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34 Oilfield Review
El hidrógeno: ¿Un futuro portador energético?
Kamel BennaceurGatwick, Inglaterra
Brian ClarkSugar Land, Texas, EUA
Franklin M. Orr, Jr.Proyecto Clima Global y Energía (GCEP)Universidad de Stanford Stanford, California, EUA
T. S. RamakrishnanRidgefield, Connecticut, EUA
Claude RouletHouston, Texas
Ellen StoutAir LiquideHouston, Texas
Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a Chris de Koning, Shell Hydrogen BV, Amsterdam, Países Bajos; Chris Edwards y Maxine Lym,GCEP, Stanford, California.ECLIPSE 300 es una marca de Schlumberger. Roller Pac esuna marca de Axane.
Para muchos, el hidrógeno es el combustible limpio del futuro porque su único
subproducto es el agua. Para que el hidrógeno se convierta en una parte importante
de la economía energética, se deben enfrentar diversas cuestiones tecnológicas
fundamentales. Los gobiernos, las instituciones dedicadas a la investigación y los
negocios, incluyendo la industria del petróleo y el gas, deben desempeñar roles
importantes para la resolución de los problemas relacionados con la producción,
transporte, almacenamiento y distribución del hidrógeno.
El mundo tiene un apetito voraz por la energía.Los recursos económicos y abundantes han ali-mentado los avances tecnológicos producidosdesde la Revolución Industrial hasta el momentoactual. Para que ese crecimiento continúe serequerirá un abastecimiento continuo de ener-gía de bajo costo, que no es sustentable con losrecursos actuales. Además, las preocupacionesexistentes en torno a las emisiones de gases deefecto invernadero provenientes de fuentes decombustibles fósiles están generando una nuevaserie de requisitos tecnológicos.
En un futuro ideal, aunque lejano, existe unmundo de fuentes de energía renovables, libresde contaminación para todo, desde las redes deenergía eléctrica hasta los vehículos particulares.En términos tecnológicos, el camino que conducea ese futuro es una empinada cuesta ascendente.
Es probable que el hidrógeno forme parte deeste futuro idealista y, posiblemente, una parteimportante. Una molécula de hidrógeno [H2] enpresencia de oxígeno puede convertirse en agua,con liberación de energía en forma de calor ytrabajo. Es difícil imaginar una fuente de ener-gía más limpia.
No obstante, existen ciertos desafíos. En pri-mer lugar, el hidrógeno molecular no existenaturalmente en altas concentraciones; es sóloun 0.00005% del aire.1 El hidrógeno se encuentranormalmente ligado en otras moléculas, siendoel agua y los hidrocarburos las más comunes. Adiferencia del gas natural, el hidrógeno molecu-
lar tampoco se encuentra en grandes acumula-ciones en los estratos geológicos.
Esto significa que el hidrógeno no es unafuente de combustible primaria. Al igual que laelectricidad, constituye un medio de transmisiónde la energía desde las fuentes de combustibleprimarias hasta los usuarios. Al igual que laenergía eléctrica, el hidrógeno debe ser produ-cido y transportado, aunque posee un atributoadicional que lo hace más atractivo que laelectricidad para ciertas aplicaciones: puedealmacenarse para ser utilizado con posteriori-dad.2 Esta particularidad es la que le confiere suutilidad para la impulsión de vehículos y otrosdispositivos portátiles.
La producción actual de hidrógeno es deaproximadamente 55 millones de toneladas ame-ricanas/año [50 Mt/año] y se destina en su mayorparte a fines industriales en aplicaciones quími-cas y petroquímicas. Una economía mundial queutilice el hidrógeno como un portador energéticofundamental requerirá un incremento enorme deese volumen de producción, además de una com-pleja infraestructura nueva para el transporte yla provisión de hidrógeno a los usuarios.
Este artículo analiza la transición globalhacia una economía basada en el hidrógeno y losroles que podrían desempeñar los sectores de laindustria del petróleo y el gas en las próximasdécadas. Además se describen algunas de lasbarreras tecnológicas principales que se debensuperar.
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¿Qué es la economía del hidrógeno?La economía del hidrógeno es un sistema queutiliza al hidrógeno como un medio de trans-porte de energía en el ciclo de abastecimientoenergético. El término evoca una visión del apro-vechamiento energético en el futuro, que essustentable y amigable con el medio ambiente.
Esa visión sigue la tendencia histórica queapunta al empleo de fuentes energéticas queproduzcan cada vez menos carbono como sub-producto.3 La madera constituyó una fuente deenergía primaria durante varios milenios pero susupremacía fue suplantada por la del carbón afines del siglo XIX porque el carbón posee mayordensidad de energía. La utilización del petróleocomo combustible aumentó durante el siglo XX,superando al carbón como fuente de energíaglobal en la década de 1960. Ahora se está in-crementando la importancia del uso del gasnatural.4
Esta progresión de fuentes de energía ha sidoacompañada por una reducción del volumen dedióxido de carbono [CO2] producido para liberaruna determinada cantidad de energía en forma detrabajo o calor (derecha). Una de las razones dela disminución de esta proporción es la reducciónde la relación atómica carbono-hidrógeno (C/H)en la fuente de combustible predominante.5 Larelación para el carbón es aproximadamente 1.6
El petróleo tiene una relación de aproximada-mente 0.5 y la relación C/H del metano esexactamente 0.25.
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Madera
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Fuente Intensidad del carbono, g/MJ
1. Véase www.uigi.com/air.html (Se examinó el 18 de abrilde 2005).
2. El potencial eléctrico debe ser utilizado a medida que segenera. Para ser almacenada, esta energía debe serconvertida en otra forma de energía, tal como el poten-cial químico de una batería, el potencial gravitacional deun sistema de bombeo de agua, o el hidrógeno. Un capa-citor, que puede almacenar potencial eléctrico, noresulta práctico para las necesidades generales de lasociedad.
3. Nakicenovic N: “Global Prospects and Opportunities forMethane in the 21st Century,” en Seven Decades withIGU. International Gas Union Publications, publicado en forma conjunta entre International Systems and
Communications Limited e International Gas Union (2003): 118–125.
4. “Un dinámico mercado global del gas,” Oilfield Review15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 4–7.
5. La madera no sigue la tendencia de la relación C/H; suvalor de aproximadamente 0.67 es menor que el del car-bón, pero su contenido energético también es inferior. Elresultado neto es que la producción de CO2 por unidadde energía es mayor para la madera que para las otrasfuentes de combustibles analizadas en este artículo.
6. Killops SD y Killops VJ: “Long-Term Fate of Organic Matter in the Geosphere,” en An Introduction to OrganicGeochemistry, 2a edición. Malden, Massachusetts, EUA:Blackwell Publishing (2004): 117–165.
> Descarbonización de las fuentes de energía. La intensidad del carbono ennuestros principales suministros de energía ha ido declinando a medida queel mundo dejó de utilizar la madera (dorado) para adoptar el carbón (negro),el petróleo (verde), y ahora el gas natural (rojo), como fuente de energíapredominante. La cantidad de carbono producido (línea negra punteada)declinó con cada cambio de fuente de energía primaria. El inserto muestra lacantidad de carbono producido por unidad de energía para estas fuentes decombustibles. La energía nuclear es un contribuidor pequeño delabastecimiento de energía. (Datos de Nakicenovic, referencia 3).
Si bien esta progresión de las fuentes de com-bustible se traduce en menos CO2 por unidad deenergía liberada, el consumo mundial de energíase ha incrementado en forma aún más rápida.Como resultado, se prevé que aumente la produc-ción indeseada de CO2 gaseoso de efectoinvernadero, contribuyendo al calentamiento glo-bal.7 Es improbable que la cantidad de CO2 que segenera anualmente se reduzca en las próximasdécadas porque los hidrocarburos seguiránsiendo la fuente de combustible prevaleciente.Para controlar la acumulación atmosférica, elCO2 generado debe ser captado y almacenado.8
Aún más importante es el hecho de que losrecursos de combustibles fósiles son finitos y conel tiempo su recuperación se volverá prohibitiva-mente costosa. A medida que el costo de lagasolina aumente en ese futuro lejano, será nece-sario contar con alguna otra fuente de energíaportátil, tal como el hidrógeno o las baterías.9
El próximo paso parecería ser la eliminacióndel carbono de la fuente de energía. Hoy en díase dispone de numerosas fuentes de energía ver-des, o amigables con el medio ambiente, pero suaprovechamiento no constituye una parte impor-tante del consumo de energía. En el año 2001,los combustibles fósiles suplieron un 85.5% delconsumo energético mundial, los reactoresnucleares un 6.5% aproximadamente y las otrasfuentes combinadas, sólo un 8%.10 Las proyeccio-nes del gobierno de EUA indican que losvolúmenes de producción provenientes de otras
fuentes fuera de los combustibles fósiles y laenergía nuclear en EUA hasta el año 2025 seránescasos (arriba).11
La atención del mundo entero se ha centradoen la promesa de la molécula de hidrógeno comoel combustible verde por excelencia. Sin car-bono, su relación C/H es cero; el extremo de latendencia hacia la reducción del contenido decarbono en los combustibles. El H2 puede que-marse para generar solamente agua, calor ytrabajo mecánico o puede convertirse en agua,calor y trabajo eléctrico si se utilizan celdas decombustible (véase “Celdas de combustible: Unarevolución silenciosa,” página 38). Un kilogramode H2 provee aproximadamente la misma ener-gía que 3.8 L [1 galón] de gasolina.
Si bien alberga grandes promesas, los límitestecnológicos actuales hacen que el hidrógenoresulte antieconómico y poco práctico como por-tador energético.12 Los vehículos propulsados ahidrógeno que vemos actualmente rodando per-tenecen a proyectos de demostración y pruebas;no están disponibles en el mercado. El costo dela producción y entrega de hidrógeno deberámejorar en un factor de cuatro aproximada-mente. El mejoramiento de la capacidad dealmacenamiento a bordo de los vehículos deberáser de un factor de 2 a 3. Además, las celdas decombustible para reemplazar a los motores decombustión interna tendrán que mejorar de 4 a5 veces, con un mejoramiento de la vida de servi-cio de 2 a 3 veces.13 Los desafíos que esto plantea
comprenden costos, durabilidad, mejoras en laeficiencia y fragilidad de los materiales. Losesfuerzos internacionales en la ciencia funda-mental apuntan a subsanar estas deficiencias.
Compromiso internacionalMuchos países están financiando proyectos desti-nados a que el mundo entero adopte un sistemade energía amigable con el medio ambiente. Exis-ten dos propulsores de particular interés para laindustria del petróleo y el gas. La captación yalmacenamiento del carbono (CCS, por sus siglasen inglés) procuran mitigar el impacto de loscombustibles fósiles sobre el medio ambiente. Ensegundo lugar, los esfuerzos por convertir elhidrógeno en un portador energético fundamen-tal podrían producir un cambio radical en laindustria energética, si bien su impacto quizás seperciba sólo dentro de varias décadas.
Se han implementado iniciativas para lograrque otras fuentes de energía verde resulten máseconómicas y prácticas. Por ejemplo, las granjaseólicas y las fuentes geotermales hoy proveenenergía primaria; sin embargo, su potencial parasatisfacer una proporción importante de nues-tras necesidades energéticas en el futurocercano es limitado. Las fuentes tales como elviento y la radiación solar son intermitentes. Elhidrógeno podría constituir una alternativa parael almacenamiento del exceso de energía prove-niente de estas fuentes para su uso en climascálidos o nublados.
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Líquidos del petróleoGas natural
CarbónEnergía nuclear
Energía hidroeléctricaMadera y biomasa
Energía geotérmica
Energía eólicaEnergía solar térmica
Otros tipos de energía
Energía solar fotovoltaica
Residuos sólidos municipales
2002 2005 2010 2015 2020 2025Año
> Consumo de energía en EUA por fuente. La mayor parte del consumo de energía de EUA en los pró-ximos 20 años provendrá de los combustibles fósiles: los líquidos del petróleo (verde), el gas natural(rojo) y el carbón (negro). Se espera que la energía nuclear (azul oscuro), la energía hidroeléctrica(azul claro) y la madera y las fuentes de biomasa (dorado) conserven aproximadamente los mismosniveles que poseen en la actualidad. Otras fuentes de energía, particularmente las fuentes de energíarenovable, seguirán constituyendo fracciones pequeñas del suministro total. (Datos del “PanoramaMundial de Energía 2005,” referencia 11).
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Los combustibles fósiles, el petróleo, el gasnatural y el carbón, seguirán siendo fuentes deenergía primaria importantes durante granparte del próximo siglo. Actualmente, la formamás económica de producción de hidrógeno esmediante un proceso conocido como reformadocon vapor; proceso que produce hidrógeno a par-tir del gas natural. Las vastas reservas de carbónexistentes convierten a este recurso en lasiguiente fuente potencial de producción dehidrógeno a través de técnicas de gasificación,oxidación parcial o reformado autotérmico.
La conversión de estos combustibles en hidró-geno en plantas centralizadas, permitirá el CCSdel carbono; proceso a veces aludido como secues-tración del carbono. El CCS resultará menoscostoso si se realiza en grandes instalaciones cen-tralizadas, para la generación de electricidad, laproducción de hidrógeno u otros fines.
El gobierno de EUA tiene un proyecto dedemostración de 10 años y US$ 1,000 millonesdenominado FutureGen cuyo objetivo a 10 años esla construcción de una usina eléctrica alimentadaa carbón que generará electricidad e hidrógenoen forma exitosa sin producir emisiones nocivas.14
En la Unión Europea (UE), el proyecto HYPO-GEN, de características similares y también porun término de 10 años, destina 1,300 millones deeuros al desarrollo de una usina eléctrica queproduzca cero nivel de emisiones y utilice com-bustible fósil como prueba en gran escala para laproducción de hidrógeno y electricidad.15
El almacenamiento geológico del dióxido decarbono en yacimientos de petróleo o gas agota-dos, en filones de carbón inexplotables o enyacimientos salinos profundos constituye la solu-ción a corto plazo más probable para el CCS.Ambos proyectos, el proyecto FutureGen y elproyecto HYPOGEN requieren el transporte, abajo costo, tanto del combustible, tal como el
carbón, hasta la planta como del subproducto(CO2) hasta un yacimiento para su almacena-miento, lo que restringe posiblemente laslocalizaciones de las plantas.
La UE también tiene un programa de demos-tración de gran escala para construir unacomunidad entera con una infraestructura basadaen el hidrógeno. Conocido con el nombre deHYCOM, es un proyecto a 10 años, de 1,500 millo-nes de euros, paralelo al proyecto HYPOGEN.16
La Iniciativa de Combustibles de Hidrógenode EUA incluye entre sus objetivos lograr que losvehículos que funcionan con celdas de combusti-ble resulten convenientes y efectivos desde elpunto de vista de sus costos para un gran númerode norteamericanos, para el año 2020.17 El pro-yecto provee US$ 1,200 millones para financiar eldesarrollo de las tecnologías de hidrógeno, cel-das de combustible e infraestructuras necesariaspara alcanzar esta meta.
Estos proyectos enormes no son las únicasiniciativas implementadas. Muchos países detodo el mundo están destinando fondos parafines similares. De hecho, la cantidad de proyec-tos en curso es tan grande, y aumenta tanrápidamente, que resulta difícil enumerarlos ensu totalidad.
Diversas organizaciones proveen centros deintercambio de información entre los distintosgrupos. Dos ejemplos son El Foro de Liderazgoen Secuestración de Carbono y la AsociaciónInternacional para la Economía del Hidrógeno(CSLF y IPHE, por sus siglas en inglés respecti-vamente). El CSLF es una organizacióninternacional dedicada al desarrollo de tecnolo-gías mejoradas, efectivas desde el punto de vistade sus costos para el CCS, incluyendo la separa-ción, captación y transporte del dióxido decarbono para su almacenamiento seguro a largoplazo.18 La IPHE sirve como mecanismo para
7. Para obtener mayor información sobre el calentamientoglobal, consulte: Cannell M, Filas J, Harries J, Jenkins G,Parry M, Rutter P, Sonneland L y Walker J: “El calenta-miento global y la industria de exploración y producción,”Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 44–59.
8. Para obtener mayor información sobre la captación yalmacenamiento del carbono, consulte: Bennaceur K,Gupta N, Sakurai S, Whittaker S, Monea M, Ramakrish-nan TS y Randen T: “Captación y almacenamiento de CO2:Una solución al alcance de la mano,” Oilfield Review 16,no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.
9. La conversión del gas natural a líquidos puede ser unpaso intermedio. Para obtener mayor información sobreconversión de gas a líquidos, consulte: “Conversión degas natural a líquidos,” Oilfield Review 15, no. 3 (Inviernode 2003/2004): 34–41.
10. “International Energy Outlook 2004 (Panorama Energé-tico Internacional 2004),” Tabla A2. Administración de laInformación de Energía del Departamento de Energía deEUA (2004). Disponible, conectándose awww.eia.doe.gov/oiaf/ieo (Se examinó el 18 de abril de2005).
11. “Panorama Energético Anual 2005),” Tablas A1 y A17.Administración de la Información de Energía del Depar-
tamento de Energía de EUA (2005). Disponible, conectán-dose a www.eia.doe.gov/oiaf/aeo (Se examinó el 18 deabril de 2005).
12. “The Hydrogen Initiative.” Panel de la Sociedad FísicaAmericana sobre Asuntos Públicos. Disponible, conec-tándose a www.aps.org/public_affairs/popa/reports/index.cfm (Se examinó el 18 de abril de 2005).“Basic Research Needs for the Hydrogen Economy,”Informe del Taller de Ciencias de Energía Básicas sobreProducción, Almacenamiento y Uso del Hidrógeno (13 al15 de mayo de 2003). Disponible, conectándose awww.sc.doe.gov/bes/hydrogen.pdf (Se examinó el 18 deabril de 2005).Crabtree GW, Dresselhaus MS y Buchanan MV: “The Hydrogen Economy,” Physics Today 57, no. 12 (Diciembre de 2004): 39–44.
13. Véase www.livepowernews.com/stories05/0331/003.htm(Se examinó el 14 de abril de 2005).
14. Para obtener mayor información sobre el proyecto FutureGen, consulte: www.fe.doe.gov/programs/powersystems/futuregen/ (Se examinó el 25 de abril de 2005).
15. Para obtener mayor información sobre el proyectoHYPOGEN, consulte: Peteves SD, Tzimas E, Starr F y
(continúa en la página 40)
Soria A: “HYPOGEN Pre-Feasibility Study, Final Report,”documento EUR 21512 EN, Centro de InvestigacionesConjuntas e Instituto de Estudios Tecnológicos Prospec-tivos (2005). Disponible, conectándose a www.jrc.nl (Seexaminó el 18 de abril de 2005).
16. Para obtener mayor información sobre el proyectoHYCOM, consulte: Peteves SD, Shaw S y Soria A:“HYCOM Pre-Feasibility Study, Final Report,” documentoEUR 21575 EN, Centro de Investigaciones Conjuntas eInstituto de Energía (2005). Disponible, conectándose awww.jrc.nl (Se examinó el 18 de abril de 2005).
17. Para obtener mayor información sobre la Iniciativa deCombustibles de Hidrógeno de EUA, consulte:www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/presidents_initiative.html (Se examinó el 18 de abril de 2005).
18. Para obtener mayor información sobre el CSLF, consulte:www.cslforum.org (Se examinó el 18 de abril de 2005).
19. Para obtener mayor información sobre la IPHE, consulte:www.iphe.net (Se examinó el 18 de abril de 2005).
20. Para obtener mayor información sobre la visión delhidrógeno de Islandia, consulte:eng.umhverfisraduneyti.is/information (Se examinó el 18de abril de 2005).
organizar e implementar actividades internacio-nales de investigación, desarrollo, demostracióny utilización comercial efectivas, eficientes yenfocadas, relacionadas con las tecnologías dehidrógeno y de celdas de combustible.19
Islandia provee un interesante laboratoriopara el desarrollo de energía verde. Ese país notiene recursos de energía fósil pero sí poseeabundante energía geotérmica, además de unasignificativa capacidad de generación hidroeléc-trica. Desde la crisis energética de la década de1970, Islandia ha creado una infraestructuraprácticamente libre de contaminación para laenergía estacionaria, que incluye las usinas eléc-tricas grandes y de uso industrial. Para eltransporte y su flota pesquera, el gobierno deIslandia prevé el reemplazo de los combustiblesfósiles por hidrógeno y otros combustibles alter-nativos.20 Desde el año 2001 hasta el año 2005, lacomunidad Europea financió el programaECTOS, un programa de demostración de 7millones de euros, consistente en tres autobusescon celdas de combustible de H2 y la infraestruc-tura asociada, implementado en Reykiavik, lacapital de Islandia.
Muchos países se han comprometido con laimplementación de planes, o mapas de ruta, devarias décadas de extensión para el desarrollode una economía orientada al hidrógeno. Se hadesarrollado una infraestructura completa queincluye la producción, entrega y almacena-miento de hidrógeno y se encuentran endesarrollo alternativas más eficaces para la utili-zación del hidrógeno en celdas de combustible.La transición es un proceso potencialmente per-turbador para la sociedad, de manera que losprogramas de educación y divulgación con parti-cipación de la población constituyen una parteimportante de estos mapas de ruta.
Los esfuerzos por impulsar al mundo hacia unaeconomía basada en el hidrógeno comprendenuna revisión de las alternativas de conversióndel hidrógeno en energía. El hidrógeno sequema, de manera que puede ser utilizadocomo combustible en los motores de combus-tión interna, ya sea solo o mezclado congasolina. También puede ser utilizado comocombustible en turbomotores. No obstante,gran parte de las actividades de investigación ydesarrollo actuales se centran en un meca-nismo diferente: las celdas de combustible.
Una celda de combustible, al igual que unabatería, utiliza medios electromecánicos paracrear electricidad.1 Ambos tipos de dispositi-vos pueden proveer más energía si se apilanmúltiples celdas. Sin embargo, una bateríaalmacena una cantidad limitada de energía ensus químicos y, una vez que esa energía seconsume, la batería muere.2 Una celda decombustible utiliza un depósito externo parareaprovisionar continuamente el combustible.
Una celda de combustible ofrece dos venta-jas con respecto a un motor de combustióninterna. Las celdas de combustible tienen elpotencial para resultar significativamente máseficientes que los motores de combustión con-vencionales. Algunas celdas de combustiblealcanzan una eficiencia del 60%, valor muy
superior a la eficiencia del 20% al 35% típicade un motor de combustión interna a gasolina.Una celda de combustible no tiene partesmóviles si bien posee bombas externas quesuministran el combustible.
La segunda ventaja es el menor nivel decontaminación. Un motor de combustióninterna que funciona con hidrógeno no pro-duce CO2. Sin embargo, si se emplea aire, elproceso puede producir óxidos de nitrógeno[NOx] en un sistema de alta temperatura o enun sistema de ciclo combinado, que utilizauna celda de combustible en combinación conuna turbina. Una celda de combustible ali-mentada a hidrógeno normalmente producesólo agua, calor y electricidad.
El combustible, típicamente hidrógeno, essuministrado en el compartimiento del ánodode la celda de combustible. El oxígeno o elaire se suministran en el compartimiento delcátodo. Existen diversos tipos de electrolitospara separar los electrodos (abajo).
El ánodo contiene un catalizador quesepara las moléculas de hidrógeno y ioniza losátomos formando electrones y protones [H+].Los electrones liberados proveen la potenciaeléctrica de las celdas de combustible. Enciertas celdas, los protones pasan a través delelectrolito para recombinarse con el oxígeno y
los electrones en el compartimiento del cáto-do, formando agua (próxima página, derecha).Este es un proceso inverso al de la electrólisisdel agua que se utiliza para generar hidrógenoa partir del agua y la electricidad. En otrostipos de celdas, los iones con carga negativaatraviesan el electrolito desde el cátodo hastael ánodo, formando agua en el ánodo y com-pletando el circuito.
El catalizador en las celdas de baja tempe-ratura normalmente contiene platino, que esun material costoso. El reemplazo del platinopor un material más económico en el cataliza-dor constituye un tema de investigaciónactual. Las celdas de combustible de alta tem-peratura pueden utilizar catalizadores demenor costo tales como el níquel.
La celda de combustible de membranaspoliméricas como electrolito (PEMFC, por sussiglas en inglés)—también conocidas comomembranas de intercambio protónico—es laque más se adecua a vehículos particulares.3
Es liviana, opera a bajas temperaturas, poseeuna puesta en marcha rápida y utiliza unamembrana sólida; todas características venta-josas para una operación de consumo masivo.No obstante, el catalizador de platino es cos-toso y hace que la celda sea susceptible a lapresencia de pequeñas cantidades de monó-xido de carbono [CO] en la corriente decombustible. La trayectoria de los protones a
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Celdas de combustible: Una revolución silenciosa
Nombre Ionconductor
Temperaturade operación, °C
Densidadde potencia
Desventajas Ventajas Aplicaciones
PEMFC Celda de combustible de membrana polimérica como electrolito
H+ 60 a 80 Alta Catalizador de platino; sensible a la contaminación con CO; no puede operar a temperaturas superiores a la temperatura de deshidratación; cinética de las reacciones lenta; no es durable
Puesta en marcha rápida; relaciónpotencia/peso favorable; bajatemperatura; corrosión y problemasde manipuleo reducidos
Transporte,servicioseléctricos
PAFC Celda de combustible de ácido fosfórico
H+ 200 Media Costo elevado; grande y pesada; baja eficiencia (37 al 42%); catalizador de platino
Tecnología madura; 200 unidades enuso; tolerante a las impurezaspresentes en el combustible H2
Servicioseléctricos,transporte
DMFC Celda de combustible de metanol directo
H+ 60 a 120 Media Genera carbono; baja eficiencia;catalizador de platino
Alimentada a metanol; pocos problemasde almacenamiento
Pequeñasaplicaciones portátiles
AFC Celda de combustible alcalina
OH – 100 a 250 Alta No tolera el CO2 Tecnología madura; operación estable durante más de 8,000 horas operativas;alta eficiencia (60%)
Aplicacionesmilitares, espacialesy submarinas
MCFC Celda de combustible de carbonato fundido
CO32 – Mayor que
650Baja No es durable; alta temperatura y
electrolito corrosivo; necesita CO2para reciclarse
Variedad de catalizadores (no senecesitan metales preciosos); resistentea las impurezas; alta eficiencia (60%);no se necesita reformador externo
Usinas eléctricasalimentadas agas natural ycarbón
SOFC Celda de combustible de óxido sólido
O2 – 600 a 1,000 Mediaa alta
Puesta en marcha lenta; requiereprotección térmica; no es durable
No se necesitan metales preciosos;variedad de catalizadores; alta eficiencia(50 a 60%); no se necesita reformadorexterno; resiste la contaminación; celdade combustible con mayor tolerancia alsulfuro; flexibilidad al combustible(incluyendo CO); el electrolito sólido reduce la corrosión y los problemas de manipuleo
Servicioseléctricos
> Comparación de los distintos tipos de celdas de combustible.
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través del electrolito tiene que mantenersehidratada, de modo que la temperatura de lacelda debe permanecer por debajo de los 100°C[212°F], y las temperaturas inferiores al puntode congelamiento pueden ser un problema.
Para aplicaciones fijas de gran escala, talescomo las usinas eléctricas, las celdas de com-bustible de óxido sólido (SOFC, por sus siglasen inglés) constituyen la tecnología más pro-misoria.4 El electrolito es un materialcerámico no poroso que pasa los iones de oxí-geno [O2-] del cátodo al ánodo, generandoagua en la corriente de descarga de combusti-ble. El electrolito sólido posibilita másconfiguraciones que otras celdas: configuracio-nes tubulares o alveolares, además del grupode placas paralelas típico. Su operación a altastemperaturas—entre 600 y 1,000°C [1,112 y1,832°F] aproximadamente—permite el uso
de catalizadores menos costosos. A estas tem-peraturas elevadas se pueden emplear otroscombustibles fuera del hidrógeno puro, inclui-do el CO, sin reformarlos externamente paraproducir hidrógeno. Posee alta eficiencia,aproximadamente un 60%, que puede incre-mentarse a un 80% o un porcentaje superior através del aprovechamiento efectivo del calorgenerado durante el proceso.5
La celda de combustible de ácido fosfórico(PAFC, por sus siglas en inglés) es una de lastecnologías más maduras. Actualmente hay enuso más de 200 unidades, en su mayoría desti-nadas a la generación de energía estacionariasi bien algunas han sido utilizadas para ali-mentar autobuses urbanos.6
Más nueva que otros tipos de celdas de com-bustible, la celda de combustible de metanoldirecto (DMFC, por sus siglas en inglés) es untipo de celda PEMFC que utiliza metanol enlugar de hidrógeno como combustible. Si bien elcontenido energético del metanol es menor queel del hidrógeno, tratar una sustancia que eslíquida a temperatura ambiente resulta atrac-tivo desde el punto de vista del almacenamientoy el manipuleo. La emisión de carbono en laatmósfera es una desventaja de esta tecnología.
La durabilidad a largo plazo es un problemaque presentan todas las celdas de combusti-ble. Las celdas SOFC tienen el ciclo de vidademostrado más prolongado, que es de 20,000horas, pero proveen la mitad de la duracióndeseada para una aplicación fija, tal como lageneración de energía eléctrica.7 Las celdasPEMFC para aplicaciones de transporte hanalcanzado 2,200 horas.8 El reemplazo de los
grupos que contienen el ánodo y el cátodoserá un tema de mantenimiento costoso.
El costo de las celdas de combustible las hamantenido en aplicaciones muy específicas(arriba). No obstante, estas aplicaciones seirán expandiendo a medida que el hidrógenollegue más fácilmente al público general. Latecnología DMFC tiene más posibilidades paraaplicaciones de consumo de pequeña escala,tales como las computadoras portátiles y losteléfonos celulares. Ya existen en el mercadogeneradores portátiles, tales como el sistemaAxane, que utilizan celdas PEMFC.
Agua y calorresidual(H2O)
Exceso decombustible
Ánodo
Combustiblede hidrógeno
(H2)
Provisiónde aire (O2)
Membrana polimérica como electrolito
H+
CargaFlujo de electrones
Cátodo
Gas noutilizado
Exceso decombustible
y agua
Ánodo
Combustiblede hidrógeno
(H2)
Provisiónde aire (O2)
Electrolito de óxido sólido
O2–
CargaFlujo de electrones
Cátodo
e-
e-
Reacción anódica:2H+ + 2e-
Reacción catódica:2H2OH2 O2 + 4H+ + 4e-
Reacción anódica:H2O + 2e-
Reacción catódica:2O2–H2 + O2– O2 + 4e-
Espacio
VidrioTratamientotérmico, acero
Celdas decombustible
Análisis delaboratorio
Pulido de vidrio
Tratamiento térmico,acero inoxidable Alimentos, grasas y aceites
Fibra devidrio óptica
Químicosbásicos
Refinación para la obtención decombustibles
limpios
Alimentos,sorbitol
Electrónica Químicosespeciales
10 100 1,000m3/h
10,000 100,000
1. Para ver una comparación entre las baterías de loscampos petroleros y las celdas de combustible, consulte: Hensley D, Milewits M y Zhang W: “The Evolution of Oilfield Batteries,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 42–57.
2. Algunas baterías emplean el proceso inverso al pro-ceso electroquímico para recargarse, pero la cantidadde energía disponible sin recarga es limitada por lacapacidad de las celdas de la batería.
3. “Hydrogen and Fuel Cells—Review of National R&DPrograms,” referencia 35, texto principal.
4. “Hydrogen and Fuel Cells—Review of National R&DPrograms,” referencia 35, texto principal.
5. “Hydrogen and Fuel Cells—Review of National R&DPrograms,” referencia 35, texto principal.
6. “Hydrogen and Fuel Cells—Review of National R&DPrograms,” referencia 35, texto principal.
7. “Basic Research Needs for the Hydrogen Economy.”referencia 12, texto principal.
8. Véase ww.livepowernews.com/stories05/0331/003.htm(Se examinó el 14 de abril de 2005).
> Celdas de combustible. Una celda de com-bustible de membrana polimérica como elec-trolito (PEMFC, por sus siglas en inglés) es undispositivo de baja temperatura que hace pasarlos protones [H+] a través de una membrana,formando agua en el compartimiento delcátodo (extremo superior). Una celda de com-bustible de óxido sólido (SOFC, por sus siglasen inglés) hace pasar iones de oxígeno [O2-] através de una membrana cerámica, formandoagua en el compartimiento del ánodo (extremoinferior). Para incrementar la potencia desalida de un tipo determinado de celda, secombinan múltiples unidades en un grupo.
> Uso actual del hidrógeno. Las celdas de combustible, tales como la celda de combustible portátilAxane Roller (inserto), utilizan una proporción muy pequeña de la producción de hidrógeno actual.Los usos principales comprenden la producción de químicos básicos y la obtención de combus-tibles, tales como la gasolina, menos contaminantes. Es muy probable que el abastecimiento delas aplicaciones correspondientes al extremo inferior de la gráfica se realice por remolques tubu-lares y cilindros. Los usos que figuran en el extremo superior generalmente recibirán abasteci-miento por líneas de conducción y los del centro, por generación en sitio.
Los mapas de ruta proveen un enfoque inte-grado, sistemático e integral para asegurar lacoordinación de los cambios que tienen lugar entoda la infraestructura. El mapa de ruta de la UEproporciona una línea de tiempo aproximadapara el avance de las acciones (arriba). Deacuerdo con dicho mapa, en la próxima décadase ampliarán las redes de distribución localiza-das existentes con agrupamientos de estacionesde H2 cercanas a estas redes. Las tecnologías deceldas de combustible mejorarán la provisión deenergía tanto para uso fijo, tal es el caso de lasusinas eléctricas, como para uso móvil en vehí-culos.
De acuerdo con el mapa de ruta de la UE, lasaplicaciones móviles se expandirán lentamentepasando del transporte por flotas a los vehículospersonales. Mientras tanto, se ampliarán lasredes localizadas de sistemas de provisión dehidrógeno con una importante infraestructurade líneas de conducción a desarrollarse en lospróximos 20 a 30 años.
Según el mapa, se utilizarán combustiblesfósiles pero con CCS. Más adelante aún, las fuen-tes de energía renovable y una nueva generaciónde reactores nucleares que generan electricidade hidrógeno adquirirán mayor importancia. Porúltimo, en unos 50 años, los mapas de rutas pre-vén la existencia de una economía basada enfuentes de energía primaria renovable en la queel hidrógeno será un componente esencial delsistema de provisión de energía.
El impulso de los gobiernos no garantiza eldesarrollo de una economía basada en el hidró-geno pero aporta un ímpetu importante para lasatisfacción de sus objetivos. Varias industriasrecibirán el impacto directo de la transiciónhacia una economía del hidrógeno y los negociosde estas industrias están adoptando medidas enla misma dirección. Se están desarrollando cel-das de combustible mejoradas en diversascompañías y en las universidades e institucionesde investigación. Numerosos fabricantes deautomóviles poseen pequeñas flotas de vehículos
de demostración en las carreteras. Algunos utili-zan celdas de combustible; otros operan conmotores de combustión interna alimentados ahidrógeno.
El Aeropuerto Pierre Elliot Trudeau deMontreal, Québec, Canadá, ha implementado unproyecto de hidrógeno que cuenta con la partici-pación de Air Liquide. La autoridad aeroportuariaproyecta convertir todos sus vehículos públicos yoficiales para que operen con celdas de combus-tible o motores de combustión interna que fun-cionan con hidrógeno.
Las compañías de gas y las de servicios públi-cos están investigando formas de almacenar elhidrógeno. Es necesario desarrollar tanques dealmacenamiento de hidrógeno capaces de toleraraltas presiones para aplicaciones móviles talescomo los automóviles. Éstas y otras compañías seencuentran trabajando en usos de sectores delmercado para las celdas de combustible a basede hidrógeno, tales como sillas de ruedas, patine-tas e hidrógeno móvil para unidades motrices.
40 Oilfield Review
Economía basadaen combustibles
fósiles2000
Creciente descarbonización de la producción de H2; fuentes renovables;combustibles fósiles con CCS; nuevas plantas de energía nuclear
Extendida infraestructura de líneas de conducción de H2
Interconexión de redes de distribución de H2 locales; significativaproducción de H2 a partir de fuentes renovables, incluyendo lagasificación de la biomasa
Producción de H2 a partir de combustibles fósiles con CCS
Agrupamientos locales de redes de distribución de H2 Agrupamientos locales de redes de estaciones deaprovisionamiento de H2
Transporte de H2 por carretera, yproducción de H2 local en las estacionesde reaprovisionamiento por reformadode gas natural y por electrólisis
Producción de H2 porreformado de gasnatural y porelectrólisis
Producción de H2 directa a parir de fuentes renovables; economía de H2 descarbonizada
Sistemas de CC de baja temperatura fijos para sectores comerciales específicos (<50 kW)
Sistemas de CC de alta temperatura fijos (MCFC y SOFC) (<500 kW); desarrollo del motor decombustión interna con H2 ; flotas de autobuses con CC de demostración
Sistemas de CC de baja temperatura fijos (PEMFC) (<300 kW)
Producción en serie de vehículos con CC para flotas (con H2 directo y reformado a bordo) y otros medios de transporte (tales como embarcaciones); CC para grupos electrógenos
Primeras flotas con H2; almacenamiento de H2 de primera generación
Sistemas SOFC híbridos a presión atmosférica, comerciales (<10MW)
Vehículos con CC competitivos como automóviles particulares
Sistemas con CC de bajo costo y alta temperatura; CC comerciales para microaplicaciones
Almacenamiento abordo de segunda generación (gran autonomía)
Crecimiento significativo de la generación de energíadistribuida con una penetración sustancial de las CC
El H2 se convierte en el combustible primario elegido para los vehículos que funcionan con las CC
Uso del H2 enla aviación
Las CC se convierten en la tecnología predominante para el transporte, la generación de energía distribuida, y lasmicroaplicaciones
2000
2010
2020
2030
2040
Producción y distribución del H2
Sistemas de celdas de combustible (CC) e hidrógeno (H2): desarrollo y despliegue
2040
2030
2020
2010
2050
2050 Economíaorientada
al hidrógeno
Incentivos p
úblicos y
esfuerzo
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Invest
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ón de
mercado
> Mapa de ruta de la Unión Europea para la implementación de la economía del hidrógeno, incluyendo el desarrollo de las CC.
Verano de 2005 41
Schlumberger, ExxonMobil, GE y Toyota com-prometieron US$ 225 millones para el ProyectoClima Global y Energía (GCEP, por sus siglas eninglés), que es operado por la Universidad deStanford.21 El programa de 10 años está gene-rando un portafolio diverso de proyectos detecnología, que apuntan a reducir las emisionesde gases de efecto invernadero, y se centra enproyectos de alto riesgo con gran potencial paracambiar radicalmente la tecnología y en el análi-sis integral de las diversas formas de mejorar elmedio ambiente. El programa fue puesto enmarcha en el año 2002. Algunos de los proyectosactuales implementados en Stanford y en otroslugares comprenden el desarrollo de tecnologíaspara celdas de combustible de menor tempera-tura, el estudio de los microorganismos para laproducción de H2, la investigación de los princi-pios básicos de los nanotubos modificados concatalizadores y el trabajo en el almacenamientogeológico de CO2.
Shell y otras compañías que comercializangasolina directamente con los consumidores hanabierto unas cuantas estaciones de reaprovisio-namiento de hidrógeno en conjunto con flotas devehículos de demostración. El sector de explora-ción y producción (E&P) de nuestra industriatiene un importante rol que desempeñar en loque respecta a la adopción de una economíabasada en el hidrógeno.
El negocio de E&P y la transición al hidrógenoSegún los programas HYPOGEN y FutureGen, lapróxima etapa de producción de hidrógeno pro-vendrá de las plantas centralizadas queutilizarán combustibles fósiles, incluyendo car-bón o gas. El CCS forma parte importante deestos planes.22
Se han propuesto numerosas opciones dealmacenamiento de carbono. El enlace químico
del carbono, ya sea a través de la utilización deacumulaciones de caliza o por mineralización, noha sido comprobado en gran escala y es probableque su costo sea elevado. El almacenamiento enel mar, ya sea por disolución o como líquido ohidrato a profundidad, constituye una tecnologíaestablecida pero las pruebas de laboratorio indi-can que ocasiona perturbaciones a la vidamarina.23 Es poco lo que se conoce acerca delimpacto a largo plazo del aumento de la con-centración de CO2 sobre el ecosistema.24
Actualmente, la opción más práctica es el alma-cenamiento geológico en yacimientos de petróleoy gas agotados, filones de carbón inexplotables yacuíferos salinos profundos (arriba).25
Cualquiera sea el método de almacenamien-to de CO2 que se adopte, debe constituir unasolución a largo plazo que impida la re-emisiónatmosférica del CO2. Las industrias de E&P y deservicios de campos petroleros y los laboratoriosde investigación pueden proporcionar considera-ble experiencia para los esfuerzos relacionadoscon la captación y almacenamiento del carbono,a través de su conocimiento de las formacionesgeológicas y del flujo de fluido en las mismas. Laindustria cuenta con la tecnología para identifi-car las estructuras, acceder a las formaciones y
operar las instalaciones superficiales y subterrá-neas para la inyección de CO2. La vigilanciarutinaria de la operación y la migración del CO2
también forman parte de esta competencia.El CO2 puede ser inyectado en yacimientos
de petróleo y gas agotados. En general, la capasello original del yacimiento también contendráel CO2 gaseoso hasta la presión original del yaci-miento. Además, el CO2 puede tener beneficioscomo gas de barrido en la recuperación mejo-rada de petróleo.
Desde 1972 se han implementado diversosproyectos de recuperación mejorada de petróleo(EOR, por sus siglas en inglés) con CO2, comen-zando con la Cuenca Pérmica, EUA.26 El CO2
inyectado desplaza al petróleo hacia los pozosproductores. Además, bajo condiciones miscibles,parte del CO2 entra en solución con el petróleo yalgunas fracciones de petróleo ingresan en la fasede CO2.27 Estas mezclas desplazan eficazmente elpetróleo, aumentando la recuperación. En amboscasos, una parte del CO2 permanece en la forma-ción. Ahora, el deseo de reducir las emisiones degases de efecto invernadero lleva a reexaminarlos proyectos EOR que utilizan CO2 tanto paramejorar la recuperación de petróleo como paraalmacenar CO2 en el subsuelo.
21. Para obtener mayor información sobre el proyecto GCEP,consulte: gcep.stanford.edu (Se examinó el 18 de abril de2005).
22. Orr FM Jr: “Storage of Carbon Dioxide in Geologic For-mations,” Journal of Petroleum Technology 56, no. 9(Septiembre de 2004): 90–97.
23. Ishimatsu A, Kikkawa T, Hayashi M, Lee K-S, Murata K,Kumagai E y Kita J: “Acute Physiological Impacts of CO2Ocean Sequestration on Marine Animals,” artículo C2-3,presentado en la 7a Conferencia Internacional sobreTecnología de Control de Emisiones de Gases de EfectoInvernadero, Vancouver, Columbia Británica, Canadá (5al 9 de septiembre de 2004). Disponible, conectándose awww.ghgt7.ca/papers_posters.php?session_id=C2-3 (Seexaminó el 18 de abril de 2005).
24. Gielen D: “The Future Role of CO2 Capture and Storage—Results of the IEA–ETP Model,” Documento de trabajo delas IEA/EET, EET/2003/04 (Noviembre de 2003). Disponible,
conectándose a www.iea.org/dbtw-wpd/textbase/papers/2003/eet04.pdf (Se examinó el 18 deabril de 2005).
25. McKee B: “Solutions for the 21st Century—Zero EmissionsTechnologies for Fossil Fuels,” Informe delEstado de la Tecnología, Agencia Internacional de la Energía, Comité de Investigación y Tecnología Energéticas,Grupo de Trabajo sobre Combustibles Fósiles, 2002. Disponible, conectándose a www.iea.org/dbtw-wpd/text-base/papers/2002/tsr_layout.pdf (Se examinó el 18 de abrilde 2005).
26. Para obtener mayor información sobre proyectos EORque utilizan CO2, consulte:www.co2captureandstorage.info/project_summaries/23.htm (Se examinó el 18 de abril de 2005).
27. Jarrell PM, Fox CE, Stein MH y Webb SL: PracticalAspects of CO2 Flooding, Monografía de la SPE, Volumen 22 (2002).
Potencial de almacenamiento de CO2 en todo el mundo
Opción
Con fines comparativos:
Capacidad mundial,Gt de carbono
Yacimientos de petróleo y gas agotados
Filones de carbón inexplotables
Yacimientos salinos profundos
100s
10s a 100s
100s a 1,000s
Emisiones de CO2 proveniente de fuentes antropogénicas a nivel mundial (McKee)
Inyección de CO2 para EOR (Gielen)
7 Gt/año de carbono
12 Mt/año de carbono
> Estimaciones del potencial de almacenamiento de CO2 en todo el mundo. (Datos sobre inyección deCO2 para proyectos EOR, tomados de Gielen, referencia 24; otros datos tomados de McKee,referencia 25).
Un proyecto EOR transfronterizo, formalizadoentre EUA y Canadá, es el primer proyecto dise-ñado específicamente para el almacenamientode CO2. El CO2 proveniente de fuentes antropogé-nicas, o CO2 creado por el hombre, que procedede una planta de gasificación de carbón situadaen Dakota Norte, EUA, es transportado por duc-tos a lo largo de 325 km [202 millas] para serinyectado luego en el Campo Weyburn, que seencuentra ubicado en Saskatchewan, Canadá.28
Dakota Gasification Company opera la planta decombustibles sintéticos y EnCana Corporationahora opera el Campo Weyburn. Diariamente setransportan e inyectan aproximadamente 3millones de m3 [106 millones de pies3] de gas;96% de CO2 con trazas de sulfuro de hidrógeno(ácido sulfhídrico), nitrógeno e hidrocarburos.La migración del CO2 ha sido modelada utili-zando el programa de simulación de yacimientosECLIPSE 300 y los resultados se ajustan a loslevantamientos sísmicos adquiridos con la téc-nica de repetición (técnica de lapsos detiempo).29 Mediante monitoreo sísmico pasivo sehan detectado además eventos microsísmicosasociados con la inyección de CO2, lo que proveeotro método de vigilancia rutinaria.30
Si bien se ha propuesto y modelado la recupe-ración mejorada de yacimientos de gas natural,hasta la fecha no ha habido ningún proyecto decampo.31 El CO2 tanto en estado líquido como
gaseoso es más denso que el metano, de maneraque podría utilizarse un esquema de inyeccióngravitacional estabilizado.
El CO2 ha sido utilizado para mejorar la recu-peración de yacimientos de metano en capas decarbón. Dado que el CO2 tiene mayor afinidad porla adsorción del carbón que el metano, el prime-ro desplaza al segundo; además, el carbón puedeadsorber como mínimo el doble de CO2 que elmetano.32 La recuperación mejorada de yaci-mientos de metano en capas de carbón se limitaa aquellos filones de carbón que no serán explo-tados para evitar futuras preocupaciones relacio-nadas con la seguridad.
El mayor potencial para el almacenamientogeológico de CO2 reside en los acuíferos salinosprofundos. Mientras que los filones de carbón ylos yacimientos de petróleo y gas no existen encualquier lugar del mundo, los acuíferos salinosson comunes en la mayor parte de las cuencassedimentarias (arriba). La porción del volumende acuíferos que puede ser ocupada por el CO2
aún no se ha establecido pero se estima queexiste suficiente volumen para albergar cientosde años de emisiones de CO2.33
En el año 1996, Statoil puso en marcha unproyecto para almacenar el CO2 producido con elgas natural del Campo Sleipner.34 El CO2 es inyec-tado en la Formación Utsira, que sobreyace a laFormación Heimdal productiva. El proyecto de
Almacenamiento de CO2 en Acuíferos Salinos(SACS, por sus siglas en inglés) y el subsiguienteproyecto SACS2, ambos financiados por el pro-grama Thermie de la Comisión Europea,permitieron el desarrollo de mejores prácticas enla investigación, vigilancia rutinaria y simulaciónde la migración de CO2 en los acuíferos paraalmacenamiento subterráneo, utilizando comobase el proyecto de inyección del Campo Sleip-ner. Este trabajo continúa a través de unproyecto de la UE, el proyecto CO2STORE. Desdesu inicio, esta operación ha inyectado más de 7.7millones de toneladas americanas [7 Mt] de CO2.El proyecto continuará hasta el año 2020.
Los portadores energéticos, hidrógeno y elec-tricidad, pueden ser generados en ambos casos apartir del gas natural y existe el potencial paraque la industria de E&P desplace la producciónde estos portadores más cerca de la boca depozo. Fundamentalmente en aquellos lugares endonde no existen redes de gas natural, la conver-sión del gas natural en electricidad en boca depozo mediante la utilización de celdas de com-bustible podría constituir una alternativaeconómica. También podrían implementarseoperaciones de CCS a nivel local.
Recién se están dando los primeros pasos ten-dientes a implantar una economía del hidrógeno;por lo tanto aún no se ha determinado la formadefinitiva de un futuro basado en el hidrógeno.
42 Oilfield Review
> Principales cuencas sedimentarias terrestres (verde) y marinas (azul). La línea marrón indica la curva de contorno correspon-diente a 1,000 m [3,280 pies] de profundidad del lecho marino.
Verano de 2005 43
Las compañías de E&P y la industria de serviciosse encuentran en condiciones únicas de ayudara concebir ese futuro.
Maratón tecnológicaLos avances necesarios para lograr una economíabasada en el hidrógeno son enormes, particular-mente en lo que respecta al reemplazo de losactuales motores de combustión interna alimen-tados a gasolina o diesel para el transportepersonal. Los mapas de ruta preparados por EUA,la UE, Japón y otros países reconocen los desafíosy han extendido líneas de tiempo de aproximada-mente 50 años para la implementación de unaeconomía basada en el hidrógeno.35 Los científicosno ven este proceso como una carrera corta agran velocidad sino como un maratón con unalarga serie de vallas que requieren logros funda-mentales a lo largo de su recorrido. Es esencialun avance extensivo en la ciencia fundamental delos materiales. Los enfoques para el desarrollo detecnología comprenden la producción, transportey distribución, el almacenamiento y la seguridad,y la disponibilidad de celdas de combustible con-fiables y eficaces desde el punto de vista de suscostos.
Producción—El hidrógeno, al igual que laelectricidad, debe generarse. Casi todo el hidró-geno producido actualmente se destina para usoindustrial: las plantas de amoníaco empleanaproximadamente un 57.5% de la producción dehidrógeno, las refinerías un 27.4% y los producto-res de metanol, un 9.7%.36
Será necesario un aumento dramático de laproducción para satisfacer los objetivos de losprogramas gubernamentales en lo que respecta ala creación de una economía basada en el hidró-geno. La producción de EUA deberá aumentar deaproximadamente 11 Mt/año [12 millones detoneladas americanas/año] a 265 Mt/año [292millones de toneladas americanas/año] parasatisfacer las necesidades de transporte proyec-tadas en EUA para el año 2020.37 Un estudioreciente asume que habrá más de 6,000,000 deautomóviles alimentados a hidrógeno en Europaen el año 2020.38 El objetivo de Japón es tenerrodando 5,000,000 de vehículos con celdas decombustible para el año 2020, junto con un sis-tema de cogeneración de celdas de combustiblefijo con una capacidad de 10 GW.39 Shell Hydro-gen estima que una red de estaciones deaprovisionamiento de hidrógeno costaría unosUS$ 20,000 millones para EUA y Europa, y aproxi-madamente US$ 6,000 millones para Japón. Lacompañía indica que la renovación necesaria dela actual red minorista durante el mismo períodotambién implicará una inversión considerable.
Actualmente, la forma más eficaz desde elpunto de vista de sus costos de producir hidrógenoes a través del proceso de reformado de metanocon vapor. No obstante, la producción de hidró-geno mediante reformado con vapor no elimina laproducción de dióxido de carbono ni aborda eltema de la finitud de los recursos de combustiblesde hidrocarburos. La producción a partir del car-bón se considera el paso siguiente pero, al igualque la producción a partir del metano, se debeincluir el proceso CCS para lograr reducir las emi-siones de gases de efecto invernadero.
El hidrógeno puede ser generado a partir delagua y la electricidad a través de la electrólisis,el proceso inverso al utilizado en las celdas decombustible. En la electrólisis, se pierde entreun 10% y un 30% de la energía de entrada.40 Si elcosto de la energía primaria es suficientementebajo, ésta podría constituir una alternativa razo-nable para la generación de hidrógeno. Laenergía hidroeléctrica fuera del período pico,por ejemplo en horas de la noche en las que elconsumo de electricidad disminuye, es lo sufi-cientemente económica como para que lageneración de hidrógeno resulte potencialmenteeficaz desde el punto de vista de sus costos enciertas zonas.41 Otras fuentes de energía prima-ria son las granjas eólicas y la energía solar.
La biomasa también puede utilizarse para lageneración de hidrógeno. Si bien el carbonoforma parte del proceso, se la considera unaopción neutral en lo que respecta al carbono, yaque el CO2 es absorbido en la siguiente genera-ción de biomateriales. Si se combina con elproceso CCS en la planta de generación, estaopción puede producir una reducción neta del
CO2 atmosférico. Naturalmente, se trata de unaalternativa que implica además disponer de unárea extensa para el desarrollo del biomaterial.
No resulta claro si la conversión de la electri-cidad generada por fuentes no contaminantes enhidrógeno constituye una alternativa eficaz parala sociedad. La pérdida de energía producida através de la electrólisis no se recupera en otraseficiencias con el uso de hidrógeno. El hecho deque resulte más eficaz utilizar la electricidaddirectamente o para la carga de baterías deautomóviles en lugar de generar hidrógeno esdiscutible.42 Esto implicaría la implementaciónde mejoras significativas en la tecnología dedesarrollo de baterías, que incluirían la reduc-ción de los tiempos de recarga, la disminucióndel peso de las baterías y la eliminación final delas baterías viejas.
De mayor interés son los métodos de produc-ción de hidrógeno que se encuentran en la fasede desarrollo en el laboratorio. Se está investi-gando la conversión directa de la luz solar enhidrógeno, sin que exista un paso intermedio degeneración de electricidad, a través de nuevosprocesos a nanoescalas y procesos biológicos. Elagua también puede ser separada en hidrógeno yoxígeno a temperaturas muy elevadas. Este pro-ceso, que se conoce con el nombre de termólisis,puede lograrse a través de colectores solares queoperan a temperaturas superiores a 500°C[932°F] o en la próxima generación de reactoresnucleares de alta temperatura.43 Dicha tecnologíade reactores aún se encuentra a décadas de dis-tancia y para su implementación se debe superarla resistencia del público a la construcción deplantas nucleares.
28. Bennaceur et al, referencia 8.29. Bennaceur et al, referencia 8.
Para obtener mayor información sobre evaluación sís-mica con la técnica de repetición, consulte: Aronsen HA,Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Picke-ring S y Smith P: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clavea partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield Review16, no. 2 (Verano de 2004): 6–15.
30. Bennaceur et al, referencia 8.31. Oldenburg CM y Benson SM: “Carbon Sequestration
with Enhanced Gas Recovery: Identifying CandidateSites for Pilot Study,” presentado en la Primera Confe-rencia Nacional sobre Secuestro de Carbono,Washington, DC, 14 al 17 de mayo de 2001. Disponible,conectándose a www.netl.doe.gov/publications/procee-dings/01/carbon_seq/2a4.pdf (Se examinó el 18 de abrilde 2005).
32. Peteves et al, referencia 15: 55.33. Gielen, referencia 24.34. Bennaceur et al, referencia 8.35. Para obtener un panorama general de los esfuerzos rea-
lizados en diferentes países para la implantación de unaeconomía basada en el hidrógeno, consulte: “Hydrogenand Fuel Cells—Review of National R&D Programs,”París: Agencia Internacional de la Energía y Organiza-ción para la Cooperación y el Desarrollo Económicos,2004.
36. Suresh B, Schlag S y Inoguchi Y: “CEH Marketing Research Report—Hydrogen.” Manual de IngenieríaQuímica y SRI Consulting, agosto de 2004.
37. “Basic Research Needs for the Hydrogen Economy,”referencia 12: 16.
38. Para obtener mayor información sobre estaciones dehidrógeno en Europa, consulte: www.msnbc.msn.com/id/7024047/ (Se examinó el 14 de abril de 2005).
39. “Hydrogen and Fuel Cells—Review of National R&D Pro-grams,” referencia 35.
40. Mazza P y Hammerschlag R: “Carrying the EnergyFuture—Comparing Hydrogen and Electricity for Transmission, Storage and Transportation,” Instituto de Evaluación Ambiental de Ciclos de Vida, Seattle, Washington, EUA (Junio de 2004).
41. Mazza y Hammerschlag, referencia 40.42. Mazza y Hammerschlag, referencia 40.43. “Basic Research Needs for the Hydrogen Economy,”
referencia 12: 16.
Transporte y distribución—El hidrógenopuede ser generado en el lugar de uso o en susproximidades, o bien en un punto centralizadopara su posterior transporte. Hoy en día, un 96%de la producción de hidrógeno se emplea local-mente. EUA posee el mercado comercial másdesarrollado del hidrógeno—el hidrógeno quese transporta para su venta—transportándoseun poco más del 15% de la producción a otrositio.44 Dependiendo del método de producción,el hidrógeno puede contener impurezas, talescomo monóxido de carbono [CO] o CO2. Paraciertos usos finales, el hidrógeno puede requerircierto acondicionamiento con el fin de removerdichas impurezas.
Si bien los volúmenes pequeños de hidrógenoson transportados por medio de cilindros o agranel, la mayor parte del hidrógeno comercialse desplaza por líneas de conducción. Se haninstalado agrupamientos localizados de líneas deconducción de hidrógeno en diversas áreasindustrializadas (arriba). Actualmente, hay16,100 km [10,000 millas] de líneas de conduc-ción de hidrógeno en el mundo; la más larga seextiende a lo largo de 800 km [500 millas] en elnorte de Europa.45
Hoy, el costo de las líneas de conducción dehidrógeno típicas de 12 pulgadas de diámetrooscila entre US$ 0.5 y US$ 1.5 millón, lo que esaproximadamente igual al costo de un gasoducto
equivalente. Para atender una infraestructurade transporte extensiva, quizás sea necesariodisponer de líneas de conducción de hidrógenode gran diámetro, tales como las líneas de 30pulgadas. El costo de este tipo de líneas de con-ducción se prevé superior al de un gasoductoequivalente: aproximadamente un 50% más porlos materiales que resisten la fragilización porhidrógeno y un 25% más por la mano de obrainsumida en los trabajos de soldadura específi-cos para el hidrógeno.46
El costo será un factor fundamental en laampliación de esta red de distribución a partirde las instalaciones existentes y en la construc-ción de redes de líneas de conducción nuevas.
44 Oilfield Review
TEXAS
LUISIANA
BatonRouge
Corpus Christi
Freeport
Houston
Bayport
G o l f o d e M é x i c o
PAÍSES BAJOS
FRANCIA
BÉLGICA
Isbergues
Waziers
Charleroi
Feluy
AntwerpTerneuzen
Rozenburg
Bergen-op-Zoon
Planta de hidrógenoLínea de conducción Planta de hidrógeno/CO
0
0 150 300 450 km
100 200 300 millas
0
0 50 100 km
25 50 millas
> Redes de hidrógeno. Air Liquide opera líneas de conducción de hidrógeno en el norte de Europa y en el sector estadounidense del Golfo de México, queforman parte de la red mundial de 1,700 km [1,060 millas] de la compañía. Esto representa un 10% de todas las líneas de conducción de hidrógeno delmundo. Las plantas de Antwerp, en Bélgica, y de Bayport, en Texas, producen más de 100,000 m3/h [629,000 bbl/h] de hidrógeno a partir del gas natural,cada una. La mayor parte del hidrógeno producido en estas plantas se utiliza para remover el azufre contaminante de la gasolina y el combustible diesel.
Verano de 2005 45
Tomando como ejemplo sólo dos lugares delmundo, será necesario convertir unas 180,000estaciones de servicio en estaciones de a-provisionamiento de hidrógeno en EUA yaproximadamente 135,000 en Europa. Algunas deestas estaciones formarán parte de una red delíneas de conducción pero otras, probablementemuchas, generarán hidrógeno localmente.
Es preciso desarrollar una alternativa seguray aceptable para el expendio de hidrógeno avehículos o como uso personal. Ésta debe seruna opción de bajo costo, conveniente y, porsobre todas las cosas, segura. Air Liquide hadesarrollado la tecnología necesaria para trans-ferir rápidamente grandes cantidades dehidrógeno a una presión de 5,000 lpc [35 MPa].Esta tecnología se emplea en el programa Trán-sito Urbano Limpio en Europa (CUTE, por sussiglas en inglés) y en otros lugares. Los autobu-ses de Islandia, fabricados por DaimlerChrysler,llevan cilindros de hidrógeno comprimido en sustechos. El reaprovisionamiento de estos tanquesinsume entre 6 y 10 minutos, lo que confiere alos autobuses una autonomía de aproximada-mente 385 km [240 millas].47
Almacenamiento—El hidrógeno puede seralmacenado como gas comprimido, líquido ometal, o como hidruro químico. De todos éstos,el hidrógeno líquido es el que posee mayor den-sidad de energía.48 Así y todo, representaaproximadamente un tercio del valor volumé-trico, comparado con la gasolina, y un cuarto dela densidad de energía gravimétrica de la gaso-lina.49 Alrededor de un tercio del contenido deenergía se pierde en la licuefacción.50 Por razo-nes de seguridad, y para evitar el incremento depresión, se debe permitir la purga del gas hidró-geno de manera que el hidrógeno líquido noconstituye una solución viable para el almacena-miento a largo plazo en aplicaciones móviles.
Se están investigando diversos hidruros metá-licos o químicos para almacenar el hidrógeno. Laventaja de este método es su seguridad y estabili-dad, en comparación con el almacenamiento delíquido o gas comprimido. No obstante, introducirel hidrógeno en el hidruro en forma oportuna—elequivalente a alrededor de tres a cinco minutos deaprovisionamiento en una estación de servicio—aún no es posible y para extraerlo actualmente esnecesario calentar el hidruro a altas temperatu-ras. El peso de los actuales substratos de hidrurosy su contenedor es mucho mayor que el peso delhidrógeno almacenado.
El desarrollo de alternativas de almacena-miento localizado es el mayor obstáculo asuperar en lo que respecta a usos móviles envehículos particulares.
Seguridad—Hoy en día, sólo el personalcapacitado utiliza el hidrógeno en forma seguraen el ámbito industrial. La expansión para queacceda a su uso la población en general implica-rá riesgos que deben ser mitigados. No obstante,el manipuleo del metano, el propano o la gasoli-na también implica riesgos que en su momentofueron mitigados y hoy son comprendidos portoda la población (arriba).
El hidrógeno es considerablemente menosdenso que el aire. Además, se difunde en el airemás rápidamente que los combustibles analiza-dos en este artículo. Desde el punto de vista de laseguridad, esto significa que el hidrógeno quefuga se eleva rápidamente y se dispersa en tantono se trate de un lugar cerrado. No obstante, unautomóvil con las ventanas y las puertas cerradases un espacio cerrado, de manera que el com-partimiento para pasajeros de un vehículo tendráque ser protegido de las fugas potenciales. Elhidrógeno es inodoro, lo que dificulta la de-tección de fugas; pero, en la medida que se dis-ponga de oxígeno suficiente, no resulta tóxico.
Los efectos que producen cantidades significati-vas de emisiones atmosféricas de hidrógeno en ellargo plazo se desconocen pero un grupo finan-ciado por el programa GCEP está estudiando losefectos sobre el clima, la contaminación del airey la capa de ozono.
Comparado con el metano, el propano y lagasolina, el rango de concentración para la infla-mabilidad del hidrógeno en el aire es másamplio. El límite de concentración inferior parala inflamación es un 20% inferior al límite delmetano; es decir, se necesita menos hidrógenoen una mezcla de aire para que se inflame. Ade-más, la energía mínima requerida para lainflamación es 15 veces menor que la del me-tano. Como preocupación adicional en lo querespecta a la seguridad, una llama de hidrógenoes prácticamente invisible. Se necesitan senso-res de hidrógeno que proporcionen advertenciasante situaciones peligrosas.
> Propiedades físicas seleccionadas del hidrógeno, el metano, el propano y la gasolina.
Peso molecular (u)
Densidad (kg/m3) en condiciones normales
Flotabilidad (densidad con respecto al aire)
Coeficiente de difusión (cm2/s)
Límite de inflamabilidad con mezclas pobres en el aire (% por volumen)
Límite de inflamabilidad con mezclas ricas en el aire (% por volumen)
Energía de inflamación mínima (mJ)
Energía de inflamación espontánea mínima (K)
Límite de detonación con mezclas pobres en el aire (% por volumen)
Límite de detonación con mezclas ricas en el aire (% por volumen)
Energía de explosión (equivalente de TNT en kg por m3 de vapor)
2.02
0.084
0.07
0.61
4.1
75
0.02
858
18
59
2.02
16.04
0.651
0.55
0.16
5.3
15
0.29
813
6.3
13.5
7.02
44.06
1.87
1.52
0.12
2.1
10
0.26
760
3.1
7.0
20.2
~107
4.4
3.4 a 4.0
0.05
1.0
7.8
0.24
501 a 744
1.1
3.3
44.2
Propiedad Hidrógeno Metano Propano Gasolina
44. Suresh et al, referencia 36.45. Simbeck D y Chang E: “Hydrogen Supply: Cost Estimate
for Hydrogen Pathways—Scoping Analysis,” artículo delLaboratorio Nacional de Energías RenovablesNREL/SR–540–32525 (Julio de 2002): 21.
46. Parker N: “Using Natural Gas Transmission PipelineCosts to Estimate Hydrogen Pipeline Costs,” artículo deInstituto de Estudios de Transporte UCD-ITS-RR-04-35 (1°de diciembre de 2004). Disponible, conectándose awww.its.ucdavis.edu/publications/2004/UCD-ITS-RR-04-35.pdf (Se examinó el 18 de abril de 2005).
47. Doyle A: “Iceland’s Hydrogen Buses Zip Toward Oil-FreeEconomy,” The Detroit News (14 de enero de 2005). Disponible, conectándose a www.detnews.com/2005/autosinsider/0501/14/autos-60181.htm (Se examinó el 18 de abril de 2005).
48. La densidad de energía aludida en este artículo es elcalor de combustión estándar por unidad de masa.
49. Crabtree et al, referencia 12.50. “National Hydrogen Energy Roadmap,” basado en los
resultados del Taller Nacional de Mapas de Ruta sobreEnergía del Hidrógeno, Washington, DC, Departamentode Energía de EUA (2 al 3 de abril de 2002). Disponible,conectándose a www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/pdfs/national_h2_roadmap.pdf (Seexaminó el 18 de abril de 2005).
Los límites de explosión para el hidrógenotambién son diferentes de los del metano, el pro-pano y la gasolina. Estos combustibles detonancon mezclas mucho más pobres: se requierecomo mínimo el triple de hidrógeno para que seproduzca la detonación. No obstante, el hidró-geno puede detonar con mezclas mucho másricas que los otros combustibles. La mitigaciónde este riesgo implica el hecho de que en unaexplosión con hidrógeno la energía involucradaes considerablemente menor: una explosión convapor de gasolina implica 22 veces más energía.
Existe además un riesgo adicional asociadocon el almacenamiento del hidrógeno como gascomprimido. Los automóviles propulsados ahidrógeno, que se encuentran rodando, utilizan
tanques a una presión de 5,000 o 10,000 lpc [35 o70 MPa]. El tanque de hidrógeno y todos losaccesorios de alta presión deben ser confiables yfuncionar a prueba de fallas para evitar una libe-ración de presión potencialmente explosiva. Elcorrecto mantenimiento y la verificación del sis-tema de almacenamiento son elementoscruciales. Esto resulta particularmente impor-tante en los vehículos particulares, que engeneral no son operados y mantenidos por profe-sionales capacitados. Se necesitan ambasmejoras tecnológicas y un programa de educa-ción pública masivo para lograr el nivel deseguridad requerido para el uso no industrial, engran escala, del hidrógeno.
La fragilización por hidrógeno es un tipo deriesgo diferente de los riesgos de inflamabilidady explosión, comunes a los combustibles fósiles.Dado que la molécula es tan pequeña, migrafácilmente a lo largo de las microfisuras de losrecipientes. Esto provoca la expansión y la exten-sión de las fisuras, debilitando el material. Unavez producido suficiente daño, el recipientepuede fallar por debajo de su límite elástico.Para evitar la fragilización por hidrógeno, seemplean aleaciones específicas y procesos degalvanización o de revestimiento, además de con-trolar el hidrógeno residual presente en el aceroy el volumen recogido en el procesamiento.
46 Oilfield Review
> Estación de hidrógeno de Shell y automóvil con celdas de combustible. Esta estación de Washington, DC, está equipada tanto con surtidores de gasolinacomo con un surtidor de hidrógeno (extremo superior). El automóvil de demostración de General Motors tiene una celda de combustible de hidrógenodebajo del cofre (capó) (extremo inferior). La versión de este automóvil con un tanque de hidrógeno comprimido a una presión de 10,000 lpc [70 MPa]posee una autonomía de 270 km [168 millas]. (Fotografías, cortesía de Shell Hydrogen BV).
Verano de 2005 47
El desafío es alcanzar estos objetivos amedida que aumenta el número de contenedoresde hidrógeno y su uso por parte de personal nocapacitado. Todos los combustibles son poten-cialmente peligrosos y el hidrógeno no constituyela excepción. La transición de una operación demanipuleo exclusivamente a cargo de especialis-tas capacitados al manipuleo por la población engeneral requerirá la aceptación del público ytiempo para que éste se familiarice con estenuevo combustible, como se hizo con otros com-bustibles nuevos, tales como el gas licuado depetróleo (LPG, por sus siglas en inglés).
La seguridad sustenta todos los demás as-pectos. Lograr seguridad en la producción,distribución y empleo del hidrógeno para su usogeneralizado por el público en general a travésdel desarrollo continuo es sólo la primera parte.Los gobiernos necesitarán establecer códigos ynormas para el manipuleo del hidrógeno enámbitos no industriales. Además, los gobiernos ylas compañías tendrán que educar al público enlo que respecta al correcto empleo y manipuleodel hidrógeno.
Un futuro con pasturas más verdesLos vehículos propulsados a hidrógeno represen-tan el sueño de todos los defensores de unaeconomía basada en el hidrógeno. En varioslugares del mundo, ya están funcionando peque-ñas flotillas de demostración, que incluyen tantoautobuses como vehículos de pasajeros. En ope-ración, estas flotillas producen apenas un rastrode vapor de agua.
Estos vehículos aún no están listos para seradquiridos por el automovilista promedio. Gene-ral Motors Corporation anunció recientementeun proyecto por US$ 88 millones de costos com-partidos con el Departamento de Energía deEUA para desarrollar, fabricar y desplegar 40vehículos con celdas de combustible de hidró-geno.51 Según se informa, la fabricación de otrosautomóviles de demostración costó entre US$ 3 yUS$ 4 millones. En Islandia, los autobuses dedemostración de la empresa DaimlerChrysler,que funcionan con hidrógeno, cuestan aproxima-damente 1.25 millón de euros, lo que equivaleaproximadamente al triple o al cuádruplo delcosto de un autobús propulsado a diesel.52 Parareducir estos costos se requieren mejoras en latecnología y producción en masa.
El abastecimiento de combustible de estosvehículos de demostración se realiza en estacio-nes de aprovisionamiento de hidrógenoconstruidas al efecto. Una estación de Shellsituada en Washington, DC, incorporó un surtidorde hidrógeno en una estación de servicio cuyocosto, según trascendió, fue de US$ 2 millones.53
Se espera que los costos tanto de los automóvilespropulsados a hidrógeno como de las estacionesde aprovisionamiento de ese combustible decli-nen con el transcurso del tiempo. Esto será elresultado tanto de las mejoras tecnológicas comode las economías de escala implementadas amedida que la producción pase de la fabricaciónde elementos individuales a la fabricaciónmasiva. Con el tiempo, el costo del hidrógenodebería alcanzar el equivalente actual de US$ 2 aUS$ 4 por kg.
Shell está adoptando un enfoque gradualtendiente a la implantación de un mercadomasivo de hidrógeno comercial. El primer pasodel enfoque implicó la implementación de pro-yectos independientes con acceso restringido.Sólo el personal capacitado puede acceder a losequipos y se aplican las normas de seguridadindustrial. Los proyectos de esta categoría inclu-yen depósitos para flotillas de autobusesalimentados a hidrógeno.
Los sitios de segunda generación poseenacceso público, independiente de las estacionesde servicio existentes. Shell inauguró una esta-ción en el año 2003, que genera hidrógeno apartir del agua para los tres autobuses urbanosque operan en Reykiavik como parte del pro-yecto ECTOS.
Los proyectos actuales, como el de Washing-ton, DC, se encuentran en el paso tres, queintegra completamente el hidrógeno con el apro-visionamiento de combustible tradicional en unaestación (página anterior). Shell está por iniciarel cuarto paso, la creación de mini-redes de esta-ciones que implican asociaciones entremúltiples compañías de energía y los gobiernos.Estas redes atenderán flotas de 100 o más vehí-culos. En el paso cinco, que tendrá lugar en elperíodo comprendido entre 2010 y 2020, las miniredes se conectarán a los corredores de las esta-ciones de aprovisionamiento de hidrógeno y seincorporará el servicio en las áreas que carezcande estaciones.
Los gobiernos y las instituciones privadashan designado varios corredores de autopistaspara demostraciones que impliquen el uso dehidrógeno; por ejemplo, en California y Florida,EUA, Columbia Británica, Canadá y Alemania.
A pesar de estas actividades, un mundobasado en la economía del hidrógeno no es unaconclusión extraída de antemano. Las compa-ñías involucradas en el desarrollo de estastecnologías y en su colocación en el mercadoreconocen los obstáculos con que deben enfren-tarse. Podría llegar a desarrollarse una solucióntecnológica alternativa para el control de lasemisiones de gases de efecto invernadero y ladeclinación subsiguiente de las reservas de com-bustibles fósiles.
Es probable que el futuro abastecimientoenergético esté representado por una combina-ción de diversas fuentes, incluyendo loscombustibles fósiles, la energía nuclear y laenergía verde, con el hidrógeno y la electricidadcomo medios de transporte de energía. Con eltiempo, transcurridos quizás unos 20 o 30 años,el mercado libre decidirá en base a los aspectoseconómicos y la calidad de las cuestiones rela-cionadas con la vida, tales como el control de lasemisiones de gases de efecto invernadero. Amedida que el mundo avance hacia la etapasiguiente, las compañías seguirán proponiendotecnologías y continuarán evaluando los aspec-tos económicos.
La comparación de las diversas alternativasrequiere que se las visualice en forma integral.Dentro del encuadre de la economía del hidró-geno, a esto se alude a veces como una estructuradel tipo del estanque a la rueda. ¿Cuánto cuestaproveer una cierta cantidad de energía; comen-zando con el costo de la infraestructura para suadquisición y agregando los costos de los materia-les, el acondicionamiento, el transporte, elalmacenamiento, la entrega, la utilización y porúltimo la eliminación de los subproductos nodeseados? En consecuencia, si la sociedad exigecero nivel de emisiones de CO2 u otros contami-nantes, esos costos deberían contemplarse entodos los escenarios. La nueva infraestructuradebe incluirse en los escenarios adecuados, pro-bablemente un sistema de aprovisionamiento dehidrógeno en ciertos escenarios o el CCS en otros.
Con el tiempo, el predominio del petróleocomo fuente de energía primaria será suplan-tado por algo más. Su primer reemplazo seráprobablemente el gas natural. El siguiente qui-zás sea el carbón con CCS, la energía nuclear ocierta combinación de fuentes de energía reno-vable. Si bien el hidrógeno no es ni será unafuente de energía, su utilización con las celdasde combustible podrá convertirlo en un portadorenergético importante en sinergia con la electri-cidad. —MAA
51. “GM in Fuel Cell Deal with Government,” CNNMoney (30de marzo de 2005). Disponible, conectándose amoney.cnn.com/2005/03/30/ news/fortune500/gm_fuelcell.reut/index.htm (Se examinó el 18 de abril de 2005).
52. Doyle, referencia 47.53. “Washington Station Offers Gas, Snacks and Hydrogen,”
The New York Times, 11 de noviembre de 2004: C6.