Adaptado del artículo “¿Hidrógeno para calefacción?” de David Cebon, director del Centro para el Transporte Sostenible de Mercancías por Carretera y profesor de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Cambridge.
Este artículo, dividido en dos partes, aborda las formas más frecuentes de calentar los edificios en un futuro con bajas emisiones de carbono. Compara el uso de hidrógeno ‘verde’ y ‘azul’ para calderas con el uso de electricidad para bombas de calor.
En la primera parte, la comparación se centraba en la eficiencia energética y las emisiones de carbono. Aquí, el artículo analiza la disponibilidad de la tecnología y los requisitos de infraestructuras.
Preparación tecnológica
Hidrógeno verde frente a bombas de calor
El hidrógeno verde se produce utilizando energía renovable mediante electrólisis (para más información, visite nuestro apartado de datos y recursos), pero la tecnología para la electrólisis a gran escala no está bien desarrollada. El mayor electrolizador del mundo, que está construyendo Cummins/Hydrogenics en Canadá, tiene una capacidad de 20 MW.
En 2040 se necesitarían aproximadamente 7.500 de estas plantas para generar los 150 GW de hidrógeno verde necesarios sólo para calentar los edificios del Reino Unido. A menos que se produzca un gran avance en la tecnología, parece poco probable que la capacidad instalada de plantas de electrólisis pueda alcanzar la escala necesaria para 2040.
En comparación, las bombas de calor son una tecnología estándar, madura y lista para usar que ya se puede comprar. El International Institute of Refrigeration calcula que hay 220 millones de bombas de calor en uso en todo el mundo.
Las bombas de calor requieren pequeñas modificaciones en los sistemas de calefacción existentes en los edificios, y actualmente son más caras que las calderas de gas (aunque se espera que los precios bajen a medida que aumente la demanda). Pero estas desventajas de las bombas de calor palidecen en comparación con la magnitud de la tarea de generar electricidad suficiente para la calefacción con hidrógeno verde. Y lo que es más importante, el coste energético de la calefacción con una caldera de hidrógeno verde es aproximadamente seis veces el coste energético de la calefacción con una bomba de calor (véase el análisis en la primera parte de este artículo). Por tanto, la ventaja del coste de capital de una caldera de hidrógeno se verá rápidamente superada por el coste de funcionamiento mucho más bajo de una bomba de calor, lo que dará lugar a un periodo de amortización razonablemente corto.
Requisitos de infraestructuras
Calderas de hidrógeno azul frente a las de gas natural
Una forma alternativa de fabricar hidrógeno utiliza el proceso de reformado de metano con vapor (SMR) para producir hidrógeno y CO2 a partir de gas natural tratado con vapor caliente. Cuando el CO2 se libera a la atmósfera, el hidrógeno resultante se denomina “gris”. Cuando el CO2 se captura y almacena, el hidrógeno se denomina “azul”. El proceso se muestra en la figura 1.
Se ha argumentado que el hidrógeno azul podría sustituir al gas natural para calefacción y transporte en una economía del hidrógeno. El concepto es que el hidrógeno azul se comprimiría y bombearía a través de la red de transporte de gas existente hasta los consumidores para su uso en calderas domésticas de condensación preparadas para hidrógeno.
Sin embargo, el hidrógeno tiene un contenido energético por unidad de volumen considerablemente inferior al del gas natural (véase la figura 1). Esto significa que no se trata simplemente de cambiar el tipo de gas para suministrar la misma cantidad de energía a los consumidores. Transferir la misma cantidad de energía para calefacción que la distribución actual de gas natural requeriría 35,8/10,8 =3,3 veces el caudal volumétrico del hidrógeno. Esto sólo sería posible sustituyendo todos los compresores/estaciones de bombeo de la red de gas por versiones compatibles con el hidrógeno, que tienen un consumo de energía aproximadamente tres veces superior.
También habría que sustituir gran parte de la red de gasoductos para hacerla compatible con el hidrógeno, evitando fugas. (Este problema está reconocido en el proyecto H21 del norte de Inglaterra, que incluye amplios planes para instalar una nueva red principal).
También sería necesario construir la planta necesaria para generar hidrógeno azul. Actualmente no existe en el Reino Unido ninguna instalación de CAC a escala comercial para secuestrar el CO2 procedente de la producción de hidrógeno azul. Tendría que desarrollarse y construirse antes de poder generar hidrógeno azul.
Para contextualizar, la base de datos internacional de instalaciones de CAC muestra que actualmente hay 25 instalaciones “comerciales” de CAC operativas en el mundo, la mayoría de ellas a pequeña escala. Las únicas instalaciones de hidrógeno azul comercialmente viables bombean el CO2 a pozos petrolíferos agotados para “mejorar la recuperación de petróleo”. Esto aumenta sustancialmente las emisiones netas de CO2 cuando se quema el petróleo recuperado. La industria de la CAC tendría que crecer masivamente para tener un impacto significativo en las emisiones globales de CO2 de su producción de hidrógeno gris, y es muy poco probable que esto ocurra mientras existan condiciones financieras desfavorables para el desarrollo de la CAC.
En general, los requisitos de infraestructura del hidrógeno azul son significativos, costosos e impactantes, mientras que la preparación de la tecnología es significativamente deficiente para su aplicación a tiempo para cumplir los objetivos de calentamiento global de 1,5 °C o incluso de 2,0 °C.
Consumo de hidrógeno azul y gas natural
Además de lo anterior, sería necesario importar mucho más gas natural o recurrir a la fracturación hidráulica para suministrar el hidrógeno azul necesario para que el Reino Unido pueda calentar sus hogares.
Por cada 100 kWh de gas natural “de entrada”, se suministran 45 kWh de calor a través del hidrógeno azul (véase la figura 1). Si se utiliza directamente gas natural para calefacción (sin la etapa SMR), llegan al consumidor aproximadamente 65 kWh de calor por cada 100 kWh de gas natural. (Esto tiene en cuenta las pérdidas por compresión y transporte y la ineficacia de las calderas de condensación). Por consiguiente, la ruta del hidrógeno azul requiere aproximadamente un 45% más de gas natural de entrada que la calefacción directa por gas.
En otras palabras, el Reino Unido consumiría un 45% más de gas natural para calefacción que en la actualidad si la energía se suministrara a través de hidrógeno azul en lugar de gas natural.
Figura 1: Generación de hidrógeno azul mediante el proceso SMR con CCS. Datos de Bossel, 2006.
Dado que el Reino Unido utiliza 300 TWh de gas natural al año para fines domésticos, este 45% se traduce en 135 TWh adicionales de gas natural. Esto aumentaría las importaciones de gas en un 25%, hasta 655 TWh, y obligaría a importar el 60% del gas natural del Reino Unido, lo que afectaría gravemente a la seguridad energética del país.
De hecho, según el escenario energético futuro de National Grid, el Reino Unido importará el 100% del gas en 2040, debido al agotamiento de las reservas del Mar del Norte. Así que el consumo adicional de gas para el hidrógeno azul empeoraría considerablemente la seguridad energética del Reino Unido.
Conclusiones
- La combustión de hidrógeno es muy ineficiente en comparación con la alternativa de utilizar una bomba de calor.
- El hidrógeno supone un derroche de electricidad renovable y/o aumentaría sustancialmente la cantidad de gas natural utilizado en el Reino Unido.
- Las emisiones derivadas de la combustión de hidrógeno azul o verde son considerablemente superiores a las de las bombas de calor.
- Es poco probable que la infraestructura para una economía del hidrógeno azul o verde pueda construirse antes de 2040.
El hidrógeno no es una buena opción para calentar los edificios y no debería figurar en la agenda política. En su lugar, las bombas de calor y la eficiencia energética deberían formar parte de la política gubernamental.
