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Mesa 3, Panel B: HIDRÓGENO COMO ALMACÉN DE ENERGÍA
Noviembre 14 y 15, Cuernavaca, Morelos, México
Hidrógeno como Almacén de Energía
2 U. Cano-Castillo, F. Loyola-Morales
INEEL noviembre 2017
Content 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 3
2. POTENCIA A GAS o POWER-TO-GAS (P2G) ............................................................................ 4
3. ESTADO DEL ARTE..................................................................................................................... 5
Producción de hidrógeno .................................................................................................................. 5
Almacenamiento de hidrógeno ......................................................................................................... 7
Usos de Hidrógeno: ........................................................................................................................... 9
4. EXPERIENCIA EN SU USO ASOCIADO A SERVICIOS A LA RED ELÉCTRICA .................. 10
5. VENTAJAS/DESVENTAJAS DEL HIDRÓGENO COMO VECTOR ENERGÉTICO ................. 14
6. BRECHAS DEL CONOCIMIENTO Y OTROS DESAFÍOS ........................................................ 15
7. CONTEXTO NACIONAL ............................................................................................................ 15
8. PREGUNTAS Y RESPUESTAS PARA FUTURAS APLICACIONES DE TECNOLOGÍAS DE
HIDRÓGENO EN MÉXICO ................................................................................................................. 16
9. OTRAS REFERENCIAS: ............................................................................................................ 16
Hidrógeno como Almacén de Energía
3 U. Cano-Castillo, F. Loyola-Morales
INEEL noviembre 2017
1. INTRODUCCIÓN El hidrógeno es considerado uno de los vectores de energía que puede sustituir al petróleo y otros
combustibles fósiles. Hace poco Bloomberg, compañía global de información financiera y
tecnológica, se refirió al hidrógeno como “el secreto para cambiar el sistema de energía global por
completo hacia energías renovables..." 1. La compañía también menciona que China perdió $ 3.4 mil
millones de ingresos porque los parques eólicos se vieron obligados a permanecer inactivos debido
a que las líneas eléctricas estaban congestionadas. Otros países como Alemania, han sufrido los
mismos problemas a medida que aumentan su cuota de energía renovable. Existen muchas ventajas
claras al usar hidrógeno como un portador y almacén de energía, por ejemplo, el hidrógeno puede
producirse a partir de diversas fuentes; i.e. energía y materia prima diversa. El hidrógeno no existe
en forma natural, sino que forma compuestos, incluida la biomasa y el agua. Es decir, el hidrógeno
puede producirse a partir de muchas fuentes de energía primaria, incluidas la energía renovable, y
utilizando materias primas diversas, por ejemplo, el agua. Esto le da al hidrógeno un verdadero
carácter sostenible cuando se utiliza como un portador de energía en diversas aplicaciones. Su
contenido de energía por unidad de masa (33.3 kWh/kg H2) es aproximadamente 3 veces mayor que
la de la mayoría de los combustibles convencionales, como la gasolina o el gas natural. Una vez que
se obtiene de sus compuestos, el hidrógeno puede almacenarse durante mucho tiempo
prácticamente sin pérdidas de energía. Por otro lado, el hidrógeno existe en forma de gas en
condiciones ambientales y su compresión requiere energía para tener sistemas de almacenamiento
con densidad de energía prácticos. A pesar de ello, incluso a una presión tan baja de 200 bar, la
densidad de energía del gas de hidrógeno es comparable a la de las baterías de iones de litio.
Cuando es necesario, su contenido energético puede recuperarse quemando el combustible (con
bajas eficiencias asociadas a la combustión interna), por ejemplo, en una turbina de gas y generando
electricidad más limpia, o convirtiendo el hidrógeno directamente en electricidad en una celda de
combustible, un generador de electricidad electroquímico altamente eficiente. El hidrógeno también
podría usarse para aplicaciones industriales como materia prima en refinerías o en la industria de
fertilizantes altamente relevante para nuestro país, proporcionando un camino verde para ese
producto y para la industria alimentaria. Probablemente, por el bien de este documento, es justo
decir que, a pesar de algunos desafíos técnicos, el hidrógeno es uno de los vectores de energía más
prometedores para un futuro sostenible y, como opción de almacenamiento de energía, el hidrógeno
puede ofrecer varias ventajas en comparación con tecnologías de almacenamiento más
convencional. Esto es particularmente cierto debido a la posibilidad de almacenar hidrógeno
prácticamente por tiempo indefinido y a la posibilidad de proporcionar varios servicios a la red
eléctrica que van desde el soporte de integración de las fuentes renovables y la regulación y el
balance de la red, hasta compartir la carga conectada si el gas se reconvierte a electricidad. El
hidrógeno ya es utilizado en transporte en vehículos eléctricos con celdas de combustible o bien,
puede ser inyectado en tuberías de gas natural agregando contenido energético y disminuyendo
emisiones cuando se usa la mezcla.
1 Big Energy Backs Hydrogen Power Storage, by Anna Hirtenstein, 4 of September 2017
Hidrógeno como Almacén de Energía
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2. POTENCIA A GAS o POWER-TO-GAS (P2G) El concepto de Potencia Eléctrica a Gas (Power-to-Gas or P2G o Energía-a-Combustible), se refiere a
la posibilidad de almacenar energía eléctrica cuando ésta está disponible y no puede ser enviada a la
red eléctrica para ser consumida por la demanda. En su lugar, esta energía es transformada en un
combustible útil como hidrógeno o metano para su uso posterior, ya sea en el mismo sector eléctrico
o en alguna otra actividad económica, evitando costosas pérdidas.
El equilibrio adecuado entre el suministro y la demanda de electricidad es un desafío complejo, que
se vuelve aún más retador cuando las fuentes de energía renovables, pero intermitentes, están
aumentando su participación en el sistema eléctrico.
Cuando se utilizan fuentes de energía renovables, el suministro no puede basarse únicamente en la
demanda. Por ejemplo, la producción de hidrógeno por electrólisis, tecnología electroquímica para
descomponer agua en hidrógeno y oxígeno, se puede realizar en momentos de baja demanda,
mientras que la energía disponible se puede distribuir en períodos de mayor demanda. Así, las cargas
adicionales en la red como los electrolizadores, permiten un mejor balance cuando el suministro
provoca un excedente de electricidad, permitiendo al mismo tiempo el almacenamiento de energía
limpia para su uso posterior.
En Alemania, hasta el 20% de la energía eólica en el mar del norte se desperdicia, ya que la red
eléctrica no puede recibir electricidad generada si ésta no es necesaria. En el mediano plazo, este
problema se verá aún más agravado no solo en Alemania, sino en muchos otros lugares donde la
energía renovable aumentará su cuota de energía. México se ha fijado un objetivo de 35% de
participación con fuentes de energía limpias para el año 2024 y se le ha pedido que considere la
expansión de la infraestructura de la red al agregar sistemas de almacenamiento de energía para
evitar desequilibrios en la misma.
Grandes cantidades de hidrógeno podrían almacenarse en cavernas subterráneas similares a las
utilizadas por los proveedores de gas natural (GN) como reservorios. Además, el hidrógeno podría
inyectarse en la red de gas natural existente, que puede aceptar hasta 5% de hidrógeno. Siemens
asevera2 que la red de GN en Alemania podría transportar 130 terawatts hora de energía eléctrica en
forma de hidrógeno, lo que representa casi el 25% de las necesidades anuales de energía en ese país.
El Programa de Colaboración de Tecnología de Hidrógeno (TCP) de la Agencia Internacional de
Energía (AIE), es un esfuerzo coordinado multinacional de I+D sobre hidrógeno, que dedica su Tarea
38 a actividades P2G. Tales actividades incluyen aspectos técnicos, económicos y regulatorios de
sistemas de hidrógeno que examinan el uso de este combustible como portador de energía clave
para sistemas de energía sostenibles e inteligentes. La tarea 38, establece que el hidrógeno se genera
a través de tecnologías de electrólisis con energía de la red o independiente de ella, lo que
proporciona almacenamiento de energía flexible y una opción para que el operador sea capaz de
2 https://www.siemens.com/innovation/en/home/pictures-of-the-future/energy-and-efficiency/smart-grids-and-energy-storage-electrolyzers-energy-storage-for-the-future.html
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diferir la necesidad de nuevas líneas y aliviar problemas de transmisión. El TCP sobre hidrógeno de la
AIE enumera las siguientes aplicaciones de gran relevancia:
• transporte: hidrógeno para vehículos a celdas de combustible, síntesis de biocombustibles y de
metano sintético para el transporte, etc.
• red de gas natural: hidrógeno mezclado con gas natural o metano sintético e inyección en la red de
gas natural incrementando contenido energético y disminuyendo emisiones nocivas al usarlo
• re-electrificación a través de turbinas de hidrógeno y generadores de celdas de combustible
estacionarias
• oportunidades de negocio comercializando hidrógeno para usos en generación de energía o bien
en la industria, especialmente refinerías, industria siderúrgica, manufactura de amoníaco, otras.
• servicios auxiliares o servicios para la red eléctrica, el transporte o la red de distribución.
3. ESTADO DEL ARTE
Producción de hidrógeno
Las dos vías principales a nivel comercial para la producción de hidrógeno son el reformado a vapor
de metano (Steam Methane Reforming o SMR) del gas natural y la electrólisis de agua. En el primer
proceso, el metano del GN es convertido en hidrógeno en presencia de vapor de agua. En este
proceso, el GN está expuesto al vapor a altas temperaturas a las que el metano (CH4) se convierte
principalmente en CO, CO2, H2 y algo de metano sin reaccionar. Este producto, con alto contenido de
hidrógeno, se usa para producir hidrógeno adicional en un proceso llamado Water Shift Reaction
(WSR), donde el CO restante reacciona con las moléculas de agua para generar hidrógeno adicional,
oxidando CO a CO2. El hidrógeno así producido generalmente se purifica, para deshacerse de los
componentes no deseados (CO2 y metano remanente) a través de un proceso de Intercambio por
Adsorción a Presión (Pressure Swing Adsorption o PSA) o por separación usando membranas para
producir hidrógeno gas de al menos 99% de pureza3.
Cualquier mezcla de gas separada H2, CH4 y CO se usa en el propio reformador como combustible, ya
que la SMR es básicamente un proceso endotérmico, que tiene lugar a ~850°C y presiones de 20-50
bar, con conversión catalítica que puede usarse para muchos otros hidrocarburos ligeros para
producir gas de síntesis. Por esta razón, el biogás o cualquier otro gas de síntesis de materia prima
biológica también se puede emplear para producir hidrógeno en un proceso más neutro en carbón
en comparación con SMR usando GN.
Se pueden usar otros recursos más pesados que contengan hidrógeno (gases más pesados
incluyendo biogás, alcoholes, biomasa, etc.), pero cuanto más grande es la molécula, más difícil es su
descomposición. Para recursos “más pesados” donde la necesidad de energía puede aumentar, se
3 Presentation: John Jechura, Hydrogen from Natural Gas via Steam Methane Reforming (SMR), Colorado School of Mines (2015)
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recomienda un proceso llamado oxidación parcial (OP), en lugar del MSR convencional, y donde la
materia prima que contiene hidrógeno se alimenta con oxígeno y se transforma en gas de síntesis
con una relación H2/CO específica antes de un Proceso Fischer-Tropsch (FT)4, para la producción de
combustibles líquidos. Este proceso en realidad es más adecuado para la biomasa, el carbono y otros
compuestos biológicos.
Por lo tanto, el proceso más interesante y conveniente para la generación sostenible de hidrógeno,
en particular con relación al servicio que presta a la red eléctrica, es la electrólisis del agua, donde la
electricidad de fuentes renovables separa el agua en hidrógeno y oxígeno dentro de un dispositivo
electroquímico llamado electrolizador. Esta tecnología ha existido por más de siete décadas, es muy
eficiente (> 75%) y el hidrógeno producido es relativamente limpio, especialmente con tecnologías
modernas de electrólisis (ver abajo), es decir >99.99% comparado con un hidrógeno de MSR a dos
etapas (95-98%) o con procesos modernos de reformado que incluyen PSA (99% de hidrógeno puro).
En un proceso electrolítico, un electrolizador o celda electrolítica, asistida por electrocatalizadores,
descompone agua en sus componentes principales, es decir, hidrógeno y oxígeno, cuando una
corriente eléctrica fluye a través de él. Se necesita un voltaje mínimo para la descomposición del
agua, la cual para electrolizadores tipo PEM (Proton Exchange Membrane), se oxida en el ánodo
(electrodo negativo) generando oxígeno gas y enviando protones (iones de hidrógeno positivos) al
cátodo (electrodo negativo) donde dos protones se combinan con dos electrones para generar
hidrógeno gas puro.
Este proceso es muy conveniente ya que puede ser energizado con electricidad de fuentes
renovables como la energía eólica, hidráulica y solar. Además, los electrolizadores están bien
equipados para operar de manera eficiente a varias capacidades, lo que los hace muy flexibles y
convenientes para las fuentes intermitentes de energía renovable. La tecnología más avanzada para
la electrólisis del agua es la tipo PEM o PE, pues usa un electrolito de polímero (membrana), que
consta principalmente de una celda de dos electrodos, i.e. ánodo y cátodo, separados por una
membrana de ácido perfluorsulfónico conductora de protones, que sirve como electrolito, es decir,
conductor de iones. El combustible producido en un electrolizador PEM es muy puro y a menudo,
solo necesita secarse antes de almacenarse o comprimirse.
En el siglo XX, la tecnología de electrólisis alcalina dominó la escena gracias al uso de catalizadores
de metales no nobles. Hoy se pueden comprar electrolizadores alcalinos comerciales que pueden
generar hidrógeno presurizado utilizando para ello métodos electroquímicos, es decir, sin
compresión mecánica.
La necesidad de electrolito altamente alcalino, propenso a reaccionar con el CO2 presente en el aire,
representa un desafío operativo ya que cuando ello ocurre, el electrolito reduce su conductividad
iónica aumentando su resistencia eléctrica y con ello aumentando la potencia necesaria para la
producción de hidrógeno. En las últimas décadas, este hecho y algunas ventajas adicionales como la
4 HansSchulz, Short history and present trends of Fischer–Tropsch synthesis, Applied Catalysis A: General, Volume 186, Issues 1–2, 4 October 1999, Pages 3-12
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posibilidad de un electrolito sólido que separa los dos gases producidos, promovieron el desarrollo
de la tecnología de electrólisis PE.
En los últimos años, sin embargo, el proceso alcalino de electrólisis ha ganado nueva atención debido
a la posibilidad de utilizar también membranas alcalinas como electrolito, lo que permite la
separación de ambos gases, hidrógeno y oxígeno sin ningún otro proceso de limpieza, así como el
uso de metales no nobles como catalizadores. En general, un medio alcalino es menos agresivo para
muchos componentes que un entorno ácido, pero los electrolizadores alcalinos sólidos aún están en
desarrollo, mientras que los electrolizadores de PE ya se encuentran en el mercado (ver sección de
Experiencias).
En los últimos años, la electrólisis del agua combinando electricidad y calor a altas temperaturas
(800°C-1,000°C), por ejemplo, mediante concentradores solares como fuentes de energía, ha sido
objeto de proyectos de I+D, ya que la combinación de ambas fuentes de energía (eléctrica más
calórica) puede producir eficiencias tan altas como un 90%. Este tipo de tecnología utiliza electrolitos
cerámicos en el denominado electrolizador de óxido sólido que comprende un sistema similar al de
una celda de combustible de óxido sólido (Solid Oxide Fuel Cell o SOFC). Estas tecnologías aún están
en desarrollo.
El uso de la electrólisis en la producción de hidrógeno, tiene sentido cuando se utiliza cualquier
excedente de electricidad y donde la carga principal de la fuente de electricidad no requiere energía
eléctrica, o cuando la red no puede recibir más electricidad renovable. El hecho de que la electrólisis
requiera electricidad hace que la producción de hidrógeno sea uno de los servicios a la red que el
hidrógeno puede proporcionar aprovechando el exceso de electricidad generada por las energías
renovables o por la baja demanda. Por esta razón, la electrólisis es ideal como almacenamiento de
energía a partir de fuentes renovables. En tal caso, la energía almacenada toma la forma de un gas
combustible que puede volver a convertirse en electricidad o utilizarse en sectores que requieren
mucha energía, como el transporte y la industria.
Cabe señalar que el hidrógeno podría producirse en plantas de producción centralizadas o en sitios
distribuidos antes de su uso, de forma similar a los conceptos de generación de electricidad. En
cualquier caso, existen ventajas y desafíos asociados con aspectos tecnológicos y económicos. Por un
lado, la producción masiva de hidrógeno puede reducir los costos totales de producción en el sitio,
mientras que la generación distribuida puede reducir los costos iniciales de inversión asociados con
su producción, transporte y distribución, en comparación con las plantas de producción
centralizadas. En un estudio reciente realizado por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable
(NREL), se estimó que un costo de producción de hidrógeno de $7/kg podría ser competitivo para las
aplicaciones de transporte, independientemente de la ruta de producción5.
Almacenamiento de hidrógeno
El hidrógeno presurizado es la tecnología comercial más utilizada actualmente para almacenar
hidrógeno. Como se mencionó anteriormente, el hidrógeno es difícil de comprimir ya que requiere
5 Early Market Hydrogen Cost Target Calculation—2015 Update, DOE Record #: 15012 Date: August 27, 2015
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altas presiones, es decir, alta energía, para almacenar suficiente gas, pero hoy en día se pueden lograr
presiones de 350bar y 700bar en aplicaciones de vehículos con celdas de combustible. Dichas
presiones son suficientes para viajar en vehículos con celdas de combustible a hidrógeno, incluso
distancias más largas que los vehículos de gasolina convencionales, sin duda mucho más que los
vehículos de batería. A pesar de este hecho, el costo del hidrógeno presurizado es alto debido
principalmente a las etapas de compresión y enfriamiento requeridas después de la producción de
hidrógeno. Esta energía aumenta aún más ya que los recipientes de distribución y los dispensadores
deben estar a presiones más altas antes del despacho. Teóricamente la energía necesaria para
comprimir hidrógeno isotérmicamente de 20 bar a 350 bar (~ 35 MPa) es de alrededor de 1.05
kWh/kg H2 y 1.36 kWh/kg H2 de 20 bar a 700 bar (~ 70 MPa, presión del tanque actual de autos con
celdas de combustible a hidrógeno) 6. La necesidad de refrigeración durante la transferencia de
combustible puede requerir un poco de energía adicional (0,15 kWh/kg de H2) pre-enfriando (-40°C)
para garantizar temperaturas de llenado rápidas de 85°C o inferiores.
Los licuefactores regenerativos magnéticos avanzados pueden requerir mucha menor energía, i.e.
unos 7 kWh/kg de LH2. A modo de comparación, el valor calorífico inferior (LHV) del hidrógeno es de
33,3 kWh/kg H2, pero el requisito práctico de energía de compresión de la producción en el sitio varía
aproximadamente de 5 a 20% de LHV, mientras que la licuefacción requiere 30-40% de LHV.
Los compresores recíprocos de motor lineal (LMRC) se están mejorando y probando para reducir su
consumo de energía durante la compresión de hidrógeno, así como sus costos de capital y
mantenimiento. Otros tipos de compresores para hidrógeno incluyen compresores centrífugos
avanzados de etapas múltiples convencionales. Air Products comercializa hidrógeno mediante
remolques de distribución a una presión de operación de 7.500 psi (520 bar) en California y Europa.
En México las restricciones del manejo de hidrógeno presurizado son mayores, pero más por falta de
aplicaciones que lo requieran bajo dichas condiciones.
Además del hidrógeno comprimido, el hidrógeno licuado es una forma de aumentar la densidad de
energía del hidrógeno, pero requiere muy bajas temperaturas (criogénica) para condensarse, -
252.77°C. Como el hidrógeno líquido tiene una gravedad específica de 70,99 g/L, su contenido
energético puede compararse con el del gas natural y de la gasolina en función de la masa (LHV), lo
que significa que el hidrógeno líquido es muy conveniente en términos de contenido energético.
Combustible Masa Líquida relativa al contenido de
energía
Hidrógeno (liquido) 1kg
Gas Natural (comprimido) 2.1 kg
Gasolina (liquida) 2.8 kg
6 Energy requirements for hydrogen gas compression and liquefaction as related to vehicle storage needs, DOE Hydrogen
and Fuel Cells Program Record, Record #: 9013, July 7th, 2009. This estimation assumes that hydrogen is generated at 20bar.
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El almacenamiento de hidrógeno en forma líquida puede presentar algunas pérdidas ya que en
condiciones ambientales se produce ebullición del líquido, lo que hace que los sistemas de
almacenamiento de hidrógeno licuado sean complejos y caros. En contraste, cuando se almacena
como gas presurizado, el hidrógeno no presenta pérdidas significativas durante meses e incluso años,
lo que le da grandes ventajas sobre otros medios de almacenamiento de energía.
Otra forma propuesta de almacenar hidrógeno es usando cavernas y domos de sal. La presión
necesaria suele ser pequeña y, de acuerdo con la referencia7, en el Reino Unido y los Estados Unidos,
ya se utiliza este sistema de almacenamiento de hidrógeno, lo que podría suministrar cantidades a
nivel de red para aplicaciones de seguimiento de demanda y de potencia pico.
El Instituto de Tecnología de Energía (ETI) en el Reino Unido asevera que para los esquemas que
operan por debajo del 40% del factor de carga (turbina), el almacenamiento agrega valor, lo que
reduce la inversión general del sistema.
Usos de Hidrógeno:
La energía almacenada como hidrógeno, es decir, en forma de un producto químico producido a
partir de energía excedente, se puede recuperar de tres formas generales. El más evidente es el uso
de hidrógeno para generación de electricidad mediante celdas de combustible. Las celdas de
combustible (Fuel Cells o FC) son dispositivos electroquímicos que convierten la energía química del
hidrógeno directamente en electricidad sin ninguna combustión. Esta generación de electricidad se
realiza a altas eficiencias prácticas que van desde alrededor del 55% en celdas de combustible de
baja temperatura (electrolito tipo PEM), hasta el 85% en las celdas de combustible de alta
temperatura (HTFC). A temperaturas más altas, las reacciones electroquímicas se vuelven más
rápidas y más fáciles, haciendo que la reacción sea un proceso más eficiente, pero las características
de seguimiento de la carga son grandes retos prácticos haciendo que los sistemas se vuelvan
complejos. Las Celdas de Combustible PEM de baja temperatura (PEMFC), son los generadores
electroquímicos más desarrolladas ya que su principal aplicación en el transporte eléctrico es un
mercado muy atractivo. En este sector, los sistemas PEMFC han reducido sus costos iniciales en los
últimos años. El Departamento de Energía (DOE) de los EUA ha informado sobre los costos de los
sistemas PEMFC a niveles de $ 53/kW cuando se producen en volúmenes de 500 mil unidades por
año. La economía de las celdas PEMFC para aplicaciones automotrices es sensible a la escala de
producción, y se espera que para aplicaciones estacionarias suceda algo similar.
Las celdas de combustible para bajas temperaturas son tecnologías bien desarrolladas que enfrentan
desafíos de costos y problemas de durabilidad, pero que han alcanzado un nivel de madurez
tecnológica de 9, ya que pueden obtenerse comercialmente. Sin embargo, los desarrolladores de
celdas de combustible no son numerosos8 y la tecnología sigue mejorando haciendo que la
7 Den Gammer, Energy Technologies Institute LLP, Hydrogen Storage and a Clean, Responsive Power System, Fuel Cell and Hydrogen Conference, Birmingham, May 2015 8 Incluyendo al INEEL el cual ha desarrollado su propia tecnología de PEMFC
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innovación sea una competencia constante entre ellos. Las celdas de combustible tienen su mayor
reto en el costo inicial, mientras que su operación depende del costo del combustible, por ejemplo,
hidrógeno. Esta tecnología de generación eléctrica puede beneficiarse de una mayor producción de
hidrógeno a través del almacenamiento de excedentes de fuentes renovables.
Por otra parte, y como se mencionó anteriormente, el hidrógeno puede inyectarse en tuberías de GN
hasta en un 5% de su contenido, agregando energía y disminuyendo las emisiones cuando la mezcla
se quema. Muchos países, incluido México, tienen sistemas de distribución de GN bien desarrollados
que pueden recibir hidrógeno limpio. Este uso P2G podría ser una aplicación inicial conveniente.
Finalmente, el hidrógeno producido por el exceso de energía renovable también podría
comercializarse en aplicaciones industriales, lo que les da a las empresas la posibilidad de diversificar
sus actividades más allá del sector de la energía, al tiempo que hace que su infraestructura
energética, en particular la eléctrica, sea más rentable. Las industrias que pueden beneficiarse del
hidrógeno verde incluyen los productores de fertilizantes, la industria alimentaria, los procesos
metalúrgicos, la electrónica y otras. Sin embargo, la industria que más podría beneficiarse y ser un
gran mercado para el hidrógeno producido, sería en aplicaciones de transporte eléctrico avanzado
en vehículos con celdas de combustible.
4. EXPERIENCIA EN SU USO ASOCIADO A SERVICIOS A LA RED
ELÉCTRICA Hay varias empresas y organizaciones de I+D, incluidas instituciones gubernamentales, que se han
embarcado en proyectos de desarrollo y demostración para generar hidrógeno a partir de energía
renovable y almacenarlo proporcionando una serie de servicios de red y más allá de eso.
Una compilación de proyectos P2G se informó en una publicación de 20139, donde se identificaron
decenas de proyectos conocidos en ese momento. El documento compila proyectos en Alemania (7),
Estados Unidos (6), Canadá (5), España (4) y el Reino Unido (4). En dicha revisión también se
mencionan proyectos en planeación de otros países europeos, así como Argentina y Japón. Las
principales conclusiones de este documento de revisión fueron: la necesidad de operar de manera
continua y durante largo plazo los sistemas, mejorar la configuración de los sistemas desarrollados y
mejoras generales del rendimiento. Entre las mejoras relevantes también se mencionaron la
eficiencia, la confiabilidad, la duración, el mantenimiento y los costos de los componentes. Lidiar con
fuentes de energía fluctuantes y la reducción de componentes auxiliares también se mencionaron
como oportunidades para mejorar los sistemas.
La siguiente es una tabla adaptada de algunos proyectos del orden de 1 MW o más, en varios países
europeos de una publicación en septiembre de 2017 por Bloomberg, a través de su subsidiaria de
investigación en la industria Bloomberg New Energy Finance (BNEF). En la misma tabla, los autores
9 Gerda Gahleitner, Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications, International Journal of Hydrogen Energy 38, (2013), pp. 2039-2061
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de este documento agregaron 3 proyectos más, incluido uno en Fukushima Japón que podría
convertirse en la planta P2G más grande del mundo.
Proyecto Empresa País Cap. en MW
WindGas Hamburg Uniper Alemania 1.7
WindGas Falkenhagen Uniper Alemania 2
ITHER Fundación para el Desarrollo de
Nuevas Tecnologías en Aragón España 0.7
INGRID McPhy Energy & 6 otras Italia 1.2
Werden-Kessin WIND Projekt Ingenieur Alemania 1
Fukushima (inicia operación en
2021)
Toshiba Corp. & utility Tohoku
Electric Power Co. Japón 10
EnergyStock Zuidwending EnergyStock (Electrolizador de
ITM Power)
Países
Bajos 1.1
Orkney potencia por oleaje -
220kgH2/día generado y
comprimido (en preparación
para el proyecto Surf’n’Turf, ver
texto)
European Marine Energy Centre
(EMEC) and ITM Power
Reino
Unido 0.5
Energiepark Mainz Siemens y Mainz Alemania 6
La planta de Falkenhagen arriba listada comenzó en agosto de 2013 por Uniper y convierte el exceso
de energía eólica en hidrógeno. El gas se alimenta a una planta que combina el gas con CO2 para
producir metano, el cual se transporta y almacena en las tuberías existentes. La conveniencia de usar
hidrógeno verde en los procesos de metanización, es la mejora de la conversión de CO2 del 60% al
95% y la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de acuerdo con Proton
Onsite, una compañía que ofrece tecnología de electrolizadores PEM de hasta 1MW10. Esta aplicación
puede también encontrar espacios en proyectos de captura de carbono.
El 19 de septiembre de este año, ITM Power anunció la venta de un electrolizador PEM de respuesta
rápida (load-following) de 1,1MW a EnergyStock, una filial de Gasunie, un operador de redes de
transmisión de gas de los Países Bajos11. Tal electrolizador estará ubicado en la instalación de
almacenamiento de la caverna de sal Zuidwending de EnergyStock en la parte norte de ese país. El
10 https://vimeo.com/185368302 (video ) 11 http://www.itm-power.com/news-item/sale-of-1-1mw-power-to-gas-plant-to-energystock
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hidrógeno será utilizado en los sistemas de EnergyStock, o distribuido por remolques de tubos (de
los llamados tanques “salchicha”) a futuras estaciones de reabastecimiento de hidrógeno. Según ITM
Power, P2G es la tecnología de almacenamiento de energía de menor costo y larga duración
conocida. Con este proyecto, ITM P2G Energy Storage explota las virtudes de un activo existente (la
red de gas) para descarbonizar las redes de electricidad y gas.
También en septiembre de 2017, ITM Power reveló el primer hidrógeno del mundo generado por
energía mareomotriz generado en Orkney, Escocia, por el Centro Europeo de Energía Marina (EMEC).
El hidrógeno se generó usando electricidad aprovechando energía de las mareas. ITM Power
suministró el electrolizador PEM, que según su sitio web es un sistema de respuesta rápida con
autopresurización de hasta 20 bar. EMEC utiliza una serie de prototipos de convertidores de energía
mareomotriz: el SR2000 de Scotrenewables y la turbina TFS y T2 de Tocardo.
El proyecto Surf'n'Turf, liderado por Community Energy Scotland en asociación con Orkney Islands
Council, EMEC, Eday Renewable Energy e ITM Power, utilizará el electrolizador adquirido por EMEC.
El proyecto planea usar electricidad del sitio de prueba de EMEC y de una turbina eólica Enercon de
900kW de la comunidad Eday. Una vez generado, el hidrógeno será transportado a Kirkwall, para
operar una celda de combustible instalada en el muelle como energía auxiliar para los
transbordadores cuando estén amarrados durante la noche.
En México, y aunque no era para servicios de red, en 2003 INEEL (anteriormente IIE) integró un
sistema de producción de hidrógeno que utilizaba energía renovable de un sistema solar fotovoltaico.
El sistema se simplificó en su diseño para evitar el uso de componentes costosos. Tal simplificación
se logró mediante el acoplamiento directo de un electrolizador con un sistema fotovoltaico (PV)
diseñado para operar cerca de su punto de máxima potencia a la tensión necesaria para la generación
de hidrógeno12. El proyecto utilizó un electrolizador comercial con una capacidad de 1 m3 H2/hora de
la empresa Proton. Tal configuración evitó el acondicionamiento de energía menos desarrollado de
los sistemas PV para la conexión al electrolizador. Además, se identificó la adaptabilidad del
generador electroquímico de hidrógeno a la fuente de energía fluctuante, una característica que le
da flexibilidad al alimentarse de energía fluctuante como lo es la renovable.
Como se mencionó anteriormente, el hidrógeno producido a partir de fuentes renovables podría
usarse en turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT), reduciendo las emisiones de GEI de CCGT
convencional que opera a GN. Siemens anticipa que para 2018, habrá turbinas que puedan quemar
hidrógeno13. Se estima un 50% de pérdidas de energía en el trayecto de la energía eólica a la eléctrica
empleando una turbina, incluida la electrólisis, pero la aplicación permitirá no apagar las turbinas
eólicas debido a una sobrecapacidad, lo que adicionalmente evitará las emisiones de GEI en la
generación de electricidad.
12 Direct coupling of a solar-hydrogen system in Mexico, L.G. Arriaga et al., International Journal of Hydrogen Energy 32,
issue 13 (September 2007), 2247 – 2252 13 https://www.siemens.com/innovation/en/home/pictures-of-the-future/energy-and-efficiency/smart-grids-and-energy-storage-electrolyzers-energy-storage-for-the-future.html
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Esta misma empresa alemana tiene su propia tecnología de electrólisis basada en el tipo de
generador de hidrógeno PEM, que según la empresa responde en cuestión de milisegundos a la
intermitencia de la energía renovable, incluso por debajo de tres veces su potencia nominal durante
un tiempo breve. Esta tecnología se encuentra en su etapa de prototipo con una potencia nominal
de diez kilowatts (kW) y que llega a 300 kW cuando es necesario. A partir de este desarrollo, Siemens
planeaba en 2015 desplegar tres sistemas de electrólisis de una producción combinada de 6MW. Este
proyecto entraría en servicio dentro de un proyecto de investigación en Mainz, Alemania. El
hidrógeno producido a partir de la energía eólica renovable se integrará en la red eléctrica de gas
como opción de almacenamiento de energía o se suministrará a una estación de servicio para
vehículos con celda de combustible.
Mainz, parte de la provincia de Renania-Palatinado (Rhineland-Palatinate), busca eliminar los
combustibles fósiles de la producción de electricidad para el año 2030. El proyecto, Energiepark
Mainz, utiliza sistemas de electrólisis Siemens Silyzer 200 PEM que funcionan con una eficiencia de
conversión del 65-70%14. El sitio web del proyecto dice que el sistema de producción de hidrógeno
es suficiente para compensar la escasez de capacidad en la red de distribución y proporcionar
estabilización a la misma. Dicho sitio, cita las pruebas de la etapa de operación comercial para 2017.
Este mismo año (2017) el Consejo del Hidrógeno (HC), un consorcio de empresas globales de los
principales sectores industriales y de energía, se formó para posicionar al hidrógeno entre las
soluciones clave de la transición energética. En este consejo, el grupo de nivel CEO está compuesto
por 18 multinacionales líderes en energía, transporte e industria como Air Liquide, Alstom, Anglo
American, Audi, BMW Group, Daimler, ENGIE, General Motors, Hyundai, Iwatani, Kawasaki, Plastic
Omnium, Shell, Statoil, The Linde Group, Total y Toyota. En ese espíritu, el Consejo hace las siguientes
recomendaciones "para desbloquear la contribución del hidrógeno a la transición energética"15:
• Proporcionar marcos de políticas a largo plazo y estables para guiar la transición energética en
todos los sectores (energía, transporte, industria y residencial). Ofrecieron su experiencia en la
viabilidad de soluciones de de-carbonización en cada sector.
• Desarrollar políticas de coordinación e incentivos para alentar el pronto despliegue de soluciones
de hidrógeno y suficientes inversiones del sector privado. Estas políticas deberían complementar las
políticas del sector y proporcionar herramientas para capturar los beneficios del hidrógeno.
• Facilitar la armonización de los estándares de la industria en todas las regiones y sectores para
permitir tecnologías de hidrógeno y aprovechar los efectos de escala y así disminuir los costos.
Innumerables proyectos del uso de hidrógeno y tecnologías asociadas como las celdas de
combustible, han sido demostrados a lo largo de los últimos 20 años o más. Aquí sólo se mencionan
los asociados a la red eléctrica. Para mayor aprovechamiento del hidrógeno como producto o
subproducto de la industria eléctrica y otras ver Referencias adicionales al final de este documento.
14 http://www.energiepark-mainz.de/en/ 15 http://hydrogencouncil.com/our-mission/
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5. VENTAJAS/DESVENTAJAS DEL HIDRÓGENO COMO VECTOR
ENERGÉTICO Existen diversas ventajas para el uso de hidrógeno desde el punto de vista energético:
Tiene el contenido de energía más alto por unidad de masa de cualquier combustible conocido
(@ 200bar su densidad de energía es comparable con baterías de iones de litio)
Puede producirse a partir de varios materiales de materias primas, incluidos biomateriales, agua
e incluso fuentes fósiles (si es necesario), en cuyo caso se asociará o capturará algo de CO2
Su producción, principalmente a través de electrólisis del agua, es compatible con fuentes de
energía renovables donde puede reducir las interrupciones asociadas a fuentes intermitentes
Las tecnologías para su transporte y distribución son bien conocidas y representan un
complemento para la distribución de la energía
Cuando la electrólisis es el método preferido, su operación es altamente flexible ya que su
eficiencia permanece relativamente alta en operación parcial de su capacidad.
La electrólisis tolera perfiles de potencia fluctuantes
Los electrolizadores tienen una tasa de respuesta alta en el orden de milisegundos
La eficiencia de su conversión de energía durante la producción es razonablemente alta, es decir,
70% o más
Las tecnologías actuales de electrólisis se autopresurizan y generan hidrógeno adecuado para
almacenamiento de energía, aplicaciones de transporte y para mezclar el combustible con gas
natural para reducir las emisiones de GEI.
Se puede almacenar como un gas presurizado durante meses e incluso por períodos más largos,
posiblemente de forma indefinida. Por lo que es adecuado para la cosecha de energía estacional
y su posterior uso cuando el recurso no está disponible.
Una vez que el hidrógeno se presuriza, su capacidad de almacenamiento de energía está
determinada solo por el tamaño de su recipiente
Se puede utilizar para la generación de energía en turbinas de gas y celdas de combustible, y para
sistemas de transporte en vehículos eléctricos de celdas de combustible
Todas las tecnologías para explotar los beneficios del hidrógeno se han desarrollado (algunas de
ellas hace décadas) y la mayoría están disponibles comercialmente ahora.
Las desventajas o retos para el amplio uso de hidrógeno como combustible y como medio de
almacenamiento de energía son:
No existe libre en la naturaleza
Su capacidad energética depende de las condiciones físicas, es decir, presión y temperatura
Los costos de su compresión y transporte podrían ser elevados en función de la aplicación y del
retorno esperado de la misma.
En la evaluación de costos de las opciones de hidrógeno, la reducción de GEI no se considera un
impacto económico positivo. Aunque otras tecnologías generan GEI y otros contaminantes en su ciclo
de vida, no se evalúan en términos económicos por el daño que causan a la sociedad, los cuales
Hidrógeno como Almacén de Energía
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pueden ser del orden de los $ 220 por tonelada, según un estudio reciente publicado en el Servicio
de Noticias de la Universidad de Stanford en 201716.
6. BRECHAS DEL CONOCIMIENTO Y OTROS DESAFÍOS Aunque varios proyectos en curso están en la búsqueda de hacer del hidrógeno una opción viable
como un vector de energía y como almacenamiento de energía, en particular para la red eléctrica,
ninguno de ellos se está desarrollando en condiciones de mercado. Esto es comprensible ya que son
tecnologías emergentes que necesitan pruebas y evaluaciones antes de que se inserten en el
mercado. Esto debe ser considerado como oportunidades para países que deseen participar en estas
aplicaciones y obtener los beneficios anticipados.
Como se mencionó en la sección de ventajas, muchas tecnologías de hidrógeno relacionadas con su
producción, almacenamiento y uso final, se han desarrollado y están disponibles comercialmente hoy
en día; a pesar de sus altos costos en algunos casos. Esto lleva a considerar que diversas tecnologías
se encuentran en TRL17 de 9. Por esta razón, uno de los principales desafíos para las tecnologías de
hidrógeno se basa en la reducción de costos, mediante por ejemplo la sustitución de componentes y
la reducción de los costos de fabricación o bien la propuesta de conceptos de soluciones nuevos. Por
ello, hay espacio para mejorar el rendimiento de las tecnologías, lo que a su vez reducirá los costos.
En el lado de la aplicación relacionado con los servicios a la red, las interfaces como la electrónica de
potencia deben desarrollarse bajo configuraciones más estandarizadas para garantizar la
compatibilidad entre los componentes del equipo integrados en los sistemas de energía de
hidrógeno. Esto incluye rectificadores, inversores, d.c./d.c. reguladores, sistemas de control, etc.
Es necesario acumular una gran cantidad de experiencia para garantizar la continuidad del
funcionamiento de los sistemas de hidrógeno y confirmar el diseño y las especificaciones técnicas.
Es necesario desarrollar modelos económicos y casos comerciales para iniciar un mercado de energía
basado en el almacenamiento de energía de hidrógeno.
7. CONTEXTO NACIONAL Desde 1999, México tiene una asociación profesional dedicada a la promoción y desarrollo de
tecnologías del hidrógeno como portador de energía. Esta asociación, Sociedad Mexicana del
Hidrógeno (SMH)18, organiza un Congreso Técnico anual donde las actividades de los miembros de
varias instituciones de I+DT en el país presentan sus trabajos. El evento también trae especialistas
internacionales como invitados principales y ofrece cursos técnicos para estudiantes y profesionales
interesados en el hidrógeno como un vector de energía.
En México, la experiencia con la producción de hidrógeno a partir de electrólisis, se ha limitado
básicamente a miembros de la SMH como principales actores activos. El Instituto Nacional de
16 Compared with the $37/ton of CO2 cost from US Government estimation and that Mexico, USA and Germany use for its
planning 17 Technology Readiness Level o Nivel de Prontitud Tecnológica basado en conceptos de la NASA 18 Mexican Hydrogen Society, see http://hidrogeno.org.mx/
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Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en el estado de Morelos, integró un sistema de hidrógeno
solar utilizando fuentes de energía renovables para generar hidrógeno a través de la electrólisis ya
en 2003. INEEL ha desarrollado sus propias tecnologías de celdas PEMFC y de electrolizador tipo PE,
dentro del Departamento de Energías Renovables de INEEL. Otras instituciones han seguido en los
últimos años con pequeños sistemas híbridos integrados con componentes comerciales. Las
instituciones con interés en la generación de hidrógeno a partir de energías renovables incluyen el
Instituto Politécnico Nacional (IPN), la Universidad de Quintana Roo (U.QRoo) en Chetumal y el
Instituto Tecnológico de Cancún (ITC) en el mismo estado, así como el Centro de Investigación
Científica de Yucatán (CICY) y algunos centros e institutos y escuelas de la UNAM. Al igual que en
otras áreas, la capacidad de desarrollo de materiales avanzados para estas aplicaciones es muy
importante en nuestro país, de igual modo la electrónica y el control.
La SMH ha realizado varios esfuerzos para desarrollar un Plan Nacional de Hidrógeno y llevarlo a la
cabeza del sector energético con poco eco. El Consejo Mexicano de Ciencia y Tecnología (CONACYT
o Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología) apoya varios proyectos sobre tecnologías del hidrógeno,
desde su producción hasta su uso final, pero no sigue una guía o esfuerzos de coordinación en cuanto
al tipo de proyectos, retos y oportunidades en el país.
Aunque México participa en algunos TCP's de la IEA, como el de Celdas de Combustible avanzadas,
Viento, PV, Concentración Solar, Geotermia, entre otros, nuestro país no participa en el TCP de
hidrógeno. México es ahora un miembro oficial de la AIE, pero su participación en los PCT’s requiere
de fondos para cubrir su membresía, la asistencia a reuniones y principalmente para sostener
actividades sustanciales en el tema de interés de los programas. Los beneficios de la participación en
estos programas y otros internacionales pueden ser muy relevantes para el país.
8. PREGUNTAS Y RESPUESTAS PARA FUTURAS APLICACIONES DE
TECNOLOGÍAS DE HIDRÓGENO EN MÉXICO Durante el Taller, se buscará responder a varias preguntas que asistan en reflexionar y discutir sobre
las oportunidades para aplicaciones en la red eléctrica, así como el mercado eléctrico de México.
También se busca identificar oportunidades diversas en el sector energético. Entre las preguntas que
surgirán durante el taller, se deberán considerar las siguientes:
¿Qué beneficios puede aportar el hidrógeno a la infraestructura eléctrica mexicana?
¿Qué oportunidades representa el hidrógeno para el sector energético mexicano?
¿Cuáles son las brechas de conocimiento en México sobre las tecnologías de hidrógeno
desarrolladas en otras regiones?
¿Puede el hidrógeno asistir en la transición mexicana hacia el uso masivo de fuentes
renovables de energía?
9. OTRAS REFERENCIAS: Siemens: https://www.siemens.com/innovation/en/home/pictures-of-the-future/energy-and-
efficiency/smart-grids-and-energy-storage-electrolyzers-energy-storage-for-the-future.html
TÜV SÜD: https://www.netinform.net/H2/Wegweiser/Guide2.aspx?Ebene1_ID=48
Shell: http://www.shell.com/energy-and-innovation/the-energy-future/future-transport/hydrogen.html
Hidrógeno como Almacén de Energía
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Alternative Fuels Data Center (USA):
http://www.afdc.energy.gov/vehicles/emissions_hydrogen.html
Sustainable Transportation (USA): http://www.energy.gov/eere/fuelcells/fuel-cell-technologies-office
International Partnership for Advancing the Hydrogen Economy (INT’L):
http://www.iphe.net/partners/japan.html
Partnership for Advancing the Transition to Hydrogen (Int’l): http://www.hpath.org/
We-net (Japan): http://www.enaa.or.jp/WE-NET/contents_e.html
H2 Program Japan (H2 y FC): http://www.fccj.jp/eng/index.html
Hydrogen TCP International Energy Agency (IEA): https://www.iea.org/tcp/renewables/hydrogen/ and
http://ieahia.org/
Technology Collaboration Programme on Advanced Fuel Cells (IEA): http://www.ieafuelcell.com/
German Hydrogen and Fuel Cells Association: http://www.dwv-info.de/expert-commission-performing-
energy/politics/european-law/?lang=en
National Renewable Energy Laboratory (USA): http://www.nrel.gov/hydrogen/
Toyota: http://www.toyota-global.com/innovation/environmental_technology/fuelcell_vehicle/
Hyundai: https://www.hyundaiusa.com/tucsonfuelcell/index.aspx
Honda: http://world.honda.com/FuelCell/
BMW: http://www.bmwblog.com/2016/03/28/bmws-hydrogen-car-getting-closer-becoming-reality/
Los Alamos National Laboratory (USA): http://periodic.lanl.gov/1.shtml
Fuel Cell and Hydrogen Energy Association: http://www.fchea.org/
Canadian hydrogen and fuel cell association: http://www.chfca.ca/
Codes and Standards:
http://www.fuelcellstandards.com/Hydrogen%20Matrix.pdf
http://www.iso.org/iso/iso_catalogue/catalogue_tc/catalogue_tc_browse.htm?commid=54560
http://www.fchea.org/regulations-codes-standards/
http://energy.gov/eere/fuelcells/articles/10-questions-regarding-sae-hydrogen-fueling-standards