Hidrógeno Verde: la energía del futuro
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ZeroAvia avanza en el desarrollo de los motores eléctricos de hidrógeno para aviones regionales
ZeroAvia, empresa especializada en desarrollar soluciones de cero emisiones para la aviación comercial, ha firmado un acuerdo con el grupo de ingeniería MHIRJ para ofrecer motores eléctricos de hidrógeno para aviones regionales. Dentro de este acuerdo, MHIRJ proporcionará servicios de ingeniería, integración de aeronaves y su reconocida experiencia en OEM para respaldar la certificación del sistema de propulsión de hidrógeno-eléctrico de ZeroAvia para la modernización de fuselajes en los mercados de jets regionales.ZeroAvia ya tiene muy avanzado sus planes para certificar su tren motriz ZA600 de 600 kW para aviones pequeños de 10 a 20 asientos, con la previsión de entrar en servicio en 2024. Al mismo tiempo, la compañía está trabajando en el ZA2000, un tren motriz modular de dos a cinco MW que tiene como objetivo el soporte para Turbohélices de 40 a 80 asientos para 2026. El tren motriz ZA2000RJ ampliará esta tecnología para permitir a los pasajeros volar en jets regionales de cero emisiones a finales de la década de 2020.
Este acuerdo, que es una ampliación de un Memorando de Entendimiento firmado el año pasado, sitúa a la aeronave de la serie CRJ como pionera en las primeras operaciones con motores de cero emisiones reales. Se han construido más de 2.000 aviones de la serie CRJ desde el lanzamiento del programa, estableciéndose efectivamente como la columna vertebral de la aviación regional en Estados Unidos.
Val Miftakhov, CEO y fundador de ZeroAvia, asegura que “hay cientos de aviones de la serie CRJ en operación diaria en América del Norte, que transportan a millones de pasajeros. Todos estos vuelos pueden y deben ser de cero emisiones mucho antes del final de esta década. Este acuerdo es un gran paso adelante en la entrega de motores eléctricos de hidrógeno al segmento de aviones regionales”.
Por su parte, Hiro Yamamoto, presidente y director ejecutivo de MHIRJ, dijo que “este acuerdo con ZeroAvia promueve dos objetivos importantes. El primero es seguir haciendo crecer nuestro negocio de AEC mediante el trabajo con otras empresas y el uso de nuestra amplia experiencia en ingeniería para avanzar en este proyecto de vanguardia. El segundo beneficio es que somos parte de la cadena de valor al llevar tecnología sostenible innovadora al espacio regional” (Actualidad Aerospacial).
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Una empresa estadounidense prevé invertir US$ 500 millones para fabricar hidrógeno y amoníaco verde en Tierra del Fuego
Por Loana Tejero31 martes
mayo 2022
En una entrevista a fondo con EconoJournal, Nabil Katabi, gerente de Financiamiento de MMEX Resources, dio a conocer los detalles del proyecto de hidrógeno, amoníaco y metanol verde que la empresa está llevando adelante en Tierra del Fuego. Cuáles son los factores que incidirán en la materialización de la obra y cuál es el plan de la compañía para aprovechar el potencial eólico de la provincia.MMEX Resources Corporation es una empresa estadounidense que ha construido y operado plantas termoeléctricas, oleoductos y gasoductos, refinerías de petróleo y plantas de etanol en Texas y Perú. También ha explorado y operado yacimientos de petróleo y gas. En los últimos días anunció una inversión de US$ 500 dólares para llevar adelante un proyecto de energías limpias e hidrogeno verde en el país.
Junto con Siemens Energy -empresa líder en la fabricación de equipos de electrólisis- concluyeron un estudio de diseño de ingeniería de detalle para la producción de 55 toneladas por día de hidrógeno en la ciudad de Río Grande, en Tierra del Fuego.
La inversión estará destinada a la construcción de un campo eólico de hasta 300 MW (160 MW base), y una planta de electrólisis. El objetivo será desarrollar una unidad de conversión de amoníaco o metanol de 300 toneladas diarias para exportaciones globales, que se realizarán a través de una infraestructura de carga marítima propia.
El requerimiento del hidrógeno verde se vincula a la necesidad de sustituir el uso del carbón, el petróleo y sus derivados, y el gas natural, por fuentes de energía renovables y sin emisiones de dióxido de carbono. Por esto, muchas empresas se encuentran demandando este material de cara a la transición energética.
¿Qué fue lo que motivó a MMEX a enmarcar un proyecto de hidrógeno verde en Río Grande?
-El empuje post Covid-19 y la situación del gas en Europa por el conflicto bélico Rusia-Ucrania nos llevó a entrar en el mundo del hidrógeno. Primero ingresamos en un proyecto de hidrógeno azul en Texas, pero no funcionó muy bien, por eso nuestro enfoque ahora está en el verde. Nos encontrábamos trabajando en un desarrollo técnico con Siemens Energy y nos acordamos de las condiciones de viento en Tierra del Fuego debido a que nosotros hemos estado allí hace veinte años trabajando en una refinería, procesando los líquidos del gas que producía Total Energies. De esta experiencia viene nuestro conocimiento de la zona y la asociación con empresarios en Argentina. Tierra del Fuego presenta condiciones de viento de calidad mundial y por eso es uno de los mejores sitios que existe para llevar a cabo este tipo de proyectos. Además de estas condiciones, también se dio el apoyo por parte del gobierno regional.
Otro punto importante es el estatus de zona franca que posee, lo cual ayuda bastante en varios aspectos de esta iniciativa porque siendo un proyecto de exportación no dependemos del ámbito nacional.
¿La elección de Tierra del Fuego tiene que ver con su ubicación estratégica teniendo en cuenta los océanos Pacífico y Atlántico, sumado a que se puede armar un proyecto de exportación basado en la generación de energía sin tener que entrar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)?
-Sí. Nunca hemos considerado el SADI, pero tiene sus complicaciones. Querer ingresar a Argentina sacando energía renovable de la red, no funciona.
¿Cómo puede garantizar que en un pico de consumo no tomen su energía y que esta se destine a la demanda prioritaria y residencial?
-Argentina no tiene la cantidad de renovables para poder garantizarlo. La mecánica y el sistema para hacerlo sí existe, pero en Estados Unidos. Estamos haciendo un acuerdo con una de las utilities de las grandes, que nos va a enviar 160 MW certificados, renovables, todos los días. En Argentina no es una opción y desde el inicio ni lo pensamos. El plan es tener un campo eólico dedicado.
Actualmente, ¿se encuentran en el proceso recopilación de datos de corrientes eólicas para comprobar la potencia de los vientos?, ¿cuánto tiempo estima que le demandará esta medición?
-Había mucha información sobre la zona, una situación no común. Esto fue un paso muy importante. Ahora todos esos datos están en manos de Siemens Gamesa, que es nuestro socio técnico y el encargado de definir cómo sería un campo eólico óptimo para esta zona. Este proceso va a demorar algunos meses.
¿Lo que proponen es que Siemens Gamesa se encargue de la construcción de los parques eólicos y ustedes, con esa energía, realizar la planta de electrólisis para conseguir el hidrógeno?
-Eso es. Lo que ya tenemos es la ingeniería de electrólisis, la hemos terminado a finales del año pasado. Con Siemens hemos diseñado un paquete para producir 55 toneladas/día de hidrógeno verde. Para poder generar esa cantidad ideamos poner siete módulos, los cuales precisan tres hectáreas. No es mucho.
Una vez que posean la información sobre las corrientes eólicas, ¿cómo continúa su cronograma?
-El estudio eólico nos va a informar sobre cuánto va a costar este capex y cuántas torres se van a necesitar. Con esto también vamos a saber cuántas hectáreas precisamos. Hemos tenido conversaciones con algunas estancias del lugar, pero aún no tenemos el número exacto de cuantas porciones de suelo son necesarias debido a que son las condiciones de viento las que definen qué turbinas colocar, cuántas estructuras, etc. Primero debemos saber eso para poder entrar en las negociaciones comerciales con quienes van a comprar este hidrógeno y financiar el proyecto.
Teniendo en cuenta la situación macroeconómica que presenta Argentina, ¿cuán dificultoso resulta el proceso de captación de socios que financien el proyecto?
-El hecho de estar en Tierra del Fuego ayuda mucho porque es zona franca. Sabemos que no hay IVA, los impuestos a la renta son muy bajos, hay mucho apoyo en este sentido. La repatriación de ganancias sí es un tema, el cambiario no tanto. Son mecánicas que hay que atravesar, es la única complicación, pero no se presenta como un impedimento porque siempre se va a realizar un acuerdo entre este proyecto y el gobierno. Va a haber reglas definidas por unos años.
Además, lo que hemos visto es que lo que se puede sacar de ganancias es suficiente para lo que este proyecto va a generar. Este es el primer análisis que realizamos y por el cual seguimos. De todas maneras, hay que reinvertir un porcentaje, entonces lo que observamos ahora, funciona. Si estuviésemos más al norte, la situación sería otra. Los que están anunciando proyectos donde hay red eléctrica, cuentan con ella, y no creo que contemplen la construcción de su propio campo eólico.
¿En el puerto Río Grande deben realizar alguna obra?
-Sí, pero es mínima. Vamos a precisar unos tanques de almacenamiento, pero no de hidrógeno, sino de amonio, que se va a producir allí. Luego para importarlo se deberán establecer líneas submarinas que se conectarán con boyas. Estos líquidos no necesitan una infraestructura portuaria fija como ocurre con los contenedores, graneles. Es netamente más simple. Esto mismo hemos hecho en Perú.
¿Consiguen hidrógeno verde y a partir de él generan petroquímicos también verdes?
-El hidrógeno es un gas con poca densidad entonces para transportarlo se lo tendría que someter a un proceso de licuefacción. El problema es que no hay barcos que hoy transporten hidrógeno, como ocurre hace cuarenta años con el LNG, pero lo bueno de este material es que se puede transformar en amonio, que a su vez se puede utilizar para producir fertilizantes o explosivos, pero también se puede quemar en centrales térmicas. Por esto la solución para desarrollar hidrógeno es el amonio o metanol.
¿La inversión de US$ 500 millones por la construcción del parque de 350 MW, la planta de hidrógeno y las obras de infraestructura portuaria están dentro del capex total?, ¿con esto van a estar en condiciones de exportar hidrógeno en el formato de amonio o metanol?
-Sí, es el capex total. Esa es la cifra con el proyecto puesto en marcha. La producción de amonio es la más probable.
¿Cuánta cantidad de amonio se puede llegar a producir?
-300 toneladas por día. En general hay un 18% de hidrógeno en 100% de amoniaco.
¿Tienen un proyecto similar en Perú?
-Sí, en Perú se presentó una situación en donde realizamos un acuerdo con una de las empresas eléctricas de allá para que nos brinde 160 MW. Es un país con mucha generación hidroeléctrica. Además, hay un parque de renovables muy importante. Y el otro proyecto que tenemos está en Marruecos, ubicado en un sitio con vientos y sol extraordinario. También es una zona franca, pero allí hay que desalinizar el agua, en cambio la ventaja que se presenta en Río Grande es que posee agua dulce.
El gobierno de Tierra del Fuego les abrió las puertas y hay buena negociación. Respecto al Gobierno nacional ¿ya tienen detectado un interlocutor válido o continúan en la búsqueda?
-Estamos en eso. Sabemos con quién hablaríamos. En junio van a anunciar el marco regulatorio para el desarrollo del hidrógeno en el país. Ya hemos realizado análisis legales con estudios de Buenos Aires y el tema es complejo, pero su complejidad está clara.
Hay distintos proyectos que no se materializaron en Argentina. Frente a esto, ¿piensa que este proyecto va a concretarse?
-Yo creo que, si este proyecto no se llega a materializar, eso no será por culpa de Argentina, sino por el mercado internacional energético y por lo que podría llegar a pasar con el desarrollo del hidrógeno. No veo impedimentos argentinos. Hoy todo indica que el hidrógeno verde está entrando en una fase de boom, por lo que no vemos que esto no prospere, pero si fuera así sería por problemas ajenos, no de Argentina.
Si todo sale de acuerdo a lo proyectado, ¿cuándo cree que podrían estar en la fase de construcción de la planta?
-Si todo sale bien, es decir, los análisis técnicos, los acuerdos comerciales, el financiamiento, que lo hemos hablado con un par de boutiques argentinos, en donde hay bastante optimismo sobre traer esta inversión desde entidades multilaterales, hablaríamos de una construcción de dos a tres años.
¿Cree que este proyecto puede funcionar como modelo a seguir para que otras iniciativas similares puedan avanzar?
-Sin duda. El gran recurso que presenta la Patagonia es el viento y también que posee mucha tierra. Hay superficie para hacer 20 proyectos como este. Uno puede pensar en esta zona como un polo de producción- de hidrógeno, de amonio o metanol-, y de exportación porque desde el lugar en donde se encuentra se pueden trazar conexiones con Asia, Europa.
¿Imagina un gran offtaker que tome esas 55 toneladas de hidrogeno verde que van a producir o piensa en algo atomizado?
-Estamos viendo. Hace tres o cuatro meses la discusión era con Corea, Japón, Indonesia, Malasia. Ahora es con Alemania, Francia, Inglaterra y Portugal.
¿Tienen alguna negociación que presente una línea de avance?
-Sí, tenemos negociaciones con dos empresas energéticas, desarrolladoras, y con otras dos que son de shipping, las cuales se encuentran tratando de ubicar puntos de abastecimiento de hidrógeno en los puertos en donde trabajan más.
En cuanto al tema ambiental, ¿en qué aspectos se encuentran trabajando?
-Cualquiera de estos proyectos tiene que presentar un estudio sobre el impacto en el ambiente. Tierra del Fuego tiene una Secretaría ambiental que está al tanto de estos temas y por esto mantenemos diálogo. Debemos hacer algunos estudios de impacto preliminar en conjunto. Es importante incorporar todos estos aspectos en cuanto a la naturaleza porque quienes financian el proyecto se interesan por ello. Estimamos que el estudio ambiental puede llegar a demorar entre seis y siete meses.
¿Cree que el proyecto puede generar algún tipo de conflicto social?
-No, porque el proyecto representa beneficios. Por ejemplo, Siemens va a tener que instalar una unidad de mantenimiento por las torres que va a construir y eso va a significar una inversión impactante en Río Grande.
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Les dije que los yanquis venían con la panacea de la energía limpia "llave en mano", Nicolini está negociando estas cosas, mientras tanto la central nuclear Hualong continúa estancada...
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Tanto el desarrollo del fraking como el de las energías renovables eólica y solar muestran que de cualquier forma que se inicie una nueva cadena productiva (llave en mano o como sea) luego eso lleva al desarrollo local de nuevas industrias u servicios asociadas a ella. Cuando se inicio el fraking en Vaca Muerta todo era importado, hoy dia muchas pymes argentinas dan servicio a empresas de fraking en Vaca Muerta y con cientos de aerogeneradores en funcionamiento y varios parque solares, se generaron nuevas industrias e incluso nuevas carreras técnicas relacionadas para formar nuevos profesionales.
El gran problema es cuando el pais se queda estancado y no arranca, no importa si son argentinos, yankees o marcianos, si no se empieza a desarrollar esta industria se va a hacer en otro pais, porque el Mundo demanda hidrógeno verde. Y lamentablemente la parálisis mental que tiene nuestra diligencia hace que se enfoquen mas en pelearse por las formas que en hacer algo -
El hidrógeno verde ya es más barato que el gas GNL en 8 países europeos
Los extraordinarios precios alcanzados por los hidrocarburos en general, y el gas en particular, han acelerado un proceso inaudito hasta ahora: que el hidrógeno verde sea más barato de producir que el gas natural licuado (GNL).El hidrógeno verde, denominado así por no generar emisiones contaminantes, ha alcanzado un hito nunca visto hasta la fecha: que el hidrógeno verde, obtenido a partir de energías renovables, sea más barato que el gas natural licuado (GNL).
Los precios de los hidrocarburos en general, y del gas natural en particular, han alcanzado cotas estratosféricas en los últimos meses. En España, como en el resto de la Unión Europea, lo estamos sufriendo en diferentes frentes: en el precio de la electricidad, las materias primas como el acero o el aluminio, el precio de los fertilizantes... En definitiva, en todos los sectores donde se necesite el gas para calentar hornos o producir energía (electricidad) a partir del gas en centrales de ciclo combinado.
La crisis energética que vive la Unión Europea, agravada por el conflicto entre Ucrania y Rusia, está dejando más patente que nunca la necesidad de buscar una mayor independencia de terceros países en términos energéticos. En los últimos meses, no sólo hemos visto dispararse los precios del gas y los combustibles; también sobrevuela la amenaza de un corte de suministro por parte de Rusia, una situación que teme especialmente Alemania, que compra a Rusia alrededor del 55% del gas que utiliza, y otros países como Austria, República Checa, Eslovaquia o Rumanía.
Los altos precios de los hidrocarburos, y del gas natural licuado (GNL) en particular, han hecho que el hidrógeno verde sea más barato que el gas natural en Alemania, España, Francia, Italia, Polonia, Suecia, Turquía y Reino Unido. Con un precio medio de 18,8 dólares por millón de BTU1, España es el país europeo más barato para producir hidrógeno verde y el segundo más barato del mundo, sólo por detrás de Estados Unidos.
Recordemos que, dependiendo de la manera en que se obtiene y sus emisiones, se distinguen tres tipos de hidrógeno. El hidrógeno gris se produce a partir del gas natural, mediante reformado por vapor, y genera grandes cantidades de dióxido de carbono (CO2). El hidrógeno azul también se obtiene a partir de combustibles fósiles pero sin liberación de dióxido de carbono (se capturan y se almacenan y/o reutilizan). El hidrógeno verde, por su parte, se obtiene mediante electrólisis y fuentes de energía renovables como la energía solar o eólica, y no genera emisiones contaminantes.
El hidrógeno verde puede ser un sustituto limpio y no contaminante de algunos procesos industriales alimentados por gas, además de servir como fuente de energía para vehículos con pila de combustible. En este sentido, la crisis energética europea ha propiciado que los responsables políticos y las empresas avancen con mayor celeridad en la búsqueda de alternativas a los hidrocarburos. La semana pasada la Unión Europea aprobó su primer "proyecto de interés común europeo" en el sector: el plan Hy2Tech, que abarca 41 proyectos de 35 empresas y contará con una inversión de 5.400 millones de euros. Según la Agencia Internacional de la Energía, hay ya 990 proyectos de hidrógeno en distintas fases de desarrollo.
Otra ventaja del hidrógeno verde es que sus precios a futuro parecen relativamente estables en comparación con la volatilidad de los precios de los hidrocarburos. A medio y largo plazo, cabe esperar que los precios del gas bajen y se estabilicen. Pero a corto plazo, lejos de mejorar, la situación empeora por momentos. Esta semana Rusia ha reducido a la mitad el suministro de gas a través del gasoducto Nord Stream 1, pasando del 40% al 20% de su capacidad. Esto ha provocado un nuevo ascenso en los precios del gas, superando el récord histórico del pasado mes de marzo, cerrando la sesión en 205 euros por MWh este pasado miércoles.
Por su parte, los costes del hidrógeno dependen fundamentalmente de dos factores: el precio de los electrolizadores y el coste de la electricidad de origen renovable. En ambos casos cabe esperar que los costes sigan bajando a medida que la tecnología madure y consiga escalarse. A diferencia de los hidrocarburos, se puede construir una planta de hidrógeno verde en cualquier lugar con sol (aquí España destaca), viento abundante o agua, lo que permite producirlo de manera local y no tener que importarlo de otras regiones. Además permite reducir las emisiones de efecto invernadero, en línea con las políticas de neutralidad climática de la Unión Europea para el año 2050.
Cabe esperar que la situación actual no dure para siempre. A partir de 2024 se pondrán en marcha nuevas instalaciones de GNL actualmente en construcción, lo cual debería dar un respiro al mercado actual e invertir la diferencia de precios.
Según un informe elaborado este mismo año por Rethink Energy, el coste del hidrógeno verde bajará de los 3,70 dólares/kg actuales a poco más de 1 dólar/kg en 2035 y a 0,75 dólares/kg en 2050. Según Wood Mackenzie, en algunos países la perspectiva es más favorable, y prevén que algunos puedan producir hidrógeno verde por 1 dólar/kg en el año 2030.