Este informe del Servicio de Investigación del Congreso se ha hecho público

Por


NSCE EL COMITÉ DEL INSTITUTO NACIONAL DE MEDIO AMBIENTE
(THE COMMITTEE FOR THE NATIONAL INSTITUTE FOR THE ENVIRONMENT)
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Servicio de Investigación del Congreso
Informe para el Congreso

Hidrógeno: Tecnología y Política

Daniel Morgan
Consultor
Y
Fred Sissine
Especialista en Ciencias de la energía, Tecnología y Política

28 de abril de 1995

Traducido y revisado por Ricardo Jiménez y Pedro Prieto

95-540 SPR

Resumen

La idea de usar hidrógeno como combustible no es nueva, pero el interés ha crecido en los últimos años. El presupuesto federal de investigación sobre el hidrógeno en el año fiscal del 95, es más alto que nunca. En línea con el Acta de 1990 (PL 101-566) sobre Investigación, Desarrollo y Demostración (RD&D, en inglés y I+D+D, en español, en adelante) del Hidrógeno, de Spark M. Matsunaga, el Departamento de Energía (DOE) ha publicado un plan quinquenal de programa y puesta en marcha y ha creado un panel asesor técnico. Este informe trata sobre tecnologías para la producción, distribución y uso del hidrógeno y trata políticas de interés para el Congreso.

Al contrario que la mayoría de los combustibles, el hidrógeno no puede ser producido directamente por la excavación de una mina o el perforado de un pozo. Debe ser extraído químicamente de materiales que son ricos en contenido de hidrógeno, tales como el gas natural, el agua, el carbón o la materia vegetal. Contabilizar la energía que se requiere en el proceso de extracción, es fundamental para evaluar cualquier posible uso del hidrógeno. Las técnicas de producción que ahora se usan incluyen la transformación del gas natural, la depuración de los gases industriales residuales y la electrólisis del agua. Otras tecnologías están en estudio, incluyendo algunas que producen hidrógeno del agua o biomasa, usando energía solar u otras energías renovables.

Actualmente, el hidrógeno combustible se distribuye fundamentalmente de forma líquida en tanques. Si su uso llegase a extenderse, probablemente se necesitasen gasoductos para su distribución en forma gaseosa, pero hoy existen muy pocos gasoductos de hidrógeno y cualquier sistema de distribución a gran escala, exigiría también técnicas para su almacenamiento masivo.

En los Estados Unidos, el único cliente que usa el hidrógeno como combustible, para fines no experimentales, es el programa espacial, para la propulsión y como fuente de electricidad a bordo. Se ha estudiado ampliamente su aplicación a la aeronáutica, particularmente en los aviones supersónicos e hipersónicos. Coches, camiones y autobuses pueden quemar hidrógeno puro en un motor de combustión interna, usarlo en una célula de combustible para impulsar un motor eléctrico o quemar una mezcla que contenga algo de hidrógeno para reducir las emisiones ambientalmente dañinas de otros combustibles.

Las cuestiones relacionadas con el impacto que podría tener el hidrógeno en el esquema general de la energía nacional, deberían ser consideradas en un contexto a largo plazo.

Desde la aprobación del Acta de Matsunaga, el programa de I+D+D del DOE ha centrado su enfoque y se ha beneficiado de mayores contribuciones del Congreso, y en el año fiscal de 1995 alcanzaron los 10 millones de dólares. El Acta de Futuro del Hidrógeno de 1995 (H.R. 655, H. Rept. 104-95) incrementará de forma notable sus fondos para el programa del hidrógeno, entre los años fiscales de 1996 a 1998, mientras intensifica sus actuaciones en I+D básico. Este aumento de los gastos en hidrógeno, se deberán equilibrar con reducciones en otros programas, tales como la I+D en energía de fusión, energía de fisión, energía renovable o energía fósil.

Contenidos

Introducción

Producción

Distribución

Usos finales

Preocupaciones del Congreso

Legislación

Apéndice: unidades

Notas

 

HIDRÓGENO: TECNOLOGÍA Y POLÍTICA

Introducción

La idea de usar hidrógeno como combustible ha estado presente durante muchos años. Ya en 1874, un personaje en la novela de Julio Verne “La isla misteriosa”, sugirió que cuando los combustibles fósiles se acabasen, el hidrógeno “proporcionaría una fuente inagotable de calor y luz”. Esta idea, sin embargo, ha generado muchas investigaciones, pero muy pocas aplicaciones comerciales. En septiembre de 1992, el Panel Técnico Asesor del Hidrógeno, del Departamento de Energía de los EE.UU., publicó el programa de un plan quinquenal. En octubre de 1993, la Oficina de Gestión de la Energía del DOE, publicó el plan de puesta en marcha quinquenal. La asignación de fondos federales para las investigaciones sobre el hidrógeno en el año fiscal de 1995 han alcanzado el máximo y la legislación promovida por el director Sr. Walker, del Comité para la Ciencia (H. R. 655) autorizará incrementos aún mayores. Se ha establecido un panel interdisciplinario que coordinará los esfuerzos de investigación. A la luz de estas acciones este informe trata sobre tecnologías para la producción, distribución y uso del hidrógeno y trata tanto las políticas como las consecuencias ambientales y económicas del uso del hidrógeno, las cuestiones sobre seguridad y el estado de los programas federales de investigación y desarrollo.

Aunque es el elemento más abundante del universo, el hidrógeno solo está presente en la atmósfera en concentraciones inferiores a una parte por millón. La mayor parte del hidrógeno terrestre se encuentra ligado en compuestos químicos. El hidrógeno para su uso a escala masiva, debe ser extraído, por tanto, de alguna fuente como el agua, el carbón, el gas natural o la materia vegetal. No puede ser extraído de una mina o un pozo. Dado que se necesita consumir una energía considerable en el proceso de extracción, el hidrógeno debería ser considerado como un transmisor de energía, más que como una fuente de energía; la energía liberada cuando finalmente se usa, es apenas la energía invertida en su producción inicial (menos las pérdidas). Reconocer este hecho es de vital importancia. Cualquier análisis de cómo se usará el hidrógeno, debe también considerar como va a ser producido el hidrógeno.

Cada año se produce ya una importante cantidad de hidrógeno para usos industriales no energéticos. Sin embargo, su uso generalizado como combustible requeriría una considerable expansión del mercado actual. Aunque este informe analiza las tecnologías de la producción y la distribución que ahora se utilizan, muchas de las tecnologías que hoy existen no podrán ampliarse para cubrir las necesidades futuras, si el hidrógeno tuviese convertirse en un componente principal de la energía industrial. Por tanto, también se tratan varias tecnologías alternativas.

Producción

La producción de hidrógeno en los EE.UU. está en torno a los 8.500 millones de kilos por año. Si se usase como combustible, esta cantidad representaría aproximadamente 1,1 quads (cuatrillones de British Thermal Units (o BTU’s) de energía, aproximadamente el 1,3 % del consumo total anual de los EE.UU. La mayor parte, sin embargo, se usa en aplicaciones no energéticas, tales como la elaboración de productos químicos. Alrededor del 95 % del hidrógeno que se utiliza en los EE.UU. se genera mediante un proceso que se conoce como la transformación del vapor de metano. El segundo método más empleado es el de la extracción del hidrógeno de los gases residuales de otros procesos industriales. El tercero es la electrólisis. Esta sección trata de los diferentes procesos de producción que están en vigor o en investigación.

Transformación con vapor y metano.

El sistema de transformación con vapor es un proceso químico que extrae el hidrógeno de una mezcla de agua y un una base de hidrocarburo, generalmente un combustible fósil. La base más normal es el gas natural, que está constituido principalmente de metano. Cuando se combinan el vapor y el metano a alta presión y temperatura, una reacción química los convierte en hidrógeno y dióxido de carbono. El contenido energético del hidrógeno que se produce es, de hecho, mayor que el del gas natural que se consume y se requiere una cantidad considerable de energía para hacer funcionar el transformador, de forma que el rendimiento neto de conversión es típicamente de un 65 por ciento. El hidrógeno producido con este procedimiento puede costar unos 65 centavos de dólar por kilogramo.

Otras bases se pueden transformar con vapor, básicamente de la misma forma, después de un quemado parcial que los gasifica. Algunas alternativas exigen procedimientos adicionales, tales como la separación de azufre u otras impurezas. El carbón es una base de elección bastante habitual, aunque más en otros países que en los EE.UU. El gas ciudad, una mezcla que contiene hidrógeno que se produce a partir del carbón, en tiempos se utilizó para uso doméstico y otras aplicaciones caseras, tanto como hay se usa el gas natural. La utilización de biomasa, en lugar de combustibles fósiles se ha probado a pequeña escala y se espera se convierta en la opción con un coste más eficiente en plantas de gran capacidad, pero se necesitará avanzar más tecnológicamente antes de que pueda convertirse en una fuente importante de hidrógeno comercial. Si se incrementara la demanda de gas natural para las actividades de transformación con vapor y metano, los precios del mismo se incrementarían de forma notable. Cualquier escenario para el uso masivo de hidrógeno como combustible, tendrá que considerar el sistema de transformación con vapor y biomasa o vapor y carbón. Debido a su costo, el petróleo, el metanol y demás bases de este tipo, solo se usarían en circunstancias poco comunes para la producción masiva.

Limpieza y aprovechamiento de gases residuales

Después del sistema de transformación de vapor y metano, la siguiente fuente más usada en la actualidad es la limpieza de gases residuales de los procesos industriales. Muchas industrias desprenden altas concentraciones de hidrógeno en los desechos de las refinerías de petróleo, en las chimeneas de quemados de gases residuales y en algunas plantas químicas, por ejemplo. Aprovechar y purificar esos gases resulta a veces rentable, con costes que varían generalmente entre 80 centavos y 1,20 dólares por kilo. La mayor parte del hidrógeno que se obtiene de esta forma, se usa en la misma industria que los produce, de forma que aunque este aprovechamiento sea un capítulo importante de la producción actual, parece poco probable que pudiera incrementarse lo suficiente como para cubrir la demanda que resultase de una amplia utilización del hidrógeno como combustible.

Electrólisis

La electrólisis consiste en hacer pasar una corriente eléctrica a través del agua, para partir las moléculas del agua en sus elementos constitutivos: hidrógeno y oxígeno. Las pérdidas de energía durante este proceso son relativamente modestas: viene siendo normal obtener un rendimiento de un 65 por ciento. Y los dispositivos para la electrólisis más modernos pueden alcanzar un rendimiento entre el 80 y el 85 por ciento. La electrólisis ha levantado un considerable interés, incluso aunque representa solo un pequeño porcentaje de la producción actual de hidrógeno, porque es un proceso limpio y el agua es abundante. En la actualidad, está técnica se usa solamente en plantas relativamente pequeñas, a un coste de entre 2,40 y 3,60 dólares por kilogramo de hidrógeno producido. Este elevado coste parece limitar su uso a mercados puntuales a corto y medio plazo.

A largo plazo, ¿podría la electrólisis ser más competitiva? En la actualidad, la transformación de vapor y gas es mas de tres veces más eficiente que la electrólisis, si se usa una fuente fósil para generar electricidad. Esto es principalmente por los pasos para la producción de electricidad, por ejemplo, la planta de energía consume una gran cantidad de la misma. Las emisiones contaminantes son también menores en la transformación por vapor y gas, incluso aunque la electrólisis es limpia en sí misma. Puesto que las emisiones de las plantas de energía son importantes. Una producción por electrólisis a gran escala, rentable y ambientalmente sensata exigirá, por tanto, una fuente barata de electricidad de una fuente que no sean los hidrocarburos, tales como la nuclear, hidroeléctrica, eólica o solar directa. Con la excepción de la hidroeléctrica, que ofrece un suministro limitado, no se espera que ninguna de las demás fuentes vaya a ser barata en un futuro previsible. La disponibilidad de energía hidroeléctrica barata ha contribuido al gran interés canadiense en el hidrógeno como combustible. La utilización de energía solar se ha discutido extensamente y se ha llegado a acuñar el término “hidrógeno solar” (ver más abajo). La desfavorable posición económica de la electrólisis para la producción a gran escala es poco probable que cambie excepto posiblemente a muy largo plazo. Los electrolizadores a pequeña escala, al punto de usarlos al fin, o casi, para eludir los costes de distribución, puede parecer más prometedor, ya que la escala de la economía es muy diferente para la electrólisis y para otras técnicas. Por ejemplo, se ha sugerido que un pequeño electrolizador que sirva a una sola barriada o a una sola estación de llenado podría competir favorablemente con la corrección con vapor, ya que las ventajas de esta corrección con vapor sostiene grandes volúmenes de producción. (17) la electrólisis también puede jugar un papel en lograr la transición para aumentar el uso del hidrógeno.

Técnicas Experimentales

Se han estudiado otras formas de producir hidrógeno, incluyendo los fotoprocesos, los procesos termoquímicos y la radiólisis. Ninguna de estas técnicas se ha usado aún para producir hidrógeno fuera del laboratorio. (18)

Los fotoprocesos utilizan la energía y otras propiedades especiales de la luz (la luz solar común) para producir hidrógeno a partir tanto de la biomasa como del agua. Hay tres grandes categorías de fotoprocesos. Las técnicas fotobiológicas se basan en el ciclo de la fotosíntesis utilizado por las plantas, y por algunas bacterias y algas. La eficiencia de la producción del hidrógeno fotobiológico es de sólo de un 1 a un 5 por ciento, pero los investigadores esperan aumentarla hasta el 10 por ciento o más. Los procesos fotoquímicos imitan la fotosíntesis natural utilizando moléculas sintéticas para ello. Esta técnica tiene actualmente una eficiencia de sólo el 0.1%, pero en principio podrías ser aumentada mucho más. Las técnicas fotoelectroquímicas utilizan capas de material semiconductor separadas por agua. Cuando se exponen a la luz, las capas semiconductoras producen un voltaje eléctrico que divide el agua en hidrógeno y oxígeno. Los mejores prototipos ya demostrados en el laboratorio tiene una eficiencia de cerca el 13%, pero la eficiencia teorética máxima se cree que puede superar el 35%. Se estima que la eficiencia recogida entre el 10 y el 15% debe ser económica, pero tal estimación depende en gran medida de las proyección de coste del equipo. (19) Fíjense en que ya que todos estos procesos utilizan la luz como su fuente de energía primaria, sus eficiencias no deben utilizarse directamente en costes comparativos con los procesos que utilizan combustibles de hidrocarburos o electricidad. Los fotoprocesos son un componente importante en los actuales programas de investigación.

Los Procesos Termodinámicos utilizan el calor para separa el agua en hidrógeno y oxígeno. La versión conceptualmente más simple de esta técnica es la conversión térmica directa, esto es, calentar el agua a extremas temperaturas, quizás a unos 3.400 grados Kelvin o unos 5.661 grados Fahrenheit (3.127ºC). sin embrago, debido a las altas temperaturas requeridas, la conversión térmica directa e aún impracticable fuera del laboratorio. Las reacciones químicas se pueden emplear para reducir las temperaturas requeridas. Se han estudiado varias alternativas que a menudo implicaban complejos procesos con múltiples pasos. Las técnicas híbridas que incorporan la electrólisis en una o más de las reacciones han sido también investigadas. Actualmente, no está habiendo mucho trabajo sobre las técnicas termodinámicas.

La radiólisis es la separación de las moléculas del agua mediante colisiones con partículas de alta energía producidas en un reactor nuclear. Ya que los átomos del hidrógeno y del oxígeno producen una rápida recombinación para producir de nuevo agua, la radiólisis tendría probablemente sólo un 1 por ciento de eficiencia. La mayoría de los expertos está de acuerdo en que la radiólisis es menos prometedora que otras técnicas.

Hidrógeno Solar (20)

En su forma originaria y más simple, el escenario del hidrógeno solar prevé producir electricidad a partir del sol utilizando células fotovoltaicas (CF), haciendo la electrólisis del agua para producir hidrógeno, y sustituir con este hidrógeno al petróleo y a otros combustibles fósiles de uso general hoy día. El término se usa ahora a menudo de una forma más amplia, para incluir las fuentes de electricidad basadas en la electrólisis y otras fuentes renovables, tales como el viento. (21) A esta idea se le ha prestado una considerable atención debido mayormente a los beneficios medioambientales (ver más abajo) que conlleva la utilización del hidrógeno en vez de los combustibles fósiles. También hay dos barreras a los últimos éxitos del uso de la energía solar a gran escala: la electricidad solar no puede ser utilizada directamente para aplicaciones no eléctricas, tales como los motores de combustión, y que la electricidad es cara y difícil de almacenar.

Evaluar los costes en relación con la efectividad y el impacto medioambiental de este escenario requiere considerar el sistema energético más ampliamente. (22) Si se necesitase el hidrógeno, ¿es la energía solar la mejor fuente para ello? ¿O sería mejor utilizar la energía solar para producir electricidad para la red nacional de energía para reducir la necesidad de combustibles fósiles de las centrales de energía, obteniendo el hidrógeno de donde fuera, quizás de la reformación por vapor del gas natural? La respuesta a estas cuestiones depende de la eficiencia (tanto en términos económicos como energéticos) de cuatro procesos de conversión:

la producción del hidrógeno de la electricidad solar de células fotovoltaicas (CF) tiene la ventaja de que la electrólisis requiere una corriente continua de bajo voltaje (CC), que es justo la que proporcionan las CFs, mientras que la red de energía eléctrica trabaja con una corriente alterna (CA) de alto voltaje. Por otro lado, producir hidrógeno a partir de combustibles fósiles tiene la ventaja de que la transformación con vapor es más eficiente que incluso las más modernas centrales energéticas de combustión fósil. Estas cuestiones están siendo investigadas pero aún no han sido resueltas por completo. Son complicadas por el hecho de que las tecnologías para las CF, la electrólisis y las centrales energéticas avanzadas se desarrollan todas todavía en relación a los costes y la eficiencia.

¿Cuáles son las perspectivas para el hidrógeno solar? A corto y media plazo es probable que sólo sea práctico para sectores especialmente señalados en los mercados o posiblemente como una técnica de almacenamiento para la electricidad solar. A largo plazo, existen controversias aún en cuanto a las perspectivas, y dependen de la evolución futura no sólo de las CF y de las tecnologías de la electrólisis, pero también las tecnologías rivales para producir hidrógeno y electricidad a partir de los combustibles fósiles, de la biomasa, de la eólica y de la fusión y fisión nuclear, así como otras fuentes.

Distribución

La gran mayoría del hidrógeno que se produce hoy día se transporta sólo una corta distancia antes de su uso. La distribución a corta distancia se realiza mediante gasoductos, un método similar al usado con el gas natural. Actualmente, la distribución a larga distancia se realiza principalmente en forma líquida en grandes tanques. Ambas opciones representan ciertos cambios técnicos. Las técnicas para un gran almacenaje central también son importantes para la infraestructura de distribución. (Las técnicas de almacenaje a pequeña escala para uso final se discuten en la siguiente sección) Si se espera que el uso del petróleo del hidrógeno sea significativo, probablemente se hará más hincapié sobre ello en la parte del proceso que va del tanque al oleoducto.

La distribución como líquido

A presión atmosférica, el hidrógeno líquido (conocido como LH2) hierve/se evapora a 20 grados K (-423º F) (-252,7ºC), se realiza la licuefacción, se almacena y cambia la distribución. La licuefacción es también muy intensiva energéticamente hablando, no obstante se ven enormemente reducidas las necesidades de espacio en comparación con el hidrógeno en forma gaseosa que hace del uso del LH2 en algunos casos una atractiva opción.

El hidrógeno se convierte en líquido en un proceso complejo, con múltiples fases que incluye el uso de nitrógeno líquido y una secuencia de compresores. (23) Se requieren procedimientos especiales a lo largo de todo de todo el proceso para controlar las proporciones de los dos tipos de moléculas de hidrógeno, conocidas como ortho y para. (24) Si no se hace esto, el hidrógeno ortho en la distribución y en los tanques de almacenamiento se convertiría lenta, pero espontáneamente, en hidrógeno para en un período de días o semanas, liberándose suficiente calor para revaporizar la mayoría del líquido.

Hay cerca de 10.000 remesas de gran volumen de LH2 en EE.UU. al año, a cerca de 300 localidades; la NASA es, con diferencia, el mayor consumidor. (25) Se utilizan tres técnicas principales para su transporte: barcos, camiones y trenes. Todos estos vehículos cargan el hidrógeno en tanques aislados al vacío y presurizados que guardan decenas o cientos de miles de galones (de 3.500 a 70.000 kgs). Hasta 1988, todo el hidrógeno líquido fue producido nacionalmente sólo por dos compañías. Desde entonces dos exportadores canadienses han entrado en el mercado. (26)

Es probable que los costes de distribución en tanques sigan siendo más altos para el LH2 que para otros combustibles fósiles como la gasolina. También se requiere un equipo aislante especial para mantenerlo en forma líquida.

La distribución como gas (27)

En comparación con las cientos de miles de millas de redes o tuberías de gas natural que existen, el sistema de oleoductos para transportar el hidrógeno es muy pequeño, ascendiendo en total sólo a alrededor de 460 millas. (28) Air Products and Chemicals, Inc tenía dos oleoductos de hidrógeno gaseoso en EE.UU., uno cerca de Houston y el otro el Louisiana. Su longitud total era de aproximadamente 110 millas y transportaba una media de 190.000 kilogramos de hidrógeno al día a más de 20 clientes entre refinerías y centrales químicas. Air Products también explota un gasoducto de 30 millas que transporta 50.000 kilos al día en los Países Bajos. Praxair, Inc., explota gasoductos en Houston e Indiana de 160 millas y que envían cerca de 200.000 kilos al día a refinerías, centrales químicas y fábricas de acero. Otras líneas más cortas envían a clientes industriales individuales, situados en las inmediaciones. (30)

Si el uso de gasoductos para el hidrógeno se extendiera, habría que tener en consideración posibles problemas de quebramientos. Los gasoductos y las instalaciones podrían volverse quebradizas y agrietarse, ya que el hidrógeno se introduce en el metal del que están hechos. La gravedad de este problema depende del tipo de acero y de soldaduras utilizadas y de la presión en el gasoducto. Hay tecnología disponible para prevenir el quebramiento pero dependiendo de la configuración que se considere se pueden ver afectados los costes de distribución.

La capacidad de una configuración dada de un gasoducto para transportar energía es algo menor cuando transporta hidrógeno que cuando transporta gas natural. En un gasoducto de una presión y tamaño dados, el hidrógeno fluye cerca de tres veces más rápido, pero debido a que también contiene cerca de tres veces menos energía por pie cúbico, una cantidad de energía comparable a la que llega al gasoducto. Sin embargo, debido a que los compresores actúan sobre el volumen del gas, no sobre la energía que contiene, la capacidad de las estaciones de compresión (sobre una energía base) es cerca de tres veces menos con el hidrógeno. En un sistema de gasoductos optimizado para transportar hidrógeno, las dimensiones de los gasoductos y el tamaño y el espacio de los compresores deberían cambiarse para acomodarse a estos factores. Según todo lo dicho, los costes de transmisión pueden ser cerca de un 50% mayores que para el gas natural.

Algunos segmentos de los pequeños gasoductos para el hidrógeno mencionados arriba fueron originariamente diseñados para transportar gas natural ¿Podrían utilizarse las redes existentes de gas natural para transportar hidrógeno a gran escala, incluso aunque no estén optimizadas para hacer eso? Esta cuestión requiere un mayor estudio (ver “Legislación Reciente”, más abajo), pero probablemente cada segmento del gasoducto debería considerarse caso por caso. Determinados aceros y soldaduras serían compatibles, pero otros pueden estar sujetos al quebramiento, particularmente las soldaduras de los segmentos más viejos. A los compresores se les tendría que reinstalar en general nuevas válvulas y soldaduras. (31) Los estándares del seguridad del Departamento de Transporte son los mismos para los gasoductos de gas natural y del hidrógeno.

Almacenamiento a gran escala

Cualquier sistema de distribución del hidrógeno a gran escala debe tratar el problema del almacenamiento a gran escala, para proporcionar un punto intermedio entre las facilidades de producción y las fluctuaciones en la demanda. Las técnicas de almacenamiento eficiente a gran escala y con un bajo coste son el objetivo principal a alcanzar.

Uno puede almacenar el hidrógeno como una gas o como un líquido. La mayoría de las muchas opciones estudiadas para almacenar hidrógeno gaseoso son cuevas bajo tierra y formaciones de gas natural agotadas bajo el suelo. (32) Aunque el hidrógeno tiene una mayor tendencia a escaparse que la mayoría del resto de gases, (33) se ha mostrado que las fugas no suponen un problema para estas técnicas. Por ejemplo, el gas ciudad (una mezcla que contiene hidrógeno) ha sido almacenado con éxito en una cueva en Francia, y el helio, que tiene una mayor tendencia a escaparse incluso que el hidrógeno, ha sido almacenado en un campo agotado de gas natural cerca de Amarillo, Texas. Sin embargo, la energía consumida al introducir y extraer el gas de tales instalaciones de almacenamiento pueden ser significativa. Los tanques de almacenamiento a gran presión en la superficie pueden ser otra opción.

Se puede almacenar una cierta cantidad de gas mediante modestos cambios de presión en el sistema de distribución de los gasoductos. En el caso del gas natural, esta técnica se usa para ayudar a administrar las fluctuaciones transitorias de demanda, tales como los picos en la mañana y en la noche en la demanda residencial en las áreas urbanas. (34) Aunque la misma técnica puede tener éxito para el hidrógeno, su potencial está limitado, particularmente si el hidrógeno se produce a partir de fuentes intermitentes, tales como la solar y la eólica.

El almacenamiento en forma líquida utiliza tanques similares a aquellos utilizados para la distribución del hidrógeno líquido. El Centro Espacial Kennedy utiliza una esfera de 850.000 galones cerca de la plataforma de lanzamiento, y puede trasvasar combustible desde este tanque a la lanzadera espacial a más de 10.000 galones por minuto. (35) El almacenamiento en las plantas de licuefacción está en tanques esféricos aislados al vacío que usualmente contienen cerca de 400.000 galones. (36) La energía requerida para la licuefacción puede que no sea una obstáculo, si el hidrógeno se transporta como un líquido, o si la aplicación para su uso final requiere que el combustible esté en estado líquido.

Usos finales

La mayoría de las aplicaciones del hidrógeno en EE.UU. hoy día no suponen su uso como un combustible. El hidrógeno se utiliza principalmente como materia prima para la producción de amoníaco, en el refinado de productos derivados del petróleo y en la producción de metanol. También se utiliza en pequeñas cantidades para la producción de otros químicos, alimentos hidrogenados, en la fabricación de acero y vidrio y en la industria de la electrónica. En conjunto, la demanda del hidrógeno para estos usos, se espera que crezca, en el sector comercial, a corto plazo cerca de un 5 por ciento al año. (37) Estas aplicaciones alternativas a su uso como combustible, puede que ayuden a estimular el desarrollo de las tecnologías e infraestructuras relacionadas con el hidrógeno en general, pero no se tratarán en el resto del informe.

Hay dos formas distintas en las que el hidrógeno puede se puede usar como un combustible. (38) Una es la combustión, muy parecida a la del resto de los combustibles. Debido a que cada combustible se comporta de forma algo diferente, a veces es necesario rediseñar algo cuando se adapta un mecanismo para quemar hidrógeno. La segunda técnica es la célula de combustible. Una célula de combustible es un mecanismo para producir electricidad, similar a una batería pero que trabaja sobre el combustible suministrado externamente en vez de sobre sus propios componentes. Se han desarrollado varios tipos diferentes de células de combustible. (39) Todas ellas podrían ser alimentadas con hidrógeno, pero la mayoría están más dirigidas a la generación altamente eficiente de electricidad, a partir del gas natural y de otros hidrocarburos.

Transbordador espacial

El programa espacial es, con diferencia, la utilización más importante no experimental del hidrógeno como combustible. El transbordador espacial utiliza el hidrógeno de dos maneras principales: lo quema para la propulsión, y lo usa en las células de combustible para producir electricidad. De hecho, el mayor motivo para el desarrollo de células de combustible prácticas fue la necesidad de energía de a bordo para el programa Apolo. La lanzadera espacial despega con 100.000 kgs de LH2 en sus tanques de combustible, y utiliza una célula de combustible alcalina (65% de eficiencia) para sus necesidades de electricidad de a bordo. Estas aplicaciones tienen también beneficios secundarios: las células de combustible producen agua como un subproducto, y el LH2 puede usarse para refrigerar el resto del transbordador. (40)

Aviones

Se ha realizado un trabajo considerable sobre el uso del hidrógeno como combustible para aviones. Hay ciertas características especiales de esta aplicación parecen hacerla particularmente atractiva. La primera es el hidrógeno de alto contenido energético por su peso. El peso del combustible que debe cargarse es un importante factor para los aviones. Entre otras consecuencias, la reducción de peso debería permitir la reducción del tamaño, reduciendo no sólo el coste sino también probablemente el ruido del motor, que es un asunto conflictivo cerca de los aeropuertos. El uso del hidrógeno líquido (o medio derretido) debería permitir al combustible ser usado para enfriar las partes del motor y, especialmente, la propia estructura del avión, en aparatos supersónicos e hipersónicos,. La gran velocidad de propagación de la llama del hidrógeno también es una característica importante para los aviones hipersónicos. Una desventaja es que el relativamente bajo contenido energético por volumen del hidrógeno, es lo que conduce a tanques de combustible mayores (aunque más ligeros). El principal problema técnico a solucionar no está en el motor, sino en el manejo del combustible líquido criogénico.

El Avión Aero-Espacial Nacional (National Aero-Space Plane, o NASP, en inglés), que actualmente está siendo desarrollado por la NASA y por el Departamento de Defensa, será alimentado con hidrógeno. Los aviones van a almacenar el combustible a bordo de forma medio derretida, esto es, una parte líquida y una parte sólida. Aunque esto requiere temperaturas incluso más bajas que el almacenamiento líquido, reduce el volumen del necesario depósito de combustible, y además mejora la capacidad para utilizar el hidrógeno como un sumidero de energía. (43)

Coches, camiones, autobuses

Los coches, los camiones y los autobuses pueden quemar hidrógeno en un motor de combustión interna (MCI), similar a un motor convencional de gasolina, o pueden utilizar células de combustible para alimentar un motor eléctrico. La opción de la célula de combustible se considera generalmente preferible a largo plazo, porque aunque requiera más cambios para los diseños de los vehículos existentes, permite una considerable mayor eficiencia energética, y por tanto, una mayor autonomía para la misma cantidad de combustible. Las células de combustible permiten fabricar “vehículos de emisión cero” (VEZs), los cuales constituirán el 2% de los nuevos vehículos vendidos en California a comienzos de 1998.[1] (44) A corto plazo, se han construido y probado algunos prototipos de vehículos de MCI de hidrógeno. Otra opción es añadir una pequeña fracción de hidrógeno a otro combustible, como la gasolina y el gas natural.

Las emisiones contaminantes de los tubos de escape de los vehículos alimentados con hidrógeno son mínimas. Los MCI de hidrógeno emiten óxidos de nitrógeno (NOx), pero su tasa de emisiones puede ser menor que la de un vehículo similar alimentado con gasolina porque las características de ignición del hidrógeno son más fácilmente apropiadas para la técnica de quemado pobre (45) Las células de combustible de hidrógeno prácticamente no tienen emisiones de NOx. (46) los vehículos que mezclan el hidrógeno con otros combustibles pueden incluso tener beneficios medioambientales. Por ejemplo, un estudio estima que añadiendo un 5% de hidrógeno al gas natural (para hacer “hitano”) reduciría las emisiones de NOx de 6 a 8 veces más que transformando el 5 % del parque de vehículos para que funcionen con hidrógeno puro. (47) a esto se le ha denominado la “palanca medioambiental”.

La dificultad del almacenamiento en los depósitos es el primer obstáculo en los vehículos alimentados con hidrógeno. Debido a que es un gas, el hidrógeno a temperatura y presión ambientales ocupa cerca de 3.000 veces más espacio que una cantidad de energía equivalente de gasolina. (48) esto quiere decir obviamente que la compresión, la licuefacción o algunas otras técnicas son esenciales para un vehículo factible. Hasta ahora, los requisitos del almacenamiento tienden a limitar gravemente la autonomía. Se han estudiado varias técnicas para superar este problema. (49) los cuatro principales contendientes son el gas comprimido, el líquido criogénico, el metal-hidruro y la absorción de carbón. De estos, los dos primeros son más prometedores a corto plazo. Los de metal-hidruro también están relativamente maduros, pero para ser competitivos requieren más I+D. La absorción de carbón no es aún una técnica madura, pero es muy prometedora si se pueden satisfacer las metas de I+D. Se están estudiando otras técnicas, por todavía están “insuficientemente caracterizadas a nivel de sistemas para su evaluación”. (50) Es probable que las técnicas diferentes resulten más apropiadas para diferentes aplicaciones; por ejemplo, a los autobuses les afecta menos el tamaño que a los coches.

El almacenamiento del hidrógeno gaseoso comprimido está a temperatura ambiente en un depósito con una gran presión. Incluyendo el peso del depósito, el almacenamiento del gas comprimido contiene alrededor del 1 al 7% del hidrógeno pro el peso, dependiendo del tipo de depósito utilizado. (51) Los depósitos más fuertes y livianos que son capaces de contener más hidrógeno con un peso menor son más caros. Comprimir el gas del hidrógeno en la estación de llenado requiere alrededor del 20% de la energía que contiene el combustible. (52)

El almacenamiento de líquido o criogénico se encuentra a 20K (-486ºF) (-253ºC) en un depósito con un aislamiento muy pesado a presión atmosférica normal. Como líquido, el hidrógeno contiene casi tres veces más energía que gasolina del mismo peso y ocupa cerca de 2.7 veces más espacio que su contenido de energía equivalente. (53) Incluyendo el depósito y el aislamiento, el hidrógeno representa como mucho el 16% del peso. (54) Por otro lado, la licuefacción en la estación de llenado consume cerca del 40% de la energía que contiene el combustible. (55) Otra desventaja es el denominado el “problema de la inactividad”: a pesar del aislamiento, algo de calor pasa dentro del depósito, haciendo hervir finalmente al hidrógeno. Un sistema de “criopresión” almacena hidrógeno líquido en un contenedor a presión como los usados para almacenar el gas comprimido, evitando que el gas hierva. Esto facilita el estado de inactividad, pero aumenta el peso y el tamaño.

Los sistemas de metal-hidruro almacenan el hidrógeno en los espacios entre átomos de un metal granulado. Se pueden usar varios metales. Los sistemas de metal-hidruro son seguros y compactos, pero pueden ser pesados y caros. Las variedades que están ahora en desarrollo, pueden almacenar cerca del 7% del hidrógeno en peso. (56) A diferencia de las técnicas de gas comprimido u líquido criogénco, el metal-hidruro consume poca o ninguna energía de “sobrecarga” cuando se reposta. Sin embargo, consume energía cuando libera el combustible. Para variedades de bajas temperatura esta energía puede se libera como calor sobrante de las células de combustible y del motor. Para variedades de altas temperaturas, que tienden a ser menos expansivas, la mitad del consumo de energía del vehículo, como mucho, debe dirigirse a liberar el combustible del metal. (57)

La técnica de la absorción de carbón almacena el hidrógeno bajo presión sobre superficies de grafito superactivada altamente porosa. Los sistemas actuales almacenan como mucho el 4% del hidrógeno en peso. Los investigadores esperan incrementar esto hasta el 8%, incluso para la variedad de temperatura ambiental. (58) La absorción de carbón es muy similar al almacenamiento de gas comprimido excepto que el depósito de presión se llena con grafito; el grafito añade algo de peso pero permite almacenar más hidrógeno en un depósito del mismo tamaño y con mayor presión.

Las microesferas de vidrio son burbujas microscópicas de vidrio pequeñas y huecas cuyos diámetros varían desde las 25 a las 500 micras (de 1/1000 a 20/1000 pulgadas), y cuyo espesor es de alrededor de una micra. Se pueden utilizar en grandes capas para almacenar el hidrógeno a grandes presiones. Las microesferas contienen gas de hidrógeno a unas temperaturas que van desde los 200º a los 400º centrígrados. Las altas temperaturas hacen permeables a las paredes de vidrio, y permiten que el gas llene las esferas. Una vez que el vidrio se enfría a temperatura ambiente, el hidrógeno queda atrapado dentro de las esferas. Se puede liberar el hidrógeno según se necesite calentando las esferas. También se pueden comprimir las esferas para liberar el hidrógeno. Esta opción impide el reciclado de las esferas, pero es preferible en aquellas aplicaciones donde el peso es importante. (59)

La oxidación parcial del reactor de a bordo es un concepto propuesto para ayudar a provocar una transición de los automóviles convencionales a vehículos alimentados con células de combustible de hidrógeno. En primer lugar se podría hacer un cambio del motor de combustión interna a las células de combustible utilizando un hidrocarburo como combustible convencional, tal como la gasolina o el diesel asociados a un proceso de oxidación parcial interno y a un proceso de reacción para convertir al agua en gas. El proceso de oxidación parcial produce un 30% de gas hidrogenado directamente y un 20% de monóxido de carbono. Después, al monóxido de carbono se le hace reaccionar químicamente con vapor para producir hidrógeno y gas dióxido de carbono adicionales, los cuales son usados fácilmente por las células de combustible de hidrógeno. Este sistema de transición de fósil a hidrógeno se utiliza como un “puente” hasta que el I+D produzca un sistema de almacenamiento de hidrógeno avanzado que pueda ser comercializado, o un transporte apropiado para el hidrógeno. (60)

Otras técnicas están todavía en fases tempranas de desarrollo. Unas utilizan acero en polvo y agua. Esta reacción produce, a grandes temperaturas, óxido e hidrógeno. Otros métodos son similares a la opción del metal-hidruro, pero sustituyen ciertos hidrocarburos líquidos (también conocidos como “portadores líquidos reciclables” u otras sustancias químicas para el metal.

Aplicaciones

Aunque las aplicaciones de la quema del hidrógeno no han recibido tanta atención como otros tipos de aplicaciones, la mayoría de las que queman gas natural, pueden convertirse al hidrógeno fácilmente. Por ejemplo, una casa en Provo, Utah, ha utilizado hidrógeno para alimentar su horno, su calefacción, su cocina, su barbacoa, su chimenea y otros equipamientos desde hace varios años. (61) La principal modificación que es necesaria es el uso de quemadores especiales para reducir la temperatura de la llama y limitar la formación de NOx. Sin embrago, la simple quema del hidrógeno para producir calor de poca calidad, es habitualmente un uso ineficiente.

Plantas eléctricas

Las aplicaciones que se han sugerido para uso final del hidrógeno en el sector de las plantas eléctricas, incluyen el almacenamiento, las células de combustible usadas para producir energía y la transmisión de la energía a grandes distancias.

La idea de un almacenamiento de energía basado en el hidrógeno, es producir hidrógeno con un exceso de energía, presumiblemente con la electrólisis, para luego utilizar las células de combustible y convertirlo de nuevo en energía eléctrica cuando se necesite. Esto reduciría los gastos generados por la nivelación de la carga en las centrales energéticas convencionales. La mayoría de los analistas creen ahora que podría ser menos rentable que otras tecnologías de almacenamiento tales como las baterías, el aire comprimido, el bombeado inverso en presas, el almacenamiento magnético en superconductores, etc.

Debido a que el hidrógeno no es un combustible primario, pero puede ser producido a partir de otras fuentes de energía, generar energía con células de combustible de hidrógeno a una escala suficiente, es equivalente, en lo esencial, a utilizar el hidrógeno para almacenar energía. También se ha propuesto utilizar pequeñas células de combustible para generación dispersa, cerca de los lugares de demanda energética eléctrica.

El hidrógeno puede utilizarse para transmisión eléctrica, reemplazando a los cables de transmisión de larga distancia con un sistema de centrales de electrólisis, gasoductos para el hidrógeno y células de combustible. La electricidad en el origen, debería usarse para producir hidrógeno, el cual se llevaría por gasoducto al centro de demanda y se utilizaría para producir de nuevo electricidad. Algunos analistas esperan que este método sea más eficiente que el convencional tendido eléctrico para la transmisión a grandes distancias, entre los 1.000 y los 2.250 kilómetros. (62) Lo fundamental es que las pérdidas de gas en los gasoductos sean lo suficientemente bajas que las pérdidas resistivas en las líneas de alta tensión, que compensasen las pérdidas de energía en el proceso de conversión electricidad-hidrógeno-electricidad. Otras posibles ventajas de los gasoductos de hidrógeno pueden ser la posibilidad de mejorar el control y de dirigir el flujo de la energía.

Las preocupaciones del Congreso

Esta sección trata un número de cuestiones políticas sobre el hidrógeno que pueden ser de interés para el Congreso. Aquellas relativas al impacto del hidrógeno en todo el panorama energético nacional, tales como sus efectos sobre la economía, el medio ambiente, la seguridad energética, son relevantes a largo plazo. (63) Otras, tales como el actual programa de investigación y desarrollo federal, son más inmediatas. También se trata la cuestión de la seguridad, y se resume la reciente legislación relativa al hidrógeno.

Seguridad (64)

La percepción pública de la seguridad del hidrógeno está mancillada por las imágenes del desastre del Hindenburg, (65), pero el hidrógeno no es más peligroso, intrínsecamente, que muchos otros combustibles. Sus diferentes características requieren un equipamiento y unos procedimientos de seguridad diferentes, pero todos los combustibles son potencialmente peligrosos; si no se quemaran, muchos no podrían ser usados como combustibles. El hidrógeno se utiliza ya de forma segura y rutinaria en las industrias petroleras y químicas de todo el mundo. También se utiliza como combustible de forma rutinaria en los EE.UU. (como un componente del “gas ciudad”) bastante antes de que el gas natural estuviese disponible de forma generalizada. El gas ciudad se usa todavía en algunos países. Un estudio ha concluido que el hidrógeno ocupa un lugar intermedio entre el propano y el metano (gas natural) en cuanto a seguridad se refiere. (66)

Las propiedades físicas del hidrógeno hacen que sus características de seguridad sean bastante diferentes a aquellas de otros combustibles. Su baja densidad implica que tiende a crecer y a dispersarse y a fugarse en la atmósfera, en vez de formar un “charco” en el suelo. Esto aumenta la seguridad en las aplicaciones bien ventiladas. Su baja densidad también supone que una explosión de hidrógeno libera menos energía para un volumen dado que la explosión de otros combustibles, y en comparación con la gasolina o el gas natural, el hidrógeno requiere una concentración mucho menor en el aire para producir una explosión en vez de una simple llama. Por otro lado, la baja temperatura de ignición e inflamabilidad del hidrógeno sobre un amplio grado de concentraciones le hace tener un grado significativamente mayor de peligro por fuego, especialmente en espacios reducidos, como un garaje. Debido a que es transparente e inodoro, es mucho más probable que las fugas de hidrógeno no se detecten, que las de la gasolina o la de otros muchos combustibles. Incluso la llama del hidrógeno es invisible al arder.

Las técnicas para detectar escapes han sido y seguirán siendo algo prioritario para el I+D. Un planteamiento sencillo es añadir un olor como el que se añade al gas natural, o posiblemente un colorante, o ambos. (67) Sin embargo, cualquier aditivo puede quitar valor al carácter de limpieza inherente que tiene el hidrógeno puro, y los aditivos necesitarían ser elegidos con cuidando de evitar la destrucción de otras importantes características. Por ejemplo, los contaminantes pueden reducir la eficiencia y/o el tiempo de vida de las células de combustible.

Como con la mayoría de los combustibles, el peligro de fuego y explosión discutidos más arriba se encuentran entre las principales preocupaciones en materia de seguridad. En algunas situaciones, puede haber otros problemas de seguridad, por ejemplo en las aplicaciones que implican el almacenamiento del hidrógeno a gran presión o a temperaturas extremadamente bajas. Sin embargo, estos problemas pueden ser reducidos con el apropiado diseño del equipamiento y de los procedimientos de trabajo, y se acepta en general que son menos preocupantes que la combustibilidad del hidrógeno.

La economía

El hidrógeno es actualmente más caro que otros combustibles, así que es probable que juegue un mayor papel en la economía sólo a largo plazo, si los avances tecnológicos tienen éxito en bajar los costes. Los costes de varios métodos de producción han sido discutidos arriba. Hay que tener en cuenta que precios más altos de los combustibles fósiles, no suponen, necesariamente, que el hidrógeno vaya a ser más competitivo a corto plazo. Dado que los combustibles fósiles son actualmente la principal fuente de calor, la materia prima y el aporte de electricidad para las centrales de producción de hidrógeno, la subida de los precios del gas, el petróleo o el carbón haría que subiese también el precio del hidrógeno.

Dado que el hidrógeno puede producirse de muy diferentes modos y de muy variadas fuentes, es probable que la mayoría del comercio internacional del hidrógeno no sea de éste como combustible sino de su tecnología: componentes para las centrales, servicios de ingeniería, los principales métodos de construcción, etc. Estas áreas podrían presentar potenciales nuevos mercados de exportación.

El medio ambiente

El uso del hidrógeno como combustibles es muy limpio. El hidrógeno consumido en cada combustión o por cada célula de combustible sólo produce agua como producto final. Las altas temperaturas involucradas en la combustión pueden estimular la producción de algunos óxidos de nitrógeno (NOx) a partir del nitrógeno y del oxígeno del aire, pero este problema es también familiar a los otros combustibles y puede ser controlado. A diferencia de otros combustibles el hidrógeno no contiene otros elementos que produzcan contaminación, así que no tiene potencial para producir dióxido sulfúrico, monóxido de carbono, dióxido de carbono, elementos químicos orgánicos volátiles, etc.

Sin embargo, deben también analizarse las consecuencias medioambientales de la producción del hidrógeno. Como se mencionó arriba, la producción a partir de la materia prima para el reformado por vapor, conlleva mayores emisiones de dióxido de carbono que aquellas a partir del simple uso de la materia prima, por sí misma, como combustible. Los reformadores por vapor generan también impurezas de esa materia prima, tales como el sulfuro. La electrólisis es responsable de las emisiones que se produzcan en las centrales eléctricas que vayan a aportar la electricidad necesaria. La producción del hidrógeno a partir de biomasa recolectada sostenible, de la energía solar y de otras fuentes renovables puede reducir considerablemente la producción de emisiones, pero (como se ha descrito con anterioridad) estas técnicas no están completamente desarrolladas aún.

El Departamento de Energía ha examinado el ciclo completo de los efectos medioambientales de varios escenarios para la producción del hidrógeno y su uso. Se concluye que “pueden llegar a generarse cantidades importantes (de emisiones) cuando se produce el hidrógeno a partir de ciertas fuentes de energía”, (68) principalmente combustibles fósiles. Los detalles dependen del camino a partir de la producción hasta su uso final, aunque el análisis de estos posibles caminos sigue abierto.

Seguridad energética

A corto plazo, el hidrógeno tendrá poco o ningún impacto sobre la seguridad energética, es decir, sobre la dependencia de los Estados Unidos de las fuentes de energía extranjeras; el hidrógeno es una opción a largo plazo. Sin embargo, si se fuera a convertir eventualmente en un factor principal del panorama energético, se daría un efecto positivo significativo sobre la seguridad energética, particularmente debido a que hay muchas aplicaciones para sustituir al petróleo, tales como el suministro de coches y aviones. Como se mencionó anteriormente, el comercio internacional en una industria energética basada en el hidrógeno estaría probablemente más centrado en la tecnología que en el propio combustible. El hidrógeno puede ser producido utilizando una variedad de fuentes energéticas primarias más disponibles a nivel nacional. Esto podría reducir el dominio de las naciones ricas en recursos en el mercado energético internacional.

Investigación y desarrollo Federal (69)

Las actividades de la Investigación y Desarrollo (I+D) del hidrógeno de Departamento de Energía (DE, DOE por sus siglas en inglés) están coordinadas por la Oficina de Conservación y por la Oficina de Administración Energética de las Energías Renovables, las cuales presiden el Comité de Coordinación Energética del Hidrógeno. También están involucradas algunas otras oficinas del DE, como se muestra en la tabla de abajo. La mayoría del trabajo de I+D del hidrógeno del DE, se presenta al Laboratorio Nacional de Energías Renovables. El Panel Técnico Consultivo del Hidrógeno, recientemente creado, formado por expertos de la industria, de la academia y de otras organizaciones, aconseja al DE cómo llevar a cabo el programa. En el año fiscal de 1995, el presupuesto del DE para el I+D del hidrógeno fue de 10 millones de dólares. Otras investigaciones relativas al hidrógeno del DE se distribuyen entre una variedad de programas, y es difícil separar para ellos una cifra de gastos sobre el hidrógeno. Un desarrollo relativo al hidrógeno es la investigación de las células de combustibles a una escala razonable, en la Oficina de la Energía Fósil. Aunque la tecnología de las células de combustible podría ser crucial para el futuro del hidrógeno, este programa se centra principalmente en el uso del gas natural y del carbón, apareciendo el hidrógeno, sólo temporalmente, como un paso intermedio del proceso. La propia definición de “relativo al hidrógeno” es una forma de controversia permanente dentro de la comunidad profesional implicada con las tecnologías del hidrógeno.

Áreas de Investigación del DE relacionadas con el hidrógeno

Área tecnológica

Oficina de DOE

Acceso a las Oficinas

Producción
Biomasa reformada con vapor Gasificación de Biomasa Gasificación de carbón Fotoprocesos
Tratamiento de desechos municipales

Distribución
Almacenamiento masivo

Usos finales
Almacenamiento en vehículos Motores de combustión de vehículos
Células de combustible para vehículos
Células de combustible para plantas
Otros
Investigación fundamental

MA CE/OTT FE/OCT CE/OEM, ER/BES, MA CE/OIT

CE/OEM, MA

CE/OEM, MA CE/OTT CE/OTT FE/OCT

ER/BES

CE/OTT -- Office of Transportation Technologies

FE/OCT -- Office of Coal Technology

CE/OEM -- Office of Energy Management

ER/BES -- Office of Basic Energy Sciences

CE/OIT -- Office of Industrial Technology

MA -- additional under Matsunaga Act

Las investigaciones de la NASA sobre el uso del hidrógeno como combustible están dirigidas por las necesidades específicas de programas de importancia, como la lanzadera, el Avión Nacional Aero-Espacial y otros. La mayoría del trabajo sobre estos sistemas, es un desarrollo para una aplicación específica, pero parte de la tecnología deriva también para uso general, particularmente en las áreas de almacenamiento y distribución, detección de fugas y prácticas de seguridad. El presupuesto de la NASA para el I+D del hidrógeno, se reparte entre varios programas y es difícil de separar del trabajo de ingeniería general de los mismos. El Centro Espacial Kennedy, en Florida, suministra hidrógeno líquido al resto de usuarios Federales así como a la NASA. (70) El 31 de enero de 1995, funcionarios de la NASA dedicaron una nueva célula de combustible experimental, en la Base de la Fuerza Aérea Edwards, en California, para el desarrollo de un sistema de células de combustible regenerativas que transforman directamente el combustible de hidrógeno y el oxígeno en electricidad y agua. El agua producida es almacenada y entonces vuelve a regenerar en hidrógeno y oxígeno por medio de un electrolizador solar.

En el Departamento de Defensa, el presupuesto anual para la investigación de la producción y almacenamiento del hidrógeno se estima que es inferior a 1,5 millones de dólares, esta cantidad se distribuye entre varios centros de investigación, que están al mando tanto de la Marina como de las Fuerzas Aéreas.

El DE es un miembro del Acuerdo para la implementación del Hidrógeno de la Agencia Internacional de la Energía (AIE; IEA por sus siglas en inglés). La participación en los programas de la AIE sobre la Producción del Hidrógeno y para la Conversión, Almacenamiento y Seguridad del Hidrógeno se ha creado para supervisar los resultados de la investigación internacional y combinarlos con los esfuerzos de los EE.UU.

Legislación

La ley de 1990 Spark M. Matsunaga de Investigación, Desarrollo y Demostración del Hidrógeno (PL 101-566) exigía al DE preparar un plan de gestión de 5 años y un plan de puesta en marcha de 5 años para el I+D del hidrógeno. La Ley también obligaba al DE a dirigir un programa de I+D (en consonancia con el plan de gestión), con los proyectos de demostración y con un programa para transferir tecnología. Se establece el Panel Técnico Consultivo del Hidrógeno y se provee la coordinación y consulta entre agencias.

La sección 2026 de la Ley de la Política Energética de 1992 (PL 102-486) autoriza por cinco años el programa del DE de la I+D del hidrógeno. (71) Establece que el programa esté en concordancia con la Ley Matsunaga y que incluya trabajos sobre [1] producción renovable del hidrógeno, [2] transporte del hidrógeno por el sistema existente de gasoductos de gas natural, [3] el almacenamiento del hidrógeno para su uso en vehículos, [4] células de combustible alimentadas con hidrógeno para vehículos y [5] otros temas necesarios. El Centro de Tecnología de las Energías Oceánica y Renovables Matsunaga, establecido mediante la Sección 2119, incluye entre sus actividades de I+D la producción del hidrógeno a partir de energías renovables.

Durante la segunda sesión del 103 Congreso, el Programa para la Investigación Energética del Hidrógeno se introdujo como Título I de H.R. 4908, de la Ley de Investigación del Hidrógeno, Fusión, y Altas energías y Física Nuclear de 1994. (72) El proyecto autorizó 132 millones de dólares durante cuatro años. El objetivo principal era demostrar hacia el año 2000 la factibilidad de la utilización del hidrógeno en el transporte, la industria y en aplicaciones internas y de utilidad en una escala amplia. Especificaba que el DE debía dirigir al menos 12 proyectos de demostración técnica hacia el año 2000, asegurando nuevas fuentes de producción, almacenamiento, transporte, y usos para las células de combustible y otras aplicaciones. El proyecto pasó la Cámara de los Representantes, pero quedó olvidada en el Senado.

La Ley de 1995 sobre el Futuro del hidrógeno (H.R. 665) fue introducida por el Presidente Walker del Comité de la Casa de la Ciencia el 24 de enero de 1995. Inicialmente era casi idéntica a la H.R. 4908 del 103 Congreso. Fue leída en el comité de la Ciencia el 1 de febrero, el DE y algunos Miembros del Comité expresaron sus críticas por el énfasis que se daba, y los específicos que eran, los proyectos de pruebas en la ley. (73) a consecuencia de ello, el Presidente revisó la ley, centrándose más en las líneas básicas de la investigación y el desarrollo. El Presidente Walker introdujo una enmienda de un sustituto del comité del 10 de Febrero. Incorporadas las enmiendas aprobadas al margen, el Comité presentó (H.Rept. 104-95) una versión de la ley todavía más enmendada el 30 de marzo.

De acuerdo con el Presidente Walker, ahora hay una ley básica de investigación y desarrollo que también permite pruebas técnicas de procesos y teorías. Ello deja la tarea del desarrollo comercial al sector privado. La H.R. 655 requiere compartir el 20% de los gastos de los proyectos de I+D y un 50% de los proyectos de prueba. Se requiere un informe al Congreso de los progresos tras 18 meses. Se espera el consejo de la academia y del sector privado para asegurar que los beneficios económicos dl programa corresponden a los EE.UU. La ley autoriza 25 millones de dólares para el Año Fiscal 1996, 35 millones para 1997 y 40 millones para 1998. También para el período de 1996 a 1998, limitaría la autorización total del DE para las actividades de investigación y desarrollo para el suministro de energía a la cantidad estipulada para el Año Fiscal 1995.

Basados en el testimonio del DE y en el intercambio de opiniones del Comité en las vistas del 1 y del 10 de febrero el asunto principal restante presenta el límite de autorización que se establecería para el gasto de I+D para la energía del DE. Tal límite requeriría que cualquier incremento del programa del hidrógeno fuese sacado de otros programas de suministro de I+D para la energía del DE, como el I+D para la fusión de la energía, el I+D para la fisión nuclear, el I+D para las energías renovables o el I+D para las energías fósiles.

Apéndice: unidades de medida

Diferentes fuentes utilizan una variedad de formas de medidas de la producción, la distribución y el consumo del hidrógeno. Para ser coherente, este informe ha utilizado los kilogramos para el peso en todos sitios. Muchas de las figuras citadas en el texto se han convertido a las unidades de la fuente citada. Aquí se facilita una lista con los factores de conversión:

1 tonelada = 907 kg (short ton o tonelada corta)

1 tonelada = 1000 kg (metric tonne o tonelada métrica)

1 standard cubic foot (sef) (pie cúbico standard) = 0,00251 kg (1 cubic foot of hydrogen gas at atmospheric pressure and 60°F) (1 pie cúbico de gas hidrógeno a presión atmosférica y 20ºC)

1 normal cubic meter (Nm3) (1 metro cúbico de gas natural)= 0,0886 kg (1 cubic meter of hydrogen gas at atmospheric pressure and 20°C) (1 metro cúbico de gas hidrógeno a presión atmosférica y a 20ºC)

1 gallon (1 galón) = 0,268 kg (1 gallon of liquid hydrogen at 20K = -423°F)(1 galón de hidrógeno líquido a 20ºKelvin o –253ºC)

1 barrel of oil equivalent (boe) (1 barril equivalente de petróleo)= 42,8 kg (equivalent by energy content at 6.12 gigajoules (GJ) per barrel of oil) (Contenido energético equivalente a 6,12 Gigajulios por barril de petróleo)

1 ton of coal equivalent (tee)(1 Tonelada equivalente de carbón )= 205 kg (equivalent by energy content at 29.3 GJ per ton of coal) (Contenido energético equivalente a 29,3 Gigajulios por tonelada de carbon)

1 gallon of gasoline equivalent (1 galón de gasoline equivalente)= 0,923 kg (equivalent by energy content at 5.54 GJ per barrel of gasoline) (Contenido energético equivalente a 5,54 Gigajulios por barril de gasoline)

1 British thermal unit (Btu) = 0,00000738 kg (energy content, HHV basis)(Contenido energético en HHV)

1 kilo-Btu (kBtu) (1000 Btu) = 0,00738 kg

1 mega-Btu (MBtu) (1.000.000 Btu) = 7,38 kg

Notas

1. Julio Verne, La Isla Misteriosa (New York, Signet Classics, 1986) pág. 256

2. Departamento de Energía de los EE.UU., Plan para el Programa del hidrógeno: Año Fiscal 1993-Año Fiscal 1997 (Junio de 1992).

3. Otros términos utilizados comúnmente son sector de la energía y moneda energética

4. En este sentido, el hidrógeno es algo como la electricidad, pero también debe producirse de alguna otra fuente de energía.

5. R. B. Moore and D. Nahmias, Tecnologías y Mercados del Hidrógeno Gaseoso. ("Gaseous Hydrogen Markets and Technologies", in Proceedings. Transition Strategies to Hydrogen as an Energy Carrier—First Annual Meeting of the National. Hydrogen Association (Electric Power Research Institute: Palo Alto CA, March 1991), p. 11-12.)

6. Asociación Nacional del Hidrógeno, Una Estrategia de Desarrollo para un Hidrógeno Viable. Junio de 1990, pág. 3

7. Un hidrocarbono es un componente químico formado por átomos de hidrógeno y de carbono.

8. A. John Appleby, El Hidrógeno como un Vector Transportador de la Energía ("Hydrogen as a Transportation Energy Vector", First NHA Meeting, p. 7-6.)

9. Moore and Nahmias, Tecnologías y Mercados del Hidrógeno Gaseoso, págs. 11-17. Su estimación se basa sobre una central que producen 250.000 kg. diarios, con un coste de gas natural de dos dólares por Btu (unidad térmica británica). Ver el apéndice sobre las unidades de medida.

10. El gas ciudad se utiliza todavía en algunos sitios en Europa, Sudamérica o Asia, donde el gas natural no está disponible o es muy caro. (Joan Ogden and Joachim Nitsch, Hidrógeno Solar en Energías Renovables: Fuentes para Combustibles y Electricidad, "Solar Hydrogen", in Renewable Energy: Sources for Fuels and Electricity (Island Press, Washington DC, 1993), p. 936)

11. Eric D. Larson and Ryan E. Katofsky, Producción de Hidrógeno y Metanol mediante Gasificación de Biomasa, "Production of Hydrogen and Methanol via Biomass Gasification'', in Advances in Thermochemical Biomass Conversion (Elsevier, London, 1992).

12. Moore and Nahmias, Tecnologías y mercados del Hidrógeno Gaseoso, "Gaseous Hydrogen Markets and Technologies", p. 11-7. Estas cifras se basan en una central de 25.000 kg al día.

13. DE, Plan del Programa, p. C-3.

14. Alexander K. Stuart, Una perspectiva sobre la Electrólisis, "A Perspective on Electrolysis", First NHA Meeting, p. 13 4. Stuart afirma que las eficiencias pueden alcanzar un 90% con el tiempo. Sin embargo, las pérdidas en el equipamiento eléctrico auxiliar de los electrolizadores pueden reducir la eficiencia neta unos cuantos puntos porcentuales menos que estas afirmaciones. (Debbi L. Smith, Asociación Nacional del Hidrógeno, comunicación personal, 21 de enero de 1993).

15. Moore and Nahmias, Tecnologías y Mercados del Hidrógeno Gaseoso, "Gaseous Hydrogen Markets and Technologies", p. 11-7. estas figuras se basan sobre una central de 2.500 kg. al día, con un coste de la electricidad de 2 a 4 céntimos por kilovatio/hora. Stuart, Una Perspectiva Sobre la Electrólisis, estima un coste de sólo 1,34 dólares el kg. La última figura incorpora estimaciones sustancialmente más bajas de costes fijados y de capital, e incluye créditos de 70e/kg por escalas de bioproducto de oxígeno y aguas pesadas. Si la electrólisis se convierte en una fuente principal del hidrógeno, se espera que el valor de los bioproductos baje en cuanto el suministro deje de hacer oscilar la demanda.

16. DE, Plan del Programa, pág. 12. la desventaja conjunta de la eficiencia de la electrólisis, se debe, en primer lugar, a las grandes pérdidas de energía al convertir un combustible fósil en electricidad. Hay que tener en cuenta que la mayoría de la electricidad en EE.UU. se obtiene en realidad de los combustibles fósiles.

17. Joan Ogden, Centro para la Energía y Estudios Medioambientales de la Universidad de Princeton, comunicación personal de 21 de diciembre de 1992.

18. Excepto donde se señale, la principal fuente para esta sección es Producción del Hidrógeno mediante Fotoprocesos, de Stanley Bulk y Art Nozick, First NHA Meeting, sección 16.

19. Departamento de la energía de EE.UU. El Potencial de las energías Rovables: Un Libro Blanco de Interlaboratorio, Marzo de 1990 (SERI/TP-260-3674), p. I-4.

20. Ver, por ejemplo, Hidrógeno Solar: más allá de los Combustibles Fósiles de Joan M. Ogden y Robert H. Williams (World Resources Institute: Washington DC, October 1989) e Hidrógeno Solar de Ogden y Nitsh.

21. La principal fuente renovable no eléctrica del hidrógeno, la biomasa gasificada, se incluye también a veces, pero no se hará en este informe. Se ha discutido arriba en la discusión sobre la transformación por vapor.

22. Esta discusión no trata la cuestión, al margen de si el incremento del uso de la energía solar es probable y/o deseable.

23. Ver R. A. Beddome, Tecnología de Distribución y Fabricación de Hidrógeno Líquido, "Liquid Hydrogen Manufacturing and Distribution Technology", First NHA Meeting, section 12. Una técnica alternativa se discute en Refrigeración Magnética industrial para la Licuefacción del Hidrógeno de Stephen F. Kral et al ("Industrial Magnetic Refrigeration for Hydrogen Liquefaction", in A Blueprint for Hydrogen's Future (procedentes del tercer encuentro anual de la Asociación Nacional del Hidrógeno, 18 al 20 de marzo de 1992), p. 4-2S4-33.)

24. Ambas formas consisten en un par de átomos de hidrógeno. La diferencia está en el alineamiento de las “órbitas” de los electrones con respecto a los dos átomos.

25. Addison Bain, Infraestructura del Hidrógeno-EE.UU., "Hydrogen Infrastructure—USA", documento presentado en el encuentro de 1991 de la Society of Automotive Engineers Aerospace Atlantic, Dayton OH, April 2S, 1991, p. 4.

26. Barbara Heydorn, -mercados e Industria del Hidrógeno, "Hydrogen Industry and Markets", First NHA Meeting, p. 21-6.

27. Excepto donde esté señalado, las fuentes que se utilizan, en esta discusión son Ogden and Nitseh, pp. 934-5; David Nahmias, Air Products and Chemicals, personal communications February 22, 1993; and Renny Norman, Gas Research Institute, personal communication, February 24, 1993.

28. Robert L. Mauro, Valoración de la Tecnología del Hidrógeno, "Hydrogen Technology Assessment", en Aplicaciones del Hidrógeno para un Futuro Energético Sostenible (procedente del segundo encuentro anual de la Asociación Nacional del Hidrógeno, 13 al 15 de marzo, 1991), p. 3-3. En el original: 750 kilómetros.

29. Moore and Nahmias, Tecnologías y Mercados del Hidrógeno Gaseoso, "Gaseous Hydrogen Markets and Technologies", p. 11-13

30. Debbi Smith, Asociación Nacional del Hidrógeno, comunicación personal, 21 de enero de 1993.

31. Esto se aplica a los compresores correspondientes. Los compresores centrífugos no trabajarían con el hidrógeno en absoluto y tendrían que ser reemplazados por completo. Los tipos Roth son comunes en los sistemas de tuberías del gas natural.

32. Ver Christopher F. Blazedket, Almacenamiento bajo tierra y Transmisión del Hidrógeno, a Underground storage and Transmission of Hydrogen", Third NHA Meeting, p. 4-203-4-221.

33. Las moléculas del hidrógeno son más pequeñas que la mayoría de las otras moléculas, así que tienden a pasar más fácilmente a través de los diminutos poros del material que los contenga. Por ejemplo, un globo lleno de hidrógeno se agita más rápido que otro lleno con aire normal.

34. Renny Norman, Instituto de Investigación para el Gas, comunicación personal, 24 de febrero de 1993.

35. Addison Pain, “Programa de Lanzamiento Espacial”, Primer Encuentro de la ANH, pág 4-2.

36. Beddome, Tecnología de Distribución y Fabricación del Hidrógeno Líquido, pág 12-2.

37. Bain, Infraestructura del Hidrógeno-USAGE, pág 4.

38. El hidrógeno puede ser también un combustible para sistemas de energía por fusión. Debido a que es un proceso nuclear en vez de químico, este informe no tendrá en consideración la fusión.

39. Ver, por ejemplo, John H. Hirschenhofer, Últimos Progresos en Células de combustible, Latest Progress in Fuel Cell Technology" IEEE AES Systems Magazine, November 1992, p. 18.

40. Bain, “Programa de Lanzamiento Espacial”, pág 4-2.

41. Ver, por ejemplo, G. Daniel Brewers, Tecnología de Hidrógeno para Aviones, Hydrogen Aircraft Technology (CRC Press, Coca Raton FL, 1991).

42. El término “hipersónico” se refiere normalmente a volar a Mach 6 o más rápido. Las propiedades congelantes del hidrógeno y otras características hacen de él el único combustible factible para velocidades superiores a Mach 5, (Brewer, Hydrogen Aircraft Technology, p. 10)

43. Para más información, ver John P. Thomas, Jr., KNAPP e Industria del Hidrógeno en EE.UU., Third NHA Meeting, p. 2-19-2-26.

44. Para más detalles, ver Regulación para Vehículos de Baja Emisión y Combustibles Limpios de la Comisión de Recursos Aéreos de California, septiembre de 1990.

45. Ingersoll, Sistemas de Almacenamiento de Energía, pág 445.

46. A grandes temperaturas, se forma NOx a partir del nitrógeno y el oxígeno en el aire, sin tener en cuenta el combustible. Sin embargo, las células de combustible, particularmente aquellas que probablemente se usen en los vehículos, trabajan a unas temperaturas mucho menores que un motor de combustión.

47. DE, Plan del Programa, pág 13. Para más información sobre el hithano ver S. Foute et al., tithe Denver Hythane Project -- Update", Third NHA Meeting, p. 5-21-5-33.

48. Ingersoll, Sistemas de Almacenamiento de Energía, pág 344.

49. Para más detalles ver David H. Swan, Visión de Conjunto de las Opciones del Almacenamiento del Hidrógeno, Overview of Hydrogen storage Options, Third NHA Meeting, pp. 4-35-4-42; y el Departamento de la Energía de EE.UU., Oficina de Sistemas de Propulsión, Estudio sobre la Viabilidad del Almacenamiento del Hidrógeno a bordo para Células de Combustible, "Feasibility Study of Onboard Hydrogen Storage for Fuel Cell Vehicles", enero de 1993.

50. DE, “estudio de Viabilidad”, pág 5.

51. Appleby, “El Hidrógeno como un vector Transportador de Energía” pág 73; DE, “Estudio de Viabilidad”, pág 13.

52. Idem, pág 10.

53. Appleby, “El Hidrógeno como un vector Transportador de Energía” pág 74.

54. DE, “Estudio de Viabilidad”, pág 13.

55. Idem, pág 10.

56. P J. Skerrett, Sólidos Progresos en el Almacenamiento del Hidrógeno, "Solid Progress in Hydrogen Storage", Technology Review February/March 993 p. 15.

57. DE, “Estudio de Viabilidad”, pág 22.

58. Idem, pág 26.

59. Comunicación personal del Dr. Glenn Rambach, Laboratorio Nacional Lawrence Livermore, 25 enero de1995.

60. Congreso de EE.UU. Cámara. H.R. 665, la Ley del Futuro del Hidrógeno de 1995, 104 congreso, Primera sesión, 1 de febrero de 1995. Testimonio del Dr. Robert Williams, p. 81 y 93.

61. Ingersoll, Sistemas de Almacenamiento de Energía, pág 344.

62. Idem.

63. Algunos analistas creen que el uso de algunas mezclas del hidrógeno tales como el hitano, en vez de hidrógeno puro, puede ser una proposición a corto plazo.

64. Las regulaciones aplicables y los estándares industriales están resumidos en La Seguridad del diseño del Sistema del Hidrógeno de Daniel Lynch, segundo encuentro de la ANH, pág 213.

65. Debido a que el hidrógeno arde con una llama invisible, las llamas que se ven en las fotografías son aquellas de la quema de los combustibles diesel de los motores. El hidrógeno usado para la flotación (p.e. de dirigibles, n. del t.) arde también, pero de forma invisible. De hecho, “debido a que el hidrógeno se disipa rápidamente, la catástrofe de Hindenburg no fue consecuencia de la quema de hidrógeno” (Asociación Nacional del Hidrógeno, Seguridad en el Manejo del Hidrógeno).

66. Michael Swain, " Seguridad del Hidrógeno", First NHA Meeting, p. 10-1.

67. El término iluminante se utiliza a veces en vez de colorante.

68. DE, Plan del Programa, pág 16

69. Excepto donde se señale, esta sección está basada en el Plan del Programa del DE, págs. 29 a 33 y 40 a 43.

70. La mayoría de este párrafo se basa en la comunicación personal de Addison L. Bain, Director de los Programas del Hidrógeno de la NASA, 1 de mayo de 1992.

71. La Ley de la Investigación y Desarrollo de la Energía Renovable del Hidrógeno de 1991 (S.1269 del 102 congreso, por el Senador Harkin) incluía previsiones similares a las de la sección 2026 de PL 102-486, pero era considerablemente más detallada. También había establecido un programa de I+D del hidrógeno para empresas conjuntas.

72. La H.R. 4098 (Lloyd) se introdujo en la segunda sesión del 103 congreso. El 14 de julio de 1994, el Subcomité de la Energía del Comité de la Cámara de la Ciencia tuvo una vista sobre la H.R. 4098, Visión del Programa de I+D del Hidrógeno del DE, [ nº154]. El 21 de julio de 1994, el Subcomité tuvo una audiencia especial sobre la Ley de Autorización para la Investigación del Hidrógeno y la Fusión de 1994 [nº156].

73. Congreso de los EE.UU. Cámara. Comité de la Ciencia. H.R. 655—Ley sobre el Futuro del Hidrógeno, 1995. Hearing, 104 congreso, primera sesión, 1 de febrero de 1995, pág 147 [nº2].

[1] Está claro que el objetivo enunciado en el informe de 1995, no se había cumplido en absoluto en 1998, pese a tener California las leyes más estrictas del mundo en materia de anticontaminación y de presumir del objetivo de poner un porcentaje de coches avanzados de niveles de emisión bajos antes que ningún otro Estado o país.