Ya tenéis disponible la última edición de la revista VirtualPro:

GEOPOLÍTICA, INDUSTRIA Y CAMBIO CLIMÁTICO

Editorial
El problema del cambio climático. ¿La solución es solo ...
Trabajo de Investigación
Geopolítica, industria y cambio climático
Efectos y alteraciones
Enfrentando el cambio climático
Consideraciones energéticas
Herramientas
Planificación de la Adaptación al Cambio Climático de B...
Ejemplo de Vida
Salvador Maldonado: el guardián de la laguna

Ver revista

 

En la obtención electroquímica del hidrógeno juegan un papel preponderante tanto los aspectos termodinámicos como los cinéticos de la reacción. Especialmente estos últimos, ya que dependen fuertemente de la composición de los materiales de los electrodos, y éstos a su vez influyen en la economía del electrolizador.

Otro aspecto importante lo juega, el separador, es decir el elemento físico que mantiene aislado el compartimiento anódico del catódico, evitando la difusión de gases. Existen separadores físicos denominados diafragmas y físico químicos o membranas, cada uno con sus ventajas y desventajas. 

El electrolito usado en los electrolizadores alcalinos tradicionales es el hidróxido de potasio (KOH), en una disolución del 20-30% en peso por su conductividad óptima.  Las temperaturas y presiones de trabajo típicas son de 70-100 ºC y de 1-30 bar, respectivamente.

Físicamente el “stack” de un  electrolizador consiste en varias celdas acopladas en serie. Existen dos tipos de diseño de celda monopolar y bipolar (ver figura 1).

alt

Figura 1. Principio de un diseño de electrolizador monopolar (izq) y bipolar ( dra).

Los monopolares consisten en ánodos y cátodos aislados unos de otros por separadores, usualmente de asbesto, introducidos en KOH al 28% a 60-80º C, por donde se pasa una corriente de 135 mA/cm2. En esta celda, cada electrodo tiene la misma polaridad en ambas superficies y ocurre un solo proceso, esto es, el desprendimiento de H2 ó O2. Una misma celda contiene varios electrodos, conectándose los cátodos y los ánodos en paralelo. Así, el voltaje total será el del par ánodo/cátodo siendo esencialmente del orden de 1,7-2,0 V. A bajos voltajes, el aislamiento interno de los electrodos es relativamente simple, lo que permite obtener altas corrientes por celda unitaria, aumentándose el número de electrodos en el “stack” o celda-tanque.

Los electrizadores bipolares consisten en un único modulo con un gran número de electrodos, donde cada uno funciona como cátodo por una cara y como ánodo por la otra. El conjunto se monta de forma que se obtiene una configuración de celta tipo filtro-prensa donde cada electrodo es aislado y cada par de electrodos se separa por un diafragma, formando una celda individual. De esta forma un electrolizador bipolar puede contener de varias decenas a cientos de celdas individuales en serie. 

En los primeros diseños las celdas para la electrolisis del agua eran tipo tanque, sin embargo, recientemente han sido sustituidas por celdas bipolares por el hecho de que estas últimas presentan menores costos de instalación y también por la mayor facilidad de operación a temperaturas y presiones altas, lo que ocasiona una reducción en el voltaje de la celda. La desventaja de estos electrolizadores bipolares es que una celda defectuosa, paraliza la operación de toda la celda tanque.

En virtud de las perspectivas mundiales sobre reservas de petróleo, es evidente que el petróleo es una fuente agotable y que los carburantes deberán obtenerse a partir de otras fuentes. Cuándo y cómo tendrá lugar la sustitución masiva de la materia prima es una cuestión hoy desconocida.

El único proceso de obtención de carburantes sintéticos a partir del carbón, previo a la primera crisis del petróleo (finales de los sesenta, principios de los setenta), fue la pequeña planta Sasol de Africa del Sur. La decisión de construir esta planta nació en 1950 y fue proyectada en 1955. Sin embargo el bajo precio del petróleo en los años posteriores llevó a desechar el proceso, por lo que el proyecto original se corrigió potenciando la gasificación para obtener gas ciudad.

A comienzos de los años 70 tuvo lugar un fuerte crecimiento de la demanda y se generó una gran presión sobre los países de Oriente Medio, en solicitud de aumento de producción. En Octubre de 1973 la respuesta de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) fue un embargo de petróleo, que desequilibró drásticamente el equilibrio entre oferta y demanda y que desencadenó un crecimiento del precio del petróleo hasta cuadruplicarse. Esta situación fue mantenida por la OPEP hasta 1978. El brusco aumento del precio del petróleo hizo rentable el relegado proyecto de obtención de carburantes a partir del carbón. En paralelo, en el Departamento de Energia de los Estados Unidos se inició un amplio programa de investigación de licuefacción de carbón y empresas privadas se introdujeron masivamente en la investigación energética. En 1975 Brasil arrancó con un programa de carburantes sintéticos a partir de etanol. En  1976 Mobil dio publicidad a su proceso MTG (Methanol To Gasoline) sobre un catalizador con zeolita.

A partir de 1978, la posición de la OPEP se debilitó, fundamentalmente debido a los nuevos suministradores de petróleo de Alaska, Mar del Norte y Mejico. Sin embargo, estos nuevos suministros fueron rápidamente compensados por la revolución en Irán y la siguiente guerra Irán-Irak. La incertidumbre sobre las exportaciones futuras desde Irán motivaron una duplicación del precio en un año.

A partir de la segunda crisis del suministro de petróleo, el modelo de oferta y demanda de petróleo cambió sustancialmente. La supresión del control de precios en el área de mayor consumo, los Estados Unidos, redujo el consumo. Otras formas de energía como el carbón y el gas natural desplazaron al petróleo en diferentes áreas de consumo.

El descubrimiento de nuevas reservas, junto con el descenso del papel del petróleo en el consumo total de energía, se tradujo en que la producción de petróleo era excesiva. Por otro lado, los productores que  no constituían la OPEP que era el 66% del total en 1979, se redujo al 40% en 1985, con el consiguiente descenso del precio. A mediados de 1988 el precio del petróleo en moneda constante descendió cincuenta veces del valor más alto en 1979. El precio en los primeros años de 1980 era dos o tres veces mayor que en 1989 en términos reales. Esta evolución de los precios explica con nitidez la evolución del interés de los carburantes sintéticos.

La estabilidad observada, en general, en los precios del petróleo hasta finales de la década de los noventa se debió, fundamentalmente, al crecimiento relativamente estable del suministro, en particular del procedente de los países de la OPEP. No obstante, la continua reducción de la capacidad productiva sin utilizar de la OPEP, junto con la falta de nueva capacidad resultante de las limitadas inversiones efectuadas durante el período de precios reducidos del petróleo a partir de mediados de los años ochenta y la disminución de la producción de los países no pertenecientes a la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico), se tradujo en un crecimiento total de la oferta, que fue sistemáticamente a la zaga del crecimiento de la demanda de crudo durante la década de 2000. En general, esto ha ejercido presiones al alza sobre los precios del petróleo. Por consiguiente, dado que no se han producido perturbaciones de oferta de magnitud comparable a las experimentadas previamente, los precios del petróleo parecen haber estado determinados en mayor medida por la demanda en los últimos años.

Más concretamente, los principales factores determinantes de las acusadas fluctuaciones de los precios del petróleo hasta finales de la década de los noventa fueron las perturbaciones de oferta. Por consiguiente, puede afirmarse que las variaciones de los precios del petróleo tendieron a impulsar el ciclo económico, más que a ser consecuencia de este. Esto queda ilustrado en el gráfico A, que muestra la evolución de los precios reales del petróleo y el componente cíclico de la producción industrial mundial desde enero de 1970:

alt

Gráfica A. Precios reales del crudo y actividad mundial

Nota: El índice de precios del petróleo es una media de los índicesde precios del petróleo Dubai, Brent y WTI deflactados por el índice de precios de consumo de Estados Unidos y expresados en dólares estadounidenses.

El propósito del presente artículo es evaluar económica y ambientalmente la producción de hidrógeno a partir de biomasa mediante la tecnología de gasificación y posterior tratamiento del gas de síntesis obtenido haciendo un análisis somero de otras tecnologías de obtención de hidrógeno a partir de biomasa, comparándolas con la gasificación.

1. Introducción

El hidrógeno es un combustible renovable prometedor para el transporte y para su utilización a nivel doméstico. El principal problema en la utilización de hidrógeno como combustible es su falta de disponibilidad en  la naturaleza y la necesidad de métodos de producción de bajo costo.

La obtención de hidrógeno mediante reformado con vapor de metano es el método de producción más económico entre los procesos comerciales actuales. Pero este proceso utiliza una fuente de energía no renovable (gas natural) por lo que no es  sostenible y, además, produce la misma cantidad de CO2 que la combustión directa del combustible fósil. Pero el hidrógeno también puede generarse a partir de recursos renovables como la biomasa mediante diferentes tecnologías, como la gasificación, la pirólisis y la fermentación.

Como conclusión del artículo, se puede indicar que la producción de hidrógeno a partir de biomasa mediante gasificación podría ser viable en un futuro, ya que los costes de producción estimados para grandes centrales serían similares a los del reformado de gas natural con vapor de agua con sistema de secuestro de CO2. El valor de producción rondaría los 1,35€/kg de hidrógeno producido para una  planta que produzca 30 millones de kg de hidrógeno anualmente.

2. Análisis técnico-económico de las tecnologías de producción de hidrógeno a partir de biomasa.

La producción de hidrógeno a partir de biomasa tiene varias ventajas y limitaciones en comparación con los combustibles fósiles, como se muestra en la Tabla 1. Hay dos tipos de biomasa disponibles para convertir en hidrógeno: 

  1. Los cultivos dedicados a bioenergía,
  2. Biomasa residual, como los residuos orgánicos procedentes de la agricultura y procesamiento de la madera.

En general, la biomasa de cultivos energéticos, como el sorgo dulce, puede ser utilizada como materia prima para la producción de  biohidrógeno. La biomasa, sobre todo los residuos orgánicos, ofrece una forma económica y respetuosa con el medio ambiente para la producción de hidrógeno renovable

Tabla 1: Ventajas y limitaciones de la producción de H2 con biomasa.

 

Principales ventajas y limitaciones de la producción de hidrógeno con biomasa

Ventajas

-  Uso de la biomasa reduce las emisiones de CO2

-  Reemplazo de los combustibles fósiles por combustible renovable

-  Posible utilización de residuos

-  Creación de empleo en el sector rural

Limitaciones

-  Disponibilidad estacional y alto coste de manipulación

-  No hay una total conversión del sólido, se producen alquitranes y char

-  Limitaciones de proceso: corrosión, resistencia al hidrógeno