El sector eléctrico estadounidense explora la combustión conjunta de hidrógeno en centrales de gas natural

En un contexto de políticas encaminadas a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, los operadores de un puñado de centrales de gas natural han dado los primeros pasos para integrar el hidrógeno en sus flujos de combustible. El hidrógeno por sí solo no genera emisiones de CO2 cuando se quema.

Algunos operadores de centrales de gas natural en Estados Unidos han tomado o anunciado planes para probar la combustión conjunta de hidrógeno en las instalaciones existentes, mejorar las turbinas existentes para que utilicen una mezcla de gas natural e hidrógeno, o incluir la posibilidad de utilizar una mezcla de gas natural e hidrógeno en la construcción de nuevas centrales de gas natural.

El gas natural es la mayor fuente de energía utilizada para generar electricidad en Estados Unidos, con un 43% de la generación eléctrica en 2023, pero el uso de hidrógeno no está actualmente extendido ni se utiliza con regularidad en las centrales en las que se ha probado. El proceso de quemar una mezcla de hidrógeno con gas natural para generar electricidad se conoce como ‘cofiring’. A medida que aumenta el porcentaje de hidrógeno por volumen en la mezcla, disminuyen las emisiones de dióxido de carbono, aunque a un ritmo más lento porque el hidrógeno es menos denso energéticamente que el gas natural.

Varias políticas estatales y federales destinadas a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero han reforzado el interés por el hidrógeno. A nivel federal, la reciente actualización de la normativa sobre centrales eléctricas de la Agencia de Protección del Medio Ambiente de EEUU, el programa Hydrogen Hubs del Departamento de Energía de EEUU y los créditos fiscales a la producción contenidos en la Ley de Reducción de la Inflación han prestado apoyo al emergente sector del hidrógeno.

Modernización de las centrales existentes

Los operadores de dos centrales eléctricas alimentadas con gas natural han anunciado planes para añadir la capacidad de quemar hidrógeno y gas natural mediante la mejora de las turbinas existentes.

Duke Energy tiene previsto modernizar la central eléctrica de ciclo simple de 74 megavatios DeBary, en Florida, para que genere electricidad exclusivamente a partir de hidrógeno. El Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles (LADWP) está considerando la posibilidad de modernizar las unidades 1 y 2 de su central de Scattergood para que puedan producir un 30% de hidrógeno para diciembre de 2029, y posiblemente llegar al 100% cuando sea factible.

Centrales en construcción

Los operadores de tres centrales de ciclo combinado actualmente en construcción han anunciado que esperan disponer de capacidad de combustión combinada de hidrógeno.

Intermountain Power Agency, de propiedad municipal, está construyendo una nueva central de ciclo combinado de 840 MW con turbina de gas natural en sus instalaciones de Utah para sustituir a una central de carbón de 1.800 MW. LADWP, que tiene la mayor participación en la central de ciclo combinado del emplazamiento de Intermountain, declaró que la nueva planta podrá quemar una mezcla de 30% de hidrógeno y 70% de gas natural.

En Luisiana, Kindle Energy LLC está construyendo la central de Magnolia, de 678 MW, que espera que entre en servicio en algún momento de 2025. Kindle Energy afirma que la central podría quemar hasta un 50% de hidrógeno.

Del mismo modo, en Texas, Entergy está construyendo la central Orange County Advance, de 1.158 MW, que espera que entre en funcionamiento a mediados de 2026. Los informes de la prensa especializada indican que esta central podría co-combustionar hasta un 30% de hidrógeno.

Pruebas de combustión conjunta en centrales existentes

Algunos operadores de centrales de turbina de gas natural han probado con éxito el uso de mezclas de combustible compuestas por tan sólo un 5% hasta un 44% de hidrógeno.

El Proyecto de Generación de Energía de Long Ridge, en Ohio, es una central de ciclo combinado de 485 MW que quemó una mezcla que incluía un 5% de hidrógeno en volumen en marzo de 2022.

En junio de 2022, la central eléctrica Jack McDonough de Georgia Power quemó una mezcla de combustible que incluía hasta un 20% de hidrógeno en una de sus turbinas de gas natural de 233 MW. Georgia Power afirma que la prueba liberó un 7% menos de emisiones de CO2 en comparación con la combustión exclusiva de gas natural.

En septiembre de 2022, la central eléctrica de Brentwood de la New York Power Authority quemó una mezcla de gas natural que empezaba en el 5% y alcanzaba el 44% de hidrógeno en volumen en su unidad de 47 MW. Según la New York Power Authority, el proceso de co-combustión mostró una reducción de CO2 de aproximadamente el 14% cuando el hidrógeno representaba el 35% del flujo de gas natural.

En marzo de 2023, la Upper Michigan Energy Resources Company realizó una prueba en su central eléctrica de A.J. Mihm utilizando un 25% de hidrógeno en uno de los tres motores alternativos de combustión interna de 18,8 MW de la central.

En mayo de 2023, el Hillabee Energy Center de Constellation Energy, una central de turbina de gas natural de ciclo combinado de Alabama, probó una mezcla de hasta el 38% de hidrógeno.