Evaluación del potencial en España de producción de hidrógeno dorado

Abstract

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EN ESPAÑA DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DORADO Autor: López Otero, Valeria Director: Linares Hurtado, José Ignacio RESUMEN DEL PROYECTO 1. Introducción Dada la importancia del hidrógeno como alternativa energética, y su relevancia en el marco del desarrollo industrial en el futuro, este TFM presenta brevemente las distintas alternativas de producción, para centrarse en el hidrógeno dorado, y hacer un estudio de su viabilidad económica. El hidrógeno bajo en emisiones de CO2 va a tener un papel importante en el proceso de descarbonización de la economía. En la actualidad se produce mundialmente alrededor de 70 Mt/año de hidrógeno no verde, siendo su demanda principalmente para refinería y productos químicos. • La electrolisis es la alternativa de producción verde planteada habitualmente, pero hoy en día su precio es excesivamente elevado. Las variables que más afectan al coste son: las inversiones en el electrolizador y los generadores renovables (eólica o fotovoltaica) y el coste del mercado eléctrico (4 - 6 €/kgH2). • La técnica de producción más utilizada es a partir de gas natural. Se le somete a un proceso de reformado, tiene un coste menor. El inconveniente que presenta son las emisiones de dióxido de carbono procedentes del metano (0,5 – 1 €/kgH2). • Este proyecto considera una forma alternativa para producción, neutra en carbono e incluso con emisiones negativas denominado hidrógeno dorado. Este biometano se obtiene a partir de Biogás procedente de 3 alternativas: desgasificación de vertederos, la fracción orgánica de los residuos sólidos urbano o lodos de depuradora. Este proyecto se centra en las FORSU dado que tienen la producción mayor. El objetivo del proyecto es evaluar su potencial, rango de costes, comparándolo con el electrolítico, con el fin de buscar complementariedades y la capacidad de las emisiones negativas generadas si se captura el CO2 para compensar emisiones no evitables. 2. Definición del proyecto Es que el hidrógeno no se encuentra libre en la naturaleza, pese a ser la molécula más abundante. Por tanto, vamos a tener que producirlo a partir de materias primas. Es un gas excesivamente ligero: Esta es la causa de los problemas logísticos. No es una fuente energética, es un vector o portador de energía. • Digestión Anaerobia Es un Proceso de descomposición biológica de materia orgánica en ausencia de oxígeno. La hoja de ruta del biogás se centra en este método por encontrarse en un nivel de madurez tecnológica más avanzado que otros procesos de producción de biogás.

La digestión anaeróbica es un proceso biotecnológico. En el que los microorganismos descomponen la materia orgánica, generando dos productos el digestato y el biogás. • Upgrading El biogás es una fuente de energía renovable, y puede mejorarse para tener más usos y unas mejores características. El proceso de upgrading se basa en diferentes técnicas de absorción, lo que normalmente se hace en primer lugar es separar el CO2, y posteriormente el resto de los compuestos. El biometano resultante tiene unas características muy parecidas al gas natural, por lo que sus usos son muy similares. • Reformado con vapor de agua Proceso más habitual y económico. Pueden ser aplicados a una gran cantidad de hidrocarburos y alcoholes (aunque el más utilizado es el gas natural). Este proceso consta de 3 fases: reformado, unidad de desplazamiento de CO, condensadores y PSA. El rendimiento del proceso se sitúa aproximadamente en el 80%. • Captura CO2 La adición de la captura de CO2 aumenta el coste nivelado del hidrógeno de la planta entre un 18% y un 79%. Además, la incorporación de la captura de CO2 aumenta el consumo de gas natural. Hay tres posibles ubicaciones donde se podría capturar CO2 dentro de la planta de hidrógeno: del gas de síntesis desplazado, del gas de cola de adsorción por oscilación de presión (PSA)o del gas de combustión del SMR En el gas de combustión del SMR produce la tasa de captura más alta, por lo que esta opción se considerará en este trabajo. 3. Contexto Regulatorio El sistema español desarrollará su transición centrándose en la descarbonización, destacando la importancia del hidrógeno bajo en emisiones de CO2 como vector energético con un gran potencial. Con el fin de fomentar el desarrollo de esta tecnología: • La Comisión Europea aprobó la Estrategia Europea del Hidrogeno • El Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico del Gobierno de España publicó el La Hoja de Ruta del Hidrogeno y la Hoja de Ruta del Biogás. • Sistema de garantías de origen para los gases renovables

3. Resultados • Producción Figura 1. Calculo del potencial de producción de hidrógeno dorado en España El consumo de hidrógeno en España se sitúa en torno a las 500.000 t/año utilizado como materia prima principalmente en refinerías. A partir de los RSU en España en un año mediante SMR con captura de carbono en los gases de combustión el potencial de producción se eleva a 180.404 toneladas/año, es decir, más del 30% del consumo actual de hidrógeno. La Visión 2030 en España prevé una capacidad instalada de electrolizadores de 4 GW. Si estas 180.404 toneladas de hidrógeno dorado fuera producida por electrolizadores, que operan 5.800 h/año, sumarían 1,8 GW lo que representa el 45% de la capacidad prevista. Como la captura de CO2 es el elemento clave es necesario tener en cuenta su almacenamiento. Con tan solo 500 Mt de capacidad de almacenamiento (caso mas desfavorable de futuro) el recurso de almacenamiento será suficiente durante 320 años. Por lo tanto el almacenamiento no debería de suponer un problema de capacidad. • Coste nivelado del hidrógeno, LCOH Figura 2. Coste nivelado del hidrógeno dorado en función del número de habitantes

A medida que aumenta la población que suministra los RSU, aumenta la producción anual de hidrógeno y se reduce el coste del hidrogeno (con y sin créditos por inversiones negativas de carbono). Se trata de una economía de escala. Se alcanza un coste razonable para más de 300.000 habitantes lo que supone producciones superiores a 1.160 t/año equivalentes a un electrolizador mayor de 11,6 MW (5.800 horas al año). Figura 3. El desglose del coste nivelado para 500.000 habitantes El coste bruto, antes de los ingresos por el impuesto sobre el carbono, es de 3,45 €/kg, que se reduce a 1,81 €/kg cuando se consideran los ingresos correspondientes a 80 €/tonelada de CO2 (1,64 €/kg de H2). La mayor parte del LCOH bruto corresponde al combustible. El modelo de costes considerado en este trabajo se basa en la producción in situ, es decir, la instalación de SMR está cerca donde la fracción orgánica de los RSU se convierte en biometano. Sin embargo, son posibles otros modelos de negocio, basados en certificados de garantía de origen. Así, se puede firmar un contrato PPA con un conjunto de productores de biometano e instalar la instalación SMR en una ubicación conveniente de la red de gas natural cerca de un almacenamiento geológico de CO2 o de un consumidor industrial. Este podría ser un modelo exitoso para extrapolar esta tecnología a otras materias primas con menores producciones absolutas de biometano, o a pequeñas ciudades, permitiendo contabilizar la suma de sus RSU de forma virtual. • Caso I: Descarbonizar los autobuses públicos urbanos Si el hidrógeno producido por un municipio puede utilizarse localmente, se reducirían los costes de transporte y distribución. Así, se ha evaluado el uso del hidrógeno procedente de los RSU en los autobuses urbanos públicos de la ciudad de Madrid. Suponiendo que todos los autobuses estén propulsados por pila de combustible sería suficiente para satisfacer el consumo de los autobuses.

Estas emisiones de un solo autobús permitirían compensar las emisiones de hasta 11coches según el Límite actual establecido por la UE. • Caso II: Mezcla de hidrógeno Aunque la conversión más eficiente del hidrógeno tiene lugar en una pila de combustible, muchas aplicaciones prestan ahora atención a su uso como mero combustible en sustitución de los actuales combustibles fósiles en hornos y otros equipos de combustión. Figura 4. Reducción de las emisiones de CO2 en los procesos de combustión con mezclas de hidrógeno Figura 5. Emisiones de CO2 en procesos de combustión de mezclas de hidrógeno. Esta sustitución requiere un desarrollo técnico, porque la combustión con hidrógeno difiere de la realizada con gas natural. Por ello, a corto plazo está previsto que el uso del hidrógeno en aplicaciones de combustión se realice mediante su mezcla con los combustibles tradicionales, hasta un 50%. El poder calorífico inferior del hidrógeno comparado con el del metano dificulta que se alcancen altos porcentajes de reducción de emisiones de CO2. Las cifras anteriores desaconsejan el uso de la mezcla de hidrógeno verde como tecnología de descarbonización.

El hidrógeno dorado con una cuota superior al 71,8% produce una liberación de emisiones negativas que puede utilizarse para compensar las emisiones inevitables de otros sectores. Se alcanza un valor máximo de 260 g CO2/kWh-LHV de emisiones negativas si se pudiera quemar hidrógeno dorado puro, como se espera que ocurra a medio plazo. 4. Conclusiones El hidrógeno dorado se ha revelado como una alternativa al hidrógeno verde procedente de la electrólisis, siendo competitivo cuando se comparan ambos y con el beneficio extra de suministrar recursos compensadores de CO2, • La electrólisis abre oportunidades para el almacenamiento de electricidad a largo plazo, haciendo posible el aumento de la cuota de energías renovables en el mix eléctrico. • El hidrógeno dorado fomenta la economía circular y proporciona una ayuda extra para compensar las emisiones inevitables. Ambas tecnologías deberían complementarse para avanzar en la transición hacia una economía descarbonizada.ASSESSMENT OF THE POTENTIAL FOR THE PRODUCTION OF GOLDEN HYDROGEN IN SPAIN Author: López Otero, Valeria Supervisor: Linares Hurtado, José Ignacio ABSTRACT 1. Introduction Given the importance of hydrogen as an energy alternative, and its relevance in the framework of future industrial development, this TFM briefly presents the different production alternatives, to focus on golden hydrogen, and to make a study of its economic viability. Low-CO2 hydrogen will play an important role in the process of decarbonisation of the economy. Currently, around 70 Mt/year of non-green hydrogen is produced worldwide, with demand being mainly for refinery and chemical products. • Electrolysis is the most commonly proposed green production alternative, but its price is currently too high. The variables that most affect the cost are: investments in the electrolyser and renewable generators (wind or photovoltaic) and the cost of the electricity market (4 - 6 €/kgH2). • The most commonly used production technique is from natural gas. It undergoes a reforming process and costs less. The disadvantage is the carbon dioxide emissions from methane (0.5 - 1 €/kgH2). • This project considers an alternative, carbon-neutral and even emission-negative form of production called golden hydrogen. This biomethane is obtained from biogas from 3 alternatives: landfill degassing, the organic fraction of municipal solid waste or sewage sludge. This project focuses on FORSU as it has the highest production. The aim of the project is to evaluate its potential, cost range, comparing it with electrolytic, in order to look for complementarities and the capacity of the negative emissions generated if CO2 is captured to compensate non-avoidable emissions. 2. Project definition Hydrogen is not found free in nature, despite being the most abundant molecule. We will therefore have to produce it from raw materials. It is an excessively light gas: this is the cause of the logistical problems. It is not an energy source, it is an energy vector or carrier. • Anaerobic digestion A process of biological decomposition of organic matter in the absence of oxygen. The biogas roadmap focuses on this method as it is at a more advanced level of technological maturity than other biogas production processes. Anaerobic digestion is a biotechnological process. In which microorganisms break down organic matter, generating two products, digestate and biogas. • Upgrading Biogas is a renewable energy source, and can be upgraded to have more uses and better characteristics. The upgrading process is based on different absorption techniques, usually by first separating the CO2, and then the rest of the compounds. The resulting biomethane has very similar characteristics to natural gas, so its uses are very similar. • Steam reforming The most common and economical process. It can be applied to a large number of hydrocarbons and alcohols (although the most widely used is natural gas). This process consists of 3 stages: reforming, CO displacement unit, condensers and PSA. The efficiency of the process is approximately 80%. • CO2 capture The addition of CO2 capture increases the plant's levelised cost of hydrogen by 18% to 79%. In addition, the addition of CO2 capture increases natural gas consumption. There are three possible locations where CO2 could be captured within the hydrogen plant: from the displaced synthesis gas, from the pressure swing adsorption (PSA) tail gas or from the SMR flue gas. In the SMR flue gas produces the highest capture rate, so this option will be considered in this work. 3. Results • Production Figura 6. Calculation of the potential for golden hydrogen production in Spain Hydrogen consumption in Spain is around 500,000 t/year, mainly used as a raw material in refineries. From MSW in Spain in one year, using SMR with carbon capture in the flue gas, the production potential is using SMR with carbon capture in the flue gases, the production potential rises to 180,404 tonnes/year, i.e. more than 30% of current hydrogen consumption. Vision 2030 in Spain foresees an installed capacity of electrolysers of 4 GW. If these 180,404 tonnes of golden hydrogen were produced by electrolysers, which operate 5,800 h/year, they would add up to 1.8 GW, representing 45% of the planned capacity. As CO2 capture is the key element, CO2 storage needs to be taken into account. With only 500 Mt of storage capacity (worst case scenario) the storage resource will be sufficient for 320 years. Therefore storage should not be a capacity problem. • Case I: Decarbonising urban public buses If the hydrogen produced by a municipality can be used locally, transport and distribution costs would be reduced. Thus, the use of hydrogen from MSW in public urban buses in the city of Madrid has been evaluated. Assuming that all buses are powered by fuel cells, this would be sufficient to meet the consumption of the buses. These emissions from a single bus would offset the emissions of up to 11 cars under the current EU limit.

• Case II: Hydrogen blending Although the most efficient conversion of hydrogen takes place in a fuel cell, many applications are now turning their attention to its use as a pure fuel to replace existing fossil fuels in furnaces and other combustion equipment. Figura 7. Reduction of CO2 emissions in combustion processes with hydrogen mixtures Figura 8. CO2 emissions in combustion processes of hydrogen mixtures. This substitution requires technical development, because combustion with hydrogen differs from combustion with natural gas. Therefore, in the short term, hydrogen is expected to be used in combustion applications by blending with traditional fuels up to 50%. The lower calorific value of hydrogen compared to methane makes it difficult to achieve high CO2 emission reduction percentages. The above figures discourage the use of green hydrogen blending as a decarbonisation technology. Golden hydrogen with a share of more than 71.8% produces a negative emission release that can be used to offset unavoidable emissions from other sectors. A maximum value of 260 g CO2/kWh-LHV of negative emissions is reached if pure golden hydrogen could be burned, as is expected to be the case in the medium term.

4. Conclusions Golden hydrogen has emerged as an alternative to green hydrogen from electrolysis, being competitive when comparing the two and with the extra benefit of providing CO2 offsetting resources, • Electrolysis opens up opportunities for long-term electricity storage, making it possible to increase the share of renewables in the electricity mix. • Golden hydrogen fosters the circular economy and provides extra help to offset unavoidable emissions. Both technologies should complement each other to advance the transition to a decarbonised economy.