Clave para la transición hacia la autonomía energética y la descarbonización
Clave para la transición hacia la autonomía energética
¿Qué es el Hidrógeno?
El hidrógeno es el elemento más ligero de la tabla periódica. En condiciones normales, se presenta en su forma molecular formando el gas diatómico H2.
Aunque es uno de los elementos más cuantiosos del planeta, difícilmente se encuentra en estado puro, al formar compuestos con la mayoría de los elementos y estar presente en el agua y otros compuestos orgánicos.
Para que el hidrógeno sea utilizado masivamente como combustible, se necesita que esté en estado gaseoso y sea diatómico (H2). Debido a sus propiedades energéticas y aplicabilidad industrial, ha sido producido tradicionalmente a partir de hidrocarburos, con los consecuentes efectos contaminantes.
Como se explica a continuación, existe la posibilidad de producirlo consumiendo energías renovables sin contaminar la atmósfera, obteniendo lo que se conoce como hidrógeno verde.
¿Qué es el Hidrógeno?
El hidrógeno es el elemento más ligero de la tabla periódica. En condiciones normales, se presenta en su forma molecular formando el gas diatómico H2.
Aunque es uno de los elementos más cuantiosos del planeta, difícilmente se encuentra en estado puro, al formar compuestos con la mayoría de los elementos y estar presente en el agua y otros compuestos orgánicos.
Para que el hidrógeno sea utilizado masivamente como combustible, se necesita que esté en estado gaseoso y sea diatómico (H2). Debido a sus propiedades energéticas y aplicabilidad industrial, ha sido producido tradicionalmente a partir de hidrocarburos, con los consecuentes efectos contaminantes.
Como se explica a continuación, existe la posibilidad de producirlo consumiendo energías renovables sin contaminar la atmósfera, obteniendo lo que se conoce como hidrógeno verde.
Hidrógeno verde
Generado a partir de electricidad renovable, utilizando como materia prima el agua, mediante electrólisis. El hidrógeno obtenido mediante el reformado del biogás o la conversión bioquímica de la biomasa, siempre que se cumplan los requisitos de sostenibilidad establecidos, tendrá carácter renovable.
Hidrógeno gris
Producido a partir de gas natural u otros hidrocarburos ligeros como metano o gases licuados de petróleo mediante procesos de reformado. Actualmente, el 99% del hidrógeno consumido en España es de este tipo.
Hidrógeno azul
Obtenido de forma similar al hidrógeno gris, con la diferencia que, a este, se le aplican técnicas de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS: Carbon Capture, Utilization and Storage) lo que permite reducir hasta en un 95% las emisiones de CO2 generadas durante el proceso.
Tipos de Hidrógeno
Tipos de Hidrógeno
Hidrógeno verde
Generado a partir de electricidad renovable, utilizando como materia prima el agua, mediante electrólisis. El hidrógeno obtenido mediante el reformado del biogás o la conversión bioquímica de la biomasa, siempre que se cumplan los requisitos de sostenibilidad establecidos, tendrá carácter renovable.
Hidrógeno gris
Producido a partir de gas natural u otros hidrocarburos ligeros como metano o gases licuados de petróleo mediante procesos de reformado. Actualmente, el 99% del hidrógeno consumido en España es de este tipo.
Hidrógeno azul
Obtenido de forma similar al hidrógeno gris, con la diferencia que, a este, se le aplican técnicas de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS: Carbon Capture, Utilization and Storage) lo que permite reducir hasta en un 95% las emisiones de CO2 generadas durante el proceso.
¿De dónde se obtiene?
¿De dónde se obtiene?
Hidrógeno a partir de electricidad renovable
Electrólisis
Esta tecnología consiste en la disociación de la molécula de agua en oxígeno e hidrógeno en estado gaseoso por medio de una corriente eléctrica continua, suministrada por una fuente de alimentación conectada a dos electrodos, en cuya superficie se produce la ruptura de la molécula del agua. Para la aplicación de esta tecnología, existen varios tipos de electrolizadores.
Otros métodos
La termólisis es otro proceso que consiste en la descomposición del agua empleando energía solar de concentración, si bien estos métodos aún se hallan en un estado bajo de madurez tecnológica, por lo que se recurre a ciclos termoquímicos que permiten reducir la temperatura de operación necesaria para estos procesos. Otros métodos, como los fotoelectroquímicos, pueden aprovechar la energía contenida en la radiación solar para iniciar la disociación del agua.
Hidrógeno a partir de electricidad renovable
Electrólisis
Esta tecnología consiste en la disociación de la molécula de agua en oxígeno e hidrógeno en estado gaseoso por medio de una corriente eléctrica continua, suministrada por una fuente de alimentación conectada a dos electrodos, en cuya superficie se produce la ruptura de la molécula del agua. Para la aplicación de esta tecnología, existen varios tipos de electrolizadores.
Otros métodos
La termólisis es otro proceso que consiste en la descomposición del agua empleando energía solar de concentración, si bien estos métodos aún se hallan en un estado bajo de madurez tecnológica, por lo que se recurre a ciclos termoquímicos que permiten reducir la temperatura de operación necesaria para estos procesos. Otros métodos, como los fotoelectroquímicos, pueden aprovechar la energía contenida en la radiación solar para iniciar la disociación del agua.
Hidrógeno a partir de biogás
Reformado con vapor o Steam methane reforming (SMR)
Se desarrolla en un reactor (reformador), donde reacciona el vapor a alta temperatura y presión con los hidrocarburos en presencia de un catalizador de base metálica, y se produce un gas de síntesis (hidrógeno y monóxido de carbono). Posteriormente, suele haber dos etapas de WGS (Water Gas Shift) para obtener más H2 (y principalmente CO2) y una etapa final de purificación del hidrógeno.
Oxidación parcial o Partial oxidation (POX)
El hidrocarburo sufre una combustión incompleta, es decir, reacciona con oxígeno con una proporción menor de la estequiométrica (con defecto de oxígeno) dentro de un reactor (reformador) a temperaturas muy elevadas (1.300°C-1.500°C), obteniendo gas de síntesis. Es un proceso más rápido, pero menos eficiente que el anterior.
Reformado autotérmico o Autothermal reforming (ATR)
Este proceso es una combinación de las tecnologías SMR y POX. En este caso, se añade una corriente de vapor al proceso de oxidación parcial, generando un proceso similar al SMR. La principal diferencia entre el ATR y el SMR es que este último sólo usa el oxígeno como fuente de calor para crear vapor, mientras que el ATR quema directamente oxígeno. La desventaja de ese tipo de reformado es que ofrece menores niveles de eficiencia que los procesos SMR.
Reformado con vapor o Steam methane reforming (SMR)
Se desarrolla en un reactor (reformador), donde reacciona el vapor a alta temperatura y presión con los hidrocarburos en presencia de un catalizador de base metálica, y se produce un gas de síntesis (hidrógeno y monóxido de carbono). Posteriormente, suele haber dos etapas de WGS (Water Gas Shift) para obtener más H2 (y principalmente CO2) y una etapa final de purificación del hidrógeno.
Oxidación parcial o Partial oxidation (POX)
El hidrocarburo sufre una combustión incompleta, es decir, reacciona con oxígeno con una proporción menor de la estequiométrica (con defecto de oxígeno) dentro de un reactor (reformador) a temperaturas muy elevadas (1.300°C-1.500°C), obteniendo gas de síntesis. Es un proceso más rápido, pero menos eficiente que el anterior.
Reformado autotérmico o Autothermal reforming (ATR)
Este proceso es una combinación de las tecnologías SMR y POX. En este caso, se añade una corriente de vapor al proceso de oxidación parcial, generando un proceso similar al SMR. La principal diferencia entre el ATR y el SMR es que este último sólo usa el oxígeno como fuente de calor para crear vapor, mientras que el ATR quema directamente oxígeno. La desventaja de ese tipo de reformado es que ofrece menores niveles de eficiencia que los procesos SMR.
Hidrógeno a partir de biogás
Principales aplicaciones
Principales aplicaciones
Transporte
Es responsable de un 33% de las emisiones de CO2 en la UE. El hidrógeno verde aportaría cero emisiones, y es una solución práctica y con cortos periodos de retorno de la inversión para transporte pesado y de maniobras, debido a su alta autonomía, capacidad de almacenamiento y velocidad de recarga. Son ejemplo de caso de uso: máquinas elevadoras, grúas, camiones, autobuses, barcos o trenes. Los vehículos existentes pueden ser adaptados al uso de hidrógeno mediante el cambio de su sistema motor.
Residencial
Produce el 15% de las emisiones de CO2 en la UE. Mezclado con gas natural e inyectado a la red de gas, o usado para producir metano sintético renovable, puede sustituir al gas natural colaborando en la descarbonización de este consumo.
Industrial
Causa más del 10% de las emisiones de CO2 en la UE. En concreto, la industria que requiere mayores temperaturas son las más contaminantes, como la del refino, acero, cemento, papel o aluminio. Además, en este sector hay un alto consumo de hidrógeno producido a partir de combustibles fósiles (hidrógeno gris) como el gas natural reformado. El uso y la producción de calor mediante hidrógeno verde reduciría las emisiones de CO2, al sustituir el consumo de combustibles fósiles en estas industrias.
Eléctrica
El hidrógeno se trata de un vector energético que permite la gestión de la energía debido a su capacidad de almacenamiento, transporte y usos, pudiendo contribuir a una reducción de las emisiones de CO2 en el mix energético de la red eléctrica. Más adelante, Magtel introducirá el sistema de gestión que implementará para poder gestionar las capacidades productivas y de almacenamiento del hidrógeno verde generado en función de las diferentes demandas y previsiones.
Transporte
Es responsable de un 33% de las emisiones de CO2 en la UE. El hidrógeno verde aportaría cero emisiones, y es una solución práctica y con cortos periodos de retorno de la inversión para transporte pesado y de maniobras, debido a su alta autonomía, capacidad de almacenamiento y velocidad de recarga. Son ejemplo de caso de uso: máquinas elevadoras, grúas, camiones, autobuses, barcos o trenes. Los vehículos existentes pueden ser adaptados al uso de hidrógeno mediante el cambio de su sistema motor.
Residencial
Produce el 15% de las emisiones de CO2 en la UE. Mezclado con gas natural e inyectado a la red de gas, o usado para producir metano sintético renovable, puede sustituir al gas natural colaborando en la descarbonización de este consumo.
Industrial
Causa más del 10% de las emisiones de CO2 en la UE. En concreto, la industria que requiere mayores temperaturas son las más contaminantes, como la del refino, acero, cemento, papel o aluminio. Además, en este sector hay un alto consumo de hidrógeno producido a partir de combustibles fósiles (hidrógeno gris) como el gas natural reformado. El uso y la producción de calor mediante hidrógeno verde reduciría las emisiones de CO2, al sustituir el consumo de combustibles fósiles en estas industrias.
Eléctrica
El hidrógeno se trata de un vector energético que permite la gestión de la energía debido a su capacidad de almacenamiento, transporte y usos, pudiendo contribuir a una reducción de las emisiones de CO2 en el mix energético de la red eléctrica. Más adelante, Magtel introducirá el sistema de gestión que implementará para poder gestionar las capacidades productivas y de almacenamiento del hidrógeno verde generado en función de las diferentes demandas y previsiones.
Bajos costes de la electricidad procedente de energías renovables variables (ERV)
El principal factor de coste del hidrógeno verde es el gasto en electricidad. El precio de la electricidad obtenido de plantas solares fotovoltaicas y eólicas terrestres ha disminuido sustancialmente en la última década. En 2018, la energía solar se contrató a un precio medio mundial de 56 USD/MWh, frente a los 250 de 2018. Los precios de la eólica terrestre también cayeron durante ese periodo, de 75 USD/MWh en 2010 a 48 en 2018. En 2019 y 2020 se registraron nuevos precios mínimos históricos en todo el mundo: la energía solar fotovoltaica se contrató a 13,12 USD/MWh en Portugal y a 13,5 USD/MWh en los Emiratos Árabes Unidos (Abu Dabi); la eólica terrestre se contrató a 21,3 USD/MWh en Arabia Saudí, mientras que, en Brasil, los precios oscilaron entre 20,5 y 21,5 USD/MWh. Con la continua disminución de los costes de la electricidad solar fotovoltaica y eólica, la producción de hidrógeno verde es cada vez más atractiva económicamente.
Tecnologías listas para escalarse
Muchos de los componentes de la cadena de valor del hidrógeno ya se han desplegado a pequeña escala y están listos para su comercialización. El coste de capital de la electrólisis se ha reducido en un 60% desde 2010, lo que se ha traducido en una disminución del coste del hidrógeno de una horquilla de 10-15 USD/kg a tan solo 4-6 USD/kg en ese periodo. Existen muchas estrategias para reducir aún más el coste y apoyar una mayor adopción del hidrógeno. El coste de las pilas de combustible para vehículos ha disminuido al menos un 70% desde 2006. Aunque algunas tecnologías aún no se han demostrado a gran escala (como los buques propulsados por amoníaco), la ampliación del hidrógeno verde podría hacer más atractivas estas vías a medida que disminuyan los costes de producción.
Ventajas para el sistema eléctrico
A medida que aumente rápidamente la cuota de ERV en varios mercados de todo el mundo, el sistema eléctrico precisará de una mayor flexibilidad. Los electrolizadores utilizados para producir hidrógeno verde pueden diseñarse como recursos flexibles que pueden aumentar o disminuir rápidamente para compensar las fluctuaciones de la producción de ERV, reaccionando a los precios de la electricidad. El hidrógeno verde puede almacenarse durante largos periodos de tiempo y utilizarse en aquellos momentos en los que la electricidad ERV no esté disponible para la generación de electricidad con pilas de combustible estacionarias o turbinas de gas preparadas para el hidrógeno. Los recursos flexibles pueden reducir la restricción de la ERV, estabilizar los precios del mercado mayorista y reducir las horas con precios de la electricidad cero o por debajo de cero (o precio negativo), lo que aumenta la recuperación de la inversión para los generadores renovables y facilita su expansión. Por último, el hidrógeno es adecuado para el almacenamiento estacional de energía a largo plazo, complementando a las centrales hidroeléctricas de bombeo. De este modo, el hidrógeno verde favorece la integración de una mayor proporción de energías renovables en la red, aumentando la eficiencia y la rentabilidad del sistema.
Objetivos gubernamentales para los sistemas de energía neta cero
A mediados de 2020, siete países ya habían adoptado objetivos de emisión neta cero de GEI en su legislación, y otros 15 habían propuesto leyes o documentos políticos similares. En total, más de 120 países han anunciado objetivos de emisiones netas cero. Entre ellos se encuentra la República Popular China, el mayor emisor de GEI, que recientemente se comprometió a reducir sus emisiones netas de carbono a cero en un plazo de 40 años. Aunque estos compromisos de cero emisiones netas aún deben transformarse en acciones prácticas, se buscará su reducción en los sectores «difíciles de reducir», donde el hidrógeno verde puede desempeñar un papel importante.
Ventajas
Ventajas
Bajos costes de la electricidad procedente de energías renovables variables (ERV)
El principal factor de coste del hidrógeno verde es el gasto en electricidad. El precio de la electricidad obtenido de plantas solares fotovoltaicas y eólicas terrestres ha disminuido sustancialmente en la última década. En 2018, la energía solar se contrató a un precio medio mundial de 56 USD/MWh, frente a los 250 de 2018. Los precios de la eólica terrestre también cayeron durante ese periodo, de 75 USD/MWh en 2010 a 48 en 2018. En 2019 y 2020 se registraron nuevos precios mínimos históricos en todo el mundo: la energía solar fotovoltaica se contrató a 13,12 USD/MWh en Portugal y a 13,5 USD/MWh en los Emiratos Árabes Unidos (Abu Dabi); la eólica terrestre se contrató a 21,3 USD/MWh en Arabia Saudí, mientras que, en Brasil, los precios oscilaron entre 20,5 y 21,5 USD/MWh. Con la continua disminución de los costes de la electricidad solar fotovoltaica y eólica, la producción de hidrógeno verde es cada vez más atractiva económicamente.
Tecnologías listas para escalarse
Muchos de los componentes de la cadena de valor del hidrógeno ya se han desplegado a pequeña escala y están listos para su comercialización. El coste de capital de la electrólisis se ha reducido en un 60% desde 2010, lo que se ha traducido en una disminución del coste del hidrógeno de una horquilla de 10-15 USD/kg a tan solo 4-6 USD/kg en ese periodo. Existen muchas estrategias para reducir aún más el coste y apoyar una mayor adopción del hidrógeno. El coste de las pilas de combustible para vehículos ha disminuido al menos un 70% desde 2006. Aunque algunas tecnologías aún no se han demostrado a gran escala (como los buques propulsados por amoníaco), la ampliación del hidrógeno verde podría hacer más atractivas estas vías a medida que disminuyan los costes de producción.
Ventajas para el sistema eléctrico
A medida que aumente rápidamente la cuota de ERV en varios mercados de todo el mundo, el sistema eléctrico precisará de una mayor flexibilidad. Los electrolizadores utilizados para producir hidrógeno verde pueden diseñarse como recursos flexibles que pueden aumentar o disminuir rápidamente para compensar las fluctuaciones de la producción de ERV, reaccionando a los precios de la electricidad. El hidrógeno verde puede almacenarse durante largos periodos de tiempo y utilizarse en aquellos momentos en los que la electricidad ERV no esté disponible para la generación de electricidad con pilas de combustible estacionarias o turbinas de gas preparadas para el hidrógeno. Los recursos flexibles pueden reducir la restricción de la ERV, estabilizar los precios del mercado mayorista y reducir las horas con precios de la electricidad cero o por debajo de cero (o precio negativo), lo que aumenta la recuperación de la inversión para los generadores renovables y facilita su expansión. Por último, el hidrógeno es adecuado para el almacenamiento estacional de energía a largo plazo, complementando a las centrales hidroeléctricas de bombeo. De este modo, el hidrógeno verde favorece la integración de una mayor proporción de energías renovables en la red, aumentando la eficiencia y la rentabilidad del sistema.
Objetivos gubernamentales para los sistemas de energía neta cero
A mediados de 2020, siete países ya habían adoptado objetivos de emisión neta cero de GEI en su legislación, y otros 15 habían propuesto leyes o documentos políticos similares. En total, más de 120 países han anunciado objetivos de emisiones netas cero. Entre ellos se encuentra la República Popular China, el mayor emisor de GEI, que recientemente se comprometió a reducir sus emisiones netas de carbono a cero en un plazo de 40 años. Aunque estos compromisos de cero emisiones netas aún deben transformarse en acciones prácticas, se buscará su reducción en los sectores «difíciles de reducir», donde el hidrógeno verde puede desempeñar un papel importante.
Limitaciones
Coste
Algunos de los equipos involucrados en la obtención del hidrógeno renovable requieren un alto coste, como es el caso de los electrolizadores. Además, la energía renovable empleada para generar el hidrógeno verde mediante la electrólisis tiene un coste de generación mayor, lo cual encarece todo el proceso. Con unos precios medios a largo plazo de los combustibles fósiles de 75 USD/bbl para el petróleo y de 4-6 USD/GJ para el gas natural, la producción de hidrógeno renovable es de dos a tres veces más cara que la de las referencias fósiles. Los conductos de hidrógeno pueden ser entre un 10 y un 50% más caros. Las pilas de combustible y los depósitos de almacenamiento para el transporte por carretera son varias veces más caros que los motores de combustión interna. Los combustibles sintéticos para la aviación pueden ser actualmente de tres a seis veces más caros que el combustible para aviones de reacción procedente del petróleo fósil. La prima de coste de las vías renovables frente a las opciones basadas en fósiles puede ser del 50-75% para el amoníaco, del 150% para el metanol y del 30-40% para el acero.
Falta de diferenciación
No existe una forma establecida de diferenciar el hidrógeno bajo en carbono del hidrógeno de origen fósil. Esto significa que falta el vínculo entre los incentivos (de mercado y políticos) y la producción, y que no hay forma de que los consumidores conozcan el origen y el impacto medioambiental del hidrógeno producido. Existen múltiples iniciativas en curso sobre la certificación del hidrógeno que podrían colmar esta laguna.
Falta de mercado del hidrógeno
El hidrógeno no es hoy una mercancía comercializada, lo que significa que no existe un índice de precios. Esto se traduce en mayores costes pagados por los consumidores, ya que hay poca transparencia de precios y competencia. Hay poca demanda de hidrógeno bajo en carbono y los proyectos deben integrarse desde el suministro hasta la infraestructura y el uso final.
Infraestructuras limitadas
A nivel mundial, sólo hay unos 4.500 km de conducciones de hidrógeno. La utilización de recursos renovables procedentes de lugares remotos exigiría inversiones adicionales en la infraestructura de transporte, desde los gasoductos hasta las unidades de conversión y licuefacción, así como en el almacenamiento, lo que aumenta la inversión inicial necesaria.
Pérdidas de energía
Cada paso de la conversión conlleva pérdidas de energía, que aumentan la capacidad renovable necesaria para satisfacer un uso final específico. El uso adicional de hidrógeno más allá de las aplicaciones en las que es estrictamente necesario no hará sino aumentar el ritmo anual necesario de despliegue de capacidad renovable, lo que dificultará aún más la tarea de descarbonización.
Política
Hasta ahora, la mayoría de los esfuerzos políticos se han centrado en el transporte por carretera, especialmente en los vehículos eléctricos de pila de combustible y las estaciones de repostaje. Al centrarse en un conjunto más amplio de aplicaciones del hidrógeno, la atención política se está desplazando hacia estrategias nacionales globales, el suministro de hidrógeno, las infraestructuras y la adopción en la industria.
Seguridad
Al ser un elemento inflamable y volátil, se deben de cumplir unas altas especificaciones de seguridad para evitar explosiones.
Limitaciones
Coste
Algunos de los equipos involucrados en la obtención del hidrógeno renovable requieren un alto coste, como es el caso de los electrolizadores. Además, la energía renovable empleada para generar el hidrógeno verde mediante la electrólisis tiene un coste de generación mayor, lo cual encarece todo el proceso. Con unos precios medios a largo plazo de los combustibles fósiles de 75 USD/bbl para el petróleo y de 4-6 USD/GJ para el gas natural, la producción de hidrógeno renovable es de dos a tres veces más cara que la de las referencias fósiles. Los conductos de hidrógeno pueden ser entre un 10 y un 50% más caros. Las pilas de combustible y los depósitos de almacenamiento para el transporte por carretera son varias veces más caros que los motores de combustión interna. Los combustibles sintéticos para la aviación pueden ser actualmente de tres a seis veces más caros que el combustible para aviones de reacción procedente del petróleo fósil. La prima de coste de las vías renovables frente a las opciones basadas en fósiles puede ser del 50-75% para el amoníaco, del 150% para el metanol y del 30-40% para el acero.
Falta de diferenciación
No existe una forma establecida de diferenciar el hidrógeno bajo en carbono del hidrógeno de origen fósil. Esto significa que falta el vínculo entre los incentivos (de mercado y políticos) y la producción, y que no hay forma de que los consumidores conozcan el origen y el impacto medioambiental del hidrógeno producido. Existen múltiples iniciativas en curso sobre la certificación del hidrógeno que podrían colmar esta laguna.
Falta de mercado del hidrógeno
El hidrógeno no es hoy una mercancía comercializada, lo que significa que no existe un índice de precios. Esto se traduce en mayores costes pagados por los consumidores, ya que hay poca transparencia de precios y competencia. Hay poca demanda de hidrógeno bajo en carbono y los proyectos deben integrarse desde el suministro hasta la infraestructura y el uso final.
Infraestructuras limitadas
A nivel mundial, sólo hay unos 4.500 km de conducciones de hidrógeno. La utilización de recursos renovables procedentes de lugares remotos exigiría inversiones adicionales en la infraestructura de transporte, desde los gasoductos hasta las unidades de conversión y licuefacción, así como en el almacenamiento, lo que aumenta la inversión inicial necesaria.
Pérdidas de energía
Cada paso de la conversión conlleva pérdidas de energía, que aumentan la capacidad renovable necesaria para satisfacer un uso final específico. El uso adicional de hidrógeno más allá de las aplicaciones en las que es estrictamente necesario no hará sino aumentar el ritmo anual necesario de despliegue de capacidad renovable, lo que dificultará aún más la tarea de descarbonización.
Política
Hasta ahora, la mayoría de los esfuerzos políticos se han centrado en el transporte por carretera, especialmente en los vehículos eléctricos de pila de combustible y las estaciones de repostaje. Al centrarse en un conjunto más amplio de aplicaciones del hidrógeno, la atención política se está desplazando hacia estrategias nacionales globales, el suministro de hidrógeno, las infraestructuras y la adopción en la industria.
Seguridad
Al ser un elemento inflamable y volátil, se deben de cumplir unas altas especificaciones de seguridad para evitar explosiones.
Transición energética
Los tres horizontes temporales que ha establecido la Estrategia Europea del Hidrógeno para respaldar el compromiso de la UE de alcanzar la neutralidad de carbono en 2050 e implementar el acuerdo de París son los siguientes:
Transición energética
Los tres horizontes temporales que ha establecido la Estrategia Europea del Hidrógeno para respaldar el compromiso de la UE de alcanzar la neutralidad de carbono en 2050 e implementar el acuerdo de París son los siguientes:
Primera fase 2020-2024
Instalación de al menos 6 GW de electrolizadores en la UE y la producción de hasta 1 millón de toneladas de hidrógeno renovable para descarbonizar la producción de hidrógeno existente. Se facilitará el consumo del hidrógeno renovable en nuevas aplicaciones de uso final.
Los electrolizadores, principalmente, se instalarán junto a los centros de demanda existentes en refinerías, plantas de acero y complejos químicos. Lo ideal sería que se alimentaran directamente de fuentes locales de electricidad renovable. Adicionalmente, se necesitarán hidrolineras para el repostaje de los autobuses eléctricos de pilas de combustible alimentadas con hidrógeno y en una etapa posterior de camiones eléctricos de pila de combustible. Por lo tanto, también se necesitarán electrolizadores para suministrar localmente un número creciente de estaciones de repostaje de hidrógeno.
Segunda fase 2025-2030
El hidrógeno debe convertirse en una parte intrínseca de un sistema energético integrado con el objetivo estratégico de instalar al menos 40 GW de electrolizadores para 2030 y la producción de hasta 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable en la UE. Se necesitarán políticas específicas para que la demanda industrial incluya gradualmente nuevas aplicaciones, incluidas la fabricación de acero, camiones, ferrocarriles y algunas aplicaciones de transporte marítimo, y otros modos de transporte. El hidrógeno renovable comenzará a desempeñar un papel en el equilibrio y en la flexibilización de un sistema eléctrico. El hidrógeno también se utilizará para el almacenamiento diario o estacional, como respaldo y “buffer”, mejorando la seguridad del suministro a medio plazo.
Tercera fase 2030-2050
Las tecnologías de hidrógeno renovable deberían alcanzar la madurez y desplegarse a gran escala para llegar a todos los sectores difíciles de descarbonizar. Se estima que alrededor de una cuarta parte de la electricidad renovable podría usarse para la producción de hidrógeno renovable en 2050.
Primera fase 2020-2024
Instalación de al menos 6 GW de electrolizadores en la UE y la producción de hasta 1 millón de toneladas de hidrógeno renovable para descarbonizar la producción de hidrógeno existente. Se facilitará el consumo del hidrógeno renovable en nuevas aplicaciones de uso final.
Los electrolizadores, principalmente, se instalarán junto a los centros de demanda existentes en refinerías, plantas de acero y complejos químicos. Lo ideal sería que se alimentaran directamente de fuentes locales de electricidad renovable. Adicionalmente, se necesitarán hidrolineras para el repostaje de los autobuses eléctricos de pilas de combustible alimentadas con hidrógeno y en una etapa posterior de camiones eléctricos de pila de combustible. Por lo tanto, también se necesitarán electrolizadores para suministrar localmente un número creciente de estaciones de repostaje de hidrógeno.
Segunda fase 2025-2030
El hidrógeno debe convertirse en una parte intrínseca de un sistema energético integrado con el objetivo estratégico de instalar al menos 40 GW de electrolizadores para 2030 y la producción de hasta 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable en la UE. Se necesitarán políticas específicas para que la demanda industrial incluya gradualmente nuevas aplicaciones, incluidas la fabricación de acero, camiones, ferrocarriles y algunas aplicaciones de transporte marítimo, y otros modos de transporte. El hidrógeno renovable comenzará a desempeñar un papel en el equilibrio y en la flexibilización de un sistema eléctrico. El hidrógeno también se utilizará para el almacenamiento diario o estacional, como respaldo y “buffer”, mejorando la seguridad del suministro a medio plazo.
Tercera fase 2030-2050
Las tecnologías de hidrógeno renovable deberían alcanzar la madurez y desplegarse a gran escala para llegar a todos los sectores difíciles de descarbonizar. Se estima que alrededor de una cuarta parte de la electricidad renovable podría usarse para la producción de hidrógeno renovable en 2050.
Generación de hidrógeno verde en Magtel
Magtel está presente en toda la cadena de valor de las energías renovables. La compañía ha instalado aproximadamente 250 MW, y promocionado, incluyendo los servicios de ingeniería, más de 2.000 MW de fotovoltaica terrestre, más de 1.800 MW de fotovoltaica flotante, 3.000 MW de bombeos reversibles, etc.
Entre sus logros se encuentra su participación en la promoción, ingeniería y construcción de la planta termosolar “La Africana”, así como de su posterior operación y mantenimiento. Además, cuenta con instalaciones científicas demostradoras como la de Magtel en el Parque Tecnológico Aeroespacial de Andalucía- Aerópolis, en Sevilla.
Actualmente, está introduciéndose en el sector del hidrógeno, donde gracias a la adjudicación del proyecto “Ad-Grhid” se fortalecerá su posición como empresa promotora, constructora y operadora española referente para el desarrollo de la próxima generación de microrredes y plantas de H2, que se traducirá en un menor coste de la energía y mayor circularidad para los proyectos que Magtel desarrolle, y afianzará su posición para resolver los problemas de sus clientes residenciales e industriales en el ámbito energético. Además, internamente cuenta con un grupo de trabajo del hidrógeno verde, donde se trazan los nuevos pasos a dar con el hidrógeno como elemento clave para la transición hacia la autonomía energética y la descarbonización.
Generación de hidrógeno verde en Magtel
Magtel está presente en toda la cadena de valor de las energías renovables. La compañía ha instalado aproximadamente 250 MW, y promocionado, incluyendo los servicios de ingeniería, más de 2.000 MW de fotovoltaica terrestre, más de 1.800 MW de fotovoltaica flotante, 3.000 MW de bombeos reversibles, etc.
Entre sus logros se encuentra su participación en la promoción, ingeniería y construcción de la planta termosolar “La Africana”, así como de su posterior operación y mantenimiento. Además, cuenta con instalaciones científicas demostradoras como la de Magtel en el Parque Tecnológico Aeroespacial de Andalucía- Aerópolis, en Sevilla.
Actualmente, está introduciéndose en el sector del hidrógeno, donde gracias a la adjudicación del proyecto “Ad-Grhid” se fortalecerá su posición como empresa promotora, constructora y operadora española referente para el desarrollo de la próxima generación de microrredes y plantas de H2, que se traducirá en un menor coste de la energía y mayor circularidad para los proyectos que Magtel desarrolle, y afianzará su posición para resolver los problemas de sus clientes residenciales e industriales en el ámbito energético. Además, internamente cuenta con un grupo de trabajo del hidrógeno verde, donde se trazan los nuevos pasos a dar con el hidrógeno como elemento clave para la transición hacia la autonomía energética y la descarbonización.
