Una planta de demostración en Alemania que convierte la electricidad eólica en hidrógeno es probablemente el más emblemático de una serie de proyectos piloto que podrían transformar radicalmente el panorama energético de Europa en la próxima década.
Windgas: almacenar energía eólica en la red de gas natural
En 2013, la energética alemana Uniper logró una primicia mundial: construir una planta de energía a gas (power to gas). Llamada WindGas , la instalación se convirtió en la primera de su tipo capaz de almacenar energía eólica en la red de gas natural.
"El nombre de WindGas se debe a que la electricidad renovable se genera en los parques eólicos", dice Axel Wietfeld, director general de Uniper Energy Storage. "En ese momento, era claramente pionero porque era la primera instalación de energía a gas en el mundo", dijo a Euractiv.
Según Wietfeld, en los seis años desde que comenzó a funcionar, el electrolizador alcalino de 2MW de capacidad en la planta piloto de Uniper ha producido más de 8GWh de hidrógeno verde.
El desafío ahora es aumentar la producción para reducir los costos y hacer que el hidrógeno verde sea competitivo. "El enfoque ahora debería estar realmente en los próximos pasos para ampliar la producción de energía a gas, más allá de los proyectos piloto", dice Wietfeld.
El hidrógeno verde es una fuente de energía 100% libre de carbono que se considera una pieza central del futuro mix de energía baja en carbono de Europa. Usando un electrolizador, el agua se divide en sus componentes: hidrógeno y oxígeno. Cuando la electricidad proviene de fuentes renovables, el hidrógeno puede ser etiquetado como 'verde' por oposición al hidrógeno 'gris' que proviene de la división del gas natural, un proceso que libera CO2.
A medida que la UE se esfuerza por lograr la neutralidad en carbono, la Comisión Europea cree firmemente que el hidrógeno se encontrará entre los únicos gases que quedarán en el mix energético en 2050. "Solo los gases electrónicos, la potencia a X y el hidrógeno estarán presentes allí, sin duda", dijo Miguel Arias Cañete, comisario de la UE para la acción climática y la energía, al presentar la estrategia de la UE para la energía y el cambio climático 2050 el año pasado.
Sin embargo, obtener volúmenes más grandes llevará tiempo y los actores de la industria dicen que necesitan señales regulatorias e incentivos para mover la producción de hidrógeno verde más allá de la fase piloto. "Como industria, estamos listos para invertir en proyectos de energía a gas", dice Wietfeld. "Lo que sigue siendo un problema para nosotros es el entorno regulatorio", añade.
El ‘power to gas’ es caro. Un electrolizador actualmente cuesta entre 700 y 800.000 por megavatio, según expertos de la industria. Esto significa que una planta de 10 MW equivaldría a unos 7 millones de euros. Y eso es sólo para la electrólisis. Una instalación completa costaría aproximadamente el doble.
Según Wietfeld, un entorno regulatorio favorable a nivel de la UE podría ayudar a reducir los costes. Pero en este momento, advierte de que los cargos de la red alemana están penalizando la producción de hidrógeno verde. De manera más general, señala que las regulaciones actuales no remuneran adecuadamente a los productores de hidrógeno por los servicios que brindan al sistema energético.
"El power to gas puede solucionar los cuellos de botella de la red eléctrica, por lo que el valor del sistema debe ser remunerado", dice Wietfeld. “Pero en este momento, es lo contrario lo que está sucediendo: estamos clasificados como clientes finales y, por lo tanto, tenemos que pagar impuestos e impuestos renovables. Y simplemente no es justo que esos impuestos se transfieran de un sector a otro. Eso es algo que debe abordarse tanto a nivel de la UE como a nivel nacional ".
En resumen, "necesitamos un concepto de hidrógeno para Alemania y para Europa" para poder aumentar la producción, dice Wietfeld.
Centurion: suministro de hidrógeno puro a gran escala
Tamaño es precisamente lo que la empresa francesa Storengy está tratando de lograr. En Gran Bretaña, la filial de la francesa Engie encabeza un proyecto piloto llamado Centurion en el complejo petroquímico de Runcorn, donde se produce plástico.
La planta actualmente funciona con hidrógeno gris, pero Storengy planea reemplazarlo con hidrógeno verde obtenido de electricidad renovable. Y el almacenamiento es necesario para abastecer al complejo petroquímico cuando lo necesite.
"La planta no funciona todo el tiempo y necesitamos operar nuestro electrolizador cuando los precios de la electricidad son lo más bajos posible, por eso necesitamos almacenamiento", dice Cécile Prévieu, CEO de Storengy. Según Prévieu, el almacenamiento es un requisito previo para suministrar hidrógeno verde en grandes cantidades. "Debido a que en la cadena de suministro, cuando alimenta varios centros industriales grandes, tiene importantes necesidades de almacenamiento", explica.
Según Storengy, una de las fortalezas de la planta piloto Centurion es que está conectada a una cadena logística existente, lo que hace posible su realización dentro de un período de tiempo relativamente corto: menos de 10 años.
La planta petroquímica ya está conectada a un centro de almacenamiento de gas por una tubería de etileno que ya no está en uso y se puede convertir fácilmente para transportar 100% de hidrógeno. Eso le permite acceder a la reserva de hidrógeno en cualquier momento según sus necesidades, dice Prévieu.
El próximo gran desafío es alcanzar el tamaño crítico necesario para reducir los costes. "La idea es tener una producción a gran escala que reduzca los costos fijos y produzca hidrógeno verde competitivo en comparación con el hidrógeno gris obtenido al reformar con vapor", dijo Prévieu.
Aquí es donde Prévieu cree que los políticos pueden ayudar, trazando una línea entre el hidrógeno verde y el gris y emitiendo certificados de origen para recompensar el tipo de energía renovable sobre el tipo de combustible fósil. Y para eso, ella dice que se necesita una definición clara de lo que se entiende por hidrógeno verde. "Los clientes necesitan tener una garantía de que lo que están comprando es ecológico", explica Prévieu.
"Cuanto antes tengamos una terminología, más rápido podremos tener un mercado para el hidrógeno verde que comienza a emerge.Tiene que haber un control ascendente de los procesos de producción de hidrógeno para certificar su origen".
Lilibox: almacenamiento de biometano a pequeña escala
Mientras Centurion se centra en el almacenamiento y la entrega de hidrógeno a escala industrial, otro proyecto piloto dirigido por Storengy se centra en el almacenamiento a pequeña escala de biogás producido localmente.
Llamado Lilibox, el proyecto consiste en licuar el biometano producido localmente a partir de desechos agrícolas y almacenarlo cerca del centro de producción en forma de Bio LNG, que luego se puede utilizar para impulsar camiones y autobuses.
De hecho, el proyecto ya no está en su fase piloto y está a punto de comenzar la operación comercial. "Esta es una nueva empresa que comercializará sus productos a un precio competitivo a partir de junio de 2019", dice Prévieu. "Se trata de licuar el biometano que se produce en exceso y no se puede inyectar de inmediato en la red en el momento en que se produce", explica.
Una vez licuado, el biometano se almacena en tanques donde puede guardarse, generalmente durante algunos días o semanas. El biogás puede entonces ser reinyectado en la red local o usarse como combustible, generalmente para servicios de autobuses locales o para alimentar los camiones de granjas cercanas.
Los beneficios son principalmente locales, dice Prévieu, pero son significativos. El almacenamiento de biometano evita que los agricultores tengan que quemar su exceso de producción, que libera carbono. Según Prévieu, también mejora la rentabilidad de las unidades de digestión anaeróbica a nivel local, aumentando la productividad de las plantas de biometano en un 10-25%.
Cuando se reinyecta en la red de gas local, el Bio LNG también evita los problemas de congestión de la red a nivel local, señala Prévieu, lo que reduce la necesidad de que los operadores locales inviertan en una nueva red.
"El Lilibox actúa como un búfer, por ejemplo, en la noche o en el verano cuando hay menos consumo", explica Prévieu, diciendo que esto puede ahorrar millones de euros en costos evitados de desarrollo de red.
Almacenamiento solar subterráneo
El cuarto proyecto, llamado Underground Sun Storage, es el más inesperado, al menos, según sus diseñadores.
Todo comenzó en 2013 cuando la mayor empresa de almacenamiento de gas de Austria, RAG Austria AG, abrió un centro experimental de almacenamiento subterráneo de hidrógeno con fines de investigación. El objetivo inicial era almacenar el hidrógeno producido a partir de la energía solar en un depósito agotado y probar la resistencia de la infraestructura a la corrosión.
Es cuando intentaron inyectar CO2 líquido en el depósito que los investigadores obtuvieron resultados inesperados. "Descubrimos que al agregar CO2 además del hidrógeno en el depósito, pudimos recrear el proceso natural de generación de metano o gas natural", dice Stephan Bauer, gerente de proyectos de Underground Sun Storage .
Sin embargo, una diferencia clave con el gas natural es que el CO2 está contenido en un ciclo cerrado y no aumenta las emisiones de gases de efecto invernadero. "Lo que tomó millones de años y ganó un mal nombre para el gas - fósil - ahora podemos acelerar y recrear en cuestión de semanas", dice Bauer.
El principal objetivo del proyecto es generar hidrógeno a partir de energía solar durante el verano, cuando la luz solar es abundante en Austria. Una vez convertida en hidrógeno, la energía solar puede almacenarse en un depósito e inyectarse nuevamente en la red durante el invierno cuando aumenta la demanda de calefacción.
“Por supuesto, hay tecnologías de almacenamiento alternativas, como las baterías. Pero estas generalmente duran unos pocos días, no pueden proporcionar almacenamiento estacional a largo plazo durante todo el invierno ", dijo Bauer.
Según Bauer, el proyecto aún se encuentra en una etapa temprana y sería prematuro hacer sugerencias sobre lo que se necesita desde una perspectiva reguladora a nivel de la UE. Pero al igual que Uniper y Storengy, Bauer dice que los problemas regulatorios deberán abordarse en algún momento.
“Este es un proceso en el que la energía limpia y renovable se transforma durante el verano y se almacena para su uso en el invierno, cuando la demanda es mayor. Así que esto es un servicio. Y necesitas remunerar ese servicio”, dice.
El próximo gran desafío será convertir la producción y el almacenamiento de hidrógeno en un proceso regulado totalmente libre de aranceles y listo para el mercado. "Hay muchos interrogantes por ahí, y la mayor amenaza que veo es la política", dijo Bauer.
gfdas
04/06/2019