperatura ambiente hasta la temperatura de nitrógeno líquido (77°K), su capacidad

volumétrica se multiplicará por un factor cuatro, aunque la capacidad volumétrica del

sistema completo será algo menor debido al volumen necesario para el sistema de

refrigeración.

El segundo enfoque está relacionado con la moldeabilidad de los tanques en su

diseño. Los actuales depósitos de gasolina son altamente moldeables para ganar el

máximo de espacio para uso de ocupantes. El concepto más importante para que un

depósito se pueda hacer modelable se basa en la localización de las estructuras que

soportan la presión.

Figura 45. Depósito de hidrógeno gas comprimido

La tecnología de compresión y almacenamiento de hidrógeno comprimido es una

tecnología madura, aunque en los últimos años se han hecho grandes esfuerzos en

desarrollo para pasar de los 200 bar a los equipos más avanzados de 700 bar.

Dentro de las instalaciones de hidrógeno comprimido se pueden distinguir:



• Las instalaciones con gran volumen de almacenamiento donde es importante

el coste, y no lo es el volumen o la masa del sistema, por tratarse de

instalaciones estacionarias. Para reducir el coste se suelen utilizar espacios

libres enterrados como cuevas o acuíferos (naturales o artificiales; muchas

veces son yacimientos de gas naturales vacíos), en los que se puede

almacenar el hidrógeno a pocos milibares y en algunos casos hasta unos 10

bar (lo que supone un gasto muy pequeño en compresión).

• En las pequeñas instalaciones estacionarias normalmente se busca una

solución de compromiso entre el coste, empleando para ellos equipos

estándares y el volumen y la masa, ya que normalmente se transporta el

hidrógeno hasta estas instalaciones en camiones. Se suelen utilizar botellas

de acero estándar con presión de 200 bar, y volúmenes de 10 ó 50 litros.

• Para instalaciones móviles (transporte o dispositivos portátiles) las botellas

de acero no satisfacen plenamente los requerimiento planteados, ya que son

pesadas y la presión no es suficientemente alta para que sean poco

voluminosas. En los últimos años se han desarrollado materiales avanzados,

siguiendo varias líneas (aluminio, compuestos, polímeros, fibras, etc.), que

presentan un peso muy inferior al acero manteniendo unas buenas

propiedades mecánicas de resistencia. Además estos materiales consiguen

almacenar hidrógeno a más alta presión, siendo hoy en día bastante habitual

la de 300 ó 350 bar, y existiendo desarrollos de depósitos de hasta 700 bar

que están empezando a salir al mercado. Este procedimiento de

almacenamiento resulta común en flotas de autobuses, estando favorecido

por la experiencia con vehículos de gas natural [AREN03].

5.3 Hidrógeno líquido

La tecnología criogénica del hidrógeno no está tan extendida como lo está la del

hidrógeno comprimido, pero ha alcanzado un alto nivel de madurez, y mantiene una

cuota de mercado importante. No obstante es una tecnología compleja que parece que

quedará reservada al uso industrial por las complicaciones asociadas al uso

generalizado por los ciudadanos. Pese a ello se considera el suministro de hidrógeno

líquido para vehículos mediante el uso de brazos robóticos que manipulen las



mangueras, etc. Aun así, el principal campo de aplicación es el almacenamiento a gran

escala, incluyendo especialmente el transporte transoceánico en barco.

La densidad energética del hidrógeno puede incrementarse respecto al

almacenamiento en estado gaseoso mediante el almacenamiento en estado líquido. Las

variables relacionadas entre sí en los tanques de hidrógeno líquido son la evaporación,

la energía necesaria para llevar a cabo el proceso de licuefacción, el volumen y el peso

del tanque y su coste. Los requerimientos energéticos de la licuefacción son elevados;

generalmente del 30% del poder calorífico del hidrógeno. Son necesarios nuevos

enfoques que puedan rebajar estas necesidades energéticas y con ello el coste del

proceso. La evaporación de hidrógeno debe minimizarse o eliminarse para mejorar el

coste, la eficiencia, y la autonomía, así como la seguridad en espacios confinados. Se

necesita muy buen aislamiento para los tanques criogénicos, lo cual reduce la

capacidad gravimétrica y volumétrica del sistema al incrementar el peso. La capacidad

volumétrica del hidrógeno liquido es de 0.07 kg/l, comparada con los 0.03 kg/L de los

tanques a 700 bar.

La temperatura de saturación del hidrógeno a 1 atm es de unos 20 K (-253ºC). Esa es

la máxima temperatura a la que el hidrógeno existe como líquido a presión ambiente, y

que por tanto debe ser mantenida para poder almacenarlo en ese estado. Esto presenta

dos problemas: alcanzar esa temperatura y mantenerla.

Pese a que el calor necesario para condensar hidrógeno a presión ambiente e

inicialmente a 20ºC representa sólo el 3,2% de la energía química contenida en él este

procedimiento no es viable, pues exigiría disponer de un foco térmico de temperatura

inferior a 20 K, para lo que habría que disponer de un sistema frigorífico que como

mínimo demandase (293-20)/20 kWh de energía por cada kWh de frío producido, es

decir, que en el mejor de los casos se estaría consumiendo casi un 44% del poder

calorífico inferior del hidrógeno almacenado. El proceso de condensación empleado

más frecuentemente es el método Linde que requiere suministrar hidrógeno gaseoso a

baja temperatura (como máximo a 183 K para que el sistema comience a funcionar).

Esta baja temperatura se puede suministrar a partir de nitrógeno líquido (77 K a

presión atmosférica) obtenido en una planta auxiliar [HAYW00]. Existen diversas

variaciones sobre el proceso Linde, entre ellas la de Claude y Heylandt. Con carácter



general puede decirse que el proceso de licuefacción demanda un 30% de la energía

química del hidrógeno almacenada [WWW16,17].

Otro inconveniente del hidrógeno líquido es la necesidad de mantener el recipiente

a 20 K. Ello se logra como en los tanques de gas natural, recurriendo a cámaras de

vacío en las paredes, aunque en el caso del gas natural la temperatura a la que hay que

mantenerlo es de 112 K. El consumo energético demandado por este sistema se cifra

entre el 1 y el 2% de la energía almacenada.

Actualmente se está estudiando un sistema híbrido entre la compresión y la

licuefacción, el llamado hidrógeno �crio-comprimido� [WWW17]. Se trata de

hidrógeno gaseoso a presión pero a temperatura criogénica (77 K, lograda mediante

nitrógeno líquido). Este sistema presenta similares prestaciones volumétricas que el

hidrógeno licuado pero reduce considerablemente las pérdidas por evaporación, así

como la energía consumida. Los tanques de hidrógeno líquido están demostrándose en

vehículos de hidrógeno, y el sistema híbrido crio-comprimido está en laboratorio.

5.4 Hidruros metálicos

El almacenamiento en hidruros metálicos se realiza por medios químicos,

estableciéndose un proceso de �carga� del hidruro (adsorción) y otro de �descarga�

(desorción). En el proceso de adsorción es preciso reducir la temperatura y retirar calor

del hidruro, favoreciéndose así el proceso de carga de hidrógeno en el hidruro. Por el

contrario, en el proceso de desorción es preciso calentar el hidruro y operarlo a una

temperatura elevada, de modo que se favorece el proceso de liberación del hidrógeno

contenido en el hidruro. Se habla de hidruros de alta temperatura cuando la desorción

se realiza entre 150 y 300ºC; por el contrario, en los hidruros de baja temperatura la

desorción se realiza entre 20 y 90ºC. En cuanto a las presiones, la adsorción se lleva a

cabo entre 30 y 55 bar y la desorción entre 0,7 y 10 bar [MART05]. Suponiendo que el

calor necesario para la desorción procede de calores residuales (los de la propia pila de

combustible, por ejemplo) se estima que la energía consumida por este tipo de

almacenamiento es del orden del 13% del poder calorífico inferior del hidrógeno

[HEUN03], siendo por tanto comparable al almacenamiento en hidrógeno comprimido

a 700 bar.



La Tabla 9 [WWW18] recoge los principales tipos de hidruros que se pueden

emplear para almacenar hidrógeno. El elemento A normalmente es una tierra rara o un

metal alcalino y tiende a formar un hidruro estable. El elemento B suele ser un metal de

transición y sólo forma hidruros inestables. El níquel se suele usar como elemento B

por sus propiedades catalíticas para la disociación de hidrógeno. La familia AB5

presenta un excelente comportamiento a temperatura ambiente, pero tiene una baja

capacidad de almacenamiento (inferior al 2% en peso). Por el contrario, los hidruros

metálicos basados en Mg y Mg2Ni tienen una excelente capacidad de almacenamiento

(7% en peso) pero resultan muy lentos en su proceso de desorción, incluso después de

la activación a 400ºC.

Tabla 9. Principales familias de hidruros metálicos para almacenar hidrógeno

Según Bisquert [WWW18], la densidad volumétrica del almacenamiento en diversos

hidruros metálicos llega a ser el doble de la densidad en hidrógeno líquido, si bien a

temperatura ambiente la densidad en peso se sitúa por debajo del 2%. Así, con

LaNi5H6 se consigue una densidad volumétrica de 115 kg/m3 (3,8 kWh/l), pero una

densidad en peso de 1,4%.

Los depósitos de la opción híbrida resultan más ligeros que los de los hidruros y

más compactos que los de los hidruros a temperatura ambiente y a alta presión. Como

las temperaturas necesarias no son tan bajas como las del hidrógeno líquido, la

penalización energética es menor que para la licuefacción, además también se dan

menos pérdidas por evaporación.

5.5 Otros métodos de almacenamiento

Otros métodos más novedosos consisten en el empleo de un sólido poroso para

adsorber en él el hidrógeno, presentando este procedimiento la ventaja de reducir



drásticamente la presión de almacenamiento (desventaja del hidrógeno comprimido y

de los hidruros).

Los nanotubos de carbono surgieron en 1991 como una derivación de la

investigación en fullerenos llevada a cabo por Sumio Lijima [WWW18] y consisten en

una especie de grafito enrollado con forma cilíndrica, constituyendo una estructura

muy resistente y con numerosas aplicaciones. Pueden almacenar una gran cantidad de

hidrógeno, ya sea adsorbido en la superficie del nanotubo o dentro de la estructura del

tubo.

Los primeros trabajos publicados basados en nanoestructuras de carbono mostraban

unos almacenamientos excepcionales de hasta el 60% en peso, si bien hoy día estos

resultados están muy discutidos [WWW18]. Por otra parte, en la mayoría de los casos

estos sistemas precisan operar a temperaturas cercanas a los 80 K ya que a

temperaturas mayores se dan grandes pérdidas. Esto hace que algunos autores hayan

desestimado el potencial de los nanotubos o nanofibras de carbono frente al carbón

activado. Pese a ello, es un terreno de investigación muy activa.

Recientemente se ha conseguido incorporar hidrógeno en estructuras nanoporosas

de moléculas órgano-metálicas a temperatura ambiente [W 6]. Estas moléculas podrían

ser mucho más baratas y más fácilmente escalables que los hidruros metálicos y los

nanotubos, aunque es preciso desarrollar métodos que consigan una síntesis eficiente

de estos materiales.

5.6 Dificultades y objetivos del almacenamiento de hidrógeno

Las labores de investigación en material de almacenamiento de hidrógeno en el

depósito del vehículo se están centrando básicamente en habilitar al mismo para

alcanzar autonomías mayores de los 500 km, a la vez que consiguen un

almacenamiento lo suficientemente compacto y alcanzan las necesidades de costes y

prestaciones requeridas.

Las aproximaciones al problema del almacenamiento actualmente promovidas

básicamente son:

• Almacenamiento de hidrógeno reversible �on-board� enfocado hacia

tecnologías basadas en sustancias, con esfuerzos en la disminución de costes



y depósitos moldeables, así como tanques híbridos de hidrógeno

gaseoso/criogénico.

• O bien almacenamiento de hidrógeno regenerativo �off-board�, como el

almacenamiento químico. La inversión principal se enfoca hacia la

investigación exploratoria del proceso de almacenamiento y en nuevas

sustancias y conceptos con potencial que permita alcanzar los objetivos a

largo plazo, más que en el desarrollo de la tecnología pre-comercial como

pudieran ser los tanques de alta presión.

En la actualidad, se almacena hidrógeno tanto �off-board� como �on-board� en

vehículos prototipo en forma de gas a alta presión o como líquido criogénico. Los

depósitos de hidrógeno comprimido se usarán probablemente en los primeros

vehículos potenciados por hidrógeno y requerirán alcanzar el coste y el nivel de

compactación adecuado para jugar un papel importante en diversas plataformas de

vehículo. Además, serán necesarios depósitos de bajo coste para las futuras

aproximaciones de almacenamiento (por ejemplo, para las soluciones químicas sólidas

o líquidas), también requerirán adecuarse a las limitaciones de espacio así como

alcanzar las necesidades de prestaciones como la gestión del calor durante el repostaje..

Por tanto, los esfuerzos que en la actualidad se están llevando a cabo in en la

investigación y desarrollo de tanques también incluyen conceptos novedosos que son

aplicables a múltiples formas de almacenamiento.

A continuación se muestra el estado del arte de las tecnologías en un gráfico que

muestra la comparación entre capacidades gravimétrica y volumétrica, así como las

estimaciones de costes actuales y los objetivos que se pretenden para 2010 y 2015 en

estos dos aspectos.



Figura 46. Estado del arte de las diferentes tecnologías de almacenamiento de hidrógeno y objetivos pretendidos por el

DOE para 2010 y 2015 [HESE07]

Las barreras técnicas que existen actualmente en materia de almacenamiento de

hidrógeno en general son:

• Peso y volumen del sistema: El peso y el volumen de los sistemas de

almacenamiento de hidrógeno son actualmente demasiado elevados, lo que

resulta en un inadecuado rango de estas variables comparadas con las de los

vehículos convencionales. Los medios de almacenamiento, los materiales de

construcción y los componentes han de permitir que sistemas de

almacenamiento de hidrógeno compactos y ligeros a la vez que permitir

autonomías de más de 500 km. La reducción del peso y el volumen de los

componentes de gestión de la temperatura también es necesaria.

• Coste del sistema: El coste de los sistemas de almacenamiento �on-board� es

demasiado alto, particularmente al compararlos con los sistemas

convencionales de almacenamiento de combustibles derivados del petróleo.

Son necesarios medios de bajo coste, materiales de construcción y

componentes, así como métodos de fabricación de bajo coste y alto volumen

de fabricación.



• Eficiencia: La eficiencia energética es un reto para todas las aproximaciones

que se estudian para almacenar hidrógeno. La energía necesaria para

transferir hidrógeno hacia o desde el medio almacenador es una cuestión

importante para cualquiera que sea éste. La eficiencia energética del ciclo de

vida puede resultar un reto en el caso de las tecnologías de almacenamiento

químico de hidrógeno en las cuales los medios utilizados y los subproductos

son normalmente regenerados �off-board�. Además, la energía de

compresión y licuefacción de hidrógeno debe considerarse en el caso de usar

tecnologías de almacenamiento en estos estados. La gestión térmica para la

carga y descarga del hidrógeno del sistema de almacenamiento requie4re ser

optimizada para incrementar la eficiencia global para todos los métodos

químicos.

• Durabilidad / Operación: La durabilidad de los sistemas de almacenamiento

de hidrógeno es inadecuada hoy por hoy. Se requiere que los medios de

almacenamiento, los materiales de construcción y los componentes permitan

que los sistemas de almacenamiento de hidrógeno dispongan de un ciclo de

vida de, al menos, 1500 ciclos y con un margen de tolerancia a los

contaminantes propios del hidrógeno adecuado. Otro tema de durabilidad

referente a aquellos métodos basados en el almacenamiento en sustancias

consiste en el suministro de hidrógeno de suficiente calidad por parte de la

planta para suministrar al vehículo.

• Tasas de carga y descarga: En general, y especialmente para métodos

basados en almacenamiento en sustancias, los tiempos de repostaje son

demasiado largos. Existe la necesidad de desarrollar sistemas de

almacenamiento de hidrógeno que cuenten con tiempos de repostaje

menores de tres minutos para una carga de 5 kg de hidrógeno (lo que

energéticamente equivale a 13.9 litros de gasolina, y en términos de energía

de transporte a 27.8 litros), por encima de el ciclo de vida del sistema. Es

crítica una gestión térmica que habilite repostajes más rápidos, y debe

enfocarse correctamente. También, todos los métodos de almacenamiento

deben ser capaces de suministrar una tasa de hidrógeno suficiente al sistema

de conversión del vehículo (bien sea una pila de hidrógeno o un motor de

combustión interna adaptado) para alcanzar la potencia demandada.



• Códigos y estándares: Los códigos y estándares pertinentes en los sistemas

de almacenamiento de hidrógeno y en las tecnologías de contacto que

facilitarán la implementación/comercialización asegurando la seguridad y la

aceptación pública aún no han sido establecidos. Son necesarios equipos

estandarizados, procedimientos operativos y códigos y estándares

pertinentes.

• Materiales de construcción: La contención necesaria de la alta presión para el

caso del hidrógeno comprimido y otros métodos que trabajan con alta

presión limitan la elección de los materiales constructivos y las técnicas de

fabricación, dentro de peso, volumen, prestaciones y límites de costes. Para

todos los métodos de almacenamiento de hidrógeno son necesarios

depósitos de contención que sean resistentes a la permeación del hidrógeno

y a la corrosión ocasionada por el mismo. Para alcanzar los objetivos de

costes sin comprometer las prestaciones, se hace necesaria la investigación

sobre nuevos materiales de construcción como en compuestos metálico-

cerámicos, resinas mejoradas y fibras fruto de la ingeniería. También son

necesarios materiales para alcanzar las prestaciones y los costes requeridos

en el suministro de hidrógeno y en el almacenamiento �off-board�.

• Componentes: Se requieren componentes ligeros y de bajo coste para tods

los métodos de almacenamiento, especialmente para aquellos que necesitan

alta presión o un control térmico mayor. Éstos incluyen tuberías,

instalaciones, válvulas de comprobación, reguladores, filtros, válvulas de

cierre y de sustitución, intercambiadores de calor y sensores. También se

requiere un diseño del sistema de componentes suficientemente compacto

para alcanzar los objetivos volumétricos.

• Tecnología de suministro: Las necesidades para suministrar hidrógeno hacia

y desde un sistema de almacenamiento no han sido definidas. Éstas deben

tener en cuenta los requerimientos de rechazo de calor durante el repostaje

especialmente para los métodos reversibles �on-board� que se basen en

sustancias para almacenar. Para los métodos químicos, los métodos y la

tecnología para recuperar el material gastado del depósito de combustible

para regenerarlos durante el repostaje son necesarios.



• Gestión térmica: Necesaria para todos los métodos de almacenamiento de

hidrógeno; comprimido, criogénico y basados en sustancias, la gestión

térmica es un asunto clave. En general, el reto técnico principal es la

extracción del calor una vez rellenado de hidrógeno el depósito en el caso de

gas comprimido y métodos reversibles basados en el almacenamiento en

sustancias �onboard�. Las sustancias reversibles generalmente requieren

calor para liberar el hidrógeno. Este calor debe ser proporcionado al medio

de almacenamiento a temperaturas razonables para obtener flujos de

combustible adecuados a la pila que alimente, preferiblemente se usará el

calor sobrante de la misma. Dependiendo de las reacciones químicas, los

métodos de almacenamiento químicos suelen ser exotérmicos una vez que

liberan el hidrógeno hacia la pila, o, de forma óptima, neutros térmicamente.

Los métodos químicos requieren una energía significativa para regenerar la

sustancia utilizada y los co-productos antes de reutilizarse; esto se hace fuera

del vehículo.

• Evaluación del ciclo de vida del sistema: Las evaluaciones del ciclo de vida

completo, costes, eficiencia e impacto medioambiental se desconocen.

Para los sistemas de almacenamiento mediante hidrógeno comprimido, las

principales barreras técnicas se encuentran en:

• Modelabilidad de formas a altas presiones: Para el método de hidrógeno

comprimido y para otras alternativas de alta presión serán necesarios

tanques modelables de alta presión para no sobrepasar los límites de espacio

de los vehículos.

• Falta de datos sobre las prestaciones de los tanques y de comprensión de los

mecanismos de fallo: La comprensión de los mecanismos fundamentales

que gobiernan los tanques en su operación durante el ciclo de vida y si el

fallo es debido a un accidente o a una negligencia se desconoce. Es necesaria

la investigación de las prestaciones y los fallos de los tanques para optimizar

su estructura en cuanto a prestaciones y a costes. Además, los sensores y las

correlaciones predictivas asociadas son necesarias para intentar predecir la

duración y el fallo catastrófico.



Para los sistemas de almacenamiento mediante hidrógeno líquido, las principales

barreras técnicas se encuentran en:

• Penalización energética de la licuefacción: La penalización energética

asociada a la licuefacción de hidrógeno es generalmente del 30% del poder

calorífico inferior del hidrógeno. Se necesitan métodos que reduzcan los

requerimientos energéticos de este proceso.

• Evaporación de hidrógeno: La evaporación del hidrógeno liquido requiere

ventilación, reduce la autonomía y presenta un riesgo potencial tanto para la

seguridad como medioambiental, particularmente si el vehículo se encuentra

en ambiente cerrado. Se necesitan materiales y métodos para reducir la

evaporación en los tanques criogénicos.

Para los sistemas reversibles de almacenamiento de hidrógeno (típicamente

reversibles �on-board�) basados en sustancias, las principales barreras técnicas se

encuentran en:

• Falta de comprensión de los procesos de absorción química y física del

hidrógeno: No se conocen completamente los procesos de absorción química

y física de hidrógeno. Se necesita una mejora de la comprensión y la

optimización de la cinética de los procesos de adsorción/absorción y

desorción para optimizar el consumo de hidrógeno y obtener tasas de

capacidad altas. Tampoco se tiene el conocimiento de la reactividad química

ni de las propiedades de los materiales, particularmente respecto a la

exposición a diferentes condiciones ambientales (aire, humedad, etc.).

Para los sistemas químicos de almacenamiento de hidrógeno (típicamente

regenerados �off-board�), las principales barreras técnicas son:

• Procesos de regeneración: No han sido establecidos aún procesos de

regeneración de bajo coste y alta eficiencia energética. Los análisis de ciclo de

vida completo deben ser mejorados para entender mejor los impactos en el

coste, en la eficiencia y medioambientales.

• Co-productos y extracción de la sustancia utilizada: El proceso de repostaje

es potencialmente complicado por el hecho de que es necesario extraer los



co-productos y/o la sustancia gastada. Por ello, los diseños deben

desarrollarse teniendo este asunto muy en cuenta así como las necesidades

de infraestructura para la regeneración �off-board�.

5.7 Conclusiones

Tras el análisis cualitativo, puede apreciarse que los únicos métodos que pueden

contemplarse para su penetración a corto plazo serían los de hidrógeno comprimido

e hidrógeno líquido. Las demás opciones se encuentran en fases de experimentación

en laboratorio, por lo que no serán incluidas en el análisis cuantitativo.

Puede observarse en la Figura 46 que la mejor alternativa en cuanto a capacidad de

almacenamiento es sin duda el almacenamiento en estado líquido del hidrógeno,

seguida de la opción híbrida crio-comprimida. Además, la opción líquida cuenta con

unos costes por unidad de energía almacenada bastante contenidos.

En la compresión ocurre el fenómeno de que a mayor presión, mayor es el coste por

unidad de energía almacenada.

Los hidruros químicos son algo competitivos en costes, pero esto no debe

engañarnos ya que al no controlar los procesos de cesión y aporte de calor, sus

procesos de absorción y desorción no se gestionan aún adecuadamente.

Los objetivos han de centrarse en lo visto anteriormente en el punto 5.6, donde

destacan: mejora del peso y del volumen, de la eficiencia energética, de la durabilidad,

de los tiempos de repostaje, de los costes, de los códigos y estándares, y de los ciclos de

vida y análisis de eficiencia de los sistemas.



6Alternativas en la distribución



6 Alternativas en la distribución

6.1 Introducción

Una vez se dispone de los medios necesarios para producir el hidrógeno y para

almacenarlo, resulta necesario, en el caso de producirlo de manera centralizada, un

sistema que sea capaz de distribuirlo adecuadamente. Es decir: con una alta eficiencia,

si perjudicar el medio ambiente con emisiones de efecto invernadero y con unos costes

lo más bajos posible. En caso de producir hidrógeno de manera descentralizada el

problema es bastante más pequeño, pues la infraestructura necesaria se basa en una

tecnología bien conocida por el suministro de materias primas a las plantas de

generación eléctrica, y fundamentalmente consistiría en incrementar su tamaño.

El problema aparece al plantear una producción centralizada. Ha de manejarse un

gas demasiado volátil, que ocupa mucho espacio conteniendo poca energía y que tiene

una molécula pequeña. No contamos con experiencia suficiente como para crear una

red de distribución de hidrógeno, por tanto, sería necesario aprender con su

construcción, lo que significa un coste adicional al alto precio que debiéramos pagar en

caso de elegirlo.

Actualmente y para la demanda, exclusivamente industrial, de hidrógeno, el

transporte del mismo se realiza:

• Por carretera, en botellas presurizadas.

• Por ferrocarril o barco, en botellas presurizadas o en depósitos criogénicos

de hidrógeno líquido.

En la medida en que se avance en la sociedad del hidrógeno y su uso energético se

generalice, se podrá pasar a su transporte masivo canalizado, hoy en día reservado a

los grandes consumidores. En la actualidad (y desde hace unos 50 años) cuentan con

unos 1500 km de hidrogenoductos entre Estados Unidos, Alemania y Francia

principalmente. Los gaseoductos convencionales para gas natural admiten una mezcla

de hidrógeno en gas natural de entre el 5% y el 30%.

El proyecto HyWAYS de la Unión Europea [WWW20], prevé diferentes formas de

distribución de hidrógeno atendiendo a las aplicaciones:



• Hidrogeneras con servicio de hidrógeno presurizado. A nivel de transporte

por carretera estarían dedicadas al vehículo privado y autobuses urbanos

(con pila o con motor de combustión interna), así como a camiones y

furgonetas de reparto. Todas estas aplicaciones serían en mercados masivos.

También se aplicaría este suministro al transporte ferroviario, siendo un

nicho de mercado de corto plazo el de transporte de viajeros. En cuanto al

transporte marítimo, se produciría un mercado a corto plazo en

embarcaciones destinadas a ríos y lagos.

• Hidrogeneras con servicio de hidrógeno líquido. El mercado se establecería a

corto plazo para motocicletas, suministrando el hidrógeno en cartuchos.

• Hidrógeno canalizado. Se destinaría a aplicaciones estacionarias, tanto para

el sector residencial/comercial con pilas de combustible de menos de 200

kW, como para aplicaciones de generación distribuida con pilas de más de

200 kW.

• Suministro en botellas a presión. Se destinaría a la aviación y vehículos de

gran uso (taxis, etc.), siendo ambos campos nichos de corto plazo. Bajo este

formato se suministraría el hidrógeno también a aplicaciones portátiles, en

sustitución de las actuales baterías.

Existen tres grupos de interés relacionados con una estación de servicio: los usuarios

finales, el gestor de la estación y la empresa energética comercializadora del hidrógeno.

Las prioridades principales en los usuarios finales son: la seguridad, el tiempo de

repostado, el coste y la disponibilidad, siendo prioritaria la primera. Si bien se lleva

utilizando el hidrógeno en la industria durante muchos años ya, el uso por personal no

cualificado de forma segura es algo nuevo. Esto va a implicar un diseño de los

surtidores de manejo muy sencillo y a prueba de fugas o errores. La disponibilidad

suficientemente extensa y el sobre-coste que la estación de servicio tenga sobre el

precio final del combustible son temas económicos que probablemente tengan su

solución a largo plazo. Por último, la velocidad de repostado es un problema técnico,

que afectará al diseño del esquema de carga y dependerá del tipo de combustible que

se imponga �hidrógeno comprimido, licuado o combinado en un compuesto líquido�.



Los gestores de las estaciones de servicio tienen prioridades parecidas. En este caso

existirán dos tipos de instalaciones diferentes, las que tengan producción �in situ� y las

que se provean de hidrógeno producido de forma externamente. Para ambos la

seguridad, no sólo del cliente, sino de su personal y de toda la instalación, es una

prioridad, y para que esta seguridad no encarezca las instalaciones de forma

desmesurada, es importante el desarrollo de estándares. La velocidad de repostado,

que permita una mayor utilización de las instalaciones es también un parámetro de

interés, aunque no el más crítico. El que sí lo será, en este caso, es el económico, que

engloba tanto la inversión inicial, los costes de mantenimiento de los equipos y el coste

de personal. Aunque éste dependerá de si las estaciones de servicio tienen o no

producción, en ambos casos, será necesario que el personal que deba estar de forma

permanente en las estaciones de servicio no sea de formación alta, pues esto supondría

unos costes inviables.

Por último, los requisitos de las empresas energéticas son claros: unos costes

mínimos de transporte. Esto implica que estas empresas son las más interesadas en

buscar el óptimo sistema de suministro, probablemente una mezcla de soluciones entre

transporte por carretera, por tubería y producción in situ del hidrógeno.

Seguidamente se van a comentar las alternativas más adecuadas que podrían

imperar en un futuro en cuanto a la distribución de hidrógeno.

6.2 Alternativa de distribución de hidrógeno gas

La alternativa de suministro gaseoso de hidrógeno incluye la compresión, el

almacenamiento y el transporte mediante gaseoducto y/o camión. Algunas

operaciones, como la compresión de hidrógeno, ocurren en múltiples puntos entre las

instalaciones de producción y el usuario final.

Hoy, sólo 1000 km de gaseoductos dedicados a la transmisión de hidrógeno se

encuentran en servicio en Estados Unidos. En contraste, el sistema de conductos de gas

natural y de petróleo se encuentra bastante extendido en Estados Unidos continental.

Sólo en este país se producen más de nueve millones de toneladas métricas de

hidrógeno gas anualmente, en su mayoría para uso industrial. La mayoría de ellas se

produce en las refinerías de petróleo o cerca de ellas y de las plantas de amoniaco �los



principales usuarios de este producto-. El relativamente pequeño mercado para otros

usos se sirve mediante camiones de botellas de hidrógeno comprimido o mediante

camiones criogénicos.

La transmisión de hidrógeno gaseoso mediante gaseoductos es en la actualidad la

alternativa de menor coste para el suministro de grandes volúmenes del vector

energético. El alto coste de inversión de esta opción, sin embargo, constituye una

barrera principal para la construcción de nuevos hidrogenoductos. Los costes iniciales

de inversión incluyen materiales, mano de obra, derechos de paso, entre otros. Además

existen barreras técnicas que restringen un uso más amplio los gaseoductos para

hidrógeno. La principal barrera técnica puede ser el potencial de que dispone el

hidrógeno para quebrar los aceros y las soldaduras. Otros obstáculos potenciales

incluyen la necesidad de mejorar la tecnología para cerrar herméticamente y

desarrollar técnicas para supervisar la permeación del hidrógeno a través del metal y

las fugas en general. Además, se requiere una tecnología de compresión de hidrógeno

de menor coste, más fiable y con mayor durabilidad, esto parece vital.

Los costes de los derechos de paso varían bastante según la situación. En algunos

casos, podría utilizarse un derecho existente. Los costes de los mismos pueden ser

prohibitivos, o ser totalmente inasequibles. Los códigos y estándares existentes para los

gaseoductos de hidrógeno son insuficientes y deben desarrollarse mucho más para

asegurar una adecuada seguridad y para simplificar el proceso de obtención de

permisos. Será esencial un sistema de detección de fugas mejorado o una tecnología de

sensores para asegurar la operación segura y conforme a los estándares.

El uso de los existentes gaseoductos de gas natural para el suministro de hidrógeno

puro o de mezclas de hasta el 20% de hidrógeno es una posibilidad, particularmente en

las etapas de transición hacia una economía del hidrógeno, que debiera ser el objetivo

final al que se tienda si uno se embarca en todo esto. La infraestructura de gaseoductos

de gas natural existente está altamente utilizada, sin embargo el consumo de gas

natural continúa creciendo. Existe algún exceso de capacidad de transporte durante

algunas temporadas a lo largo del año, pero la capacidad de transporte se utiliza

completamente durante los picos de verano y de invierno. Algunos estudios sugieren

que menos del 20% de hidrógeno en la mezcla con gas natural quizá pueda ayudar a

disminuir el problema del quebramiento del metal que es tan incidente en el caso del



hidrógeno puro, pero esto requiere de verificación. Si las mezclas de hidrógeno y gas

natural se van a considerar en el suministro de hidrógeno, será necesaria una

tecnología de bajo coste para la separación del hidrógeno y su posterior purificación.

La conversión de los existentes conductos de gas natural o de petróleo para su uso

con hidrógeno, si y cuando lleguen a estar disponibles también es una posibilidad. La

investigación en la adecuación de estos conductos para su uso con hidrógeno en

relación al quebramiento que produce el hidrógeno debiera ser examinado

cuidadosamente. También sería posible desarrollar capas y una tecnología de capas in

situ para superar el potencial de quebramiento del hidrógeno, lo que permitiría la

utilización de estos conductos para suministrar hidrógeno.

Relativamente pequeñas cantidades de hidrógeno gaseoso pueden transportarse a

pequeñas distancias mediante la alta presión (aproximadamente 200 bar) con botellas

en camiones o con camiones-tanque. Un camión-tanque moderno de alta presión

dispone de capacidad para transportar aproximadamente de 300 a 400 kg de hidrógeno

(en comparación a los camiones-tanque de gasolina, que pueden transportar alrededor

de 20 veces la energía equivalente). Desafortunadamente, este método de suministro de

hidrógeno es caro para la distribución al uso como combustible de transporte. Existe

potencial para desarrollar tanques que soporte mayor presión (hasta alrededor de 700

bar) que serían considerablemente más económicos para el suministro, aunque, como

se vio en el capítulo anterior, la compresión hasta 700 bar resultaría bastante más cara

que si la hacemos hasta presiones menores, por ejemplo de esos 200 bar.

6.2.1 Estado del arte de los hidrogenoductos

Una infraestructura completa de gaseoductos para hidrógeno incluiría tanto la

transmisión como la distribución para minimizar los costes globales de transporte del

mismo. El suministro de hidrógeno podría llevarse a cabo de forma bastante adecuada

para el objetivo clave (el mercado de los vehículos de hidrógeno con pila de

combustible) a altas presiones hacia los lugares de repostaje. Sería deseable que las

altas presiones minimizaran las necesidades de compresión mediante el

almacenamiento a altas presiones en los lugares de repostaje. También es probable que

las presiones de repostaje deban ser altas. Los actuales prototipos de pila de hidrógeno

utilizan predominantemente una presión de 350 bar en sus depósitos y comienzan a

experimentar con tanques de 700 bar. El objetivo del vehículo de pila de hidrógeno a



largo plazo es la utilización de novedosos portadores de hidrógeno sólidos o líquidos

que permitan bajas presiones de almacenamiento de combustible en el vehículo, pero

incluso en este caso, presiones del orden de 35 a 150 bar seguramente sean necesarias.

Al considerar los costes de los hidrogenoductos, como función de la presión, los

costes de compresión del hidrógeno, la distancia media a la que será necesario

transportarlo a partir de los puntos de producción hasta los de utilización, el volumen

de demanda, los requerimientos de presión y los costes de compresión en los lugares

de repostaje y las consideraciones de seguridad, es claro que existirán algunas partes

de la infraestructura de hidrogenoductos operando por debajo del rango óptimo de

presiones de la infraestructura. Las consideraciones de seguridad, así como los códigos

y estándares nacionales y locales jugarán un papel importante. Las presiones de

operación de la infraestructura de gaseoductos de gas natural han evolucionado

basándose en consideraciones similares. La principal diferencia es que la presión

deseable de explotación en uso del gas natural es generalmente relativamente baja

(menos de 1 bar) comparada la que requieren las aplicaciones del hidrógeno.

Los análisis basados en el �H2A Delivery Components and Scenario Models�

sugieren que con un tamaño similar de los hidrogenoductos a los gaseoductos de gas

natural y presiones del orden de 35 a 150 bar puede ser ventajoso en términos de

minimización de costes. Las consideraciones de seguridad, los códigos, los estándares

y regulaciones quizá reduzcan las presiones permitidas en las líneas de distribución

urbana. La regulación actual restringe en las ciudades las presiones de gas natural a

alrededor de 8.5 bar para consumidores no industriales. Parece deseable en la

actualidad desarrollar la suficiente información y tecnología para permitir presiones

mayores de distribución de hidrógeno.

Existen otras consideraciones a tener en cuenta en la distribución urbana de

hidrógeno mediante hidrogenoductos. La disponibilidad de los derechos de paso o los

costes pueden constituir un factor limitante. Las regulaciones actuales de gas natural

requieren el uso de un odorante para la detección de fugas en el caso de servicio a

clientes no industriales. La tecnología de odorantes ha de ser también desarrollada

para el hidrógeno, y requerirá ser completamente miscible con el hidrógeno y ser

fácilmente eliminable o no dañina para las pilas de hidrógeno de los vehículos. Los

métodos de detección de fugas mediante sensores pueden ayudar a que este problema



se supere si los reguladores los consideran oportuno. Por éstas u otras razones, la

transmisión de hidrógeno por gaseoducto hacia terminales de repostaje emparejada

con la distribución de hidrógeno gaseoso mediante camiones-tanque probablemente

fuera necesaria. Sería análogo a cómo la gasolina se suministra en la actualidad, donde

los conductos son utilizados para el transporte y los camiones para la distribución.

Estados Unidos cuenta en la actualidad con 1000 km de hidrogenoductos de acero

para el transporte, que operan en un rango de 30 a 80 bar. Algunas cuestiones

significativas deben responderse antes de estableces una infraestructura �inmensa� de

hidrogenoductos. El problema técnico más importante lo supone la fragilidad que

produce el hidrógeno en los conductos metálicos y en las soldaduras para unirlos. El

fragilidad significa la disminución de la ductilidad o dureza del material como

resultado de la interacción con el hidrógeno atómico. Los materiales de que están

hechos los conductos pueden estar expuestos a este hidrógeno atómico de varias

maneras a ambos lados del conducto. En el lado externo, puede formarse como

resultado de procesos naturales de corrosión o a partir de sistemas electroquímicos

empleados para proteger contra la corrosión (protección catódica). Aunque puede

representar un problema, actualmente se soluciona adecuadamente mediante una

prudente gestión de la protección catódica, seleccionando las capas del conducto e

inspeccionándolas periódicamente.

En la cara interna, algunas moléculas de hidrógeno bajo altas presiones pueden

disociarse. En ausencia de tensiones significativas, el quebramiento del hidrógeno

puede llevar a fenómenos como el �blistering� o el �internal cracking�. Cuando se

expone a altas tensiones asociadas a la fabricación (al soldar) o con el servicio (altas

presiones y/o cargas cíclicas), los materiales quebrados son susceptibles de un

inestable aumento de volumen que pueden guiarnos hacia una repentina rotura por

baja ductilidad.

Las directrices importantes para mejorar las prestaciones de los hidrogenoductos

incluyen; un desarrollo exhaustivo del conocimiento de los procesos de fragilidad que

permita el diseño de hidrogenoductos de acero mejorados y a menor coste,

investigación en el uso de las capas del conducto para prevenir la fragilidad, mejora de

la tecnología de soldadura y de sellamiento, y la investigación en las fibras de refuerzo

o en otros materiales como el plástico para sustituir al acero.



No existen conductos para comercializar hidrógeno líquido en la actualidad. Sin

tecnologías innovadoras, el suministro de hidrógeno líquido mediante conductos se

considera no práctico y con costes prohibitivos. Además del alto coste y de la alta

ineficiencia energética de la actual tecnología de licuefacción, los requerimientos de

ingeniería para la construcción de un conducto con los apropiados materiales y códigos

representan un gran problema.

6.2.2 Estado del arte de los camiones de hidrógeno comprimido

Los actuales camiones de transporte de hidrógeno comprimido utilizan tanques

metálicos de almacenamiento. Los tanques están disponibles en capacidades de hasta

300 a 400 kg de hidrógeno, y su presión admisible es de 182 bar. El mayor desarrollo y

los períodos de pruebas de los tipos II, III o IV (ver ) de depósitos de hidrógeno, junto

con el desarrollo de códigos y estándares apropiados, quizá puedan permitir el uso de

presiones mayores. Las otras aproximaciones en investigación que pretenden alcanzar

un menor coste en el almacenamiento de hidrógeno gaseoso podrían también ser

utilizadas en los camiones con depósitos de hidrógeno gaseoso. Esto incluye el uso de

gas frío o criogénico, e incluso posiblemente el uso de portadores de hidrógeno sólidos

en depósitos. Con el suficiente desarrollo tecnológico que minimice los costes de

inversión, se podría rebajar el coste del transporte de hidrógeno mediante camiones de

hidrógeno comprimido fuertemente con el aumento significativo de la capacidad de

carga del camión.

Figura 47. Clasificación de los depósitos de almacenamiento de hidrógeno [HDTR07]

Los camiones para el transporte de hidrógeno deberán superar algunas barreras

técnicas significativas. Para mantener un alto ratio resistencia/peso del camión, y

asegurar alta tenacidad, los depósitos deberán fabricarse con novedosos materiales



(aleaciones de alta tenacidad, materiales de carbono no metálicos, etc.). Los materiales

de construcción deberían también resolver las pérdidas por permeación del hidrógeno

a altas presiones. Estas pérdidas se deben generalmente a materiales de carbono no

metálicos y menos con aleaciones metálicas.

6.3 Alternativa de distribución de hidrógeno líquido

El hidrógeno siempre es producido de forma gaseosa, por tanto, si se pretende

transportar como líquido es necesario licuarlo. La alternativa de suministro líquido de

hidrógeno supone el eso de varios elementos conocidos y ensayados. La licuefacción es

un proceso relativamente bien conocido aunque es costosa debido a los grandes

requerimientos energéticos y a las relativamente bajas eficiencias energéticas. El

proceso de licuefacción requiere enfriar el hidrógeno gaseoso a temperaturas menores

de -253°C mediante el uso de nitrógeno líquido y una serie de etapas de compresión y

expansión. El líquido criogénico se almacena entonces en grandes tanques aislados; se

vuelca en camiones de suministro; y se transporta a través de de largas distancias hasta

los centros locales de distribución. Ya aquí, se almacena el líquido y se vaporiza en un

para repostar vehículos.

Hoy en día, la alternativa líquida se usa casi exclusivamente para rebajar el coste del

suministro de hidrógeno a zonas industriales situadas lejos de alguna red de

hidrogenoductos. A través de estas largas distancias, esta forma de suministro resulta

más económica que realizarlo mediante camiones de hidrógeno comprimido, porque

un camión-tanque líquido puede transportar diez veces más masa de hidrógeno (4000

kg) que el de hidrógeno gaseoso. Las 10 plantas licuefactoras que existen en Estados

Unidos varían en tamaño desde 5400 hasta 32000 kgH2/día.

El coste energético de convertir el hidrógeno gaseoso a líquido es extremadamente

alto porque se requieren bajas temperaturas y la necesidad de cambiar de tipo de spin

del hidrógeno, desde ortho a para. La energía teórica termodinámica necesaria para la

licuefacción representa el 10% de la energía contenida en el hidrógeno (respecto al

PCI). Además, la tecnología actual no es eficiente desde el punto de vista energético,

con lo que la etapa de licuefacción consume un tercio o más de la energía almacenada

en forma de hidrógeno.



Mejores economías de escala podrían ayudar a rebajar el coste de la alternativa

líquida. Las unidades de licuefacción actuales son relativamente pequeñas, debido a la

mínima demanda de hidrógeno líquido. Mercados mayores podrían justificar la

construcción de unidades de licuefacción de mayor escala con mejor integración del

sistema de gestión del calor. Nuevas plantas de licuefacción de gran escala adyacentes

a las instalaciones de producción de hidrógeno o a plantas de generación eléctrica

podrían aumentar las oportunidades para la integración del calor y la energía entre

ellas, lo que mejoraría mucho la economía del sistema. Quizá se desarrollen métodos

alternativos como las licuefacciones magnéticas o acústicas.

6.3.1 Estado del arte de la licuefacción

El hidrógeno cuenta con el punto de ebullición más bajo de todos los elementos

excepto el helio, y se evapora a -253°C. El hidrógeno líquido es inodoro, transparente y

su densidad es sólo 1/14 veces la del agua. La secuencia de proceso general es:

compresión, expansión isentálpica, expansión refrigerada en turbina y enfriamiento

mediante nitrógeno líquido en un intercambiador de calor de aluminio.

Como se comentó previamente, una molécula de hidrógeno puede existir en dos

estados orbitales de spin: ortho y para. El hidrógeno líquido debe estar cercano al 100%

de parahidrógeno ya que el orthohidrógeno a bajas temperaturas se convertirá en

parahidrógeno, liberando calor que causará la vaporización. Un porcentaje

significativo de la energía necesario apara licuar el hidrógeno se consume en la

conversión ortho a para.

La tecnología de licuefacción se usa en la actualidad en plantas pequeñas solamente.

El proceso de licuefacción cuesta más de $1.00/kg y su eficiencia energética es del 65%

sólo. Las principales barreras para el uso del hidrógeno líquido en el suministro de

hidrógeno son el alto coste y la alta intensidad energética del proceso. Las áreas

potenciales de mejora parecen ser:

• Aumento de la escala de operación.

• Mejora de la integración térmica y energética (por ejemplo resituando la

licuefacción junto a la producción de hidrógeno o a la generación eléctrica y

ahorrando energía y calor en las operaciones).

• Disminución del coste de los materiales usados para el intercambio de calor.



• Desarrollo de métodos novedosos de licuefacción, como la magnética o la

acústica.

6.3.2 Estado del arte de los camiones de hidrógeno líquido

Estos camiones pueden transportar hasta 4000 kg de hidrógeno. Los tanques

criogénicos operan a presión atmosférica. Parte del hidrógeno se evaporará durante el

transporte a pesar del superaislamiento de este tipo de tanques, que será del orden del

0.5%/día. La evaporación también ocurre al descargar el hidrógeno en el suministro.

Puede ser del orden del 5%.

Al menos una compañía de gas industrial está desarrollando un camión de

hidrógeno líquido equipado con su propia bomba de líquido criogénico y su

evaporador para suministrar directamente hidrógeno a alta presión. Este sistema

puede ser efectivo para usuarios pequeños de hidrógeno como pequeñas estaciones de

repostaje en las primeras etapas en la transición al uso de hidrógeno.

6.4 Alternativa de distribución de portadores de hidrógeno

Los portadores de hidrógeno son un modo de transporte, suministro o

almacenamiento del mismo en cualquier estado químico diferente a moléculas libres de

hidrógeno. Los portadores potenciales incluyen a los hidrocarburos líquidos, hidruros

metálicos, absorbentes y amoniaco.

Los portadores evitarían muchos de los problemas asociados con el transporte de las

moléculas de hidrógeno puro. Si pudieran ser suministrados mediante las existentes

y/o infraestructuras de bajo coste, podrían rebajar los costes de suministro

significativamente. La confianza en este tipo de infraestructura sugiere que las

siguientes características serían deseables en los portadores potenciales:

• Mantenerse en los estados líquido, sólido o acuoso bajo condiciones de

temperatura y presión favorables.

• • Proveer alta capacidad volumétrica y másica de almacenamiento, con lo que

alcanzar altas densidades energéticas.

• Ofrecer un proceso de transformación simple, de bajo coste y altamente eficiente

energéticamente en la descarga de hidrógeno.



• Contar con procesos de recarga de hidrógeno simples y que requieran baja

energía.

• Seguros y medioambientalmente no dañinos.

Las sustancias como el metano o el etanol no se consideran portadores porque la

química necesaria para procesarlos es bastante compleja y cara. Este tipo de sustancias

está clasificado como �hydrogen feedstock� y están siendo investigadas como

potenciales fuentes de hidrógeno.

La mayoría de los potenciales portadores son portadores de doble camino (�round-

trip carriers�). En un sistema �round-trip�, la sustancia portadora rica en hidrógeno se

transporta a la estación de repostaje, se deshidrogena en las estaciones (o en el

vehículo), y entonces retorna a las instalaciones centrales para rehidrogenarse. Un

portador de camino individual consiste en una sustancia rica en hidrógeno que se

transporta a la estación de repostaje y se descompone para liberar hidrógeno y un co-

producto medioambientalmente benigno y desechable (por ejemplo, nitrógeno, en el

caso del amoníaco). Los protador3es de camino individual ofrecen una ventaja

distintiva por el hecho de que no tienen que retornar a una instalación central para ser

reprocesados. Sus co-productos, sin embargo, no deben ser agresivos con el medio

ambiente ni poseer valor.

Aunque los portadores de hidrógeno no han sido investigados minuciosamente

para su uso en el suministro de hidrógeno, gran parte de la ciencia y la tecnología

relevantes han sido estudiadas en otras aplicaciones. La hidrogenación y

deshidrogenación de hidrocarburos son operaciones industriales bastante comunes,

pero generalmente requieren grandes cantidades de energía y altas temperaturas para

liberar el hidrógeno. Deben desarrollarse nuevos materiales que ayuden a alcanzar

mayor capacidad de almacenamiento de hidrógeno y optimicen la energía utilizada.

Los hidruros metálicos se encuentran bajo un intenso estudio para su uso en

almacenamiento en los depósitos de los vehículos. También pueden ser útiles como

portadores de hidrógeno para su suministro, los cuales imponen unos requerimientos

generales de prestaciones sustanciosamente diferentes, y quizás menos difíciles de

conseguir que en el caso del suministro de hidrógeno puro.



El uso de portadores de hidrógeno requerirá el desarrollo de tecnología de

conversión simple y de equipamiento necesario. La deshidrogenización del portador

debe ser directa y rápida y producir hidrógeno de gran pureza. Aunque existen

métodos genéricos para muchos portadores potenciales, pueden ser necesarias

tecnologías innovadoras para los nuevos portadores que se descubran, y las

tecnologías estándar pueden necesitar modificarse para su uso al por menor en algunas

zonas. Similarmente, la química y las tecnologías para rehidrogenizar deben adaptarse

para su uso comercial.

Los portadores �round-trip� supondrán mayor complejidad y coste, incluyendo el

almacenamiento adicional de las estaciones de repostaje en los terminales. El reproceso

de un portador de doble camino es una etapa adicional en el proceso de operación, que

puede realizarse en los mismos terminales o en zonas centralizadas. Este enfoque

incrementaría significativamente la complejidad de de las operaciones en la terminal,

comparada con las estaciones actuales de repostaje de gasolina.

Generalmente se supone que la logística para el suministro de portadores líquidos o

gaseosos es similar a la asociada hoy en día con el sistema de suministro líquido y

gaseoso de combustibles, aunque los mecanismos de suministro de combustible

pueden diferir radicalmente de los que hoy se utilizan. Los portadores pueden ser

sólidos acuosos, polvos que fluyen o incluso materiales sólidos (�bricks�). Los

portadores no convencionales podrían alterar radicalmente el actual modelo de

suministro al por menor. Por ejemplo, los portadores sólidos fácilmente hidrogenables

podrían ser comercializados mediante simples intercambios al por menor desde casi

cualquier lugar, como las pequeños bombonas de butano se distribuyen hoy en día.

Otro posible uso dentro de la infraestructura de suministro de algunos de los

nuevos portadores bajo investigación sería el simple almacenamiento de hidrógeno.

Los portadores sólidos como los hidruros metálicos o las nanoestructuras que pueden

adsorber grandes cantidades de hidrógeno podrían introducirse en depósitos de

almacenamiento, lo que potencialmente reduciría la presión necesaria para contener la

misma cantidad de energía. Un sistema de almacenamiento puede ser menos costoso

que su sistema alternativo a alta presión dependiendo del coste y de la durabilidad del

propio portador.



6.5 Conclusión

Existen algunas barreras clave que cada tecnología candidata a suministrar

hidrógeno de forma masiva debe superar. En el caso de los hidrogenoductos, éstas

serían las siguientes:

• Coste de inversión de la infraestructura

El coste de la construcción de nuevos hidrogenoductos es alto. La mano de

obra comprende aproximadamente el 50% y los materiales el 20% de los costes

de una nueva línea. Se requiere investigación en la fabricación de

hidrogenoductos que elimine o requiera un mínimo ensamblaje de los

conductos, mínimas inspecciones y otros aspectos intensivos en mano de obra,

que representa la mayor parte del coste.

• Bajo conocimiento del comportamiento de los materiales

Existe un incompleto conocimiento acerca de la fragilidad que produce el

hidrógeno o de la fractura por falta de tenacidad, propagación de grietas y

problemas de permeación en el caso de materiales de acero bajo condiciones

agresivas de servicio. Por ejemplo, los materiales deben investigarse bajo

mayores presiones de las que antes se habían ensayado y bajo aplicación cíclica

de la misma, o investigar las prestaciones que debieran cumplir al tratar con

mezclas de hidrógeno y gas natural. La investigación deberá abarcar la

compatibilidad del hidrógeno con materiales de construcción mejorados,

metálicos y no metálicos. Si las infraestructuras antiguas se adecúan para

manejar hidrógeno, los problemas de compatibilidad deben comprenderse a la

perfección.

• Técnicas de construcción y materiales de bajo coste e innovadores

Los materiales actuales de los hidrogenoductos son muy costosos, caros de

soldar y unir, y potencialmente susceptibles al quebramiento, a la permeación y

a las fugase. Deben ser explorados nuevos materiales metálicos, materiales

alternativos como los plásticos o los composites, o los tratamientos superficiales

(capeados). Los materiales no metálicos requerirán menores y más simples (y

por tanto de menor coste) tecnologías de unión y podrían potencialmente



fabricarse en secciones significativamente mayores que las de los materiales

metálicos utilizados hoy en día. Existe la necesidad de evaluar nuevos

materiales técnicas de unión con el objetivo de reducir los costes unitarios de

construcción.

• Sellamientos, válvulas y equipamiento relacionado

Serán necesarios sellamientos mejorados, válvulas y otros componentes para

que los hidrogenoductos sean lo suficientemente seguros, eficientes y sin fugas.

• Derechos de paso

La obtención de derechos de paso para construir un hidrogenoducto a través

de propiedades públicas o privadas puede ser costoso y administrativamente

un reto. En algunos casos, los costes de los derechos de paso pueden llegar a ser

prohibitivamente altos; pueden ser inalcanzables.

• Aceptabilidad, coste y alta presión de operación de los hidrogenoductos

de distribución en áreas urbanas

Como la presión de uso y de almacenamiento preferente para el hidrógeno

como portador energético es relativamente alta (de 100 a 800 bar), es deseable

para las líneas de distribución la operación a altas presiones (de 20 a 100 bar).

Estas presiones son significativamente mayores que las presiones típicas de la

actual infraestructura de suministro de gas natural. Las distribución en áreas

urbanas no industriales debe incluir el uso de un odorante para la detección de

fugas. Un odorante sostenible debe ser desarrollado para el hidrógeno, que

pueda ser fácilmente eliminable o no dañino para las pilas de combustible de

los vehículos. Los métodos de detección basados en sensores quizá superen

este problema si los reguladores los admiten. Las precauciones de seguridad,

incluyendo el diseño de los hidrogenoductos y otras medidas serán necesarias

para que los reguladores permitan una infraestructura de suministro de

hidrógeno mediante hidrogenoductos en áreas urbanas.

Para el suministro de hidrógeno líquido, las barreras a superar se tratan a

continuación:



• Alto coste de inversión

La actual tecnología de licuefacción añade más de $1.00/kgH2 al coste del

hidrógeno. Las plantas de licuefacción son muy intensivas en capital, y este

problema se ve agravado por la falta de materiales de bajo coste que puedan

soportar estas condiciones. Las economías de escala pueden ayudar a reducir el

coste de la licuefacción teniendo en cuenta diseños estándares para las plantas y

mejorados sistemas de gestión térmica.

• Baja eficiencia energética y pérdidas

Los procesos de licuefacción requieren grandes entrantes de energía,

alrededor del 35% de la energía contenida en el hidrógeno licuado. Alrededor

del 10% de la energía es inamovible debido a la necesidad termodinámica. Una

mejor tecnología podría ofrecer oportunidades para hacer el proceso más

eficiente, incluyendo intercambiadores de calor de aluminio, tecnología e

ingeniería de intercambiadores de calor, compresores de gas mejorados y turbo

expansionadores para usar en el proceso. También deben realizarse mejoras en

la reducción de la cantidad de hidrógeno que se ha perdido debido a la

evaporación durante el almacenamiento y transporte.

• Falta de tecnología novedosa y de nuevos enfoques

Alcanzar mejoras significativas en los costes y en la eficiencia energética

requerirá bastante investigación para incrementar la escala de las operaciones,

mejorar la integración calor/energía (quizá mediante la relocalización de las

plantas de licuefacción y las de producción de hidrógeno o las de generación de

electricidad), rebajar los costes de los materiales usados para el intercambio de

calor y mejorar los catalizadores de la transición ortho/para. El desarrollo de

una tecnología novedosa de nueva generación, como la licuefacción magnética

o acústica, podría impulsar el proceso en la dirección de los bajos costes y la

eficiencia.

En cuanto a los tanques de los camiones, han de mejorar en cuanto a la capacidad

de transporte (sobre todo en el caso de los de hidrógeno comprimido), la detección de

fugas y la inspección y los riesgos de gestión de la carga.



Para el suministro de hidrógeno mediante portadores, las barreras a superar se

tratan a continuación:

• Conocimiento y experiencia insuficiente

La investigación se ha limitado al uso de portadores para el suministro de

hidrógeno. Por el momento, ninguna sustancia con la correcta combinación de

alta capacidad de hidrógeno y óptimos procesos energéticos ha sido

identificada. Existe una incertidumbre considerable referente a cómo se

mostrará una infraestructura de suministro basada en un portador y a cómo

operará. Además, el desarrollo de portadores sufre de una falta de métodos

computacionales estandarizados y protocolos para el cálculo de la

termodinámica y la cinética de los procesos de hidrogenización y

deshidrogenización de las potenciales sustancias portadoras. L a falta de estas

herramientas crea grandes incertidumbres científicas y económicas alrededor

del suministro de hidrógeno mediante portadores del mismo.

• Eficiencia energética

Muchos portadores potenciales con altas capacidades de albergar hidrógeno

requieren demasiada energía para deshidrogenizarse o rehidrogenizarse. Este

problema adversamente afecta su global adecuación como portadores.

• Procesos de transformación inadecuados

Son esenciales para cualquier portador potencial los procesos simples que

generen hidrógeno limpio listo para ser comprimido. Muchos procesos actuales

son complejos, ineficientes o liberan hidrógeno con demasiadas impurezas.

• Problemas con los portadores �round-trip�

Los portadores �round-trip�, los cuales requieren un viaje de vuelta a las

instalaciones centrales para ser rehidrogenados, aumentan los costes de

transporte, requieren mayor espacio para su almacenamiento en la estación de

repostaje y aportan complejidades adicionales en las estaciones de repostaje,

que tradicionalmente han operado con baja tecnología.



Teniendo en cuenta este capítulo, sólo se va a proceder a evaluar las alternativas

realmente plausibles para el suministro de hidrógeno en el capítulo 7. Éstas son la

alternativa de suministro de hidrógeno gaseoso (mediante camiones y mediante

hidrogenoductos) y la alternativa de suministro de hidrógeno líquido (mediante

camiones), además del suministro de las materias primas para la producción de

hidrógeno en la propia estación de repostaje (o �on-site�).



7Evaluación de las alternativas

como cadena de suministro de

hidrógeno



7 Evaluación de las alternativas como cadena de suministro de

hidrógeno

7.1 Introducción

Partiendo de la base de conocimientos adquiridos en los capítulos anteriores, el

presente capítulo pretende aportar una evaluación de cada una de las alternativas que

dispondrían del potencial necesario como para satisfacer la demanda energética del

sector transporte. Las variables que se van a considerar son las que el autor y los

directores del proyecto han considerado las adecuadas para valorar la sostenibilidad

del cada uno de los modelos. Las variables cubren el proceso necesario para transmitir

de diversos modos, según la cadena de suministro elegida, la energía desde los

yacimientos de las materias primas hasta el hidrógeno comprimido a 350 bar ó 700 bar

en el depósito del vehículo listo para ser utilizado.

Estas son:

• Eficiencia energética

Hace referencia a la cantidad de energía suministrada en forma de

hidrógeno al depósito de un vehículo que realmente llega partiendo de una

unidad energética que se encuentra en el lugar de extracción de la materia

prima o allá donde ella dé los síntomas de su existencia. Es una variable

relevante porque mide la energía que ha de emplearse en hacer llegar el

abastecimiento energético hasta el usuario.

• Emisiones de efecto invernadero (gCO2/kWhH2)

Quizá sea la variable de referencia, pues uno de los requerimientos

fundamentales del sistema de transporte es que sea sostenible sin afectar al

cambio de clima. En algunos métodos el centro de gravedad estará

desplazado hacia la parte del proceso denominada como �well-to-tank� y en

otros hacia la parte �tank-to-wheel�.

• Costes (� ó S/kWhH2)



Es una variable siempre importante en la decisión sobre apostar por una

alternativa u otra, y debe ser tenida en cuenta.

7.2 Conformación de las alternativas

Tras el análisis que se ha venido realizando a lo largo de los capítulos anteriores, es

posible encadenar procesos de forma que conformemos diversas cadenas de suministro

de hidrógeno. Para realizar adecuadamente esta selección, es necesario tomar un inicio

y un final de la cadena que sea común a todas las posibles cadenas de suministro que

se puedan formular. En este estudio, la unidad común más pequeña es aquélla que

comprende todas las etapas intermedias entre la extracción de la materia prima en el

yacimiento (o en su defecto en el lugar donde primero se den síntomas se que se

encuentra, como la energía eólica o solar) y repostado del hidrógeno en el vehículo,

listo para su conversión a energía mecánica por el método pertinente.

La primera parte consiste en �ensamblar� las materias primas con los métodos de

producción adecuados. Ambos deben cumplir lo que se pide a cualquier etapa de la

cadena de suministro de hidrógeno, y es que dispongan del potencial necesario como

para satisfacer unas necesidades energéticas relativamente importantes en el corto

plazo. La razón de que se requiera así se debe a que existe una gran diversidad de

documentos, estudios y análisis a medio y largo plazo que llegan a conclusiones muy

diferentes en función de las suposiciones que toman. Por esta razón se ha decidido

evaluar las tres variables de la forma más real posible, teniendo en cuenta el estado

actual y llevando a cabo una valoración posterior, en el último capítulo de lo que

pudiera ser el desarrollo del suministro energético al sector transporte en los próximos

años. Esta valoración se llevará a cabo en base a los resultados tanto del análisis

cualitativo efectuado como del cuantitativo.

Según el capítulo 3 de este documento y este criterio, la intersección de ambos

resulta en la Tabla 10.



Tabla 10. Configuración de las materias primas con los métodos de producción con potencial suficiente como para

abastecer a una parte significativa de la demanda energética del sector transporte a corto plazo. Se ha decidido incluir

la energía nuclear de Generación IV porque se va a presentar competitiva en este aspecto y los reactores que pueden

utilizarse para la termólisis van a ser los primero en aparecer.

Una vez llegados a este punto, cada una de estas opciones en la producción cuenta

con diversas alternativas de distribución. Como se vio en el capítulo 6, las únicas

alternativas con potencial suficiente a corto plazo son el suministro de hidrógeno puro

-bien en su forma gaseosa o bien en su forma líquida-, además de la alternativa de

producir en los lugares de consumo -con lo que la distribución quedaría reducida a la

mínima expresión.

Por tanto, teniendo en cuenta lo evaluado entre los capítulos 3 y 6, la composición

de las alternativas con potencial suficiente, debido sobre todo a la mayor investigación

que se ha desarrollado sobre todo para los métodos de producción �on-site�, quedaría

como se muestra en la Tabla 11.



Tabla 11. Configuración posible de las alternativas de producción con mayor potencial asociadas a las vías o

alternativas de suministro plausibles para cada una de ellas.

Seguidamente es necesario evaluar en cada caso cada una de las tres variables. Se va

a comenzar con la eficiencia energética, para después tratar las emisiones de efecto

invernadero y posteriormente los costes.

7.3 Evaluación de la eficiencia energética

Para proceder a evaluar la eficiencia energética de cada una de las 27 alternativas

posibles con mayor potencial configuradas previamente, es necesaria la

descomposición en partes que sean modelables. Estas partes son:

• Transporte de las materias primas

• Producción de hidrógeno

• Suministro de hidrógeno



7.3.1 Transporte de las materias primas

El transporte de las materias primas se lleva a cabo mediante diversos métodos, en

función de la materia prima concreta. Para cada una de ellas se va a estimar un

rendimiento:

• Gas natural

El gas natural se transporta desde los yacimientos mediante gaseoductos. El

gas natural se impulsa mediante bombas instaladas a intervalos regulares de

distancia. Estas bombas son energizadas por el propio gas natural, hecho que

consume una cierta cantidad del gas que se pretende transportar. La cantidad

consumida para la activación del sistema de transporte es del 0.3% del gas

natural cada 150 km [BOSS] Por tanto, estos gaseoductos tienen un rendimiento

aproximado del 99.7% cada 150 km.

Puede suponerse una distancia media desde los yacimientos de gas natural

hasta las centrales de producción de hidrógeno de 300 km. Y una distancia

media desde los yacimientos hasta los lugares de consumo de 450 km, pues

lógicamente la red será más larga hasta estos puntos. Por tanto para las

alternativas de suministro centralizadas, el rendimiento del transporte del gas

natural se tomará del 99.4% en el caso de producir centralizadamente y del

99.1% en caso de producir descentralizadamente (u �onsite�).

• Carbón

El carbón se transporta principalmente en camiones desde los yacimientos

de los que se extrae hasta las centrales. Si consideramos una distancia media

entre ambas de 500 km, la capacidad de los camiones suele ser de unos 50 m3, el

poder calorífico del carbón se encuentra alrededor de los 6.7 kWh/kg y su

densidad ronda los 300 kg/m3. Si además suponemos que el camión consume

20 l/10km de diesel, entonces puede calcularse el rendimiento del transporte

como sigue:



• Uranio

El uranio tiene un poder calorífico tan sumamente alto que no merece la

pena contar con este rendimiento. Se tomará del 100%.

• Solar

No es aplicable este rendimiento en este caso. Se tomará del 100%.

• Biomasa

El rendimiento del transporte de la biomasa encuentra unos rangos bastante

amplios debido a la diversidad de orígenes de la misma, lo que origina una

gran diversidad de poderes caloríficos. Según la literatura, puede tomarse de

entre el 63% y el 90% el rendimiento en el transporte de la misma, obtenido de

fabricantes de etanol.

• Mix energético

En este caso la materia prima es la electricidad, por lo que se deberá tener en

cuenta una media ponderada del mix energético mundial para valorar el

transporte de las materias primas de la electricidad y una media ponderada de

los rendimientos energéticos del mix. En el caso de producirse el hidrógeno

�onsite� será necesario agregar el rendimiento de la red eléctrica (entre el 92 y

el 94% aproximadamente). El valor global queda de 43.3%, y para la producción

�onsite� del 40% aproximadamente.



Tabla 12. Rendimientos de los procesos de transporte de materias primas

7.3.2 Producción de hidrógeno

Los rendimientos de los procesos de producción vienen en su mayoría en el capítulo

3 de este documento, y se han tomado tal y como refleja la Tabla 13.



Tabla 13. Rendimientos de los distintos procesos de producción de hidrógeno. Los rendimientos sólo difieren entre las

opciones de producción centralizada y no centralizada.

7.3.3 Distribución de hidrógeno

Se trata de llevar a cabo la evaluación de las cadenas de suministro en forma

�Comprimido�, �Líquido� y �Onsite�. Para ello, se han diseñado unas cadenas

específicas de suministro para cada una de ellas, que se van a valorar por etapas y

posteriormente de forma conjunta. A continuación se muestra la primera de ellas.



Cadena de distribución: �Hidrógeno Comprimido�

Figura 48. Red de distribución de hidrógeno comprimido

Las diversas etapas que forman la red de abastecimiento energético deben

evaluarse, de modo que a continuación se muestran los rendimientos con los que el

estado del arte permite contar, aproximando la temperatura del gas de partida siempre

a 20ºC:

• Compresión de hidrógeno a 20ºC, de 1 bar hasta 30-100 bar: 93%

• Compresión de hidrógeno a 20ºC de 1 bar hasta 135-800 bar:

aproximadamente 88%

• Compresión de hidrógeno a 20ºC, de 30-100 bar hasta 135-800 bar: 90%

aproximadamente.

• Compresión de hidrógeno a 20ºC, de 200 bar hasta 700-800 bar: 90%

• Almacenamiento a 135-800 bar: 98% por mantenimiento de temperatura y

fugas. Corresponde a un valor medio de 1 día en tanque lleno.

• Carga: 98%; el 2% se pierde debido al propio proceso de llenado del tanque

de los camiones.



• Dispensador al vehículo: 95%; se estima que se pierda un 5%, al no estar el

proceso tan controlado como la carga de los camiones.

• El rendimiento de los hidrogenoductos se supone similar al de la red de

gaseoductos de gas natural: 99.7%/150km.

Figura 49. Red de distribución de hidrógeno comprimido evaluada por etapas

Para ser capaces de determinar un rendimiento es necesario establecer unos flujos

adecuados al nivel de desarrollo que cada una de las partes de la cadena de suministro

haya experimentado. Es de esperar que inicialmente, durante un posible período de

transición, se explote la alternativa de la distribución mediante camiones, para

posteriormente y según vaya creándose la infraestructura de hidrogenoductos,

empezar a diversificar los flujos.

Si suponemos todo el flujo por la red de camiones, el rendimiento es del 70.1%.

Suponiendo una penetración del 5% de la red de hidrogenoductos de transporte, el

rendimiento global que se obtiene es del 71.2%, e irá aumentando hasta el 92.4%

esperable de la red de hidrogenoductos suponiendo una distancia entre yacimiento y

planta de producción de hidrógeno de 300 km, así como que efectivamente el



rendimiento de los hidrogenoductos llegue a ser como el de los gaseoductos utilizados

hoy para suministrar gas natural, que puede ser demasiada suposición. Para proceder

posteriormente con el análisis se tomará un valor del 75%, que corresponde a un corto

plazo en que los hidrogenoductos han penetrado en un 9% del suministro global.

Cadena de distribución: �Hidrógeno Líquido�

Figura 50. Red de distribución de hidrógeno líquido

Las diversas etapas que forman esta red de abastecimiento energético deben

evaluarse, de modo que a continuación se muestran los rendimientos con los que el

estado del arte permite contar:

• La licuefacción cuenta con un rendimiento del 70%.

• Las bombas de la central de licuefacción son grandes, y éstas alcanzan

rendimientos del 99%.

• El almacenamiento de hidrógeno líquido sufre pérdidas del 2%/día

aproximadamente. Si suponemos que cada carga está ese tiempo

almacenada, la eficiencia es del 98%.

• El rendimiento de la red de camiones es del 95%, teniendo en cuenta la

evaporación y las pérdidas al descargar en la estación de repostaje, como se

vio en el capítulo 6.



• La bomba de la estación de repostaje es más pequeña que las de la planta de

licuefacción pero su rendimiento es aproximadamente el mismo: 99%.

• El rendimiento de la vaporización es del 99% y el del proceso de repostaje

del 95%, similar al del volcado del camión a la estación.

Figura 51. Red de distribución de hidrógeno líquido evaluada por etapas

Al no disponer de caminos alternativos, el rendimiento de esta opción es único y de

valor 56%.

Producción �onsite�

La producción �onsite� sólo requiere de compresión de 1 bar y 20ºC hasta 700 u 800

bar, almacenamiento del hidrógeno gaseoso producido, y dispensadores, lo que

completa una eficiencia global de 84%.98%.95%, equivalente a 78.2%.



Tabla 14. Rendimientos globales de las cadenas de suministro de hidrógeno consideradas

7.4 Evaluación de las emisiones de efecto invernadero

Para proceder a evaluar la eficiencia energética de cada una de las 27 alternativas

posibles con mayor potencial configuradas, es necesaria la descomposición en partes

que sean modelables. Estas partes son:

• Transporte de las materias primas

• Producción de hidrógeno

• Suministro de hidrógeno

7.4.1 Transporte de las materias primas

Según la materia prima y su método concreto de transporte desde el yacimiento

hasta la planta de producción de hidrógeno o hasta los lugares de consumo, en caso de

producción descentralizada, se aproximarán las emisiones de diferente forma.

• Gas natural

Las emisiones que causaría un transporte de 300 km desde el yacimiento

hasta las plantas de producción centralizada pueden estimarse de la siguiente

forma: Un ciclo combinado emite 400 gCO2/kWhe, con un rendimiento del 57%

aproximadamente, luego emitirá 400 gCO2/(1/0.57 kWh de gas natural) = 228



gCO2/kWh de gas natural utilizado para la propulsión del resto de flujo, que es

equivalente aproximadamente �debido al rendimiento del 99.4% en la

transmisión- a 228 gCO2/(kWh de gas natural para propulsión . 0.006) = 1.368

gCO2/kWh transmitido.

En caso de transmitirse hasta los centros de consumo, las emisiones serían de

2.052 gCO2/kWh transmitido al encontrarse a 450 km, en vez de a 300 km.

• Carbón

Las emisiones debidas al transporte del carbón vegetal desde su yacimiento

hasta los puntos centralizados de producción de hidrógeno pueden estimarse

como las emisiones de un camión que recorre 300 km con un consumo

aproximado de 50 l de diesel/100km. Si además se tiene en cuenta que un litro

de combustible emite unos 2600 gCO2 y que transporta unos 50 m3 de carbón,

las emisiones totales son de 3.88 gCO2/kWh de carbón transportado.

• Uranio

Las emisiones debidas al transporte mediante camiones de uranio en

relación a la energía transportada en forma del mismo son totalmente

despreciables.

• Solar

La energía solar no causa emisiones puesto que no es necesario

transportarla.

• Biomasa

Las emisiones que puede causar la biomasa se van a considerar similares a

las ocasionadas por el carbón puesto que no se dispone de información

relacionada con los volúmenes de transporte o los poderes caloríficos de la

carga.

• Mix energético



Se va a proceder a ponderar los resultados obtenidos para las demás

tecnologías en función del mix energético mundial. Además se van a considerar

las emisiones medias por cada kWh producido y las emisiones que supone la

transmisión por red eléctrica.

La media en emisiones que supone el transporte desde el yacimiento hasta

las centrales eléctricas supone 1.312 gCO2/kWh de materia prima transportada.

La producción supone 150.87 gCO2/kWh de materias primas. Para considerar

las emisiones que supone la red debiéramos sumar un 8% aproximadamente,

que suponen 12 gCO2/kWh de materias primas transmitido por la red eléctrica.

Por tanto, el total suma 164.18 gCO2/kWh de materias primas.

Es preciso aclarar que al ser los rendimientos energéticos tan altos en esta

etapa del proceso, las emisiones referidas a kWh de las materias primas y las

referidas a kWh del hidrógeno producido son prácticamente iguales.

7.4.2 Producción de hidrógeno

Las emisiones de cada uno de los procesos de muestran a continuación:

• Reformados de gas natural: Según [CONT00], las emisiones son 66750

gCO2/GJH2, lo que es equivalente �con un rendimiento en la conversión de

entre el 76% y el 81%- a 66750 gCO2/(GJH2 . (1/(0.76 -0 .81)) = 50730 � 54067

gCO2/GJ de gas natural, lo que es equivalente a 182.6 � 194.6 gCO2/kWh de

gas natural. En el caso de ser onsite, el valor es de 173 gCO2/kWh. Y para las

alternativas de �POx� y �ATR�, los valores corresponden a 168.2 gCO2/kWh

de gas natural, que se encuentran en torno a 240.3 gCO2/kWhH2.

• Gasificación de carbón: Las emisiones del proceso de gasificación de carbón

ascienden a 720 gCO2/kWhH2.

• Uranio: Estas emisiones se consideran despreciables.

• Solar: Estas emisiones se consideran totalmente despreciables.

• Biomasa: Las emisiones con este tipo de materia prima son muy diversas,

dependiendo fundamentalmente del tipo de carga. Según [IEA], se



encuentran en el rango de 150 a 210 gCO2/kWhH2, tanto en los casos de la

pirolisis como en los de la gasificación y la vía etanol.

• Mix energético: Realizando las ponderaciones oportunas de los distintos

métodos de producción de electricidad para contar con el mix energético

mundial [WETOH2] y teniendo en cuenta los rendimientos de la red

eléctrica de aproximadamente el 92 a 94%, las emisiones quedan de 2793

gCO2/kWhH2 para la opción �onsite� y de 1934 a 2958 gCO2/kWhH2 para las

opciones centralizadas.

7.4.3 Distribución de hidrógeno

Para contemplar las emisiones en esta etapa se procederá calculando mediante los

esquemas del apartado 7.3.3 los requerimientos energéticos para transportar o manejar

hidrógeno, y se evaluarán las emisiones provocadas por los mismos.

Las emisiones provocadas por aquellas operaciones con hidrógeno que consumen

electricidad se evalúan de la siguiente forma:

Como el mix mundial tienen unas emisiones medias en explotación (no en

capacidad instalada) de aproximadamente 502.9 gCO2/kWh eléctrico, si este valor se

multiplica por el obtenido en la última ecuación, se obtienen las emisiones por cada

kWh H2.

Las eficiencias por pérdidas de hidrógeno en algunos procesos de manejo han de

tenerse también en cuenta, y para ello de amplificará el valor final teniendo en cuenta

todas las que aparecen en los esquemas de suministro, elevando las emisiones propias

de la producción al ser necesario producir un poco más por este hecho.



Cadena de distribución: �Hidrógeno Comprimido�

A continuación se muestra la evaluación realizada para el suministro �Hidrógeno

Comprimido�.

Figura 52. Evaluación de las emisiones en la etapa de suministro de hidrógeno en caso de realizarse mediante la

alternativa �Hidrógeno Comprimido�

Suponiendo que la rama de la red de hidrogenoductos se lleva solamente un 9% del

flujo por cuestiones comentadas en el apartado 7.3, las emisiones globales son de 134.9

gCO2/kWhH2.

Cadena de distribución: �Hidrógeno Líquido�

Seguidamente se muestra la evaluación realizada para el suministro �Hidrógeno

Líquido�.



Figura 53. Evaluación de las emisiones en la etapa de suministro de hidrógeno en caso de realizarse mediante la

alternativa �Hidrógeno Líquido�

Las emisiones globales son de 286.2 gCO2/kWhH2.

Producción �onsite�

En caso de producir �onsite�, el único elementos que consume electricidad sería el

compresor desde 1 bar y 20ºC hasta 700 u 800 bar, lo que supone un rendimiento del

84%, y conlleva 95.8 gCO2/kWhH2. El almacenamiento (98%) y los dispensadores a

vehículos (95%) se consideran como incrementos necesarios en la producción. Por

tanto, teniendo esto último en cuenta, las emisiones ascienden a 103.2 gCO2/kWhH2.

Tabla 15. Emisiones globales de CO2 de las cadenas de suministro consideradas



7.5 Evaluación de los costes

Realizar un análisis de costes adecuado es algo que no aportaría mucha información

relevante para el juicio que el proyecto pretende llevar a cabo. Por tanto, se ha decidido

suscribirse a un análisis de costes de suministro de hidrógeno titulado �Hydrogen

Supply: Cost Estimate for Hydrogen Pathways Scoping Analysis� que fue realizado

por D. Simbeck y E. Chang para el National Renewable Energy Laboratory

norteamericano en noviembre de 2002.

Los costes de producción de hidrógeno desde la extracción de las materias primas

hasta la generación del mismo y adecuación de su estado al requerido por el medio de

transporte se muestran en la Tabla 16.

Tabla 16. Costes de los diversos métodos de producción en función de la materia prima y la forma en que se vaya a

distribuir

A continuación se muestran los costes propios de la distribución mediante los

métodos indicados, que, aunque difieren de las cadenas de evaluación para eficiencias

energéticas y emisiones de efecto invernadero, son bastante similares, pues las de

valoración propia no son muy complejas.

Tabla 17. Costes de los diversos métodos de suministro de hidrógeno: Líquido, mediante hidrogenoductos y gaseoso.

Por último, la etapa se dispensado del hidrógeno al vehículo también tiene un coste,

que se muestra en la siguiente tabla.



Tabla 18. Costes propios del dispensado del hidrógeno al vehículo mediante tres métodos

Posteriormente, han de sumarse estas tres etapas para comprobar a cuánto

ascienden los costes totales de explotación. Esta suma está efectuada en la

Figura 54. Costes totales de cada uno de los métodos evaluados por el estudio de Simbeck y Chang

A continuación se muestra una tabla que ofrece el estudio mencionado sobre los

costes que supondrían cuatro métodos de producción descentralizada u �onsite�, entre

los que se encuentran dos de los tres analizados por el proyecto: el reformado de gas

natural y la electrólisis del agua.



Tabla 19. Costes de suministro de hidrógeno cuya producción es descentralizada

7.6 Conclusiones

Tabla 20. Tabla resumen de resultados de la evaluación

A primera vista la opción �Electrólisis� debiera ser descartada tanto por sus altos

costes como por sus desproporcionadas emisiones respecto a las demás, además

tampoco ofrecen rendimientos suficientemente esperanzadores. La única opción para

la electrólisis pasa por producir hidrógeno a partir de un exceso de generación

renovable, lo que disminuiría altamente las emisiones, que encuentran su centro de

gravedad en el proceso productivo.

Por otro lado, los precios tanto de la solar (ciclos termoquímicos) como de la energía

nuclear (ciclos termolíticos) aún son demasiado altos como para pensar en ellas,

aunque sus emisiones son bastante atractivas dentro del conjunto de alternativas.



La biomasa no se considera lo suficientemente estable como para dar soporte por sí

misma a un sistema de abastecimiento energético para el transporte aunque sus costes

y las emisiones que provoca son bastante contenidas.

La alternativa más económica, con unas emisiones contenidas y unas eficiencias

altas es el gas, que se presenta como serio candidato para producir a partir de él parte

del hidrógeno que necesite el transporte. Ha de mencionarse que el gas natural cuenta

con la clara desventaja de que se dispone de una cantidad no suficiente como para

basar masivamente el transporte en él a largo plazo.

Las energías nucleares de generación IV parece que se mostrarían bastante

competitivas en cuanto a costes, rendimientos y emisiones de efecto invernadero.

Parece, junto con el gas y con un posible cambio del mix energético hacia energías

renovables �que podrían ser apoyadas en su intermitencia por el almacenamiento en

forma de hidrógeno- que son las tres alternativas más competitivas que existen hoy por

hoy para dar soporte energético a un posible sector transporte basado en el hidrógeno.



8Evaluación de la alternativas al

hidrógeno como cadena de

suministro energético al sector

transporte



8 Evaluación de la alternativas al hidrógeno como cadena de

suministro energético al sector transporte

8.1 Introducción

Además de la alternativa del hidrógeno, existe otra alternativa cuyo análisis es

objeto de estudio de este capítulo. Es la alternativa eléctrica, consistente en la

electrificación del transporte.

La electrificación del transporte consiste en que sea el sector eléctrico quien se ocupe

de soportar energéticamente el sector transporte, con la generación, las redes eléctricas

de transporte y distribución u otras alternativas, y los vehículos, que deben adecuarse

para este fin. Los vehículos debieran estar formados por un motor eléctrico que fuera

alimentado mediante una batería química convencional. Esta batería podría recargarse

mediante la simple conexión a red e híbridos enchufables, al menos en una primera

fase.

La competencia directa hoy en día de los vehículos de pila de hidrógeno está

compuesta por los vehículos híbridos eléctricos en el largo plazo, y en el corto por los

vehículos diesel híbridos. Estos últimos suponen una gran parte del presupuesto que

los fabricantes de automóviles se gastan en investigación y desarrollo.

Los vehículos híbridos diesel pueden ser el doble de eficientes que los vehículos

convencionales. Esta eficiencia la obtienen de una batería de almacenamiento eléctrico

que permite el frenado regenerativo durante el que el vehículo se carga, y va

acompañada de un pequeño motor eléctrico que emplea la carga en mover el vehículo

ayudando al motor principal. Este tipo de vehículos supondrá una competencia

importante para el hidrógeno en el corto plazo, pues cuando los vehículos de pila

combustible pretendan entrar en el mercado, los diesel híbridos serán ya bastante

eficientes y económicos.

El propio hecho de construir un vehículo de pila de hidrógeno e híbrido no tiene

sentido, pues la mayor eficiencia de las pilas de combustible se da cuando estas

entregan bajas potencias, justo donde �ayuda� el sistema eléctrico al motor de

combustión.



Es posible que en el corto plazo el hidrógeno no sea capaz de competir con un

conjunto de estrategias alternativas para la reducción de emisiones de efecto

invernadero.

En primer lugar, los vehículos con motor de combustión interna serán más eficientes

debido a la hibridación de los mismos. Además, es probable que el hidrógeno del corto

plazo sea producido a partir de combustibles fósiles, lo que significa altas emisiones de

efecto invernadero, como vimos en el capítulo 7. Por otro lado, se presenta bastante

probable que los costes de operación de un vehículo de pila de hidrógeno sean

mayores que los de la competencia en el corto plazo. Parece también que los

combustibles que se usarían para producir el hidrógeno del transporte podrían ahorrar

mayores cantidades de emisiones si se usaran para desplazar las tecnologías de

generación eléctrica menos limpias.

8.2 Emisiones de CO2 de la alternativa eléctrica

La principal materia prima que energizaría el transporte sería la energía eléctrica.

Por tanto, es necesario prestar atención a la forma en la que se va a generar en el

sentido de que ésta debe ser sostenible.

Debido a la diferencia entre mixes energéticos, la evaluación es función de dónde se

produzca la energía eléctrica que va a alimentar las baterías de los vehículos eléctricos.

Por ejemplo, la electricidad californiana es de las más limpias de Estados Unidos

debido tanto a la relativa alta contribución del gas natural �de casi el 60% en 2005�

como al porcentaje de tecnologías libres de emisiones (nuclear, hidroeléctrica y

renovable), junto con menos del 1% de carbón. Sus emisiones son de 273 gCO2/kWhe.

Mientras tanto, en Indiana (Estados Unidos) la electricidad proviene en gran medida

del carbón �un 73% en 2005�. Consecuentemente, sus emisiones son de 937

gCO2/kWhe: más de tres veces las de California y mayores en un 50% que la media

norteamericana de 620 gCO2/kWhe [WWF].

El mix de generación europeo varía de forma similar de un estado miembro a otro.

Por ejemplo en Austria se emiten 221 gCO2/kWhe, con un 59% de origen renovable;

mientras que en Gracia, 781 gCO2/kWhe son emitidos. La media de la unión Europea

de los 25 en 2004 fue de 370 gCO2/kWhe [WWF].



La cantidad de carbono por unidad energética se encuentra alrededor de los 67 g en

el caso de la gasolina y 68 g para el diesel. Una molécula de dióxido de carbono pesa

44/12 veces más que un átomo de carbono. Por tanto, suponiendo un factor de

oxidación en la combustión del 99%: 0.99 x 44/12 = 242 gCO2/kWh para la gasolina y

248 gCO2/kWh para el diesel. Las pérdidas en el refinado y en la distribución también

deben calcularse, y tener en cuenta la eficiencia de los motores.

La Tabla 21 muestra la diferencia de eficiencias energéticas para el caso de los

vehículos convencionales y el caso de los vehículos eléctricos contando con diferentes

orígenes de la energía que los alimentaría.

Tabla 21. Comparativa de eficiencias entre la alternativa del vehículo eléctrico y la situación convencional [WWF]

Los cálculos muestran que, en términos de emisiones de dióxido de carbono, los

vehículos eléctricos ofrecen tremendas ventajas sobre los convencionales cuando la

generación proviene de mixes relativamente limpios. Incluso en el caso de Indiana, los

vehículos eléctricos mejoran significativamente a los convencionales en términos de

gCO2/kWh. De manera más importante, los datos indican que los vehículos eléctricos

mejoran las emisiones de los convencionales, cualquiera que sea su combustible; diesel

o gasolina.

A continuación se muestra una comparativa entre la intensidad de CO2 de los

vehículos convencionales y los vehículos eléctricos.



Figura 55. Intensidad de CO2 para la tecnología convencional y para la tecnología de vehículos eléctricos

La conclusión es clara: a pesar de los diferentes mixes alrededor del mundo, la

electrificación del transporte merece la pena en términos de emisiones de efecto

invernadero. Además, se espera que esta ventaja crezca con la evolución futura de los

mixes hacia la rebaja de emisiones y la implementación de tecnologías más limpias,

mientras que es probable que la intensidad de CO2 de los hidrocarburos líquidos crezca

por el hecho de que se hubieran de explotar más recursos poco convencionales.

Por tanto, si los vehículos eléctricos son mejores que los convencionales en términos

de emisiones �well-to-wheel� con el mix energético actual, la diferencia sólo aumentará

si el mix evoluciona hacia opciones energéticas renovables y sostenibles. Lo cual está

destinado a ocurrir debido a las penalizaciones económicas que se impondrán a través

de los cambios en las políticas como el �European Emissions Trading Scheme

(EU‑ETS)� e instrumentos similares.

8.3 Eficiencia energética

A continuación se muestra una figura realizada por unos de los mayores impulsores

de la electrificación del sector transporte, el consultor de pilas de combustible Ulf

Bossel. La rama de la derecha muestra una evaluación en cuanto a la eficiencia que

puede alcanzarse con la alternativa de los vehículos eléctricos de baterías

convencionales. Como se precia, esta llega a ser del 69%, referida a la propia



electricidad ya generada. Sin embargo, si aplicamos el factor del 43.4% que

corresponde a la eficiencia del mix energético mundial, para referir el rendimiento

global a energía primaria �como se hizo en el capítulo 7-, el valor se queda en el 30%.

Que según los alcanzados por las alternativas del hidrógeno, parece competitivo.

Figura 56. Comparación de las eficiencias alcanzables entre la alternativa hidrógeno-electrólisis y la alternativa de

electrificar el transporte mediante los vehículos eléctricos de baterías convencionales

De todas formas, es necesario recordar que el valor de la eficiencia energética

importa relativamente poco en el caso de que ésta provenga de fuentes prácticamente

inagotables como pueden serlo las energías renovables (eólica o solar) o la energía

nuclear.

8.4 Limitaciones de los vehículos eléctricos

Sin embargo, los vehículos eléctricos cuentan con algunas limitaciones para su uso

práctico. Los hidrocarburos disponen de mucha mayor densidad energética y

flexibilidad que las baterías más avanzadas. La gasolina cuenta con una densidad

energética de 13 kWh/kg, y el diesel de 12.7 kWh/kg. Una batería de NiMH del tipo

del que se emplea en algunos vehículos eléctricos actualmente es capaz de alcanzar

una energía específica de alrededor de 0.07 kWh/kg, Y la última batería de ión litio

cuenta con hasta 0.16 kWh/kg.

Esta ventaja ayuda al vehículo convencional a alcanzar una autonomía mayor, a

pesar de la menor eficiencia de los motores de combustión interna. Además, la



naturaleza física de los hidrocarburos encaja con la extensa red estaciones de servicio

desarrollada para darles soporte energético durante pocos minutos.

Estos dos atributos conjuntamente ofrecen un confort mayor a los viajeros incluso

aunque para la mayoría de las necesidades de movilidad las comparativamente

pequeñas distancias que son capaces de cubrir los vehículos eléctricos hasta que las

baterías se agoten no representan ninguna limitación práctica: una alta proporción de

los viajes por carretera se encuentran en un rango comprendido entre 150 y 200 km,

perfectamente alcanzables para los vehículos eléctricos construidos por GM o Toyota.

A continuación se muestra el comportamiento de las distancias que cubren los

norteamericanos en sus viajes diarios.

Figura 57. Porcentaje acumulativo de las distancias que recorren los vehículos particulares en Estados Unidos

Una opción para intentar salvar esta limitación pudiera ser que las estaciones de

servicio dispusieran de baterías cargadas y preparadas para ser intercambiadas

mediante unas grúas. Además esto también ayudaría a solventar los problemas

asociados a la larga duración del período de carga de las mismas.

8.5 El vehículo de combustible flexible

El vehículo híbrido eléctrico conectable a red (PHEV), instala un sofisticado sistema

de baterías y la electrónica que permite al vehículo ser cargado desde la red eléctrica.



Esta tecnología permite viajar alrededor de unas decenas de kilómetros en cada viaje -

cubriendo la mayoría de las distancias para ir al trabajo� para ser totalmente

energizado por la electricidad tomada de un enchufe. Más allá de un determinado

nivel de carga, un generador se pondría en marcha para recargar la batería en la

arquitectura híbrida �serie�, o para energizar un tren de potencia mecánico en la

configuración �paralelo�. Como ocurre con el vehículo híbrido convencional, ambos

modos de operación son posibles en el modo conocido como �blended�.

El generador que aumenta la autonomía será inicialmente un pequeño motor de

combustión interna que funcionará con hidrocarburos y que también es compatible con

la misma infraestructura de repostaje de la que dependen los vehículos con motor de

combustión interna y los híbridos eléctricos. La autonomía en modo eléctrico viene

determinada por la capacidad de la batería �que a su vez queda fijada por sus

características y tecnología-.

El vehículo de combustible flexible (PHEV) es un vehículo eléctrico mejorado con la

adición de un generador que aumenta la autonomía en caso de necesitarlo, lo cual

elimina el miedo de quedarse sin carga en mitad de un viaje. Sin embargo, los

vehículos eléctricos se encuentran obstaculizados por la percepción del mercado sobre

la limitada autonomía y los largos tiempos de carga que implican limitada utilidad.

Estos miedos desaparecerían completamente con el PHEV, que se centra en la

eficiencia energética y en las ventajas en cuanto a emisiones del la alternativa de

electrificación del transporte a la vez que provee de la flexibilidad que otorgan los

combustibles líquidos. La Figura 58 compara esquemáticamente las diferentes

arquitecturas de vehículo eléctrico.

En términos de la disminución del potencial de originar emisiones de efecto

invernadero, el PHEV se encuentra entre el vehículo eléctrico de baterías

convencionales y el híbrido eléctrico, dependiendo de la autonomía en modo eléctrico

y del patrón de uso del vehículo. Un estudio conjunto realizado por el Electric Power

Research Institute (EPRI) y el Natural Resources Defense Council (NRDC) en 2007

compara varios escenarios de 2010 a 2050, en los cuales los impactos �well-to-wheel�

de las diferentes tasas de penetración de flotas de vehículos tipo PHEV se modelan a la

vez que se varían las intensidades de CO2 de la producción de electricidad en Estados

Unidos. Incluso en el peor caso, en el que las tasas de penetración de los PHEV fuesen



modestas y las emisiones totales de CO2 debidas a la generación eléctrica se

incrementasen hasta el 25%, las emisiones anuales acumuladas aún se ven reducidas.

Las reducciones anuales de las emisiones para 2050 se encuentran entre 163 MtCO2 en

el caso de una baja penetración y un escenario de altas emisiones de CO2, hasta 612

MtCO2 en el caso de una alta penetración y bajas emisiones de CO2, lo que representa

entre un 5.5 y un 20.9% de las emisiones mundiales previstas para ese año en el

transporte por la unión Europea. En términos de porcentaje, con respecto a los ahorros

de emisiones, los PHEV resultaban en un ahorro del 40 al 65% sobre los vehículos

convencionales y de un 7 a un 46% sobre los híbridos eléctricos. Como con los

vehículos eléctricos de baterías, cuanto más limpia sea la energía eléctrica

suministrada, mayor será el beneficio obtenido en términos de rebaja de emisiones de

CO2 en base �well-to-wheel�.

Figura 58. Comparativa de los tres tipos de vehículos alternativos con tren de potencia eléctrico

El PHEV es de hecho el último vehículo de combustible flexible capaz de operar con

electricidad producida desde cualquier tecnología generadora, de origen químico o

físico, junto con combustibles líquidos derivados de cualquier materia prima

carbonosa, de origen mineral o biológico. Por tanto, los PHEV significan una

transformación desde los vehículos híbridos, que obtienen su energía completamente

de los combustibles fósiles líquidos hasta los PHEV que desplazan a estos combustibles

con el uso de la electricidad. En la arquitectura �paralelo� de los PHEV, el motor de

combustión interna y el motor eléctrico son capaces de transmitir energía a las ruedas,



y ambos trenes de potencia pueden optimizarse completamente. La arquitectura

�serie� de los PHEV desasocia la unidad termo-mecánica de de las ruedas del vehículo,

por lo que habilita al generador para funcionar a carga constante con lo que se alcanza

óptima eficiencia, y simplifica la construcción del vehículo mediante la completa

eliminación del tren de potencia mecánico.

Para reflejar el hecho de que el tren mecánico de potencia se ha eliminado, General

Motors se refiere hacia su serie planeada de PHEV como un �Extended Range Electric

Vehicle (EREV)� e, indicando que sus diez años de investigación en pilas de hidrógeno

puede ponerse en uso algún día, sugiere que el motor de combustión interna puede en

principio ser sustituido por una pila de combustible. Alternativamente, en un escenario

en el que los avances en tecnología de baterías permitan aumentar la autonomía y las

limitaciones de recarga desaparezcan enteramente, quizá sea suprimido el generador

de la configuración, volviendo, por tanto, al puro vehículo eléctrico de baterías.

Los precios de los vehículos que se encuentran bien en el mercado actualmente o

bien de aquéllos que se tiene miras de comercializar, se encuentran desde 11500 �

[WWF] hasta los 100000 �. Estos precios tan relativamente asequibles junto con el bajo

precio de la electricidad actual (6.2 c�/kWh en España durante los cinco primero meses

de 2008 según OMEL) hacen la opción eléctrica muy atractiva para el consumidor.

Además cuenta con la ventaja de que la infraestructura eléctrica existe, y sólo

requeriría un ampliación del 40%, frente al 160% en caso de pretender hidrogenizar el

transporte mediante procesos electrolíticos.

8.6 Comparativa entre la alternativa del hidrógeno y la electrificación del

transporte

La ventaja más obvia de los vehículos de pila de hidrógeno sobre los vehículos

eléctricos de baterías es su potencial en la autonomía y su velocidad de repostaje junto

con la elección a voluntad de cuándo hacerlo. Su uso se prevé para un futuro en el que

dispongamos de una proporción significativa de estaciones de repostaje con

dispensadores de hidrógeno para que esta ventaja sea tal. Hasta ese momento, lo

práctico de los vehículos de pila de combustible permanece bastante distante. En

contraste, los PHEV no experimentan limitaciones en la autonomía, ni requieren de la

instalación de una completamente nueva infraestructura de repostaje que supone un

alto coste. Además, los PHEV, en caso de utilizar una combinación de electricidad de



origen renovable y biocombustibles producidos de forma sostenible pueden alcanzar el

requisito de un sistema energético futuro sostenible.

La Figura 59 reproduce un análisis en base �well-to-wheel� que aparece en el

informe de la Agencia Internacional de la energía sobre prospectiva de hidrógeno. De

forma diferente a la comparación �well-to-wheel� entre los vehículos eléctricos con

baterías y los vehículos con motor de combustión interna, la evaluación de la AIE se

basa en tecnología de última generación, lo cual es apropiado considerando la

naturaleza del estudio; los vehículos de pila de hidrógeno y los PHEV son

esencialmente tecnologías de próxima generación, no disponibles comercialmente

todavía. De esta forma, las suposiciones pueden parecer optimistas: eficiencias de

generación del 50%, eficiencias de producción de hidrógeno del 80% y eficiencias de los

trenes de potencia eléctricos del 89% (de la misma manera en ambas alternativas).

Basándonos en las suposiciones de la AIE, la eficiencia teórica �well-to-wheel� del

vehículo de pila de hidrógeno es del 28%, comparada con el 34% para los PHEV en

modo eléctrico. Esto indica que la batería suministra energía al motor un 23% más

eficientemente que la opción �hidrógeno�. La energía primaria que se necesita para

propulsar un vehículo conectable a red para cubrir 100 km sólo será capaz de trasladar

al vehículo de pila de hidrógeno a lo largo de 77 km. Pero existen limitaciones prácticas

en cuanto a la autonomía de modo eléctrico del PHEV que hacen que esta ventaja no

pueda sostenerse en largos viajes; y la eficiencia de los PHEV probablemente bajaría

hasta la de los híbridos una vez la batería se haya descargado.



Figura 59. Comparación de eficiencias en base �well-to-wheel� de las alternativas �hidrógeno� mediante los vehículos

FCEV y �electrificación� mediante los vehículos PHEV

Sin embargo, en el contexto de nuestra visión de un sistema energético renovable

sostenible, una atención mayor hacia las suposiciones subrayadas es altamente

reveladora. ¿Qué significa una eficiencia de generación eléctrica del 50% en realidad en

un escenario en el que la electricidad se genera exclusivamente a partir de recursos

renovables sostenibles? Quizá no tenga mucho sentido este valor en un escenario como

el comentado. Las eficiencias de las plantas térmicas son sólo importantes cuando las

materias primas se convierten en electricidad, pero no cuando se usan fuentes

renovables. Por otro lado, cuando se produce hidrógeno vía electrólisis, utilizando la

misma energía renovable que de otra forma podría alimentar a la red, la eficiencia de

ese proceso es críticamente importante para la evaluación.

En la Figura 60, la valoración de la AIE se reconstruye suponiendo que el punto de

partida es la energía renovable sostenible. Esto es una simplificación, ya que una parte

de nuestro futuro energético sostenible probablemente incluirá energía eléctrica

generada a partir de la combustión de biomasa.

El resultado de esta comparación descansa en la afirmación de que el hidrógeno,

como un portador de energía, no puede competir con la fuente energética a partir de la

cual fue producido. El camino eléctrico �con una eficiencia global del 69%� es casi tres



veces más eficiente que la alternativa del hidrógeno. Expresado en términos de

autonomía, la energía necesaria para propulsar un PHEV a lo largo de 100 km sólo

llevaría a un vehículo de pila de hidrógeno durante 35 km.

Figura 60. Comparación de eficiencias en base �well-to-wheel� de las alternativas �hidrógeno� mediante los vehículos

FCEV y �electrificación� mediante los vehículos PHEV, en el caso de utilizar energías renovables

Según las dos comparaciones, puede apreciarse que el grado en que nuestra

tecnología sea más o menos limpia determinará si es más o menos ventajosa una u otra

tecnología. Esta afirmación es sólo cierta con el estado del arte actual, puesto que la

evolución tecnológica puede hacer cambiar la situación.



9Evolución temporal previsible de

las tecnologías energéticas del

sector transporte



9 Evolución temporal previsible de las tecnologías energéticas

del sector transporte

9.1 Introducción

Parece ser que la transición hacia un sistema de transporte basado en el hidrógeno

no llegará �si es que lo hace alguna vez- hasta dentro de algunas décadas. Los avances

tecnológicos solamente no prevendrán el calentamiento global ni nos proporcionarán

la economía del hidrógeno por ellos mismos. Tanto los políticos como los empresarios

y las personas se enfrentan a difíciles decisiones.

Parece ser que los expertos dictaminan que nos encontramos cercanos al punto en el

que incluso el mejor escenario de cambio climático será bastante severo.

La principal razón por la que deberíamos promover las pilas de combustible y una

economía del hidrógeno es para ayudar a responder al calentamiento global. Aunque

no ofrece perspectiva a corto plazo de ayudar en este aspecto, reduciendo emisiones

potenciales de efecto invernadero, posiblemente lo haga a partir de 2050. Pero sólo será

de ayuda si cambiamos el sistema energético en el que nos encontramos, porque la

inercia del sistema energético hace que las actuaciones más tempranas nos coloquen en

posiciones estratégicas más fuertes y a partir de las cuales puede disponerse de ventaja.

Debiéramos adquirir una perspectiva conservadora y de largo plazo en el tema del

hidrógeno. Pero también hemos de continuar investigando y desarrollando la

tecnología del hidrógeno. Los análisis que llevemos a cabo sobre el hidrógeno deben

ser conservadores debido a la gran inversión que supone en infraestructura y los

riesgos medioambientales a los que nos enfrentamos por equivocarnos en querer

implantar algo que puede ser que no se encuentre listo para ello.

Además, los análisis en materia energética han de tratar con imparcialidad a la

competencia porque los avances tecnológicos se producen en todas las alternativas en

las que se investiga, y por tanto, no debiera existir un interés en ninguna alternativa

sino la maximización del bien climático.

Sólo la acción de los gobiernos puede invertir el crecimiento de las emisiones de

dióxido de carbono para darnos ventaja hasta que el hidrógeno y otras nuevas



tecnologías puedan ayudarnos a reducir emisiones más radicalmente. Son los únicos

que pueden acelerar el desarrollo y el despliegue de las fuentes generadoras libres de

emisiones de efecto invernadero, que son prerrequisitos clave para una economía del

hidrógeno.

Las estrategias que pueden adoptarse para minimizar la amenaza del cambio

climático y maximizar las oportunidades de que el hidrógeno contribuya a ese esfuerzo

son las siguientes:

• Fuerte incremento en investigación y desarrollo en tecnologías energéticas

limpias.

• Comenzar a reducir emisiones de CO2 desde ahora, utilizando estrategias

de bajo coste como pueden ser una cartera de energías renovables y un

tope de emisiones en el sector eléctrico. Los retrasos incrementan los costes

debido a dos razones: las unidades emisoras disponen de una vida larga y

el dióxido de carbono permanece en la atmósfera durante más de cien años

atrapando calor.

• Iniciar un serio esfuerzo para fomentar la cogeneración. El mercado

potencial mayor para pilas de uso estacionario es la cogeneración �on-site�.

Al mismo tiempo, alimentado mediante gas natural, representa una de las

estrategias de bajo coste para reducir emisiones.

• Lanzar un esfuerzo importante para utilizar tanto la electricidad como el

gas natural más eficientemente. Representa la estrategia de menor coste

para minimizar las emisiones de efecto invernadero.

• Introducir estándares relacionados con el CO2 emitido por los vehículos.

• Preparar a la población para las difíciles decisiones que se prevén.

9.2 El vehículo y el combustible del futuro

Parece ser que el vehículo del futuro en el corto plazo es el coche híbrido, que

combina un motor de gasolina o diesel con un motor eléctrico alimentado por una

batería. Probablemente llegará a dominar el mercado en 2020. A un plazo medio puede

decirse que según las evaluaciones que se han llevado a cabo en los capítulos 7 y 8, el



tipo de vehículo que se encuentra en una mejor situación es el híbrido conectable a red.

Estos llamados �e-hybrids� probablemente serán capaces de desplazarse el doble o el

triple de distancia que un vehículo de pila de hidrógeno con la misma cantidad de

energía. Idealmente, estos híbridos avanzados serían también vehículos de combustible

flexible, por lo que serían capaces de funcionar con una mezcla de biocombustibles con

gasolina.

El calentamiento global es la principal amenaza medioambiental a la que debemos

hacer frente, y parece improbable que los vehículos de hidrógeno vayan a constituir

una parte trascendental de la solución durante al menos las próximas tres décadas. Las

reducciones de emisiones debidas al hidrógeno se encuentran bastante lejos en el

tiempo, pues los sistemas de suministro no son lo suficientemente eficientes en

referencia a las emisiones que suponen respecto a la energía que suministran, tampoco

son opciones con un coste razonable, ni los vehículos son prácticos como tales.

Las fuentes de producción de hidrógeno de cero emisiones, como las energías

renovables, pueden alcanzar reducciones en emisiones mucho más efectivamente en

cuanto a coste, sustituyendo a las actuales o planificadas plantas de carbón. De hecho,

la utilización del hidrógeno como combustible para el transporte puede hasta

incrementar las emisiones de CO2, dependiendo del mix energético que se eligiera para

producirlo.

Como se plantea que a 2020 irremediablemente el vehículo va a ser el híbrido en

continua mejora, esto otorga cierta ventaja al vehículo eléctrico de baterías y conectable

a red frente al vehículo de pila de hidrógeno, puesto que se dispondrá de una

experiencia en la vida real que seguramente sea determinante hacia el otro gran salto

que se prevé a partir de ese año. Parece por tanto que los PHEV evolucionarán desde la

plataforma de los híbridos. Si alcanzamos las necesarias innovaciones tecnológicas

alrededor de 2030, quizá sean insertadas en los híbridos pilas de hidrógeno para

aumentar la autonomía, en caso de descarga total de las baterías, en lugar de los

pequeños motores de combustión interna que se comentaron en el capítulo 8. Si, por el

contrario la tecnología de baterías mejora y la autonomía no hace necesaria para los

compradores un generador adicional, entonces quizá la tecnología del hidrógeno no

llegue a implantarse.



Una de las pocas políticas que tienen un efecto relevante es el hecho de incrementar

los precios en la medida en que se daña el medioambiente, lo que hará que muchos

usuarios de vehículos se planteen elegir vehículos menos contaminantes. La política no

puede esperar a que la población elija lo que es mejor para su futuro, sino que debe

conducirles mediante los precios a hacer lo más adecuado.

La nueva generación de híbridos no se enfrenta al �chicken-and-egg problem�, ya

que pueden repostarse en multitud de lugares, la infraestructura ya existe, sólo sería

necesaria seguramente su ampliación. Además no cuentan con problemas de seguridad

distintos a los de los vehículos convencionales, el gasto individual en combustible es

menor también, su autonomía es mayor, y las emisiones son un 30% menores. Un

inconveniente es que el precio será algo mayor que el de los vehículos convencionales,

pero esto es un asunto que puede arreglarse con las políticas medioambientales

adecuadas.

El comportamiento humano en los asuntos relacionados con el transporte casa más

o menos adecuadamente con las limitaciones de los vehículos de baterías referentes a

que disponen de suficiente capacidad para cubrir la gran mayoría de desplazamientos

habituales y además estos desplazamientos van seguidos de etapas más o menos largas

en las que el vehículo se encuentra detenido. Estos períodos relativamente largos

pueden ser aprovechados para que las baterías se carguen, con lo que el vehículo

puede estar listo para el siguiente viaje.

Los vehículos �e-hybrids� combinan lo mejor de los híbridos y de los vehículos

puramente eléctricos. Esto se debe a que, al disponer de un pequeño motor de gasolina,

evitan las limitaciones puramente eléctricas de autonomía y además permiten la

utilización del vehículo ante una urgencia si no se ha previsto la carga del mismo.

Como se vio en el capítulo 8, el coste de repostaje en el caso de los vehículos

eléctricos es menor que el mismo en el caso de los vehículos convencionales. El

vehículo eléctrico debe contar con un coste superior al de los vehículos convencionales,

pero esta desventaja quizá pueda llegar a subsanarse con la menor factura de

combustible. Y debe también contemplarse, y puede interesar a los políticos para

ofrecer primas a los compradores de vehículos, la posibilidad de que los propietarios

puedan extraer beneficio de la circunstancia tecnológica que les coloca como posibles

oferentes de servicios de regulación de la red �por ejemplo como generadores que



pueden proveer de rápida respuesta al sistema o como cargas si se pretende rebajar el

potencial del nudo al que se conectan, etc.-.

Las reducciones potenciales de emisiones de efecto invernadero de los híbridos con

conexión a red serán tanto más significativas cuanto más porcentaje de la recarga de las

baterías cubran las energías renovables. Esto es inabordable para el caso del hidrógeno

puesto que manejar electricidad en un sistema de transporte basado en el hidrógeno

resulta altamente ineficiente. Es preferible trabajar con materias primas directamente

en ese caso, como se vio en el capítulo 7.

En este capítulo la eficiencia de la alternativa �MIX ENERGÉTICO � Electrólisis� se

encontraba en torno al 20% y sus emisiones eran totalmente desproporcionadas

respecto al resto de alternativas relacionadas con el hidrógeno. Sin embargo, en el caso

de los vehículos eléctricos con baterías la eficiencia al usar energías renovables ronda el

70% en base �well-to-wheel�. Esto significaría crecimientos del sector eléctrico en

generación del 40%, mientras que en el caso de la electrólisis hablaríamos de

crecimientos del 160% para satisfacer la demanda actual �estos valores crecerán con el

tiempo-. También debemos contar con un crecimiento de la red que le dé soporte �lo

que también cuenta con bastantes impedimentos-.

Con esto, la única estrategia plausible para alcanzar reducciones significativas a

2020 en el sector transporte es la eficiencia apostando fuertemente por los vehículos

híbridos. Para efectuar grandes reducciones a 2050, personalmente opino que la

estrategia más plausible sería el vehículo eléctrico con baterías y conectable a red para

su recarga y que además cuente con un sistema reducido en un primer momento

compuesto por un pequeño motor de combustión interna que podía funcionar con una

mezcla de biocombustibles con derivados del petróleo �esta pequeña unidad podría

evolucionar hacia otras formas o incluso desaparecer si la autonomía de las baterías lo

permitiera-.

Como puede apreciarse, la evolución consiste en el sobredimensionamiento del

sistema eléctrico de los híbridos y la progresiva disminución en tamaño de las

aplicaciones relacionadas con el petróleo, hasta que llegue el momento de cambiar el

modo de suministro porque la parte eléctrica llegue a ser mayor que la convencional.



Por tanto debe seguirse invirtiendo en hidrógeno porque puede ayudarnos en otras

aplicaciones, o incluso en el transporte si la tecnología asociada evoluciona

fuertemente, pero no de forma prioritaria. Este hecho restaría potencial de ahorro de

emisiones mediante la investigación en otras tecnologías más tecnológicamente

adecuadas para ello, y el factor tiempo en materia de cambio climático resulta

trascendental.



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AN`LISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL Y EL POTENCIAL DEL ... · inversores tanto de origen privado (fabricantes de automóviles o de pilas para usos estacionarios) como de origen pœblico,