Una economía de hidrógeno es un concepto de una industria energética que utiliza principalmente o exclusivamente hidrógeno como portador de energía. Hasta ahora, no se ha realizado una economía del hidrógeno en ningún país de la tierra.

Al igual que la electricidad, el hidrógeno no es una fuente de energía primaria, sino que primero debe obtenerse artificialmente y con pérdidas de energía de otras fuentes de energía (fósiles, nucleares o energías renovables). Por lo tanto, una economía de hidrógeno no es automáticamente sostenible, sino tan sostenible como la energía primaria a partir de la cual se produce el hidrógeno. En la actualidad, esto se hace en gran parte con hidrógeno para su uso en la industria química sobre la base de combustibles fósiles. Los Conceptos para futuras economías de hidrógeno, por otra parte, contemplan principalmente la generación de hidrógeno a partir de energías renovables, lo que podría hacer que tal economía de hidrógeno libre de emisiones.

Si bien actualmente no se está buscando una economía clásica de hidrógeno de última generación en muchos países, hay planes para integrar hidrógeno o combustibles derivados del hidrógeno, como el metano o el metanol, en la infraestructura energética existente como parte de la transición energética y la expansión. de energías renovables. La tecnología de potencia a gas desempeña un papel importante, al que se le asigna un papel importante como almacenamiento a largo plazo.

Los niveles de una industria energética.
Las ideas se basan en la implementación de hidrógeno en todos los niveles de la industria energética:

Desarrollo de las fuentes de energía primaria requeridas.
Producir energia
Almacen de energia
Uso de energia
Comercialización y distribución de energía.
Ventas y facturación
Garantizar la seguridad del suministro.
Cada uno de estos niveles se investiga técnicamente y se realiza parcialmente para el hidrógeno.

Producción, almacenamiento, infraestructura.
El hidrógeno de hoy se produce principalmente (> 90%) a partir de fuentes fósiles. La vinculación de su producción centralizada a una flota de vehículos de celdas de combustible livianos requeriría la ubicación y construcción de una infraestructura de distribución con una gran inversión de capital. Además, se debe superar el desafío tecnológico de proporcionar un almacenamiento seguro y de alta densidad de hidrógeno a bordo del vehículo para proporcionar un rango suficiente entre rellenos.

Metodos de produccion
El hidrógeno molecular no está disponible en la Tierra en reservorios naturales convenientes. La mayor parte del hidrógeno en la litosfera está unido al oxígeno en el agua. La fabricación de hidrógeno elemental requiere el consumo de un portador de hidrógeno, como un combustible fósil o agua. El antiguo transportista consume el recurso fósil y produce dióxido de carbono, pero a menudo no requiere más aportación de energía más allá del combustible fósil. El agua en descomposición, el último transportista, requiere una entrada eléctrica o de calor, generada por alguna fuente de energía primaria (combustible fósil, energía nuclear o energía renovable). El hidrógeno también se puede producir al refinar el efluente de fuentes geotérmicas en la litosfera. El hidrógeno producido por fuentes de energía renovable de emisión cero, como la electrólisis del agua que usa energía eólica, solar, hidráulica, de onda o de marea, se denomina hidrógeno verde. El hidrógeno producido por fuentes de energía no renovables puede denominarse hidrógeno marrón. El hidrógeno producido como un subproducto de desecho o subproducto industrial a veces se denomina hidrógeno gris.

Métodos de producción actuales
El hidrógeno se produce industrialmente a partir de la reforma de vapor, que utiliza combustibles fósiles como el gas natural, el petróleo o el carbón. El contenido de energía del hidrógeno producido es menor que el contenido de energía del combustible original, y parte de él se pierde como calor excesivo durante la producción. La reforma con vapor conduce a emisiones de dióxido de carbono, de la misma manera que lo haría un motor de automóvil.

Una pequeña parte (4% en 2006) se produce por electrólisis usando electricidad y agua, consumiendo aproximadamente 50 kilovatios-hora de electricidad por kilogramo de hidrógeno producido.

Kværner-proceso
El proceso de Kværner o el proceso de negro de carbón e hidrógeno de Kvaerner (CB&H) es un método desarrollado en la década de 1980 por una empresa noruega del mismo nombre, para la producción de hidrógeno a partir de hidrocarburos (CnHm), como el metano, el gas natural y el biogás. . De la energía disponible de la alimentación, aproximadamente el 48% está contenido en el hidrógeno, el 40% está contenido en carbón activado y el 10% en vapor sobrecalentado.

Electrolisis del agua
El hidrógeno se puede generar a través de la electrólisis a alta presión, la electrólisis del agua a baja presión o un rango de otros procesos electroquímicos emergentes, como la electrólisis a alta temperatura o la electrólisis asistida por carbono. Sin embargo, los mejores procesos actuales para la electrólisis del agua tienen una eficiencia eléctrica efectiva del 70-80%, por lo que la producción de 1 kg de hidrógeno (que tiene una energía específica de 143 MJ / kg o unos 40 kWh / kg) requiere 50-55 kWh de electricidad. Con un costo de electricidad de $ 0.06 / kWh, según lo establecido en los objetivos de producción de hidrógeno del Departamento de Energía para 2015, el costo de hidrógeno es de $ 3 / kg. Con el rango de los precios del gas natural a partir de 2016, como se muestra en el gráfico (Hydrogen Production Tech Team Roadmap, noviembre de 2017), el costo del hidrógeno SMR es de entre $ 1.20 y $ 1.50, el precio de costo del hidrógeno a través de la electrólisis aún es más del doble del 2015. precios objetivo. El precio objetivo del DOE de los EE. UU. Para el hidrógeno en 2020 es de $ 2.30 / kg, lo que requiere un costo de electricidad de $ 0.037 / kWh, lo que se puede lograr dadas las recientes ofertas de PPA para energía eólica y solar en muchas regiones. Esto pone el objetivo dispensado de $ 4 / gge H2 bien al alcance y cerca de un costo de producción de gas natural ligeramente elevado para SMR.

En otras partes del mundo, el reformado de metano con vapor está entre $ 1-3 / kg en promedio. Esto hace que la producción de hidrógeno a través de la electrólisis sea competitiva en muchas regiones, como lo indica Nel Hydrogen y otras, incluido un artículo de la IEA que examina las condiciones que podrían conducir a una ventaja competitiva para la electrólisis.

Métodos de producción experimental.

Produccion biologica
La producción de hidrógeno fermentativo es la conversión fermentativa de sustrato orgánico a biohidrógeno que se manifiesta en un grupo diverso de bacterias que utilizan sistemas de múltiples enzimas que involucran tres pasos similares a la conversión anaeróbica. Las reacciones de fermentación oscura no requieren energía luminosa, por lo que son capaces de producir constantemente hidrógeno a partir de compuestos orgánicos durante el día y la noche. La fotofermentación difiere de la fermentación oscura porque solo se produce en presencia de luz. Por ejemplo, la foto-fermentación con Rhodobacter sphaeroides SH2C puede emplearse para convertir pequeños ácidos grasos moleculares en hidrógeno. La electrohidrogénesis se usa en celdas de combustible microbiano donde el hidrógeno se produce a partir de materia orgánica (por ejemplo, a partir de aguas residuales o materia sólida), mientras que se aplica 0.2 – 0.8 V.

El hidrógeno biológico se puede producir en un biorreactor de algas. A fines de la década de 1990, se descubrió que si las algas carecen de azufre, pasará de la producción de oxígeno, es decir, la fotosíntesis normal, a la producción de hidrógeno.

El hidrógeno biológico se puede producir en biorreactores que usan materias primas distintas de las algas, la materia prima más común son las corrientes de desechos. El proceso involucra bacterias que se alimentan de hidrocarburos y excretan hidrógeno y CO2. El CO2 puede ser secuestrado exitosamente por varios métodos, dejando gas hidrógeno. En 2006-2007, NanoLogix demostró por primera vez un prototipo de biorreactor de hidrógeno utilizando desechos como materia prima en la fábrica de jugo de uva Welch en North East, Pennsylvania (EE. UU.).

Electrolisis biocatalizada
Además de la electrólisis regular, la electrólisis con microbios es otra posibilidad. Con la electrólisis biocatalizada, el hidrógeno se genera después de correr a través de la celda de combustible microbiana y se puede usar una variedad de plantas acuáticas. Estos incluyen reed sweetgrass, cordgrass, arroz, tomates, lupinos y algas

Electrólisis de alta presión.
La electrólisis a alta presión es la electrólisis del agua por descomposición del agua (H2O) en oxígeno (O2) y gas de hidrógeno (H2) por medio de una corriente eléctrica que pasa a través del agua. La diferencia con un electrolizador estándar es la salida de hidrógeno comprimido alrededor de 120-200 bar (1740-2900 psi, 12–20 MPa). Al presurizar el hidrógeno en el electrolizador, a través de un proceso conocido como compresión química, se elimina la necesidad de un compresor de hidrógeno externo, el consumo de energía promedio para la compresión interna es de alrededor del 3%. La planta de producción de hidrógeno más grande de Europa (1 400 000 kg / a, electrólisis de agua a alta presión, tecnología de alcalinos) está operando en Kokkola, Finlandia.

Electrolisis de alta temperatura
El hidrógeno se puede generar a partir de la energía suministrada en forma de calor y electricidad a través de la electrólisis a alta temperatura (HTE). Debido a que parte de la energía en HTE se suministra en forma de calor, se debe convertir menos de la energía dos veces (de calor a electricidad, y luego a forma química), por lo que potencialmente se requiere mucha menos energía por kilogramo de hidrógeno producido.

Mientras que la electricidad generada por energía nuclear podría usarse para la electrólisis, el calor nuclear se puede aplicar directamente para dividir el hidrógeno del agua. Los reactores nucleares enfriados por gas a alta temperatura (950–1000 ° C) tienen el potencial de dividir el hidrógeno del agua por medios termoquímicos utilizando calor nuclear. La investigación en reactores nucleares de alta temperatura puede eventualmente llevar a un suministro de hidrógeno que sea competitivo en costos con el reformado de vapor de gas natural. General Atomics predice que el hidrógeno producido en un reactor enfriado por gas a alta temperatura (HTGR) costaría $ 1.53 / kg. En 2003, el reformado con vapor de gas natural produjo hidrógeno a $ 1.40 / kg. En 2005 los precios del gas natural, el hidrógeno cuesta $ 2.70 / kg.

La electrólisis a alta temperatura se ha demostrado en un laboratorio, a 108 MJ (térmica) por kilogramo de hidrógeno producido, pero no a escala comercial. Además, se trata de hidrógeno de calidad «comercial» de baja calidad, inadecuado para su uso en celdas de combustible.

División fotoelectroquímica del agua.
El uso de electricidad producida por sistemas fotovoltaicos ofrece la forma más limpia de producir hidrógeno. El agua se divide en hidrógeno y oxígeno por electrólisis, un proceso de células fotoeléctricas (PEC) que también se denomina fotosíntesis artificial. William Ayers, de Energy Conversion Devices, demostró y patentó el primer sistema fotoelectroquímico de alta eficiencia y múltiples funciones para la división directa de agua en 1983. Este grupo demostró la división directa de agua, ahora denominada «hoja artificial» o «división inalámbrica de agua solar» con un bajo costo. Lámina multifunción de silicona amorfa de película delgada sumergida directamente en agua. El hidrógeno evolucionó en la superficie de silicio amorfo frontal decorado con varios catalizadores, mientras que el oxígeno se desprendió del sustrato de metal posterior. Una membrana de Nafion sobre la celda multifunción proporcionó un camino para el transporte de iones. Su patente también enumera una variedad de otros materiales multifuncionales semiconductores para la división directa en agua, además de silicio amorfo y aleaciones de silicio germanio. La investigación continúa hacia el desarrollo de tecnología de celdas de unión múltiple de alta eficiencia en las universidades y la industria fotovoltaica. Si este proceso es asistido por fotocatalizadores suspendidos directamente en el agua en lugar de usar un sistema fotovoltaico y electrolítico, la reacción es en un solo paso, lo que puede mejorar la eficiencia.

Producción fotoelectrocatalítica.
Un método estudiado por Thomas Nann y su equipo en la Universidad de East Anglia consiste en un electrodo de oro cubierto con capas de nanopartículas de fosfuro de indio (InP). Introdujeron un complejo de hierro-azufre en la disposición en capas, que cuando se sumergió en agua y se irradió con luz bajo una pequeña corriente eléctrica, produjo hidrógeno con una eficiencia del 60%.

En 2015, se informó que Panasonic Corp. ha desarrollado un fotocatalizador basado en nitruro de niobio que puede absorber el 57% de la luz solar para soportar la descomposición del agua para producir hidrógeno gas. La compañía planea lograr la aplicación comercial «lo antes posible», no antes de 2020.

Concentración solar térmica.
Se requieren temperaturas muy altas para disociar el agua en hidrógeno y oxígeno. Se requiere un catalizador para hacer que el proceso funcione a temperaturas factibles. El calentamiento del agua se puede lograr mediante el uso de energía solar de concentración. Hydrosol-2 es una planta piloto de 100 kilovatios en la Plataforma Solar de Almería en España, que utiliza la luz solar para obtener los 800 a 1.200 ° C necesarios para calentar el agua. Hydrosol II ha estado en funcionamiento desde 2008. El diseño de esta planta piloto de 100 kilovatios se basa en un concepto modular. Como resultado, puede ser posible que esta tecnología pueda escalarse fácilmente hasta el rango de megavatios multiplicando las unidades de reactor disponibles y conectando la planta a campos de heliostatos (campos de espejos de seguimiento solar) de un tamaño adecuado.

Produccion termoquimica
Hay más de 352 ciclos termoquímicos que se pueden usar para dividir el agua, alrededor de una docena de estos ciclos, como el ciclo del óxido de hierro, el ciclo del óxido de cerio (IV) óxido de cerio (III), el ciclo de zinc-óxido de zinc, el azufre-yodo el ciclo, el ciclo de cobre-cloro y el ciclo de azufre híbrido están en fase de investigación y en fase de prueba para producir hidrógeno y oxígeno a partir del agua y el calor sin usar electricidad. Estos procesos pueden ser más eficientes que la electrólisis a alta temperatura, típicos en el rango de 35% a 49% de eficiencia de LHV. La producción termoquímica de hidrógeno utilizando energía química a partir de carbón o gas natural generalmente no se considera, porque la ruta química directa es más eficiente.

Ninguno de los procesos de producción de hidrógeno termoquímico se ha demostrado a niveles de producción, aunque varios se han demostrado en laboratorios.

Hidrógeno como subproducto de otros procesos químicos.
La producción industrial de cloro y sosa cáustica por electrólisis genera una cantidad considerable de hidrógeno como un subproducto. En el puerto de Amberes, una planta de energía de celda de combustible de demostración de 1MW se alimenta con dicho subproducto. Esta unidad ha estado operativa desde finales de 2011. El exceso de hidrógeno a menudo se maneja con un análisis de pellizco de hidrógeno.

Almacenamiento
Aunque el hidrógeno molecular tiene una densidad de energía muy alta sobre una base de masa, en parte debido a su bajo peso molecular, como gas en condiciones ambientales tiene una densidad de energía muy baja en volumen. Si se va a utilizar como combustible almacenado a bordo del vehículo, el gas de hidrógeno puro debe almacenarse en una forma de alta densidad de energía para proporcionar un rango de conducción suficiente.

Gas de hidrógeno a presión
El aumento de la presión del gas mejora la densidad de energía por volumen, lo que hace que los tanques de recipientes sean más pequeños, pero no más livianos (ver recipiente de presión). Para lograr presiones más altas se necesita un mayor uso de energía externa para impulsar la compresión. La masa de los tanques de hidrógeno necesarios para el hidrógeno comprimido reduce la economía de combustible del vehículo. Debido a que es una molécula pequeña, el hidrógeno tiende a difundirse a través de cualquier material de revestimiento destinado a contenerlo, lo que lleva a la fragilidad o debilitamiento de su contenedor. El método más común de almacenamiento de hidrógeno a bordo en los vehículos de demostración de hoy es como un gas comprimido a presiones de aproximadamente 700 bar (70 MPa).

Hidrógeno líquido
Alternativamente, se puede usar hidrógeno líquido de alta densidad de energía volumétrica o hidrógeno aglomerado. Sin embargo, el hidrógeno líquido es criogénico y hierve a 20.268 K (–252.882 ° C o –423.188 ° F). El almacenamiento criogénico reduce el peso pero requiere grandes energías de licuefacción. El proceso de licuefacción, que involucra pasos de presurización y enfriamiento, consume mucha energía. El hidrógeno licuado tiene una densidad de energía en volumen más baja que la gasolina en aproximadamente un factor de cuatro, debido a la baja densidad del hidrógeno líquido: en realidad, hay más hidrógeno en un litro de gasolina (116 gramos) que en un litro de líquido puro hidrógeno (71 gramos). Los tanques de almacenamiento de hidrógeno líquido también deben estar bien aislados para minimizar la ebullición.

Japón tiene una instalación de almacenamiento de hidrógeno líquido (LH2) en una terminal en Kobe, y se espera que reciba el primer envío de hidrógeno líquido a través del transportador de LH2 en 2020. El hidrógeno se licúa al reducir su temperatura a -253 ° C, similar a la natural licuada. Gas (GNL) que se almacena a -162 ° C. Se puede lograr una pérdida de eficiencia potencial de 12.79%, o 4.26kWh / kg de 33.3kWh / kg.

Almacenamiento como hidruro.
A diferencia del almacenamiento de hidrógeno molecular, el hidrógeno puede almacenarse como un hidruro químico o en algún otro compuesto que contenga hidrógeno. El gas de hidrógeno reacciona con algunos otros materiales para producir el material de almacenamiento de hidrógeno, que se puede transportar con relativa facilidad. En el punto de uso, el material de almacenamiento de hidrógeno se puede hacer para descomponerse, produciendo gas de hidrógeno. Además de los problemas de densidad de masa y volumen asociados con el almacenamiento de hidrógeno molecular, las barreras actuales a los esquemas prácticos de almacenamiento se derivan de las condiciones de alta presión y temperatura necesarias para la formación de hidruros y la liberación de hidrógeno. Para muchos sistemas potenciales, la cinética de hidratación y deshidratación y la gestión del calor también son problemas que deben superarse. Una empresa francesa, McPhy Energy, está desarrollando el primer producto industrial, basado en hidrato de magnesio, que ya se vendió a algunos de los principales clientes, como Iwatani y ENEL.

Adsorción
Un tercer enfoque es adsorber hidrógeno molecular en la superficie de un material de almacenamiento sólido. A diferencia de los hidruros mencionados anteriormente, el hidrógeno no se disocia / recombina al cargar / descargar el sistema de almacenamiento, y por lo tanto no sufre las limitaciones cinéticas de muchos sistemas de almacenamiento de hidruros. Las densidades de hidrógeno similares a las del hidrógeno licuado se pueden lograr con materiales adsorbentes apropiados. Algunos adsorbentes sugeridos incluyen carbón activado, carbones nanoestructurados (incluidos los CNT), MOF e hidrato de clatrato de hidrógeno.

Almacenamiento subterráneo de hidrógeno.
El almacenamiento subterráneo de hidrógeno es la práctica del almacenamiento de hidrógeno en cavernas subterráneas, domos de sal y campos de petróleo y gas agotados. Grandes cantidades de hidrógeno gaseoso han sido almacenadas en cavernas subterráneas por ICI durante muchos años sin ninguna dificultad. El almacenamiento de grandes cantidades de hidrógeno líquido subterráneo puede funcionar como almacenamiento de energía de la red. La eficiencia de ida y vuelta es de aproximadamente el 40% (en comparación con el 75-80% de las bombas hidroeléctricas bombeadas (PHES)), y el costo es ligeramente superior al de las hidroeléctricas bombeadas. Otro estudio al que se hizo referencia en un documento de trabajo del personal europeo encontró que para el almacenamiento a gran escala, la opción más barata es el hidrógeno a 140 € / MWh por 2,000 horas de almacenamiento con un electrolizador, un depósito de sal de cavernas y una planta de energía de ciclo combinado. El proyecto europeo Hyunder indicó en 2013 que para el almacenamiento de energía eólica y solar se requieren 85 cavernas adicionales, ya que no pueden ser cubiertas por los sistemas PHES y CAES. Un estudio de caso alemán sobre el almacenamiento de hidrógeno en cavernas de sal encontró que si el excedente de energía alemán (7% de la generación renovable variable total para 2025 y 20% para 2050) se convertiría en hidrógeno y se almacenaría bajo tierra, estas cantidades requerirían unas 15 cavernas de 500,000 metros cúbicos cada uno para 2025 y unas 60 cavernas para 2050, lo que corresponde a aproximadamente un tercio del número de cavernas subterráneas de gas que actualmente operan en Alemania. En los EE. UU., Sandia Labs está realizando investigaciones sobre el almacenamiento de hidrógeno en campos de petróleo y gas agotados, que podrían absorber fácilmente grandes cantidades de hidrógeno producido de forma renovable, ya que existen unos 2,7 millones de pozos agotados en existencia.

Poder de gas
La energía al gas es una tecnología que convierte la energía eléctrica en un combustible de gas. Existen 2 métodos, el primero es usar la electricidad para la división del agua e inyectar el hidrógeno resultante en la red de gas natural. El segundo método (menos eficiente) se usa para convertir el dióxido de carbono y el agua en metano (ver gas natural) utilizando la electrólisis y la reacción de Sabatier. El exceso de energía o la potencia pico generada por los generadores eólicos o los paneles solares se utiliza para equilibrar la carga en la red de energía. Uso del sistema de gas natural existente para el hidrógeno El fabricante de celdas de combustible Hydrogenics y el distribuidor de gas natural Enbridge se han unido para desarrollar dicho sistema de energía a gas en Canadá.

Almacenamiento de tubería
Se puede usar una red de gas natural para el almacenamiento de hidrógeno. Antes de cambiar al gas natural, las redes de gas alemanas funcionaban con gas de ciudad, que en su mayor parte consistía en hidrógeno. La capacidad de almacenamiento de la red alemana de gas natural es de más de 200,000 GW • h, lo que es suficiente para varios meses de necesidad de energía. En comparación, la capacidad de todas las plantas de energía de almacenamiento por bombeo alemanas asciende a solo unos 40 GW • h. El transporte de energía a través de una red de gas se realiza con mucha menos pérdida (<0.1%) que en una red eléctrica (8%). El uso de las tuberías de gas natural existentes para el hidrógeno fue estudiado por NaturalHy Infraestructura La infraestructura de hidrógeno consistiría principalmente en el transporte de tuberías industriales de hidrógeno y estaciones de llenado equipadas con hidrógeno, como las que se encuentran en una carretera de hidrógeno. Las estaciones de hidrógeno que no estaban situadas cerca de una tubería de hidrógeno obtendrían suministro a través de tanques de hidrógeno, remolques de tubo de hidrógeno comprimido, remolques de hidrógeno líquido, camiones cisterna de hidrógeno líquido o producción dedicada in situ. Debido a la fragilidad del hidrógeno del acero y la corrosión, las tuberías de gas natural requieren recubrimientos internos o reemplazos para transportar el hidrógeno. Las técnicas son bien conocidas; Más de 700 millas de tubería de hidrógeno existen actualmente en los Estados Unidos. Aunque caras, las tuberías son la forma más barata de mover hidrógeno. Las tuberías de gas de hidrógeno son rutinarias en las grandes refinerías de petróleo, porque el hidrógeno se utiliza para hidrocantar los combustibles del petróleo crudo. En teoría, las tuberías de hidrógeno se pueden evitar en sistemas distribuidos de producción de hidrógeno, donde el hidrógeno se fabrica de forma rutinaria en el sitio utilizando generadores de tamaño mediano o pequeño que producirían suficiente hidrógeno para uso personal o quizás en un vecindario. Al final, una combinación de opciones para la distribución de gas de hidrógeno puede tener éxito. Si bien millones de toneladas de hidrógeno elemental se distribuyen en todo el mundo cada año de diversas maneras, llevar el hidrógeno a los consumidores individuales requeriría una evolución de la infraestructura del combustible. Por ejemplo, según GM, el 70% de la población de los EE. UU. Vive cerca de una instalación generadora de hidrógeno, pero tiene poco acceso público a ese hidrógeno. Sin embargo, el mismo estudio muestra que construir la infraestructura de manera sistemática es mucho más factible y asequible de lo que la mayoría de la gente piensa. Por ejemplo, un artículo señala que las estaciones de hidrógeno podrían ubicarse dentro de cada 10 millas en el metro de Los Ángeles, y en las autopistas entre Los Ángeles y ciudades vecinas como Palm Springs, Las Vegas, San Diego y Santa Bárbara, por el costo de un Starbuck's Latte para cada uno de los 15 millones de residentes que viven en estas áreas. Una compensación clave: producción centralizada vs. distribuida. En una futura economía de hidrógeno completo, las fuentes de energía primaria y las materias primas se utilizarían para producir gas de hidrógeno como energía almacenada para su uso en diversos sectores de la economía. La producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía primarias distintas del carbón, el petróleo y el gas natural, daría lugar a una menor producción de los gases de efecto invernadero característicos de la combustión de estos recursos energéticos fósiles. Una característica clave de una economía del hidrógeno sería que, en las aplicaciones móviles (principalmente, el transporte de vehículos), la generación y el uso de energía podrían desacoplarse. La fuente de energía primaria ya no tendría que viajar con el vehículo, como lo hace actualmente con los combustibles de hidrocarburos. En lugar de que los tubos de escape generen emisiones dispersas, la energía (y la contaminación) podría generarse a partir de fuentes puntuales, como instalaciones centralizadas a gran escala con mayor eficiencia. Esto permitiría la posibilidad de tecnologías como el secuestro de carbono, que de otro modo serían imposibles para las aplicaciones móviles. Alternativamente, podrían usarse esquemas de generación de energía distribuida (como fuentes de energía renovable a pequeña escala), posiblemente asociadas con estaciones de hidrógeno. Aparte de la generación de energía, la producción de hidrógeno podría ser centralizada, distribuida o una mezcla de ambas. Si bien la generación de hidrógeno en centrales de energía primaria centralizada promete una mayor eficiencia en la producción de hidrógeno, las dificultades en el transporte de hidrógeno de gran volumen y largo alcance (debido a factores como el daño del hidrógeno y la facilidad de difusión del hidrógeno a través de materiales sólidos) hacen que la distribución de energía eléctrica sea atractiva dentro de un hidrógeno. economía. En tal escenario, pequeñas plantas regionales o incluso estaciones de servicio locales podrían generar hidrógeno utilizando la energía suministrada a través de la red de distribución eléctrica. Si bien es probable que la eficiencia de generación de hidrógeno sea menor que para la generación centralizada de hidrógeno, las pérdidas en el transporte de hidrógeno podrían hacer que dicho esquema sea más eficiente en términos de la energía primaria utilizada por kilogramo de hidrógeno entregado al usuario final. El equilibrio adecuado entre la distribución de hidrógeno y la distribución eléctrica a larga distancia es una de las principales preguntas que surgen sobre la economía del hidrógeno. Una vez más, los dilemas de las fuentes de producción y el transporte de hidrógeno pueden ahora superarse utilizando la generación de hidrógeno en el sitio (hogar, negocio o estación de combustible) de fuentes renovables fuera de la red. Electrolisis distribuida La electrólisis distribuida evitaría los problemas de la distribución de hidrógeno mediante la distribución de electricidad en su lugar. Usaría las redes eléctricas existentes para transportar electricidad a pequeños electrolizadores en el lugar ubicados en estaciones de servicio. Sin embargo, la contabilidad de la energía utilizada para producir las pérdidas de electricidad y transmisión reduciría la eficiencia general. Las centrales de ciclo combinado de gas natural, que representan casi toda la construcción de nuevas plantas de generación de electricidad en los Estados Unidos, generan electricidad a eficiencias del 60 por ciento o más. El aumento de la demanda de electricidad, ya sea debido a los autos de hidrógeno u otra demanda, tendría el impacto marginal de agregar nuevas centrales de ciclo combinado. Sobre esta base, la producción distribuida de hidrógeno sería aproximadamente un 40% eficiente. Sin embargo, si el impacto marginal se refiere a la red eléctrica actual, con una eficiencia de aproximadamente el 40% debido a su mezcla de combustibles y métodos de conversión, la eficiencia de la producción de hidrógeno distribuido sería de aproximadamente el 25%. Se espera que la producción distribuida de hidrógeno de esta manera genere emisiones al aire de contaminantes y dióxido de carbono en varios puntos de la cadena de suministro, por ejemplo, electrólisis, transporte y almacenamiento. Las externalidades como la contaminación deben sopesarse frente a las ventajas potenciales de una economía de hidrógeno. Uso energético del hidrógeno. El elemento más importante en el uso de hidrógeno es la celda de combustible. Convierte la energía contenida en el hidrógeno en calor y electricidad. Utilizar en la casa En la generación de energía doméstica mediante la pila de combustible puede, como en el equipo de cogeneración, realizarse una cogeneración, lo que aumenta la eficiencia general. Dado que este modo de operación se enfoca en la producción de calor, estos sistemas se controlan de acuerdo con el requerimiento de calor, y la corriente eléctrica generada se alimenta a la red eléctrica pública. Vaillant ha desarrollado un calentador de celda de combustible que también puede funcionar con gas natural a través de un reformador. La eficiencia relacionada con el valor calorífico alcanzable teóricamente es de aprox. 83%. Si la eficiencia, como es el caso de las centrales térmicas y los motores de combustión interna, se basa generalmente en el valor calorífico, esto da como resultado una eficiencia máxima teórica de aprox. 98%. Dependiendo del tipo de celda de combustible, las eficiencias del sistema varían entre 40% y 65%, aunque no está claro si estos son valores caloríficos o valores caloríficos. Uso en trafico Un vehículo propulsado por hidrógeno tiene i. A. un tanque presurizado (por ejemplo, 700 bar) que se puede repostar en una estación de reabastecimiento de hidrógeno. Como métodos de generación de fuerza, es posible un motor de combustión interna ampliamente convencional, similar a conducir con gas natural, o una "combustión fría" en una celda de combustible. En el vehículo de celda de combustible, la energía eléctrica se genera con la celda de combustible, que impulsa un motor eléctrico. Motor de combustión interna Como gas combustible, el hidrógeno se puede quemar en un motor de combustión interna en gran medida convencional ("motor de combustión de hidrógeno"), similar a los vehículos de gas natural, a la energía de rotación mecánica (por ejemplo, en el BMW Hydrogen 7). Pila de combustible En el vehículo de celda de combustible, la energía eléctrica se genera con la celda de combustible, que impulsa un motor eléctrico. La tecnología del hidrógeno también se está probando en la práctica en los autobuses. La generación actual de autobuses de hidrógeno (2009) alcanza un rango de alrededor de 250 km con 35 kg de hidrógeno. Los carros de pila de combustible son mucho más caros que los carros eléctricos. Según Fritz Henderson (CEO de General Motors), tal vehículo costará alrededor de $ 400,000 (a partir de 2009). Los fabricantes de vehículos Toyota, Nissan, Mercedes-Benz y Honda han recortado drásticamente los costos de producción de los vehículos impulsados ​​por hidrógeno. (El Toyota Mirai, por ejemplo, está disponible en Alemania por poco menos de 80,000 €). Toyota produce autos H 2 en pequeñas series y se instala de manera importante en la celda de combustible. Con el Mercedes Clase B F-Cell y dos vehículos de preproducción del vehículo eléctrico de celda de combustible Hyundai ix35 (FCEV) de 500 km se alcanzaron velocidades máximas de 80 km / h. Con el fin de demostrar la idoneidad para el uso diario de la unidad de hidrógeno, Daimler completó con éxito una "circunnavegación" del mundo con varios vehículos de celda de combustible Clase B. Los vehículos de la serie 200 de este tipo se entregaron a clientes en 2010. Ahora hay algunos autobuses, z. Por ejemplo, el híbrido Mercedes-Benz Citaro FuelCELL de varios fabricantes que trabajan con celdas de combustible. Además, con la tecnología de Hydrail desde 2005, los vehículos ferroviarios han entrado en la perspectiva de la economía del hidrógeno. Como una de las primeras compañías de Japanese East Railroad Company tomó para probar una locomotora híbrida en funcionamiento. A finales de 2017, se ordenaron 14 trenes con motor de pila de combustible al fabricante Alstom en Baja Sajonia. El Ferrocarril Federal Suizo (SBB) ha estado introduciendo celdas de combustible de hidrógeno en sus minibares rodantes desde la primavera de 2014 para tener suficiente energía para la máquina de espresso integrada en la carretera, que ahora también puede ofrecer capuchino a los pasajeros. Los acumuladores habituales utilizados hasta ahora habrían sido demasiado pesados ​​para esta tarea que consume energía. Seguridad del hidrogeno El hidrógeno tiene uno de los más amplios rangos de mezcla de explosivos / ignición con aire de todos los gases con pocas excepciones, como el acetileno, el silano y el óxido de etileno. Eso significa que cualquiera que sea la proporción de la mezcla entre aire e hidrógeno, una fuga de hidrógeno probablemente causará una explosión, no una mera llama, cuando una llama o chispa enciende la mezcla. Esto hace que el uso de hidrógeno sea particularmente peligroso en áreas cerradas como túneles o estacionamientos subterráneos. Las llamas puras de hidrógeno y oxígeno se queman en la gama de colores ultravioleta y son casi invisibles a simple vista, por lo que se necesita un detector de llama para detectar si se está quemando una fuga de hidrógeno. El hidrógeno es inodoro y las fugas no pueden detectarse por el olor. Los códigos y estándares de hidrógeno son códigos y estándares para vehículos de celdas de combustible de hidrógeno, aplicaciones de celdas de combustible estacionarias y aplicaciones de celdas de combustible portátiles.Existen códigos y estándares para el manejo y el almacenamiento seguro de hidrógeno, por ejemplo, el estándar para la instalación de sistemas de energía de las estaciones de servicio de energía. Los códigos y los estándares han sido repetidos como una barrera institucional importante para implementar tecnologías de hidrógeno y desarrollar una economía de hidrógeno. Para permitir la comercialización de hidrógeno en los productos de consumo, los gobiernos federales, los estados y los medios locales y los nuevos modelos de códigos de construcción, equipos y otras normas técnicas. Una de las medidas en la hoja de ruta es implementar estándares de seguridad más altos, como la detección temprana de errores con sensores de hidrógeno. El Programa Canadiense de Seguridad del Hidrógeno concluye que la alimentación de hidrógeno es más segura que la alimentación de gas natural comprimido (GNC). La Comisión Europea ha financiado el primer programa de educación superior en el mundo en ingeniería de seguridad de hidrógeno en la Universidad de Ulster. Se espera que el público en general pueda utilizar las tecnologías del hidrógeno en la vida cotidiana con el mismo nivel de seguridad y confort que los combustibles fósiles de hoy.