Los investigadores de energía dicen que el hidrógeno probablemente jugará un papel importante para permitir que California alcance emisiones netas de carbono cero para 2045, como lo requiere la histórica legislación SB100 del estado.
La integración del hidrógeno tomará muchas formas, desde las empresas de servicios públicos que proporcionan mezclas de hidrógeno y gas natural para uso residencial y comercial hasta vehículos alimentados por hidrógeno o turbinas alimentadas con hidrógeno que proporcionan una capacidad de respaldo crítica para una red eléctrica totalmente renovable.
Se están llevando a cabo programas piloto y pequeños despliegues para demostrar la viabilidad del hidrógeno, pero los grandes compromisos aún no se han hecho, según el California Hydrogen Business Council (CHBC).
El 9 de diciembre, la Comisión de Energía de California (CEC) aprobó un plan para invertir hasta $ 115 millones para construir cerca de 200 estaciones públicas de abastecimiento de hidrógeno para vehículos eléctricos de celda de combustible (FCEV) en la próxima década. Los fondos ayudarán a respaldar la orden ejecutiva del gobernador Gavin Newsom de eliminar gradualmente las ventas de nuevos vehículos de pasajeros a gasolina para 2035. Se estima que hasta ahora se han vendido 8,000 FCEV en el estado, según el regulador estatal de energía.
El próximo ciclo de subvenciones comienza cuando California otorga hasta $ 25 millones entre FirstElement Fuel, Equilon Enterprises e Iwatani Corp. of America para construir 30 estaciones abastecidas con hidrógeno renovable en los próximos 30 meses. FirstElement, que recibió $ 15,5 millones, y Equilon, que recibió $ 7,3 millones, se han comprometido a suministrar hidrógeno 100% renovable (verde), es decir, hidrógeno producido con energía renovable, en lugar de energía de combustibles fósiles y captura de carbono. .
California ya tiene 52 estaciones de hidrógeno minoristas y 16 están en construcción, según la CCA, que ha proporcionado fondos parciales para 45 de esas estaciones.
Utilidades
Las empresas de servicios públicos del estado también se están sumando, con planes para entregar mezclas de hidrógeno y gas natural a través de gasoductos y posibles inversiones en generación de energía a base de hidrógeno.
En noviembre, Southern California Gas (SoCalGas) y San Diego Gas & Electric (SDG & E), ambas subsidiarias de Sempra Energy, presentaron un plan a la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) para lanzar el primer programa de demostración de mezcla de hidrógeno del estado. Las empresas comenzarán mezclando 1% de hidrógeno con gas natural y distribuyéndolo por gasoducto a un número limitado de hogares, lo que podría elevar la proporción hasta un 20% de hidrógeno a medida que desarrollen experiencia técnica.
Los proyectos piloto se llevarán a cabo en secciones aisladas de tuberías de plástico principalmente de polietileno, que según SoCalGas y SDG & E presentan menos problemas de fugas potenciales que las tuberías de acero o hierro fundido.
A mayor escala, la Intermountain Power Agency (IPA) está trabajando con compradores de energía en California en lo que se describe como el “proyecto de almacenamiento de energía verde más grande del mundo” en Delta, Utah.
La planta de energía a carbón de 1.800 MW de IPA se está convirtiendo en un proyecto de 1.900 millones de dólares para funcionar con una mezcla de gas natural e hidrógeno a partir de 2025. La nueva capacidad de la instalación será de 1.200 MW.
El otro elemento clave del proyecto es que se utilizará energía renovable para producir hidrógeno a través de un proceso de electrólisis durante tiempos de exceso de energía renovable, y que el hidrógeno se almacenará en cavernas subterráneas en el sitio. Ese hidrógeno verde se utilizará para hacer funcionar las pilas de combustible de la batería para obtener energía incremental cuando la producción renovable sea menor, en lo que se conoce como sistemas de “energía a gas a energía” (PGP).
El mayor comprador de energía de IPA es el Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles (LADWP), y se comprometió en noviembre a comprar energía baja en carbono como parte de los esfuerzos para alcanzar el objetivo de cero neto de California. Este departamento es la empresa de servicios públicos municipal más grande de EE. UU. y proporciona energía a más de 1,5 millones de clientes.
“Si miras la realidad, no hay forma de llegar a energía 100% renovable sin hidrógeno en la mezcla; simplemente no existe”, dijo Marty Adams, gerente general e ingeniero jefe de LADWP, en un comunicado en noviembre de 2019 cuando la empresa de servicios públicos anunció su compromiso con el proyecto.
“Se espera que una mezcla de 30% de hidrógeno y 70% de combustible de gas natural en la puesta en marcha en 2025 reduzca las emisiones de carbono en más del 75%”, dijo LADWP en ese momento.
Almacenamiento de larga duración
PGP, basado en el almacenamiento de larga duración (long-duration storage, LDS, por sus siglas en inglés), es el verdadero cambio de juego, según Diane Moss, subdirectora de CHBC, quien presidió un panel de discusión en noviembre sobre las estrategias de hidrógeno de California. LDS puede describirse como el almacenamiento de grandes volúmenes de hidrógeno para su uso en turbinas que proporcionarían grandes volúmenes de producción de energía incremental a una red dependiente de las energías renovables. Esto agregaría resiliencia y confiabilidad a la red eléctrica del estado a medida que cambia a fuentes intermitentes como la eólica y la solar fotovoltaica.
Figura 1. Combustible electrolítico para la generación existente
El LDS de hidrógeno ofrece ventajas de costos sobre otras opciones de almacenamiento de energía como baterías o bombeo hidroeléctrico, dijo Ross, citando a investigadores que han modelado la demanda de energía del estado y las posibles opciones de suministro. A modo de comparación, una sola caverna de almacenamiento en el sitio IPA en Utah podría almacenar el equivalente de hidrógeno de 84 veces más energía que un sistema de batería de 1200 MW (y el sitio tiene 100 de tales cavernas).
“Los electrolizadores [para producir hidrógeno] son una tecnología comercial madura y totalmente disponible. El almacenamiento y transporte geológico de hidrógeno también está probado. La pregunta es cómo progresarán los costos con el tiempo”, dijo Jeff Reed, director del Programa Avanzado de Energía y Energía en California Irvine University, dijo durante la mesa redonda.
El potencial de LDS es evidente cuando se considera el objetivo final, dijo Nathan Lewis, profesor de química en el Instituto de Tecnología de California (CalTech). “El objetivo final es un sistema de energía 100% renovable y 100% confiable. Las limitaciones son muy diferentes a las de un sistema con confiabilidad marginal o incluso del 80%, porque la confiabilidad es el Trabajo 1”, dijo. “Es obligatorio”.
Los estudiantes de doctorado de CalTech que trabajaron con Lewis analizaron la variabilidad de los recursos solares y eólicos en los EE. UU., California y la región energética del Consejo de Coordinación de Electricidad Occidental (WECC) durante los últimos 40 años. Encontraron una cantidad significativa de días en los que la falta de viento o cielos nublados dejaría al estado con “sequías eólicas y solares”, que se definieron como al menos un 50% por debajo de sus necesidades de energía, lo que provocaría apagones temporales generalizados (ver grafico).
Figura 2. Sequías eólicas y solares
“Ningún sistema de baterías puede afrontar estos episodios de forma rentable”, dijo Lewis, pero almacenar hidrógeno para alimentar turbinas y pilas de combustible puede afrontar el desafío.
PGP, definido como sistemas que proporcionan 10 horas o más de energía continua a base de hidrógeno, puede reducir la necesidad de construir en exceso la energía eólica y solar para satisfacer las necesidades de California, dijo. Usando datos de la Administración de Información de Energía de EE. UU. sobre los costos de la energía eólica y solar, el equipo de Lewis estimó que proporcionar suficiente margen de capacidad para una solución totalmente renovable le costaría al estado $ 0.28 / kWh adicionales para 2045, pero usar PGP para cerrar esa brecha de confiabilidad reduzca a la mitad el costo a $ 0.14 / kWh.
Los beneficios se vuelven más pronunciados debido a la escalabilidad de la tecnología, agregó Jacqueline Dowling, candidata a doctorado en química en CalTech. “Si necesita confiabilidad durante más años, termina construyendo más almacenamiento de larga duración que requiere más almacenamiento de hidrógeno”, dijo.
El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) también está buscando soluciones PGP, dijo Josh Eichman, ingeniero de investigación senior, y NREL define “larga duración” como 10-99 horas de energía y “estacional” como 100 horas o más de poder. “Si optimiza la cartera de almacenamiento … en los EE. UU. Y en diferentes condiciones … el almacenamiento estacional y de larga duración juega un papel importante”, dijo Eichman durante el seminario web. “El hidrógeno proporciona varios días de almacenamiento; ese es el nicho en el que creemos que encaja el hidrógeno, energía de bajo costo para una duración muy larga”.
Estos tipos de almacenamiento también mejorarán la gestión de la congestión para los operadores del sistema de red y permitirán el arbitraje estacional de la producción de energía al generar hidrógeno a bajo precio y luego usarlo cuando tenga mayor valor, dijo Eichman. NREL publicará un estudio a principios de 2021 que incorpora los beneficios financieros de la resistencia del sistema, la evitación de sobreofertas de energía renovable y otros factores. “Hoy, los mercados no pueden proporcionar el valor del almacenamiento de energía … Pero hay un punto en el futuro en el que veremos esa transición”, dijo.
El mensaje de los participantes en el seminario web de CHBC fue que esos mecanismos de mercado deben desarrollarse y las inversiones deben realizarse ahora, en lugar de que decenas de miles de millones de dólares se comprometan con menos eficacia.
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