Nuevos combustibles gaseosos: Tecnologías de producción de hidrógeno

NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 1 UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES Grado en Ingeniería Mecánica Nuevos combustibles gaseosos: Tecnologías de producción de hidrógeno Autor: Prieto Quiroga, Miguel Ángel Tutor: Segovia Puras, José Juan Departamento de Ingeniería Energética y Fluidomecánica Valladolid, enero 2023. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 2 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 3 AGRADECIMIENTOS Estoy enormemente agradecido a mi familia y amigos, en especial a mis padres y mi pareja, por el apoyo, ánimos y confianza a lo largo de mi formación como ingeniero industrial. También, agradecer a mi tutor José Juan Puras Segovia la dirección e implicación en el trabajo de fin de grado, y el conocimiento adquirido sobre el hidrógeno y la necesidad de una transición hacia un planeta libre de emisiones de carbono. Al departamento de Ingeniería Energética y Fluidomecánica, por el excelente trato y respeto que me han brindado desde el primer día. Por último, a todos los profesores, compañeros y amigos que han compartido conmigo este bonito viaje. Ha sido una etapa llena de momentos felices y agradables, pero también de angustia, miedo y decepción. Todos ellos han hecho de mí una persona más madura, capaz y realizada. Por todo ello, gracias de corazón. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 4 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 5 RESUMEN El hidrógeno renovable puede ser una solución para la descarbonización y el autoabastecimiento energético sostenible de la sociedad, y contribuirá a la neutralidad climática en 2050. Se ha realizado una revisión del hidrógeno como vector energético, presentando una panorámica de las tecnologías de producción, transporte, almacenamiento y uso. Se ha realizado una revisión de los métodos de obtención del hidrógeno a partir de fuentes renovables y no renovables, aunque el objetivo es que todo el hidrógeno sea verde, es necesaria una transición desde los actuales métodos de obtención a las nuevas tecnologías de producción de hidrógeno. El transporte en estado líquido y gaseoso son los más demandados y desarrollados. La producción de energía eléctrica a partir de hidrógeno se realiza con pilas de combustible, las alcalinas (AFC) son las más desarrolladas y eficientes. La tecnología del hidrógeno tiene un amplio margen de mejora en cuanto a costes y desarrollo tecnológico. Palabras clave: hidrógeno, renovable, verde, electrólisis, pila de combustible. ABSTRACT Renewable hydrogen can be a solution for decarbonization and sustainable energy self-sufficiency in society, and will contribute to climate neutrality by 2050. A review of hydrogen as an energy vector has been carried out, presenting an overview of the technologies of production, transport, storage and use. A review of the methods of obtaining hydrogen from renewable and non-renewable sources has been carried out, although the objective is that all hydrogen is green, a transition from current methods of obtaining to new hydrogen production technologies is necessary. Transport in liquid and gaseous state are the most demanded and developed. The production of electrical energy from hydrogen is carried out with fuel cells, alkaline (AFC) are the most developed and efficient. Hydrogen technology has a wide margin for improvement in terms of costs and technological development. Keywords: hydrogen, renewable, green, electrolysis, fuel cell. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 6 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 7 ÍNDICE DE CONTENIDO AGRADECIMIENTOS ......................................................................................................... 3 RESUMEN ......................................................................................................................... 5 ABSTRACT......................................................................................................................... 5 ÍNDICE DE FIGURAS ....................................................................................................... 11 ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................................... 16 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 19 1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 20 1.1 Descripción del proyecto ................................................................................ 20 1.2 Objetivos del proyecto .................................................................................... 21 PROCESOS DE OBTENCIÓN DEL HIDRÓGENO ............................................... 23 2 PROCESOS DE OBTENCIÓN DEL HIDRÓGENO ..................................................... 24 2.1 Fuentes no renovables ................................................................................... 27 2.1.1 Reformado de hidrocarburos a partir de gas natural ........................... 27 2.1.1.1 Reformado de metano con vapor (SMR) sin captura (GRIS) y con captura (AZUL) ................................................................................................... 28 2.1.1.2 Oxidación parcial del metano (POX) sin captura (GRIS) y con captura (AZUL)……… ....................................................................................................... 28 2.1.1.3 Reformado autotérmico (ATR = SMR + POX) sin captura (GRIS) y con captura (AZUL) ................................................................................................... 29 2.1.2 Producción de hidrógeno a partir de energía nuclear........................... 29 2.1.3 Producción de hidrógeno por gasificación de carbón ........................... 30 MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 8 2.2 Fuentes renovables ........................................................................................ 31 2.2.1 Pirólisis y gasificación de biomasa ......................................................... 31 2.2.2 Energía solar ............................................................................................ 32 2.2.3 Proceso de electrólisis del agua ............................................................. 33 2.2.3.1 Electrolizador alcalino ...................................................................... 37 2.2.3.2 Electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) . 38 2.2.3.3 Electrolizador de óxido sólido (SOEC) ............................................. 39 2.2.3.4 Electrolizador microbiano (MEC) ..................................................... 40 ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DEL HIDRÓGENO .............................. 43 3 ALMACENAMIENTO Y TRASNPORTE DEL HIDRÓGENO ....................................... 44 3.1 Almacenamiento de hidrógeno en estado gaseoso ..................................... 45 3.2 Almacenamiento de hidrógeno en estado líquido ........................................ 51 3.2.1 Hidrógeno líquido criogénico (LH2) ......................................................... 51 3.2.2 Amoniaco (NH3) y portadores orgánicos líquidos (LOHC) ..................... 58 3.3 Almacenamiento de hidrógeno por absorción (estado sólido) .................... 63 3.3.1 Almacenamiento de hidrógeno en hidruros metálicos ......................... 63 3.3.2 Almacenamiento de hidrógeno en sistemas porosos ........................... 66 3.4 Breve comparativa de los diferentes procesos de almacenamiento .......... 68 PILAS DE COMBUSTIBLE ........................................................................................ 73 4 PILAS DE COMBUSTIBLE ....................................................................................... 74 4.1 Pila de combustible de membrana de intercambio protónico (PEM) ......... 75 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 9 4.2 Pila de combustible de metanol (DMFC) ....................................................... 76 4.3 Pila de combustible alcalina (AFC) ................................................................ 77 4.4 Pila de combustible de ácido fosfórico (PAFC) ............................................. 78 4.5 Pila de combustible de carbonato fundido (MCFC) ...................................... 79 4.6 Pila de combustible de óxido sólido (SOFC) .................................................. 80 4.7 Tablas comparativas de las diferentes pilas ................................................ 81 ECONOMÍA DEL HIDRÓGENO ............................................................................... 83 5 ECONOMÍA DEL HIDRÓGENO ................................................................................ 84 5.1 Costes de producción, eficiencias y emisiones ............................................ 86 5.1.1 Hidrógeno negro/marrón ........................................................................ 87 5.1.2 Hidrógeno gris .......................................................................................... 87 5.1.3 Hidrógeno amarillo .................................................................................. 88 5.1.4 Hidrógeno azul ......................................................................................... 88 5.1.5 Hidrógeno rosa ........................................................................................ 89 5.1.6 Hidrógeno verde ...................................................................................... 89 5.2 MERCADO AUTOMOVILÍSTICO ........................................................................ 94 5.2.1 Hidrogeneras en España ......................................................................... 95 5.2.2 Precio actual del H2 en las hidrogeneras españolas ............................ 96 5.2.3 Comparativa del Hyundai NEXO con su homólogo diésel ..................... 98 5.2.4 Comparativa del Toyota Mirai con su homólogo diésel ..................... 101 CONCLUSIONES ..................................................................................................... 105 6 CONCLUSIONES .................................................................................................. 106 MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 16 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Emisiones contaminantes de diferentes combustibles con referencia al diésel. Fuente: [2] .......................................................................................................... 24 Tabla 2: Comparación de propiedades físicas entre el LH2 y el LNG. Fuente: [2] .... 24 Tabla 3: Comparación de eficiencias entre los diferentes electrolizadores. Fuente: [3] ........................................................................................................................................ 41 Tabla 4: Comparativa de propiedades físicas del LH2, NH3 y líquidos orgánicos. Fuente: [27] ................................................................................................................... 61 Tabla 5: Propiedades de operación y capacidades de los hidruros de Mg. Fuente: [15] ........................................................................................................................................ 64 Tabla 6: Capacidades de almacenamiento de calor y temperatura de operación para los diferentes hidruros descritos anteriormente. Fuente: [15] .................................. 65 Tabla 7: Ventajas y barreras que presenta frente a los otros modos de almacenamiento. Fuente: elaboración propia basada en fuente [32] ...................... 70 Tabla 8: Características principales de las diferentes pilas de combustible. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [35], [40], [41] .............................................. 81 Tabla 9: Usos, ventajas e inconvenientes de las diferentes pilas de combustible. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [35], [40], [41] ................................ 82 Tabla 10: Fuentes, procesos, post-procesos y emisiones directas de los diferentes métodos de producción de hidrógeno. Fuente: Elaboración propia .......................... 90 Tabla 11: Emisiones directas e indirectas GWP (siglas en inglés de potencial de calentamiento global) y eficiencia de los diferentes métodos de producción de hidrógeno. Fuente: Elaboración propia ........................................................................ 91 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 17 Tabla 12: Costes de 2019 y 2022 de los diferentes métodos de producción de hidrógeno. Fuente: Elaboración propia ........................................................................ 92 Tabla 13.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Hyundai NEXO y Audi Q5 Advanced 35 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [52], [53] y [54] 99 Tabla 13.2: Tabla 13.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Hyundai NEXO y Audi Q5 Advanced 35 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [52], [53] y [54]] ............................................................................................................................. 99 Tabla 13.3: Tabla 13.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Hyundai NEXO y Audi Q5 Advanced 35 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [52], [53] y [54] .............................................................................................................................. 99 Tabla 14.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Toyota Mirai Vision y Audi A6 Basic 40 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [56] y [57] ........ 102 Tabla 14.2: Comparativa de datos técnicos y precios entre Toyota Mirai Vision y Audi A6 Basic 40 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [56] y [57] ........ 102 Tabla 14.3: Comparativa de datos técnicos y precios entre Toyota Mirai Vision y Audi A6 Basic 40 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [56] y [57] ........ 102 MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 18 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 19 INTRODUCCIÓN MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 20 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Descripción del proyecto Como todos sabemos estamos viviendo una etapa energética gris a nivel mundial, y no es menos en nuestro país. Los precios del MW/h están disparados como nunca en nuestra historia promediando 209,4 MW/h, aumentando en un 33% respecto al recibo de 2021. Además, somos incapaces de generar energía autosuficiente, ya sea de forma tradicional (centrales nucleares demolidas o cerradas) o mediante técnicas renovables (parques eólicos desaprovechando energía ya producida), y el cese de suministro de gas natural proveniente de Rusia debido al conflicto bélico con Ucrania no ayuda. El gobierno recientemente aprobó la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Energética que incluye, entre otras cosas, la prohibición de otorgar nuevos permisos de investigación y concesión de explotación de hidrocarburos en todo el territorio nacional (fuente [1]). Por ello, el objetivo del proyecto es valorar las nuevas alternativas posibles que están ya en uso, o en proceso de hacerlo. En este caso concreto, nos vamos a focalizar en el uso del hidrógeno verde como vector energético para la producción de combustible destinado a diferentes sectores. Para ello se hará un estudio de las diferentes formas de obtención del hidrógeno, teniendo en cuenta tanto las vías no renovables como las renovables, también llamadas “verdes”. Posteriormente, se describirán los tipos de almacenaje posibles para este elemento de difícil transporte, teniendo en cuenta su gran difusividad y ligereza. Se mencionarán tanto los modos de almacenamiento tradicionales (estado gaseoso), como los más recientes (hidrógeno líquido o hidrógeno criogénico, almacenamiento y transporte por absorción). Se enumerarán las distintas pilas de combustible utilizadas como conductoras de protones, que junto con el hidrógeno inducirán una corriente, generando así la electricidad necesaria para abastecer a diferentes dispositivos según el sector en que se use. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 21 En última instancia se valorará de forma global todo lo antes descrito para obtener un análisis concreto y conciso acerca de la obtención y tratamiento del hidrógeno como nueva alternativa energética, valorando los escenarios posibles para su uso en la vida cotidiana. Se analizarán los precios del hidrógeno en las hidrogeneras y los costes de las diferentes formas de obtención, concluyendo cuál de ellas sería la más viable económicamente y la que menos impacto medioambiental supondría. 1.2 Objetivos del proyecto Los objetivos concretos que se pretenden alcanzar en este trabajo son: ➢ Realizar una revisión de los métodos de obtención del hidrógeno a partir de fuentes renovables y no renovables. ➢ Estudiar los diferentes métodos de almacenamiento y transporte del hidrógeno, tanto en estado gas, líquido o absorción en estado sólido. ➢ Analizar la producción de energía eléctrica a partir de hidrógeno mediante pilas de combustible. ➢ Realizar un estudio de los costes actuales de la obtención del hidrógeno y su precio en las hidrogeneras. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 22 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 23 PROCESOS DE OBTENCIÓN DEL HIDRÓGENO MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 24 2 PROCESOS DE OBTENCIÓN DEL HIDRÓGENO En España se estima una producción de hidrógeno de 0,5 Mt H2/año, empleada como materia prima en la industria del refino, la química y los fertilizantes. En su mayoría tiene origen fósil, generando unas emisiones de 5 Mt de CO2/año. Desde Iberdrola y Fertiberia se está lanzando un nuevo proyecto para la creación y desarrollo de una planta de hidrógeno verde que se estima sea capaz de producir alrededor de 1,5 kt de ese H2 proveniente de fuentes 100% renovables evitando así la emisión de más de 12 kt de CO2 a la atmósfera. En la tabla 1 se escalan las emisiones de diferentes combustibles, donde el 100% es el máximo de emisiones registrado para el caso del diésel. En este caso, el H2 está libre de emisiones de dióxido de carbono y óxidos de nitrógeno y de azufre, mientras el diésel registra los mayores valores de emisiones contaminantes. Tabla 1: Emisiones contaminantes de diferentes combustibles con referencia al diésel. Fuente: [2] Tabla 2: Comparación de propiedades físicas entre el LH2 y el LNG. Fuente: [2] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 25 Como vemos en la tabla 2 tenemos el problema de la alta difusividad del H2 que lo hace realmente difícil de almacenar. Pero el aumento de poder calorífico que presenta frente al gas natural es una razón de peso, que sumada a las nulas emisiones de CO2 lo convierten en el gran candidato a sustituir, al menos en gran proporción, al LNG. Ya hay una hoja de ruta definida por el Ministerio Para La Transición Ecológica y El Reto Demográfico (figura 1) a corto-medio plazo enfocado en la creación de un gran número de hidrogeneras con electrolizadores, en el aumento del uso del hidrógeno en la industria, en grandes reducciones de las emisiones de CO2, en la creación de vehículos de transporte público impulsados por pila de combustible de hidrógeno, que funcionen como base para un futuro consecuente con el medioambiente y libre de emisiones de carbono. Además, ya hay un plan trazado con las diferentes etapas de valor del hidrógeno que nos muestra las fuentes de producción, las nuevas y más maduras fases de almacenamiento y transporte, así como la multitud de usos finales para el hidrógeno producido (figura 2). Figura 1: Objetivos España a 2030. Fuente: [3] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 32 2.2.2 Energía solar Es la fuente renovable usada para producir hidrógeno mediante electrólisis del agua o termólisis, es decir, es una disociación del H2O: 2H2O (l) → 2H2 (g) + O2 (g) • Electrólisis del agua: Tenemos dos variantes: electrólisis a temperatura ambiente y electrólisis con vapor de agua a alta temperatura. Esta última es mejor, requiere de una menor energía eléctrica. • Métodos termoquímicos: La principal es la termólisis directa del agua, que utiliza la energía solar como fuente energética para la reducción de óxidos metálicos (reacción endotérmica): Zn (l) + H2O (g) → ZnO (s) + H2 (g) Esas gráficas representan la concentración solar frente a la temperatura (figura 4) y la eficiencia frente a la temperatura de la fuente de calor (figura 5). A mayor concentración solar, más elevada será la temperatura (mayor conversión de energía solar a energía química), mejor será la eficiencia, los colectores que hemos de montar serían de un área menor y por tanto la producción de hidrógeno sería más económica: Q = UA(FΔTLM) La electrólisis a partir de energía solar tiene un 65% de eficiencia energética, además de ser un proceso de cero emisiones. Los principales problemas que presenta son los altos costes de instalación de las fuentes de energía renovable. Figura 4: Temperaturas máxima (superior, azul) y óptima (inferior, roja) para un receptor solar en relación con su proporción de concentración. Fuente: [4] Figura 5: Máxima eficiencia solar-a-trabajo para un receptor solar simplificado en relación con la temperatura de varias concentraciones. Fuente: [4] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 33 2.2.3 Proceso de electrólisis del agua La electrólisis es el proceso en el que los elementos de un compuesto se separan mediante la aplicación de corrientes eléctricas. Este proceso químico lleva utilizándose décadas para diferentes aplicaciones como la producción de materiales y compuestos químicos, la electrometalurgia (separación del metal puro de otros compuestos), la anodización (aumento del espesor de la capa natural de óxido) y la galvanización (creación de una película protectora). En los últimos años ha ido ganando protagonismo en el ámbito de la producción de hidrógeno. A continuación, se explica cómo funciona este proceso y de qué manera se implementa para conseguir el denominado hidrógeno “verde”. ➢ Fundamento del proceso de electrólisis Como se introdujo antes, la tecnología de electrólisis es el proceso por el cual se consiguen separar los diferentes elementos de un compuesto. Para ello se precisa de lo siguiente: ➢ Batería (electricidad) ➢ Ánodo (electrodo +) ➢ Cátodo (electrodo -) ➢ Electrolito Figura 6: Electrolizador o célula de electrólisis. Fuente: [14] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 34 Los dos electrodos (ánodo y cátodo) actúan como conductores de la electricidad transfiriendo iones entre sí en contacto con el electrolito, haciendo posible la reacción química. • El ánodo (+) es un electrodo que pierde electrones, propiciando una reacción de oxidación. Estos electrones desprendidos del ánodo van a parar al cátodo. Los materiales con los que se fabrica habitualmente este ánodo son compuestos de grafito natural en escamas, microesferas de carbono en fase mesomórfica y grafito artificial de coque de petróleo. • El cátodo (-) es un electrodo que recibe los electrones de los que se desprende el ánodo, produciéndose una reacción de reducción. Este siempre se fabrica con metales, aunque de diversa naturaleza. Entre ellos el litio, el hierro, el aluminio, el cobalto y el manganeso. • El electrolito, desde el punto de vista químico, es cualquier sustancia que contenga iones libres. Estos son los que convierten a dicha sustancia en un conductor eléctrico. Más concretamente, el electrolito es una solución acuosa o salina en la que se sumergen los electrodos (ánodo y cátodo). • La batería o pila es aquella que dota de electricidad al electrolito para permitir la transferencia de iones entre ánodo y cátodo. El conjunto de todos estos elementos se le denomina célula de electrólisis. ➢ ¿Cómo funciona la electrólisis para obtener hidrógeno? Utilizando el fundamento descrito, conseguimos disociar el agua en hidrógeno y oxígeno. El mecanismo es el siguiente: I. En la célula electroquímica se introducen los electrodos (ánodo y cátodo), y se unen con un medio conductor formado con iones de H+ (protones) disueltos en nuestro electrolito (agua + sal). II. A continuación, se aplica una corriente eléctrica continua a través de los electrodos sumergidos en la disolución del electrolito que están conectados a una fuente eléctrica. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 35 III. Se produce la transferencia de electrones. Los iones positivos o cationes van al cátodo y los iones negativos o aniones van al ánodo. IV. A consecuencia de esta reacción química, se producen otras sustancias. Los aniones ceden electrones al ánodo y los cationes toman electrones del cátodo. V. De esta forma se completa la reacción de oxidación-reducción. o Reducción en el cátodo: 2H+ + 2e- → H2 o Oxidación en el ánodo: 2H2O → O2 + 4H+ + 4eVI. Tras completarse el proceso, se desprenden oxigeno (ánodo) e hidrógeno (cátodo). A su vez, es importante el uso de una membrana para que estos dos no se mezclen en su desprendimiento. Figura 7: Ciclo de obtención y consumo del hidrógeno. Fuente: [15] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 36 ➢ Tipos de electrólisis Observando la figura, vemos que principalmente hay 3 métodos de obtención de hidrógeno mediante electrólisis: • Electrolizador alcalino • Electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) • Electrolizador de óxido sólido (SOEC) Podemos añadir un cuarto método en vías de desarrollo: • Electrolizador microbiano (MEC) Figura 8: Métodos de obtención del hidrógeno. Fuente: [17] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 37 2.2.3.1 Electrolizador alcalino Utilizan una solución electrolítica acuosa, con hidróxido de potasio o hidróxido de sodio. El hidrógeno se produce en una celda que consta de un ánodo y un cátodo (suelen ser de diafragma de amianto y materiales de níquel), y un diafragma. Las celdas se suelen montar en serie para producir más hidrógeno y oxígeno a la vez. Cuando se aplica corriente a la pila de celdas de electrólisis, los iones de hidróxido se mueven a través del electrolito desde el cátodo hasta el ánodo de cada célula, generándose burbujas de gas de hidrógeno en el lado del cátodo del electrolizador y de gas de oxígeno en el ánodo. Figura 9: Electrólisis alcalina. Fuente: Fuente: [17] Llevan utilizándose más de 100 años y no requieren metales nobles como catalizador; sin embargo, son equipos voluminosos que obtienen hidrógeno de pureza media (densidades de corriente por debajo de 400 mA/cm2), que no son muy flexibles en su operación, tienen baja presión de funcionamiento y baja eficiencia energética. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 38 2.2.3.2 Electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) Esta electrólisis se desarrolló para superar los inconvenientes de la electrólisis alcalina. Los electrolizadores PEM utilizan una membrana de intercambio de protones y un electrolito polimérico sólido. Este electrolito son membranas polisulfanadas sólidas (Nafion y Fumapem). Cuando se aplica corriente a la pila, el agua se divide en hidrógeno y oxígeno y los protones del hidrógeno pasan a través de la membrana para formar gas de hidrógeno en el lado del cátodo. Figura 10: Electrólisis PEM. Fuente: [17] Son los más populares porque producen hidrógeno de alta pureza y son fáciles de refrigerar. Son los más adecuados para acoplarse a la variabilidad de las energías renovables y son compactos. Además, estas membranas que usa como electrolito tienen menor permeabilidad al gas, alta conductividad de protones (0.1 ± 0.02 S cm1), menor espesor (Ʃ20–300 μm) y operaciones de alta presión. Por el contrario, son algo más caros al utilizar metales preciosos como catalizadores. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 39 2.2.3.3 Electrolizador de óxido sólido (SOEC) Los SOEC funcionan a una temperatura más alta (entre 500 - 850 °C) y altas presiones, y tienen el potencial de ser mucho más eficientes que los PEM y los alcalinos. El proceso se denomina electrolisis de alta temperatura (HTE) o de vapor y utiliza un material cerámico sólido como electrolito y el agua en estado de vapor. Los electrones del circuito externo se combinan con el agua en el cátodo para formar gas de hidrógeno e iones de carga negativa. El oxígeno pasa entonces a través de la membrana cerámica deslizante y reacciona en el ánodo para formar gas de oxígeno y generar electrones para el circuito externo. Figura 11: Electrólisis SOEC. Fuente: [17] Tecnológicamente están menos desarrollados que los anteriores. A pesar de que al trabajar a altas temperaturas y presiones obtienen mejores rendimientos, este método tiene problemas relacionados con la falta de estabilidad y la degradación. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 40 2.2.3.4 Electrolizador microbiano (MEC) La producción de hidrógeno mediante la tecnología de celda de electrólisis microbiana (MEC) se puede lograr con materia orgánica, incluida la biomasa renovable y aguas residuales. Está estrechamente relacionada con las pilas de combustibles microbianas (MFC) pero el principio operativo es el inverso, donde la energía eléctrica es convertida en energía química. Se produce hidrógeno a partir de materiales orgánicos bajo la influencia de una corriente eléctrica, donde el sustrato se oxida inicialmente en el ánodo por microbios produciendo CO2, protones y electrones. Los electrones se mueven a través del circuito externo hacía el cátodo, mientras los protones viajan a este a través del electrolito y combinados producen hidrógeno. Figura 12: Electrólisis microbiana. Fuente: [17] El potencial electroquímico que se produce durante la oxidación en el ánodo es insuficiente para la disminución de voltaje requerido para la evolución del hidrógeno hacia el cátodo. Es por ello que se requiere de un voltaje adicional (0,2V – 1,0V) que la electrólisis tradicional no precisa. Esta tecnología está aún en desarrollo y tiene varios desafíos frente a la tasa de producción de hidrógeno, una alta resistencia interna, los materiales de los electrodos y un difícil diseño, necesarios previa a una comercialización de esta tecnología. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 41 Hay otros tipos de electrolizadores que aún no son tan eficaces o rentables como los anteriores, pero que cuentan con mucho potencial de desarrollo. Un ejemplo sería la fotoelectrólisis, que utiliza únicamente luz solar para separar las moléculas de agua sin necesidad de electricidad. Sin embargo, este dispositivo necesita de semiconductores que aún no se han desarrollado lo suficiente. La electrólisis es el método eléctrico más eficiente parta obtener hidrógeno, estimándose cerca de un 70%. No obstante, este método es el más caro de todos los estudiados, requiriendo una disminución significativa en el precio de la electricidad y en los costos del propio sistema de electrólisis. Entre el 4-5% del hidrógeno producido a nivel mundial se obtiene por este método, aunque ya son varias empresas internacionales las que lanzaron en el 2020 la iniciativa Green Hydrogen Catapult como parte de la campaña Race to Zero (Carrera a Cero) de la Convención marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático buscando que la industria se multiplique por 50 en los próximos años, reduciendo el costo actual del hidrógeno renovable y ampliando la capacidad de producción de 80 GW a 140 GW, casi el doble. Tabla 3: Comparación de eficiencias entre los diferentes electrolizadores. Fuente: [3] Según la tabla 3, el SOEC es electrolizador que mayor eficiencia puede ofrecer y el que mayores rangos de temperatura de operación necesita, mientras que los electrolizadores PEM y alcalinos tienen una vida útil media y rangos de carga mayores. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 48 ➢ TIPO II Son tanques de acero o aluminio, sin costuras y reforzados con materiales compuestos de fibra de carbono o vidrio. Capaces de soportar presiones de entre 700 bar y 1000 bar. Sigue siendo depósitos muy pesados. Debido a esto, su uso se limita a emplearse en hidrogeneras como depósitos de alta presión. Figura 18: Depósito tipo II de hidrógeno comprimido. Fuente: Online [19] ➢ TIPO III Constan de un forro metálico interno (Al) con o sin costuras a fin de evitar las fugas de hidrógeno por difusión, recubierto por fibra de carbono en diferentes direcciones. Son capaces de soportar hasta 700 bar. Son menos pesados que los dos anteriores. Apropiados para automoción. Figura 19: Depósitos tipo III de hidrógeno comprimido. Fuente: [19] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 49 ➢ TIPO IV Estos tanques constan de un forro interno de material plástico, generalmente polietileno de alta densidad (HDPE), reforzado mediante fibras de carbono. Tienen válvulas metálicas con el fin de recargar el depósito y suministrar H2, soportando 700 bar. Son mucho más ligeros que los tipo I y II, aunque más caros. Son ideales para uso como pila de combustible en automóviles. Figura 20: Depósito tipo IV del Toyota Mirai para el almacenamiento de hidrógeno comprimido. Fuente: [19] Como se ha visto, surgen problemas no solo de difusividad del hidrógeno (posibles fugas en el almacenamiento), sino también de capacidad volumétrica y gravimétrica, gasto energético para comprimir el H2 y por supuesto el alto gasto económico. No existe una solución única para el almacenamiento del hidrógeno en forma gaseosa, depende en gran medida de la aplicación y requerimientos. Actualmente, el almacenamiento físico de forma segura, eficiente y maximizando las propiedades gravimétricas sigue en etapa de investigación, aunque ya está mayoritariamente extendido. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 50 ❖ Proyecto H2Med entre España, Francia y Portugal El H2Med, el primer corredor de hidrógeno renovable de la UE, fue presentado el 15/12/2022 en la convocatoria para Proyectos de Interés Común (PCI) para recibir financiación europea. Este proyecto convertirá a España en el primer “hub” de hidrógeno renovable del mundo, al incorporar los primeros ejes de la red troncal nacional que permitirán conectar los centros de producción de hidrógeno verde con la demanda doméstica y las dos interconexiones internacionales con Francia y con Portugal. Incluye dos infraestructuras transfronterizas , una entre Celorico da Beira (Portugal) y Zamora, y otra, submarina, entre Barcelona y Marsella (Francia), que están promovidas por los respectivos transportistas y gestores de los sistemas gasistas: Enagás por la parte española, REN por la portuguesa y Terega por la francesa. Además, se presentan dos propuestas para analizar la viabilidad de dos almacenamientos subterráneos de hidrógeno ubicados en cavidades salinas de Cantabria y el País Vasco, con el objetivo de aumentar la flexibilidad del nuevo sistema y garantizar la continuidad de suministro en todo el H2Med. Según el presidente del gobierno, Pedro Sánchez, el coste rondaría los 2.500 millones de euros, y podría estar finalizado y operativo a finales de esta década. El objetivo es conseguir 20 millones de toneladas de hidrógeno verde para 2030. Figura 21: Infraestructuras básicas del corredor verde. Fuente: [20] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 51 3.2 Almacenamiento de hidrógeno en estado líquido 3.2.1 Hidrógeno líquido criogénico (LH2) Una forma de almacenar y transportar el hidrógeno sería mediante la licuefacción de este. Aproximadamente, se han construido 50 plantas de licuefacción de hidrógeno desde el 1952, con una producción cercana a las 350 t/día. Este es un proceso costoso y de alta complejidad. Competiría con el ya conocido gas natural licuado (LNG), una tecnología muy madura y en comercialización. Mientras que el LNG presenta un punto de ebullición más alto y accesible, menor difusividad y mayor densidad líquida, el hidrógeno licuado (LH2) tiene emisiones contaminantes nulas y un poder calorífico por unidad de masa muy superior al del LNG (tabla 1 y tabla 2). Esto quiere decir que con cantidades en masa menores de LH2 es posible obtener casi el triple de energía que con el LNG. Son razones de peso para optar por esta nueva tecnología más limpia. En la figura 22 se muestra que el LH2 posee una densidad volumétrica inferior, pero equiparable con la del metanol, etanol y amoniaco, y una densidad gravimétrica muy superior a la de los combustibles convencionales. Figura 22: Comparativa de la densidad gravimétrica respecto de la densidad volumétrica para distintos combustibles. Fuente: [22] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 52 PROCESO DE LICUEFACCIÓN DEL HIDRÓGENO Figura 23: Proceso de licuefacción del hidrógeno. Fuente: [23] I. Compresión Se busca aumentar la presión de la alimentación para reducir el trabajo de refrigeración y permitir la expansión a líquido aguas abajo. Representa entorno al 90% de la energía consumida en el proceso. Figura 24: Proceso de compresión. Fuente: [23] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 53 Pistón y turbocompresor son los compresores más eficientes, siendo el último capaz de comprimir un mayor flujo volumétrico de H2, pero con más etapas (figura 24). II. Preenfriamiento Esta parte no es obligatoria, pero puede reducir el trabajo aguas abajo. Su objetivo es enfriar el hidrógeno por debajo de su temperatura de entrada al compresor (a unos 80K). A nivel comercial, se usa N2 como fluido refrigerante. III. Enfriamiento criogénico ➢ Orto y para-hidrógeno En condiciones normales, el gas hidrógeno está compuesto por dos moléculas con dos tipos de átomos en función de la dirección del “spin” de sus electrones y núcleos: orto-hidrógeno y para-hidrógeno. Figura 25: Energía consumida por el ciclo Claude. Fuente: [23] Figura 26: Isómeros de spin para (i) y orto-hidrógeno (ii). Fuente: [23] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 54 El problema es que a medida que la temperatura disminuye, como se observa en la figura 27, la concentración de para-hidrógeno aumenta considerablemente de forma espontánea y exotérmica (525 kJ/kg). Esto implica que, sumando esta conversión y la evaporación del calor latente del hidrógeno (461 kJ/kg) tendríamos que extraer del proceso cerca de 1000 kJ/kg, aumentando costes y tiempos de proceso. Es por esto que, previo al enfriamiento criogénico, es necesario realizar un proceso catalítico. Con esto se consigue acelerar la conversión del orto al para-hidrógeno, y así, reducir el tiempo de proceso en 48h (sin catálisis). Como catalizador se suelen usar: óxido de hierro y sílice dopada con óxido de cromo. Figura 27: Concentración de para-hidrógeno en función de la temperatura. Fuente: [23] Figura 28: Catalizador de óxido de hierro. Fuente: [23] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 55 Este método tiene dos tecnologías de conversión diferentes: • Continuo (I): intercambiadores de calor empaquetados con catalizador (el más usado). • Conversión catalítica por lotes (II): adiabática e isotérmica (intercambio de calor con refrigerante). Finalmente se enfría el hidrógeno desde los 80K hasta los 20-26K mediante intercambiadores de aletas de aluminio, que tienen alta conductividad (205 W/mK), y trabajan entre 20-130 bar. Figura 29: Conversión continua con intercambiadores de calor con catalizador (I). Fuente: [23] Figura 30: Intercambiador de aletas de aluminio. Fuente: [23] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 56 IV. Expansión Este es el último paso del proceso de licuefacción del hidrógeno. Se suele expandir a través de una válvula JT (efecto Joule - Thomson), donde el paso de alta a baja presión genera una diferencia de temperatura. Aunque existe la alternativa de usar un expansor de turbina radial o axial (mejor eficiencia este último, pero más caro) que extrae el trabajo y lo convierte en trabajo mecánico con una eficiencia de entre 80-90%. V. Separación Su propósito es separar el hidrógeno licuado del que queda en fase gaseosa, en el caso de que no se consiga una licuefacción del 100%. Esto se realiza mediante un separador de fase de “flash drum”, donde el hidrógeno en fase gaseosa restante se recicla en la etapa de compresión. Figura 31: Expansor de turbina. Fuente: [23] Figura 32: Separador de fase “flash drum”. Fuente: [23] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 57 VI. Almacenamiento y transporte Aguas abajo del proceso de licuefacción, el LH2 se introduce en tanques de almacenamiento a 20K y 1.2-2.5 bar. Estos depósitos suelen ser de forma cilíndrica o esférica y de doble pared, aislados al vacío. Figura 33: Tanque de LH2 en el Kennedy Space Center. Fuente: [23] Dado el deseo de exportar hidrógeno licuado, existe la necesidad de investigar las tecnologías de transporte. Entre las opciones incluidas están: camión, ferrocarril, avión, tubería y barco. Esta última opción es la más económica y la que mayor volumen de LH2 puede transportar (figura 34). Figura 34: Posibles tecnologías de transporte para el LH2. Fuente: [23] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 64 • Hidruros metálicos intersticiales Estos ofrecen una capacidad de almacenamiento del 1.8% en peso a 60-70°C, o hasta un 3% en peso para aleaciones cuasi-cristalinas de Zr-Ti-Ni. Esta última tiene un inconveniente, y es que la absorción del hidrógeno reversible es más pobre. • Material pulverizado rico en magnesio (Mg) activado Estos hidruros alcanzan hasta una capacidad de almacenamiento de hasta un 5-6% en peso en laboratorios a 260-280°C (1 bar). Necesita mejoras en la cinética del proceso. Tabla 5: Propiedades de operación y capacidades de los hidruros de Mg. Fuente: [15] Figura 40: Capacidad de almacenaje de hidrógeno para hidruros metálicos comparado con otros compuestos orgánicos. Fuente: [31] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 65 • Hidruros metálicos ligeros complejos (alanatos y homólogos) Capaces de absorber entre un 5-8% en peso, pero liberan hidrógeno muy lentamente. Los que usan como catalizadores Ti y Zr son los más prometedores. Son buenos candidatos para el diseño de tanques de almacenamiento de hidrógeno, ya que pueden alcanzar una capacidad de 5% en peso a 180°C (1 bar). Al igual que la anterior, necesita mejorar sus cinéticas de absorción y liberación. Unos ejemplos: Según el proyecto de la International Energy Agency, los sistemas basados en hidruros complejos de media/baja temperatura reversibles de metales ligeros como Na, Li o Al son los medios de almacenamiento de hidrógeno más prometedores. Sin embargo, su funcionamiento está obstaculizado por ratios insatisfactorios de hidrogenación y deshidrogenación, inestabilidad cíclica y la necesidad de trabajar a temperaturas relativamente altas, por encima de los 150°C, y presiones de entre 60 y 150 bar. Tabla 6: Capacidades de almacenamiento de calor y temperatura de operación para los diferentes hidruros descritos anteriormente. Fuente: [15] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 66 3.3.2 Almacenamiento de hidrógeno en sistemas porosos Este método, comparado con los gaseosos y líquidos, ofrece almacenamiento del hidrógeno a menor presión, incrementando la seguridad, con un diseño flexible y una razonable eficiencia de capacidad volumétrica de almacenamiento. Aunque esta tecnología no está madura, se están realizando avances interesantes. • Materiales en base carbono El hidrógeno, en función de su presión y temperatura, puede ser absorbido y almacenado de forma reversible en superficies sólidas como resultado de la fisisorción (fuerzas de van der Waals) o adsorción química (hidruros metálicos). Para la fisisorción los materiales más adecuados son aquellos con gran área específica, como los carbonos nanoestructurados o los nanotubos de carbono. En la figura 42, observamos que, generalmente, los carbonos nanoestructurados (pirámides) tienen mejor almacenamiento reversible respecto a su área específica que los nanotubos de carbono (esferas): Figura 41: Almacenamiento reversible de hidrógeno respecto del área específica del material para carbonos nanoestructurados y nanotubos de carbono. Fuente: [31] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 67 • Materiales en base no carbono ➢ Nanocomposites y aerogeles autoensamblados Son muy porosos (tamaño de poro < 50 nm), de elevada área superficial (400-1100 m2/g), con una matriz sólida compuesta de partículas interconectadas tipo coloidal, y muy bajas densidades. Absorben el hidrógeno por fisisorción y a través de una reacción ácido-base. Son económicos, ligeros (3-500 kg/m3), muy estables, con propiedades fáciles de controlar. El aerogel de sílice es el más prometedor. ➢ Zeolitas Son materiales cristalinos nanoporosos, robustos químicamente, con buena reproducibilidad estructural. Tienen una capacidad de almacenamiento máximo de 2.5% en peso (5 kg/m3). Disponibles a bajo coste y respetuosos con el medioambiente. ➢ Materiales orgánicos metálicos Son materiales zeolíticos que usan el carbono como columna vertebral. Tiene una composición flexible, con gran estructura de poros. Tiene propiedades a medida, y por lo tanto, potencial para el almacenamiento de hidrógeno en gran volumen cuando se hagan las modificaciones químicas apropiadas para su uso. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 68 3.4 Breve comparativa de los diferentes procesos de almacenamiento Una vez analizados los diferentes métodos de almacenamiento del hidrógeno en función de los datos obtenidos sobre la capacidad de almacenamiento, la densidad energética por unidad de volumen frente a la densidad gravimétrica, costes, nivel de desarrollo, capacidad de transporte, se pueden situar las diferentes tecnologías de almacenamiento de hidrógeno en el momento de desarrollo en que se encuentran en la actualidad. Como se puede observar en la figura 42, los métodos de hidrógeno comprimido e hidrógeno licuado son los más cercanos a producto de todos. Figura 43: Densidad volumétrica vs densidad gravimétrica de las diferentes formas de almacenamiento de hidrógeno estudiadas. Fuente: [34] Figura 42: Estado de desarrollo de las diferentes formas de almacenamiento de hidrógeno estudiadas. Fuente: [33] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 69 Según la figura 43 es el LH2 es el que mejor relación densidad gravimétrica – densidad volumétrica de almacenamiento posee comparado con combustibles fósiles tradicionales, hidruros, combustibles sólidos e hidrógeno comprimido. Figura 45: Comparativa de densidades energéticas para los diferentes métodos de almacenamiento de hidrógeno. Fuente: [15] Figura 44: Comparativa de propiedades físicas de operación y capacidades gravimétricas y volumétricas para los diferentes métodos de almacenamiento de hidrógeno. Fuente: [15] y [31] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 70 En cuanto a capacidad de almacenamiento, los sistemas de hidruros metálicos son la mejor opción (figura 44). Estos, junto con el amoniaco, son los que mayor densidad energética poseen (figura 45). TECNOLOGÍA DE ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO BENEFICIOS BARRERAS Cilindros de gas comprimido Tecnología madura hasta los 200 bar; generalmente disponible; puede ser de bajo coste Solo cantidades relativamente pequeñas de H2 pueden almacenarse en 200 bar; Sólo cantidades relativamente pequeñas de H2 se almacenan en 200bar; Densidades de energía de combustible y almacenamiento a altas presión (700bar) son comparables al hidrógeno líquido, pero aún más bajos que para la gasolina y el diésel; almacenamiento a altas presiones está aún en desarrollo Tanques líquidos Tecnología madura; buena densidad de almacenamiento Las temperaturas muy bajas requieren un súper aislamiento; parte del hidrógeno se pierde por evaporación; intensidad energética de la producción de hidrógeno líquido; La energía almacenada aún no es comparable a los combustibles fósiles líquidos Hidruros metálicos Parte de la tecnología disponible; almacenamiento en estado sólido; se puede hacer en diferentes formas; efectos térmicos pueden usarse en subsistemas; muy seguro Pesado; puede degradarse con el tiempo; actualmente caro; el llenado requiere un circuito de refrigeración Hidruros químicos Reacciones de formación reversibles de hidruros bien conocidas. Ej.: NaBH; compacto Desafíos en la logística de manejo de productos de desecho y en requisitos de infraestructura Estructuras de carbón Permiten altas densidades de almacenamiento; puede ser barato No comprendido ni desarrollado totalmente Tabla 7: Ventajas y barreras que presenta frente a los otros modos de almacenamiento. Fuente: elaboración propia basada en fuente [32] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 71 Atendiendo a la tabla 7, el almacenamiento del hidrógeno más económico se realiza mediante cilindros de gas comprimido y estructuras de carbón, siendo estas últimas tecnológicamente inmaduras. Para grandes densidades de almacenamiento la mejor opción son los tanques de líquido, aunque los costes son elevados. En términos de seguridad, los hidruros metálicos son los idóneos, pero son muy pesados, se degradan con el tiempo y son muy costosos. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 72 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 73 PILAS DE COMBUSTIBLE MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 80 4.6 Pila de combustible de óxido sólido (SOFC) Estas pilas usan como electrolito un óxido metálico no poroso que sea buen conductor iónico (normalmente óxido de zirconio), operando a temperaturas muy elevadas de 800-1000°C. El ánodo suele ser Ni-ZrO2, y el cátodo una manganita de lantano dopada con estroncio o selenio. Capaces de trabajar a mayores densidades de corriente y sin problemas de corrosión, las convierten en una alternativa muy prometedora frente a las MCFC. El reto actual es bajar la temperatura de operación en el rango de 600-800°C, disminuyendo el espesor de la capa del electrolito y búsqueda de nuevos materiales. • Electrolito: sólido cerámico u óxido metálico no poroso (O-2) • Combustible: H2 • Catalizador: óxido sólido (electrodos) • T de operación: 800-1000°C • Potencia: >100 kW • Eficiencia eléctrica (%): 60-65 (pila), 50-60 (sistema) Figura 58: Pila de combustible SOFC. Fuente: [37] Figura 59: Sistema de potencia Siemens con pila SOFC que produce 200 kW. Fuente: [39] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 81 4.7 Tablas comparativas de las diferentes pilas Todas las pilas de combustible anteriormente descritas usan hidrógeno como combustible, excepto las pilas DMFC que usan metanol, y las pilas MCFC, que aparte de H2 pueden usar hidrocarburos sin necesidad de deshidrogenarlos. Los catalizadores suelen ser metales basados en Pt (platino) y metales no preciosos, salvo las pilas MCFC y SOFC, que usan carbonatos fundidos y óxido sólido, respectivamente, provenientes de los electrodos. Mientras que las pilas SOFC tienen los rangos de temperatura de operación más altos (800 - 1000°C), las pilas PEM y DMFC trabajan en los rangos más bajos (80 - 95°C y 50 - 120°C, respectivamente). PILA ELECTROLITO COMBUSTIBLE CATALIZADOR TEMPERATURA PEM Polímero sólido (H+) Hidrógeno Pt 80-95°C DMFC Polímero sólido (H+) Metanol Pt 50-120°C AFC Solución de hidróxido de potasio en agua (OH-) Hidrógeno Metales no preciosos 105-245°C PAFC Ácido fosfórico líquido (H+) Hidrógeno Pt en base C 180-205°C MCFC Carbonatos alcalinos sobre una matriz cerámica (CO3-2) Hidrocarburos Hidrógeno Carbonatos fundidos (electrodos) 650°C SOFC Sólido cerámico u óxido metálico no poroso (O-2) Hidrógeno Óxido sólido (electrodos) 800-1000°C Tabla 8: Características principales de las diferentes pilas de combustible. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [35], [40], [41] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 82 Al igual que antes, las pilas DMFC son la excepción a las demás en cuanto a sus usos principales. Mientras que el resto se usan en aplicaciones estacionarias y vehículos de transporte principalmente, las pilas DMFC se usan en teléfonos, móviles, ordenadores portátiles, etc. Las pilas MCFC y SOFC son las que ofrecen una mayor eficiencia, pero también sucumben a corrosión a altas temperaturas. Las pilas PEM, DMFC y PAFC usan catalizadores de alto coste, que es el platino. PILA USOS PRINCIPALES VENTAJAS INCONVENIENTES PEM ❖ Vehículos de transporte ❖ Aplicaciones estacionarias ❖ Telecomunicaciones ❖ Tª de operación baja ❖ Arranque rápido ❖ Coste alto del catalizador ❖ Sensibilidad a impurezas del combustible DMFC ❖ Teléfonos, móviles, ordenadores portátiles ❖ Facilidad transporte metanol ❖ Alta densidad de potencia ❖ Baja eficiencia AFC ❖ Aplicaciones espaciales ❖ Aplicaciones militares ❖ Vehículos de transporte ❖ Alto rendimiento ❖ Bajo coste de componentes ❖ Sensible al CO2 del aire PAFC ❖ Aplicaciones estacionarias ❖ Vehículos de transporte ❖ Alta tolerancia a impurezas ❖ Coste alto del catalizador ❖ Arranque lento ❖ Baja densidad de potencia MCFC ❖ Aplicaciones estacionarias ❖ Cogeneración ❖ Alta eficiencia ❖ Gran variedad de combustibles y catalizadores ❖ Corrosión por altas Tª ❖ Arranque lento ❖ Baja densidad de potencia SOCF ❖ Aplicaciones estacionarias ❖ Cogeneración ❖ Vehículos de transporte ❖ Alta eficiencia ❖ Gran variedad de combustibles y catalizadores ❖ Corrosión por altas Tª ❖ Arranque lento Tabla 9: Usos, ventajas e inconvenientes de las diferentes pilas de combustible. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [35], [40], [41] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 83 ECONOMÍA DEL HIDRÓGENO MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 84 5 ECONOMÍA DEL HIDRÓGENO El hidrógeno y la energía tienen una larga historia compartida: impulsaron los primeros motores de combustión interna hace más de 200 años para convertirse en una parte integral de la industria de refino moderna. Como se comentó al inicio, el H2 es ligero, almacenable, con gran densidad energética y no produce emisiones directas de contaminantes o gases de efecto invernadero. El suministro de hidrógeno a la industria es ahora un negocio importante en todo el mundo. La demanda de hidrógeno, que se ha triplicado desde 1975, sigue aumentando hasta hoy. Según datos proporcionados por la IEA (International Energy Agency), el hidrógeno suministrado es obtenido a partir de combustibles fósiles casi en su totalidad, siendo un 6% del gas natural mundial y el 2% del carbón mundial destinados a la producción de este. Como consecuencia, esta producción a partir de fuentes no renovables es la responsable de emisiones de CO2 de alrededor de 830 millones de toneladas por año, equivalentes a las emisiones de CO2 del Reino Unido e Indonesia juntas. Figura 60: Primer motor de combustión interna propulsado con hidrógeno - Rivaz Engine (François Isaac De Rivaz, 1808). Fuente: [42] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 85 Se aprecia el importante incremento de demanda a lo largo de los años tanto en refinería y amoniaco (la mayor demanda) como en otros productos o sectores. El número de países con políticas energéticas enfocadas en tecnologías del hidrógeno también está en aumento constante. Actualmente existen alrededor de 50 objetivos e incentivos políticos que apoyan el avance del hidrógeno, centrándose mayoritariamente en el transporte. En estos últimos años, el gasto mundial en investigación y desarrollo de la energía del hidrógeno por parte de los gobiernos ha aumentado, aun siendo inferior al gasto máximo de 2008. Figura 61: Demanda global de hidrógeno puro (1975-2018). Fuente: [43] Figura 62: Política de apoyo actual para el despliegue de hidrógeno (2018). Fuente: [43] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 86 5.1 Costes de producción, eficiencias y emisiones Como se explicó en el punto 2, el hidrógeno no es un combustible que se encuentre libre y que se pueda obtener directamente de la naturaleza, sino que es necesario un proceso de obtención de este vector energético. Cabe destacar que el hidrógeno será tan limpio y cero emisiones como lo sea su proceso de obtención. De nada serviría cambiar, por ejemplo, los motores tradicionales de combustión interna por pilas de combustible de hidrógeno si este ha sido obtenido por procesos igual o más contaminantes que el propio diésel o la gasolina. A continuación, se muestra un esquema con las diferentes rutas de obtención del H2 clasificado por colores según su nivel de emisión de contaminantes a la atmósfera. Todos estos colores del hidrógeno tienen asignado una fuente de obtención de hidrógeno, un proceso por el cual se consigue el H2, un post-proceso en caso de ser necesario y unas emisiones directas e indirectas. A mayores se analizarán los costes operativos que conlleve cada uno de ellos ajustándolos a la actualidad (subida de precios del gas natural, electricidad y carbón), y las emisiones contaminantes de CO2 vertidas al ambiente. Figura 63: Esquema conceptual de los colores del hidrógeno según sus fuentes, procesos, post-procesos y emisiones. Fuente: [44] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 87 5.1.1 Hidrógeno negro/marrón Se trata del hidrógeno producido a partir de carbón, negro en el caso de ser un bituminoso y marrón si se emplea lignito. Este proceso emite grandes cantidades de CO2 que suelen ser vertidas al ambiente con el consiguiente daño medioambiental. La eficiencia del proceso se estima entorno al 55%, resultando necesarios entre 8 - 17kg de carbón para producir 1 kg H2. Las emisiones directas de CO2 asociadas son de entre 23 – 30 kg CO2/kg H2, además de unas emisiones indirectas asociadas a la extracción y cadena de suministros que se sitúan entre 2,5 – 5,6 kg CO2/kg H2. Según estudios del 2019, el coste se situaba entre 0,85 – 1,85 €/kg H2, pero la subida del precio del carbón actual lo sitúa, aproximadamente, en un coste de 1,17 – 2,28 €/kg H2. 5.1.2 Hidrógeno gris El hidrógeno gris hace referencia al H2 producido a partir de gas natural o petróleo mediante procesos de reformado de metano con vapor (SMR, POX, ATR). Es el método más extendido. Atendiendo a las reacciones estequiométricas referentes al proceso anterior y este, propuestas en el punto 2 del proyecto, se concluye que para la misma producción de H2 el hidrógeno gris tiene asociadas menores emisiones de CO2 que el hidrógeno negro o marrón. Este proceso presenta una eficiencia aproximada del 76%, siendo necesarios 3,4 kg de metano para producir 1 kg H2. Las emisiones directas de CO2 suponen 9,3 kg CO2/kg H2, junto a unas emisiones indirectas debidas a fugas de metano que equivalen a 0,8 - 7,9 kg CO2/kg H2. En el 2019 se estimó un coste de 1,19 €/kg H2, que con la subida del precio del gas suponen 3,99 €/kg H2. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 88 5.1.3 Hidrógeno amarillo Es aquel producido mediante electrólisis del agua, empleando directamente electricidad de la red eléctrica. Este hidrógeno será tan limpio como lo sea el mix eléctrico del país en que se produzca. En España este método si ha tenido asociadas emisiones de efecto invernadero, ya que en España tan solo el 46% de electricidad producida en 2021 tuvo un origen renovable. La eficiencia de este proceso se sitúa entre 70 - 80%, y se espera que en 2030 sea de un 85% aproximadamente. Las emisiones de CO2 de forma directa son nulas, pero de forma indirecta están entre 4,9 – 5,6 kg CO2/kg H2. Igual que en los anteriores casos, el precio ha variado con respecto al 2019 debido al incremento del precio de la electricidad, suponiendo un aumento desde 5,49 – 6,28 €/kg H2 hasta 12,71 – 14,52 €/kg H2. 5.1.4 Hidrógeno azul El hidrógeno azul discurre por la misma ruta que el hidrógeno gris, con la diferencia de que las emisiones de CO2 a la atmósfera son captadas por un sistema de captura de carbono basados en zeolitas o aminas con una eficiencia del 90%. Esto quiere decir que es imposible capturar por completo las emisiones. Dado que se necesita de un extra de energía para este proceso, la eficiencia con respecto al caso del hidrógeno gris cae hasta el 68%. Ahora se necesitan 3,76 kg de metano para obtener 1 kg H2. Las emisiones directas de CO2 se reducen a 1,03 kg CO2/kg H2. Pero debido al aumento del proceso, las emisiones indirectas por fuga de metano aumentan un equivalente de 1,94 - 8,13 kg CO2/kg H2. Considerando estimaciones del 2019, los costes nivelados serían de 1,77 €/kg H2. Como en anteriores casos, debido a la subida del precio del gas natural el coste nivelado ascendería hoy a 4,8 €/kg H2. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 89 5.1.5 Hidrógeno rosa Se corresponde con el hidrógeno producido mediante electrólisis de agua, empleando como fuente electricidad proveniente de una central nuclear. En este caso, las emisiones directas de efecto invernadero serían nulas. Pero no así las indirectas. Se estiman entre 0,47 - 0,96 kg CO2/kg H2, muy inferiores a las expuestas hasta ahora. Además, hay que tener en cuenta la problemática asociada a la eliminación de los residuos reactivos, que además de ser un reto técnico, en muchos casos está sujeta a controversias y reticencias sociales. El estudio que se ha tomado como referencia para este análisis estimó en 2019 un coste nivelado de 4,39 – 7,23 €/kg H2, que no ha variado en demasía en la actualidad. 5.1.6 Hidrógeno verde Este hidrógeno es la meta que se han marcado todos los países, ya que supone un combustible 100% limpio y respetuoso con el medioambiente. Existe una amplia gama de procesos, siendo el mayoritario el que permite la obtención del hidrógeno mediante electrólisis del agua utilizando electricidad procedente de fuentes renovables. También es hidrógeno verde aquel obtenido a partir de biomasa gasificada con o sin captura o biogás con SMR, POX o ATR con captura, los cuales tienen emisiones de CO2 negativas debido al metano que no vierte a la atmósfera. La eficiencia de esta electrólisis es ligeramente inferior a la anterior expuesta, representando un 65% aproximadamente. Las emisiones directas de CO2 son nulas. Las fuentes pueden ser energía solar o energía eólica, que tienen asociadas emisiones de contaminantes de efecto invernadero muy pequeñas, pero existentes. Siendo de 0,52 – 1,14 kg CO2/kg H2 para la energía eólica, y de 1,32 – 2,50 kg CO2/kg H2 para la energía solar. En un futuro se busca que este tipo de emisiones desaparezcan. Por otro lado, la gasificación de biomasa tiene una eficiencia de 70 – 80% con unas emisiones directas nulas y emisiones indirectas medias de 2,59 kg CO2/kg H2. El coste con energía eólica en 2019 era de 4,06 – 8,81 €/kg H2. Debido a la reducción en costes de instalación en estos últimos años el coste actual supone 3,3 – 3,5 €/kg H2, mientras que para la energía solar, que no ha tenido demasiadas variaciones en estos cuatro años, se establece en 6,25 – 13,09 €/kg H2. El coste de la gasificación de biomasa tiene un coste aproximado de 2,11 – 4,28 €/kg H2. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 96 5.2.2 Precio actual del H2 en las hidrogeneras españolas Actualmente el precio de la electricidad está desorbitado, lo que impide obtener un hidrógeno barato. La solución, como se ha comentado anteriormente, es usar como fuente las energías renovables, donde los países con mayor potencial para la generación de energía eólica y solar podrían reducir muchísimo sus costes energéticos. En este escenario, España es el país candidato a ser el epicentro de producción y distribución de hidrógeno en Europa. Figura 71: Mapa de producción de hidrógeno limpio y barato. Fuente: [50] La AIE (Agencia Internacional de la Energía) estima que en un futuro próximo el coste de producción de hidrógeno a partir de fuentes renovables estaría en 2,5 €/kg H2, muy cercano ya a los costes operativos estimados en el anterior punto para la energía eólica. Actualmente se encuentra, teniendo en cuenta también la energía solar, en una media de 6,535 €/kg H2, a lo que habría que sumar costes en concepto de distribución, suministro, tecnología, etc. En la actualidad, el precio final del hidrógeno en las hidrogeneras españolas está entre 8 – 10 €/kg H2. Si se quiere reducir a la mitad este precio se tiene que trabajar mucho en el uso de energías solar y eólica como fuentes. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 97 La gráfica anterior, proporcionada por la AIE (Agencia Internacional de la Energía), viene a poner de manifiesto que, en la actualidad, el vehículo de pila de combustible de hidrógeno es más caro que cualquier otra clase de vehículo. Pero según unas estimaciones de 45 €/kW para las pilas de combustible y 100 €/kW para las baterías, bastante ajustadas y realistas, la “lucha” por ser el líder del mercado entre vehículo eléctrico y vehículo de pila de combustible va a estar servida. Las diferencias las van a marcar la incertidumbre del coste del hidrógeno, la amortización de la red de suministro y la producción de electricidad. Figura 72: Coste de propiedad por combustible y autonomía según la AIE. Fuente: [50] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 98 5.2.3 Comparativa del Hyundai NEXO con su homólogo diésel El Hyundai Nexo no es un vehículo que se haya concretado de la noche a la mañana. Es la línea de meta de un recorrido lleno de prototipos y proyectos: La compañía comenzó con I+D para la tecnología de pila de combustible allá por el 1998. Los proyectos del Santa Fe FCEV, el Tucson FCEV y el autobús FCEV entre 2002 y 2009. En 2013 consiguieron el primer FCEV producido en masa, un 100kw ix30 FCEV con una autonomía de 594 km. El concepto de coche de Hyundai Intrado fue presentado en el Salón del Automóvil de Ginebra de 2014, con una estructura de fibra de carbono, una batería de Li-ion de 36 kW y una autonomía de 600 km. El último concepto fue el Hyundai FE EI en 2017. Y finalmente, en 2018, el lanzamiento del FCEV de 2ª generación: Hyundai NEXO. Este vehículo de cero emisiones contaminantes es un SUV con un motor de pila de combustible de hidrógeno FCEV con 120 kW (163 cv) de potencia máxima. Dispone del mayor rendimiento a nivel mundial de pila de combustible, con un tiempo de llenado del depósito de 5 minutos y una autonomía de 666 km (WLTP – World Harmonized Light-duty Vehicle Test Procedure). Un buena relación peso/potencia y una aceleración más rápida (9,5 s de 0 – 100 km/h). Un dato importante es que este vehículo ha sido testado para arrancar a temperaturas de hasta -30°C. Su principal problema es el precio, que empieza en 73.450,00 €. Figura 73: Hyundai NEXO. Fuente: [52] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 99 VEHÍCULO DIMENSIONES (mm) TIPO DE TRACCIÓN TIPO DE CAMBIO PESO (kg) Hyundai NEXO 4.670 x 1.860 x 1640 Delantera Automático (1 velocidad) 1.889 Audi Q5 Advanced 35 TDI 4.682 x 1.893 x 1.662 Delantera Automático (7 velocidades) 1.815 Tabla 13.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Hyundai NEXO y Audi Q5 Advanced 35 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [52], [53] y [54] VEHÍCULO POTENCIA MÁXIMA (kW) PAR MÁX (NM) VELOCIDAD MÁX. (km/h) ACELERACIÓN 0 – 100 km/h (s) EMISIONES CO21 (g/km) Hyundai NEXO 120 395 179 9,5 0 Audi Q5 Advanced 35 TDI 120 370 213 9 147 - 161 Tabla 13.2: Tabla 13.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Hyundai NEXO y Audi Q5 Advanced 35 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [52], [53] y [54]] VEHÍCULO COMBUSTIBLE CAPACIDAD DEL DEPÓSITO (l) CONSUMO MIXTO (l/100 km) AUTONOMÍA (km) PRECIO DEPÓSITO (€) PRECIO VEHÍCULO (€) Hyundai NEXO Hidrógeno 156,6 (6,7 kg H2) 23,5 (1,0 kg/100 km) 666 60,30 73.450,00 Audi Q5 Advanced 35 TDI Diésel 70 5,6 – 6,1 1000 118,93 54.260,00 Tabla 13.3: Tabla 13.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Hyundai NEXO y Audi Q5 Advanced 35 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [52], [53] y [54] MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 100 A priori la comparativa parece muy distante entre ambos SUV, pues la diferencia de precios de venta entre uno y otro dista casi 20 k€. En cuanto a motorización son muy similares, con potencias y pares motor semejantes. Las diferencias entre ambos se aprecian en la capacidad del tanque de combustible, donde el vehículo diésel cuenta con una tercera parte más de capacidad volumétrica. Llenar el depósito del Audi Q5 nos cuesta en torno a 120 € y permite recorrer alrededor de 1000 km, mientras que hacerlo en el Hyundai NEXO cuesta la mitad, unos 60 €, para poder recorrer 666 km. Para realizar esos 1000 km de autonomía del Audi Q5, el Hyundai NEXO necesitaría otro tercio de depósito complementario, lo que elevaría el precio total a una cifra cercana a los 90 €, siendo así más rentable. NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 101 5.2.4 Comparativa del Toyota Mirai con su homólogo diésel Este Toyota Mirai (2021) es la segunda generación del modelo, siendo lanzada la primera en el 2015. Este fue el primer vehículo híbrido eléctrico de pila de combustible de hidrógeno producido en serie en el mundo. Pero la historia de esta marca con el hidrógeno no se remonta hasta ahí, sino que llevan desde el 1996 innovando, desarrollando e implementando pilas de combustible de hidrógeno en conceptos y prototipos. Desde esa fecha hasta el 2009 fueron integrando esta tecnología en diferentes modelos de la firma hasta que en 2011 consiguieron el precursor del Mirai, el FCV-R Fuel. Ya en el 2015 vio la luz el primer Toyota Mirai con una revolucionaria pila de titanio, desarrollando una potencia de 3,1 kW/l. Sería en el Salón de Tokio de 2019 donde se presentaría las dos últimas versiones de este modelo: Toyota Mirai Vision y Toyota Mirai Luxury. Figura 74: Toyota Mirai Vision. Fuente: [56] El Toyota Mirai es una berlina de cero emisiones contaminantes que cuenta con un motor de pila de combustible de hidrógeno 180FCV con 128 kW (182 cv) de potencia máxima. Cuenta con tres depósitos de combustible con una capacidad combinada de 5,6 kg, y una autonomía de unos 650 km aproximadamente. Es más potente que el Hyundai, alcanzando los 100 km/h en 9 segundos. Como el anterior, su principal problema es el precio, que empieza en 68.900,08 €. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 102 VEHÍCULO DIMENSIONES (mm) TIPO DE TRACCIÓN TIPO DE CAMBIO PESO (kg) Toyota Mirai Vision 4.975 x 1.885 x 1470 Trasera Automático (1 velocidad) 1.975 Audi A6 Basic 40 TDI 4.939 x 1.886 x 1.457 Delantera Automático (7 velocidades) 1.715 Tabla 14.1: Comparativa de datos técnicos y precios entre Toyota Mirai Vision y Audi A6 Basic 40 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [56] y [57] VEHÍCULO POTENCIA MÁXIMA (kW) PAR MÁX (NM) VELOCIDAD MÁX. (km/h) ACELERACIÓN 0 – 100 km/h (s) EMISIONES CO21 (g/km) Toyota Mirai Vision 128 300 175 9 0 Audi A6 Basic 40 TDI 150 400 246 7,9 141 - 158 Tabla 14.2: Comparativa de datos técnicos y precios entre Toyota Mirai Vision y Audi A6 Basic 40 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [56] y [57] VEHÍCULO COMBUSTIBLE CAPACIDAD DEL DEPÓSITO (l) CONSUMO MIXTO (l/100 km) AUTONOMÍA (km) PRECIO DEPÓSITO (€) PRECIO VEHÍCULO (€) Toyota Mirai Vision Hidrógeno 142 (5,6 kg H2) 21,8 (0,8 kg/100 km) 650 50,40 68.900,08 Audi A6 Basic 40 TDI Diésel 63 5,4 – 6,0 1000 107,04 57.650,00 Tabla 14.3: Comparativa de datos técnicos y precios entre Toyota Mirai Vision y Audi A6 Basic 40 TDI. Fuente: Elaboración propia basada en fuentes [56] y [57] NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 103 A diferencia de la anterior comparativa, el precio de estos dos vehículos no dista tanto, siendo el Toyota Mirai Vision aproximadamente 11 k€ más caro. En esto caso la motorización es algo menos equitativa, pero el equipamiento y prestaciones son similares, ya que contamos con dos berlinas de alta gama. Al igual que antes, la diferencia a favor del vehículo de pila de hidrógeno se va a notar en el consumo del coche y el coste de repostaje. Para 1000 km de autonomía, llenar el tanque de combustible del Audi A6 costaría 110 € aproximadamente, mientras que para el Toyota Mirai costaría unos 75 € recorrer esos 1000 km. En otra palabras, con el Toyota se podrían hacer entre 300 - 400 km más que el Audi por el mismo precio. Hay que tener en cuenta que las unidades vendidas tanto del Hyundai NEXO como del Toyota Mirai son pocas, es decir, tienen margen de reducción del precio de venta del vehículo a medida que se vendad más unidades. Además, el número de hidrogeneras hábiles actuales son muy pocas, y la tecnología de electrólisis tiene margen de desarrollo y mejora tanto en eficiencia como en coste de producción, materiales y transporte. Actualmente, los vehículos de pila de combustible pueden competir con sus homólogos diésel, como se ha visto. Es solo cuestión de tiempo que los precios se reduzcan, se estabilicen y se cree un mercado más global y económico en torno al hidrógeno. MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 104 NUEVOS COMBUSTIBLES GASEOSOS | TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 105 CONCLUSIONES MIGUEL ÁNGEL PRIETO QUIROGA | UNIVERSIDAD DE VALLADOLID 112 [19] “Almacenamiento de hidrógeno comprimido: tipos de tanques” [Online]. Disponible: https://apilados.com/blog/almacenamiento-hidrogeno-comprimidotipos-tanques/ [20] “Presentada la candidatura del H2Med a Proyecto de Interés Común de la Unión Europea” [Online]. Disponible: https://www.miteco.gob.es/es/prensa/ultimasnoticias/presentada-la-candidatura-del-h2med-a-proyecto-de-inter%C3%A9scom%C3%BAn-de-la-uni%C3%B3n-europea/tcm:30-549421 [21] “El corredor H2Med tendrá dos recorridos y costará en torno a 2.500 millones” [Online]. 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