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Análisis técnico económico de tecnología de
electrolisis tipo PEM para producción de
hidrógeno en Colombia
Para obtener el grado de
Ingeniero eléctrico
por
Carlos Saenz Diaz
Asesor: Prof. Dr. Guillermo Jiménez
Jurado: Prof. Dra. Ángela Cadena
Invitado: MsC Luis Miguel Diaz Granados
Bogotá, Colombia
mayo 2020
Dedicado a
María del Pilar Diaz, por la paciencia, amor y colaboración hasta lograr esta meta
importante en mi vida. A Carlos Sáenz a quien agradezco su apoyo y comprensión,
son mis Padres y los amo incondicionalmente porque han sabido darme su ejemplo
de trabajo, honradez y valores.
Dedico este trabajo de Grado a María Cristina Diaz y Fabio Espitia por su amor,
aprecio y valiosos detalles; a Patricia Guerrero Campos por acompañarme en
momentos difíciles y compartir experiencias.
Agradecimientos
Agradezco a Dios Todopoderoso por todas sus bendiciones respaldo y esta opor-
tunidad grandiosa de graduarme.
De manera especial agradezco a mi director de tesis, Guillermo Andrés Jimé-
nez por su valioso conocimiento y orientación en la elaboración de este trabajo de
investigación y exploración de temas energéticos novedosos para mi país.
Muy agradecido con la Universidad de los Andes por ser la sede de todo el
conocimiento adquirido en estos años, por permitirme disfrutar de la academia, de
maestros ilustres y enseñarme el amor a la investigación.
Mi gratitud para Andrés Avila Rojas, por sus aportes y acompañamiento en
conversaciones productivas y buenas ideas.
iii
Declaración
Este proyecto de grado se basa en una investigación realizada en la Universidad
de los Andes Departamento de Ingeniería Eléctrica. Declaro que la investigación es
original, auténtica, objetiva y verificable; que se citan las fuentes correspondientes y
que en su ejecución se respetaron las disposiciones legales que protegen los derechos
de autor vigentes. Las ideas, doctrinas, resultados y conclusiones a los que he llegado
son de mi absoluta responsabilidad.
Copyright c 2020 by Carlos Salomon Saenz Diaz.
“The copyright of this thesis rests with the author. No quotations from it should be
published without the author’s prior written consent and information derived from
it should be acknowledged”.
iv
Resumen
Este documento contiene el proyecto final de carrera, enfocado en el estudio téc-
nico y económico para la producción de hidrógeno. Primero, se consulta el estado del
arte sobre los métodos existentes de producción del hidrógeno, en especial las dos
tecnologías más desarrolladas en electrolisis, las cuáles son: alcalina y Membrana de
Intercambio de Protones (PEM, por sus siglas en inglés). Se hace un análisis com-
parativo entre estas dos tecnologías y se concluye que la tecnología PEM es la más
adecuada para implementar en el caso colombiano por adaptabilidad y desarrollo
esperado. Por otro lado, en la revisión de literatura se explora el panorama mundial
de la producción de hidrógeno, encontrando a Japón, Alemania, Estados Unidos y
Chile como los países líderes en el tema en sus respectivos continentes y se detec-
tan los avances mas importantes que se han propuesto y logrado en el desarrollo
de una economía del hidrógeno donde el sector transporte es el mercado potencial.
Finalmente el análisis técnico económico se desarrolla a partir de un caso de estudio
donde se examinan detalles técnicos y económicos, de dos plantas electrolizadoras
tipo PEM de 3,5 MW y 150 MW, se calcula el costo nivelado del hidrógeno (LCOH)
para 2020 mediante la herramienta “H2A” desarrollada por el National Renewable
Energy Laboratory (NREL). En adición se presenta un análisis de sensibilidad a los
resultados obtenidos, se determina que la eficiencia y el costo de la tecnología PEM
son las variables determinantes en el precio final de producción, teniendo encuenta
lo anterior y a partir de tendencias de reducción de costo tecnológico y aumentos
en la eficiencia energética encontrados en la literatura, se plantean escenarios de
evolución del precio de producción del hidrógeno para el 2020-2040 y se comparan
con los ingresos al productor de Gas natural, Diesel y gasolina proyectados por la
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) reportadas en [1]. Posterior a esto
y con la información publicada en el Balance energético Colombiano [2] se calcula
cual hubiera sido el consumo de energía para el sector de transporte publico y de
carga nacional utilizando hidrógeno, se hace especial énfasis en el ahorro energético
dado por la eficiencia que se puede alcanzar con las celdas de combustible con la
propuesta tecnológica en transporte de carga en tracto-mulas. Como conclusión, es-
te trabajo utiliza tendencias tecnológicas reportadas en la literatura para construir
v
1 escenarios donde producir hidrógeno es mas económico que producir hidrocarburos en Colombia, y se especifica un mercado nacional, el transporte publico y de carga.
Índice general
Agradecimientos iii
Declaración iv
Abstract v
1. Introducción 7
1.1. Hidrógeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.2. ¿Por qué estudiar el potencial del hidrógeno en Colombia? . . . . . . 8
1.3. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.4. Alcance del estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2. Tecnologías del Hidrógeno 11
2.1. Métodos de producción de hidrógeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.1.1. Reformado de hidrocarburos y metano . . . . . . . . . . . . . 12
2.1.2. Electrólisis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.2. Electrolizadores alcalinos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.3. Membrana de intercambio de protones, PEM . . . . . . . . . . . . . 14
2.4. Comparación tecnológica entre electrolizador alcalino y PEM . . . . 14
2.4.1. Método de electrolisis para el caso Colombiano . . . . . . . . . 15
2.5. Métodos de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.6. Conversión energética del hidrógeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3. Panorama mundial 17
3.1. Estados Unidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
3.1.1. Hoja de ruta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.2. Alemania . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.2.1. Mercados del hidrógeno en Alemania . . . . . . . . . . . . . . 21
3.3. Japón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.3.1. Estrategia de Japón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.3.2. Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
2
Índice general 3
3.4. Chile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.4.1. Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.5. Síntesis y comentarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4. Caso de estudio: Análisis técnico económico de una planta electro-
lizadora tipo PEM 25
4.1. Descripción del caso de estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.2. Metodología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.3. Definición y dimensionamiento de plantas electrolizadoras tipo PEM 26
4.3.1. Definición técnica de una planta de electrolisis PEM . . . . . 27
4.3.2. Parámetros eléctricos de la planta . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.4. Parámetros de entrada a la herramienta H2A . . . . . . . . . . . . . 28
4.4.1. Costos principales: CAPEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.4.2. Costos principales: OPEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.5. Proyección del costo nivelado del hidrógeno . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.5.1. Variación de costo y eficiencia de la tecnología PEM . . . . . 30
4.6. Metodología para combustibles analizados . . . . . . . . . . . . . . . 32
5. Resultados del caso de estudio 34
5.1. Costo nivelado del hidrógeno LCOH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5.1.1. Sensibilidad frente a parámetros mas importantes . . . . . . . 34
5.2. Proyección del hidrógeno y comparación con combustibles . . . . . . 35
6. Mercados para el hidrógeno en Colombia 39
6.1. Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
6.1.1. Competitividad con el gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . 43
7. Conclusiones y trabajos futuros 45
Bibliografía 46
Appendix 51
A. Comparación energética de los combustibles 52
B. Comparación tecnológica de electrolizadores vs reformado gas me-
tano 53
C. Escenarios Precios hidrocarburos 54
D. Comparación usos del hidrógeno entre países 56
Índice de figuras
1.1. Comparación de densidad energética [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1. Métodos de almacenamiento de hidrógeno [4] . . . . . . . . . . . . . 11
2.2. Técnicas de producción de hidrógeno verde azul y gris según fuentes
de energía [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.3. Métodos de almacenamiento de hidrógeno [5] . . . . . . . . . . . . . . 16
3.1. Fuentes energéticas de las cuales se produce el hidrógeno en California
[6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.2. Fase de impulso a proyectos piloto de hidrógeno verde en chile [7] . . 23
4.1. Metodología de caso de estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.2. Definición del sistema de una planta electrolizadora PEM [8] . . . . . 28
4.3. Variación del costo de capital según [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.4. Variación del consumo eléctrico por kilogramo en el tiempo según [10] 31
5.1. Análisis de sensibilidad planta central 70 ton/día . . . . . . . . . . . 35
5.2. Análisis de sensibilidad planta central 70 ton/día . . . . . . . . . . . 35
5.3. Escenarios para el LCOH 2018 USD $ por kilogramo entre 2020-2040 36
5.4. Escenarios para el LCOH escenarios renovables 2018 USD $ por kilo-
gramo 2020-2040 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.5. Comparación de precios del hidrógeno con el Diesel . . . . . . . . . . 37
5.6. Comparación de precios del hidrógeno con el gas natural . . . . . . . 38
5.7. Comparación de precios del hidrógeno con la gasolina . . . . . . . . . 38
6.1. Cadena de suministro del hidrógeno [11] . . . . . . . . . . . . . . . . 41
6.2. Esquemático Celda de combustible motor eléctrico [12] . . . . . . . . 42
6.3. Esquemático vehículo motor de combustión interna con eficiencias
entre 25 % y el 45 % [13] [12] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
C.1. Ingreso al productor de gasolina [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
C.2. Escenarios Precios Costa para Mamonal (2019 – 2039) [1] . . . . . . 55
C.3. Ingreso al productor de Diesel [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
4
Índice de figuras 5 D.1. Comparación hidrógeno entre países [14] . . . . . . . . . . . . . . . . 57
Índice de cuadros
2.1. Comparación entre tecnologías de electrolisis . . . . . . . . . . . . . . 15
3.1. Hoja de ruta de USA economía del hidrógeno [15] [16] . . . . . . . . . 19
3.2. Objetivos de movilidad para el estado de California [16] . . . . . . . . 19
3.3. Resumen estrategia de hidrógeno para Alemania [17] . . . . . . . . . 20
3.4. Estado actual tracto mula clase 8 [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.5. Objetivos de la movilidad japonesa con Hidrógeno . . . . . . . . . . 22
3.6. Comparación entre países en movilidad [14] . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.1. Dimensionamiento de las plantas electrolizadoras . . . . . . . . . . . 27
4.2. Consumo energético por subsistemas de la planta por kilogramo pro-
ducido [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.3. Desglose de costo de capital [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.4. Materia prima, consumo y su respectivo precio . . . . . . . . . . . . . 29
4.5. Parámetros de ecuación [14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.6. Escenarios propuestos y respectivas variaciones de parámetros mas
influyentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.7. Escenarios renovables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
4.8. Impuesto al carbono por combustible por mmBTU [19] . . . . . . . . 33
5.1. Costo nivelado del hidrógeno y sus componentes principales para cada
caso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
6.1. Comparación de eficiencias de motores de combustión interna por
combustible con Celda de combustible de hidrógeno FCH [20] . . . . 42
6.2. Energéticos en GBTU en el transporte 2018 y su equivalencia en
hidrógeno [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
A.1. Comparación de energía teniendo en cuenta el poder calorífico inferior 52
B.1. Comparación tecnológica de electrolizadores vs reformado gas metano 53
6Capítulo 1
Introducción
1.1. Hidrógeno
El hidrógeno es el elemento más abundante en el universo conocido y el combus-
tible con mayor densidad energética por unidad de masa con 120 MJ/kg [3], como
se muestra en la figura 1.1, en la tierra se encuentra en moléculas como el agua y
compuestos orgánicos como hidrocarburos, es por esto que se necesita de un proceso
de producción y por lo cual no se le considera una fuente de energía directa. En el
siglo XIX por primera vez se produjo hidrógeno artificialmente, mediante electroli-
sis, y ha sido utilizado por la humanidad desde hace mas de 200 años. En 1807 el
ingeniero franco-suizo François Isaac de Rivaz desarrolló el primer motor de com-
bustión interna utilizando hidrógeno [21] y el 20 de julio de 1969 el hombre llega a
la luna impulsado por hidrógeno liquido (LH2 ). El hidrógeno como vector energético
presenta características energéticas superiores a las ofrecidas por los combustibles
derivados del petróleo; por un lado, al posibilitar el almacenamiento de energía eléc-
trica, y cerrar todo el ciclo de producción y consumo con una tecnología neutra en
carbono, la electrolisis alimentada por energía renovable.
Figura 1.1: Comparación de densidad energética [3]
71.2. ¿Por qué estudiar el potencial del hidrógeno en Colombia? 8
La ambición global, en términos energéticos, es ser neutros en carbono para el
año 2050 [22], esto implica dejar de utilizar los derivados de hidrocarburos como
combustibles, de esta manera las alternativas restantes son baterías eléctricas e hi-
drógeno. Este último, es capaz de almacenar y transportar gran cantidad de energía,
y tiene innumerables aplicaciones en todos los sectores de la economía. Por esta ra-
zón, se desarrollaron diferentes métodos de producción de H2 como la electrolisis y el
reformado de hidrocarburos, este reformado es la tecnología más económica y el pro-
ceso que se utiliza en la actualidad para la producción industrial del hidrógeno [23];
sin embargo, emite dióxido de carbono (CO2 ).
En la actualidad el hidrógeno se utiliza en el refinamiento del petróleo [23],
también para producir amoniaco (el cual es materia prima de los fertilizantes), y en
la producción del acero y vidrio. Tiene variedad de aplicaciones en todos los sectores
de la economía, funciona como alternativa a combustibles fósiles y la demanda global
actual de hidrógeno es de 70 millones de toneladas métricas por año(M tH2 /yr) [4].
1.2. ¿Por qué estudiar el potencial del hidrógeno en
Colombia?
Colombia presenta condiciones muy favorables para el desarrollo de una economía
del hidrógeno, como la riqueza en recursos hidráulicos y el potencial de Energías
Renovables No Convencionales (ERNC). El desarrollo de estos recursos permitirán
alcanzar precios de electricidad donde producir hidrógeno sera competitivo frente
a los hidrocarburos. En este orden de ideas, una de las razones de este trabajo es
proponer, analizar y visionar escenarios de una cadena de valor del hidrógeno, para
realizar una comparación entre hidrógeno con los hidrocarburos teniendo en cuenta
los beneficios del primero; tales como la independencia de economía de este país a
la volatilidad de los precios del petróleo y el carbón en el mercado internacional, el
fortalecimiento de la economía, el impulso al desarrollo de las energías renovables y
la des-carbonización de nuestra matriz energética.
Las emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera derivadas de la
actividad del ser humano, tal como la combustión de hidrocarburos, con múltiples
consecuencias negativas en los sistemas físicos, biológicos y humanos, entre otros nos
han llevado a firmar el Acuerdo de París en 2015 [24]. Según lo pactado en el acuerdo
Colombia debe reducir el 20 % de las emisiones de carbono para 2030 [25]. A partir
del reporte de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se identifican los
sectores colombianos de mayor consumo energético, el transporte 40 %, la industria
22 % y el sector residencial con el 20 %; en estos tres sectores las principales fuentes de
energía son recursos no renovables con emisión de gases de efecto invernadero [26].1.3. Objetivos 9
Una de las alternativas para atenuar el calentamiento global es la producción de
electricidad a partir ERNC como el sol, el viento y el mar de las cuales Colombia
tiene un gran potencial. Sin embargo, para reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero se debe utilizar la energía proveniente de las ERNC en los sectores de la
economía que no son eléctricos, esto conlleva una transición energética y económica,
un cambio en la forma de transportar y consumir la energía en la industria y la
movilidad donde el hidrógeno es el enlace fundamental.
Por otro lado, los beneficios de desarrollar el hidrógeno en Colombia se encuen-
tran en la cantidad de aplicaciones para la industria química, petroquímica, trans-
porte, etc. En los últimos 20 años los países desarrollados han trabajado en establecer
una infraestructura y métodos competitivos de producción y exportación de hidró-
geno, se espera que el consumo se duplique en 15 años [4]. Lo anterior confirma
que existe un mercado internacional de hidrógeno que esta creciendo, Colombia de-
be aprovechar la experiencia internacional y el potencial de energía renovable para
fortalecer el papel del país en este mercado energético y diversificar la economía
nacional.
Finalmente, a largo plazo, el desarrollo del hidrógeno en Colombia des-carbonizará
el transporte y su sistema eléctrico, terminará nuestra dependencia del petróleo,
permitirá auto suplir nuestras necesidades energéticas de forma neutra en carbono,
creará nuevas industrias y se exportará hidrógeno creando un mercado internacional,
todo esto sera una oportunidad para los países pioneros en América Latina.
1.3. Objetivos
El objetivo general de este proyecto es desarrollar un análisis técnico-económico
de la producción de hidrógeno en Colombia a partir de electrolisis con tecnología de
Membrana de Intercambio de Protones (PEM).
Los objetivos específicos son presentados a continuación:
Presentar una comparación entre los métodos de producción de hidrógeno
teniendo en cuenta madurez tecnológica, beneficios, desventajas y expectativas
futuras.
Realizar una revisión bibliográfica de las estrategias planteadas por países li-
deres en el desarrollo de una economía del hidrógeno, adquiriendo información
económica del ciclo completo, generación de energía, producción y comerciali-
zación del hidrógeno.
Determinar las variables, factores, costos y procesos críticos de producción de
hidrógeno verde mediante un caso de estudio donde se calcule LCOH2 .1.4. Alcance del estudio 10
Hacer un análisis comparativo del costo de producción del hidrógeno frente al
gas natural, Diesel y gasolina entre el 2020 y el 2040.
Identificar y desarrollar una evaluación económica de un mercado potencial
para la comercialización del hidrógeno: Hidrógeno como combustible de la
electro-movilidad.
1.4. Alcance del estudio
Como este proyecto busca exponer las tecnologías y aplicaciones que tiene el
hidrógeno y su potencial en Colombia mediante un caso de estudio; primero se debe
recopilar información relevante en la producción de hidrógeno, se presentan las dos
tecnologías de electrolisis y se hace un análisis comparativo entre estas. Posterior-
mente, se recopila la experiencia internacional de Estados Unidos, Alemania, Japón
y Chile donde se presentan los retos, objetivos, desarrollos y las aplicaciones pro-
puestas para lograr la economía de hidrógeno verde. En este sentido, la motivación
de este proyecto es generar conocimiento de aspectos técnico-económicos y de la ca-
dena de producción a partir de un caso de estudio. Para ello se realiza el desglose de
costos y especificaciones técnicas de dos plantas de electrolisis de tamaños diferentes,
considerando los costos de materia prima en Colombia. Finalmente, los resultados
incluyen costo nivelado del hidrógeno LCOH2 , análisis de sensibilidad con respecto
a los costos más importantes, y comparación de precios de venta al 2040 frente a
combustibles, gas natural y diesel.Capítulo 2
Tecnologías del Hidrógeno
En este capítulo se presenta una revisión bibliográfica de las tecnologías desarro-
lladas a lo largo de la historia para producir hidrógeno a partir del agua. El objetivo
es presentar los datos más importantes de este proceso, como eficiencia y mejoras
a lo largo del tiempo. Posteriormente, se presentan tecnologías de distribución y
conversión en energía
2.1. Métodos de producción de hidrógeno
En la figura 2.1 se muestran los métodos de producción de hidrógeno y los por-
centajes a nivel mundial. Además, se observa que el principal método es el refor-
mado de gas metano 48 % seguido por el reformado de petróleo 30 %, gasificación
del carbón 18 % y finalmente la electrolisis con un 4 %. Todos estos usan procesos
termo-químicos y producen gases de efecto invernadero a excepción de la electrolisis
que utiliza electricidad y no genera gases de efecto invernadero.
Figura 2.1: Métodos de almacenamiento de hidrógeno [4]
112.1. Métodos de producción de hidrógeno 12
Figura 2.2: Técnicas de producción de hidrógeno verde azul y gris según fuentes de
energía [3]
2.1.1. Reformado de hidrocarburos y metano
El reformado de metano (CH4 ) con vapor es un proceso utilizado por décadas
para la producción industrial del hidrógeno por ser una tecnología económica, la
reacción es:
CH4 + H2 O(g) → 3H2 (g) + CO(g) (2.1.1)
El gas natural reacciona con vapor de agua sobre un catalizador de níquel colo-
cado en el reformador primario a temperaturas de 1.200 K y presión total de 20-30
bar. Puesto que el gas natural contiene impurezas de azufre, previamente se elimina
este contaminante para evitar el deterioro de la actividad catalítica. La corriente
limpia de metano y luego se hace reaccionar en un reactor al que se incorpora un
catalizador de níquel. El gas de salida es rico en hidrógeno pero contiene una cierta
proporción de monóxido de carbono, que a su vez se transforma en hidrógeno adi-
cional mediante reacción con vapor de agua. El gas resultante tiene un contenido
elevado de hidrógeno, con dióxido de carbono y poca cantidad de metano no conver-
tido y monóxido de carbono remanente 1 % en volumen. En las plantas modernas de
producción de hidrógeno se incorporan unidades de purificación mediante compre-
sión/adsorción/desorción que permiten alcanzar un hidrógeno muy puro (99.999 %
volumen).
2.1.2. Electrólisis
La electrólisis es un proceso electroquímico en el cual la energía eléctrica impulsa
la reacción química 2.1.2 necesaria para la separación de la molécula del agua en sus2.2. Electrolizadores alcalinos 13
componentes hidrógeno y oxigeno, mediante corriente eléctrica que fluye a través del
electrolito y hace que los iones positivos de hidrógeno se muevan al cátodo(-) 2.1.2,
donde luego ocurre la reducción 2.1.3 y donde, finalmente, se forma el hidrógeno
(H2 ). En los inicios del descubrimiento de la electrólisis se usaba solución de agua
ácida, sin embargo en la actualidad se utilizan electrolitos alcalinos como hidróxido
de potasio (KOH) lo cual da ventajas económicas [27].
2H2 O(l) → 4H+ (aq) + O2 (g) + 4e− (2.1.2)
2H2 O(l) + 2e− → H2 (g) + O2 (g) (2.1.3)
El agua utilizada durante el proceso debe ser tratada previamente con el fin de
obtener un nivel de pureza tal, que evite la deposición de minerales y el consiguien-
te deterioro de los elementos de las celdas, consiguiendo con esto un 99,999 vol %
del hidrógeno extraído. La primera vez que se logró este proceso fue en 1800, por
Nicholson y Carlisle, y para el inicio del siglo XX ya funcionaban 400 electrolizado-
res industriales, en 1939 se creó el primer gran electrolizador con una capacidad de
10, 000N m3 H2 /h. En 1948 Zdansk/Lonza desarrolló el primer electrolizador indus-
trial presurizado. En 1966 el primer sistema electrolítico de polímero sólido(SPE) se
construyó por la General Electric y en 1972 la primera unidad de electrólisis de agua
de óxido sólido fue creada. En 1978 se desarrollo el primer sistema alcalino avanzado.
En la actualidad se utilizan membranas de intercambio de protones(PEM) usadas
también en las celdas de combustible producidas por DuPont y otros fabricantes [27].
Grandes plantas de electrólisis han sido construidas cerca de plantas hidroeléc-
tricas para generar ganancias en horas de bajos precios en la red eléctrica, existiendo
ejemplos en Aswan (1960, Egipto), Ryukan (1965, Noruega), Cuzco (1958, Perú),
Nangal (1958, India), Trail (1939, Canadá) y Alabama (1971, Estados Unidos).
Actualmente, existen tres tipos de electrolizadores que difieren principalmente
en el electrolito utilizado de mayor a menor madurez tecnológica, se ordenan en:
Alcalinos
Membrana de intercambio de protones
Estado sólido (SOE)
2.2. Electrolizadores alcalinos
Este tipo de electrolizadores utilizan un líquido electrolítico de solución acuosa
de hidróxido de potasio (KOH) o hidróxido de sodio (NaOH) y están separados por2.3. Membrana de intercambio de protones, PEM 14
un diafragma que transporta los iones de hidróxido ( OH − ) de un electrodo al otro;
además el oxigeno se combina en la superficie del electrodo y escapa en forma de
gas. Esta tecnología es reconocida como madura ya que en el año 1902 operaban 400
electrolizadores alcalinos. En este momento es la opción capaz de producir hidrógeno
a gran escala, se encuentran en tamaños entre 2 y 3 MW produciendo entre 40-70kg
H2 /h [27], estos electrolizadores tienen una vida útil de 15 años con eficiencias entre
47 % y 82 % como se muestra en la tabla B.1
2.3. Membrana de intercambio de protones, PEM
Electrólisis de agua por membrana de intercambio de protones utiliza una mem-
brana polimérica como electrolito solido y metales nobles para los electrodos como
platino o iridio. El primer electrolizador PEM fue propuesto y desarrollado por la
General Electric en 1966 y en 1978 se comenzó a comercializar esta tecnología [27].
Los electrolizadores tipo PEM están disponibles comercialmente, siendo utiliza-
dos en aplicaciones de menor escala y en fase demostrativa para proyectos de gran
tamaño de hasta 2 MW por electrolizador. Comercialmente se encuentran sistemas
PEM de capacidad de 150kW hasta 1MW una vida útil de 20.000 a 60.000 horas
con eficiencias entre 48-78 % [27].
La propiedad especial de PEM es que es permeable a los protones pero no a
gases como el hidrógeno o el oxígeno. Como resultado, en un proceso electrolítico,
la membrana asume, entre otras cosas, la función de un separador que evita que
los gases del producto se mezclen. En la parte frontal y posterior de la membrana
hay electrodos que están conectados a los polos positivo y negativo de la fuente de
voltaje. Aquí es donde se dividen las moléculas de agua. A diferencia de la electrólisis
alcalina tradicional, la tecnología PEM altamente dinámica es ideal para utilizar la
energía volátil generada por la energía eólica y solar. La electrólisis PEM también
tiene las siguientes características:
Alta eficiencia a alta densidad de potencia. Alta calidad del gas del producto,
incluso con carga parcial Bajo mantenimiento y operación confiable Sin productos
químicos ni impurezas.
2.4. Comparación tecnológica entre electrolizador
alcalino y PEM
Una de las principales ventajas del electrolizador PEM es el trabajo bajo varia-
ciones de potencia a diferencia del electrolizador alcalino.2.5. Métodos de almacenamiento 15
Mayor eficiencia debido a que la membrana no permite la combinación de los
gases incluso bajo presiones diferenciales y la posibilidad de operar las celdas bajo
varios amperios por centímetro cuadrado con un grosor de membrana de milímetros.
La pureza del hidrógeno suele ser mayor a la de los electrolizadores alcalinos,
sobre 99,99 vol % sin la necesidad de equipos auxiliares.
Cuadro 2.1: Comparación entre tecnologías de electrolisis
Parámetro alcalino PEM
Rango de carga 15-100 % de carga nominal 0-160 % de carga nominal
Encendido 1-10 minutos 1seg-5minutos
Aceleración 0.-20 %/segundo 100 %
Apagado 1-10 minutos segundos
2.4.1. Método de electrolisis para el caso Colombiano
En el caso colombiano la producción de hidrógeno podría ir impulsado por el mix
de fuentes de energía renovable, el método de electrolisis mas adecuado debe ser el
PEM [28].De acuerdo a las especificaciones del Cuadro 2.1 la tecnología PEM ofrece
mayor adaptabilidad y rendimiento esto teniendo en cuenta las fuentes fluctuantes
de la energía, un ejemplo es la aceleración que puede tener esta tecnología para llegar
a su potencia nominal, el cuadro 2.1 muestra que es cuestión de segundos. Por otro
lado, en [9] se predice un aumento de la eficiencia en los próximos 20 años mayor
para PEM que para la electrolisis alcalina.
Madurez de las tecnologías
En el apéndice B.1 se presenta una comparación entre las tres tecnologías de
electrolisis con el método mas utilizado de extracción de hidrógeno, el reformado de
gas metano. Se observa que la tecnología de electrolisis de agua más madura a nivel
comercial es la alcalina con eficiencias entre 65-82 % con una vida útil de 10 años. Por
otro lado, la tecnología PEM menos madura con plantas comerciales mas pequeñas
y eficiencias entre 65-78 %, con la cualidad de poder funcionar bajo variaciones de
potencia lo cual la hace indicada para funcionar con energías renovables.
2.5. Métodos de almacenamiento
El hidrógeno tiene la mayor energía por unidad de masa que cualquier otro
combustible, sin embargo a temperatura ambiente resulta en una baja densidad
energética por unidad de volumen, por lo tanto, requiere el desarrollo de avanzados
métodos de almacenamiento con un potencial de mayor densidad energética [5].2.6. Conversión energética del hidrógeno 16
Principalmente, el hidrógeno puede ser almacenado en superficies sólidas (por
adsorción) o dentro de sólidos (por absorción) y también en otros compuestos. La
Figura 2.3 muestra las 3 formas de de almacenamiento
Almacena-
miento H2
En Otros
Físicos
solidos compuestos
Compuestos
Gas H2 Hidruros Materiales Materiales quimicos
Comprimido Líquido metálicos quimicos absorbentes
ligeros
Figura 2.3: Métodos de almacenamiento de hidrógeno [5]
El hidrógeno se almacena en tanques o estructuras sólidas, inyección a redes
de gas existentes, almacenamiento bajo tierra y almacenamiento químico. Las ca-
racterísticas técnicas dependen de si se trata de almacenamiento fijo o móvil para
transporte en el cual el hidrógeno es comprimido a 700 bar para obtener densidades
prácticas o licuado usando temperaturas menores a -253 C [29].Un ejemplo es la
empresa argentina Hychico que almacena hidrógeno en un depósito de gas agotado,
cerca de sus instalaciones de producción de hidrógeno en la provincia de Chubut, en
la Patagonia Argentina
2.6. Conversión energética del hidrógeno
Existen cuatro formas de obtener energía a partir del hidrógeno, las cuales son:
1. Oxidación a través de celdas de combustible
2. Quema directa del hidrógeno como combustible
3. A través del proceso de fusión nuclear
4. En la industria química como reactante para algunos procesosCapítulo 3
Panorama mundial
En este capitulo se considera la hoja de ruta de la economía del hidrógeno plan-
teada por los países con mayor desarrollo de proyectos de hidrógeno, los cuales son
Japón, Alemania, EE.UU. ( estado de California) y Chile. El principal objetivo es
encontrar los supuestos y metodologías propuestas frente al desarrollo económico del
hidrógeno y la cadena de suministro completa. Tres aspectos principales se analizarán
en esta investigación con el fin de entender la cadena de suministro del hidrógeno:
tecnologías de producción, aplicaciones y distribución. A partir de lo anterior, se
establece un marco de referencia para el desarrollo de una economía del hidrógeno
en Colombia.
3.1. Estados Unidos
En Estados Unidos el desarrollo y la producción de hidrógeno se da en California,
Louisiana y Texas, la mayor parte del hidrógeno producido se utiliza en refinar
petroleo, tratamiento de metales, producción de fertilizantes y procesamiento de
comida [16] Estados Unidos mediante el departamento de energía se ha planteado 3
objetivos claros:
Cuantificar el papel del hidrógeno en el sistema energético del país para el
2050 en cada sector y sub-sector.
Desarrollar una Hoja de ruta incluyendo hitos para el 2020, 2025 y 2030 te-
niendo en cuenta sinergias entre los sectores.
Calcular los beneficios ambientales, macro económicos y sociales que resultaran
de esta ruta a seguir.
En la figura 3.1 se muestra el pronostico de hidrógeno que sera vendido en los
próximos 5 años en California, y según el color cual será la fuente de este hidrógeno,
173.1. Estados Unidos 18
en verde el producido a partir de fuentes renovables, en morado y azul hidrógeno
producido con fuentes no renovables, también se observa que para 2025 se espera
vender 11 millones de kilogramos de hidrógeno
Figura 3.1: Fuentes energéticas de las cuales se produce el hidrógeno en California [6]
3.1.1. Hoja de ruta
Según la hoja de ruta [15] planteada en 2018, se pronostica el continuo desarrollo
de las energías renovables que alcanzara para el 2030 precios de 20$ por MWh, esto
permitirá la reducción de costos operacionales en la producción de hidrógeno, lo
cual es fundamental para alcanzar los objetivos que se proponen. En el Cuadro 3.1
se presenta un resumen por etapa y sus correspondientes alcances. En la primera
etapa, esta el desarrollo de plantas electrolizadoras de tamaños entre (10-50 MW),
utilizando la tecnología PEM, y el continuo progreso de la infraestructura para la
distribución gaseosa y liquida del hidrógeno en los estados pioneros.
El mercado del hidrógeno también esta planeado por etapas a medida que se
desarrolle la infraestructura, se integraran y se diversificaran las aplicaciones del
hidrógeno, en la etapa actual ya existe un mercado en el sector movilidad como lo
muestra el cuadro 3.2 donde ya existen 25.000 vehículos de celda de combustible
(FCEV) y su respectiva infraestructura de abastecimiento de 63 estaciones de carga
[16].
California ha trabajando en el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno
desde hace mas de 20 años desarrollando el mercado de la movilidad propulsada
con hidrógeno, tienen la meta de crear una red de 200 estaciones de recarga para el
2025 según lo reportado en [6] y 1000 estaciones para el 2030 con un pronostico de
1.000.000 de vehículos como se observa en el cuadro 3.23.1. Estados Unidos 19
Cuadro 3.1: Hoja de ruta de USA economía del hidrógeno [15] [16]
2020-2022 2023-2025 2026-2030 2031-2050
Escalamiento Amplia
Pasos inmediatos Diversificación
temprano implementación
Desarrollo de la
Expansión del
Plantas producción del
Producción de uso del hidrógeno
electrolizadoras hidrógeno
hidrógeno para en todos los
grandes de mas electrolítico con
movilidad sectores de
de 50 MW energía renovable
producción
y nuclear
Compatibilidad
Tuberías de
Implementación del sistema para
Plantas hidrógeno
de tubería aumentar la
electrolizadoras conectando sitios
especifica para la cantidad de
tamaño medio de producción
distribución de hidrógeno en la
(10-50 MW) con centros de
hidrógeno infraestructura
demanda
de gas
Aumento de
Distribución Introducción de Variedad de
producción de
liquida y gaseosa equipos vehículos con
equipos
en estados tolerantes al celda de
especializados en
pioneros hidrógeno combustible
hidrógeno
Producción Acoplamiento del
Desarrollo de
Tecnologías de masiva de todo hidrógeno con la
vehículos de
captura de tipo de vehículos red eléctrica y
carga con celdas
carbono con celdas de estaciones de
de combustible
combustible recarga
Cuadro 3.2: Objetivos de movilidad para el estado de California [16]
Etapa Hoy 2022 2025 2030
Dimensionamiento
Diversificación Implementación
temprano
Demanda de H2 en toneladas métricas 1 Mt 12Mt 13Mt 17Mt
Ventas esperadas de FCEV 2.500 30.000 150.000 1.200.000
Vehículos de Carga FCEV 25.000 50.000 125.000 300.000
Estaciones de carga 63 165 1000 4.300
Estaciones de carga para vehículos pesados FCEV 120 300 600 1.500
Inversión anual - USD$1 Bn USD$2 Bn USD$8 Bn3.2. Alemania 20
3.2. Alemania
El objetivo principal de la hoja de ruta hacia una economía del hidrógeno de
la unión europea es hacer una transición de energía limpia, eficiente y económica-
mente atractiva, específicamente es eliminar de 2800 Mega-toneladas de dióxido de
carbono(CO2 ) y en este proceso de des-carbonización el hidrógeno juega un papel
importante. Por su parte Alemania ha establecido el reto de apagar todas las cen-
trales térmicas de carbón para el 2038 [17], y a su vez ha desarrollado una estrategia
nacional del hidrógeno en donde se proponen construir la red de hidrógeno mas
grande con mas de 1,200 km para 2030 H2 conocido como "Startnetz.a partir de la
red actual de gas natural. En el cuadro 3.3 se presentan los hitos mas importantes
de la hoja de ruta para Alemania [17].
Cuadro 3.3: Resumen estrategia de hidrógeno para Alemania [17]
Actualmente Tecnologías a 10 años Tecnologías a 20 años
PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO
Des carbonización de hidrógeno
Reformación de gas natural. a partir de combustibles fósiles con almacenamiento
Electrolisis de hidrógeno a partir de FENCR.
Hidrógeno a partir de electricidad nuclear. captura de carbón.
Hidrógeno a partir de biomasa
Oxidación parcial de crudo. Radiólisis, termólisis
fotocatalización de hidrógeno
TECNOLOGÍAS PARA EL ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN
Licuefacción de hidrógeno. Hidrógeno en refinerías. Tanques de hidrógeno móvil a 700 bares en presión
Transporte de hidrógeno líquido en tanques marítimos.
Contenedores de metal hídricos. 1.200 km de tubería para el transporte de hidrógeno
Nano almacenamiento en carbón
Pilas de hidrógeno en dispositivos electrónicos móviles. adaptación de la red del GN
TECNOLOGÍAS DEL HIDRÓGENO PARA DISTRIBUCIÓN Y USO
Reservas rodantes de hidrógeno y oxígeno. Alimentación de transporte aéreo con hidrógeno
Hidrógeno para el transporte espacial.
Hidrógeno en APUs aerotransportados. Propulsión de hidrógeno
Celdas de combustible en sumergibles.
Celdas de combustible a base de hidrógeno en aviones. (máquinas de combustión interna)
Unidades auxiliares de poder alimentadas por hidrógeno
Estaciones de servicio de hidrógeno para automóviles. celdas de combustible en trenes.
Carga pesada
En el cuadro 3.4 se presenta la comparación entre las características principales
de la tracto mula en ingles truck clase 8 para Diesel e hidrógeno para el 2019 y lo
esperado en el 2050 según [18]. Se observa que el costo actual de la tecnología de
hidrógeno es muy alto comparado con la del Diesel, sin embargo para el 2050 los
precios serán competitivos y la eficiencia mucho mayor.
Cuadro 3.4: Estado actual tracto mula clase 8 [18]
Hidrógeno Diesel Hidrógeno
Característica Diesel 2019
2019 2050 2050
Costo de combustible ($/gal o $/kg) 2,78 16 4 5
Eficiencia (mpg o mpkg) 10 11 16 17
Costo combustible durante vida útil 278000 1.496.000 315.000 353.000
Costo de combustible + costo del tractor durante vida útil 412000 1.762.000 446.000 482.0003.3. Japón 21
3.2.1. Mercados del hidrógeno en Alemania
La gran demanda de hidrógeno en Europa se centra en el sector químico para
la producción de amoniaco y en refinación para el hidro-cracking el cual tiene como
producto combustible de jet, Diesel y GLP [17]. Por otro lado se utiliza el hidrógeno
para la producción de hierro, acero y vidrio. en este sentido Alemania espera tener
una demanda de 4-20 TWh para 2030 y para 2050 de 250-800 TWh lo que representa
entre 30 y 50 Mega toneladas [17].
3.3. Japón
Japón es uno de los países que lidera el desarrollo e implementación tecnológico
de la economía del hidrógeno, desde el cierre de la mayoría de los reactores nuclea-
res debido al desastre nuclear de Fukushima, Japón ha priorizado el avance de la
tecnología del hidrógeno. En 2015 el gobierno aprobó el plan estratégico de energía
donde se plantea una hoja de ruta hacia una sociedad del hidrógeno para el 2050. El
primer paso, generar demanda de hidrógeno, esto se afirma en subsidios por mas de
400 millones de dolares en vehículos de celdas de combustible y estaciones de hidró-
geno. Sin embargo, en la actualidad Japón produce hidrógeno a partir de reformado
de hidrocarburos y la transición al hidrógeno verde sera a partir del aumento de la
demanda en la estrategia se establece la fecha de la transición total para 2050 [30].
3.3.1. Estrategia de Japón
En la estrategia de Japón se presentan 3 puntos claves en el desarrollo de la
economía del hidrógeno, [30], el punto inicial es la reducción de costo de producción,
el segundo es el desarrollo de la infraestructura para el almacenamiento transporte
y distribución y el tercer es el desarrollo de aplicaciones de las celdas de combusti-
ble en varios sectores como movilidad, generación de electricidad lo cual implica el
desarrollo de una estructura [31].
3.3.2. Aplicaciones
El hidrógeno en la generación de electricidad y usos en movilidad. En el cuadro
3.5 se presenta el estado actual de la movilidad impulsada por hidrógeno en Japón
y los objetivos para los siguientes años, se observa gran inversión en los subsidios
por parte del gobierno.3.4. Chile 22
Cuadro 3.5: Objetivos de la movilidad japonesa con Hidrógeno
Transporte Estado actual Cantidad objetivo Mecanismo de Soporte
40.000 en 2020
Vehículos
3.433 agosto de 2019 200.000 en 2025 Subsidio por compra (gobierno)
con F.C
800.000 en 2030
Full Cell 100 en 2020 Subsidio por compra (gobierno)
22 en septiembre 2020
Bus 1200 en 2030 Subsidio por I&D(gobierno)
H2 Subsidio por compra (gobierno)
160 en 2020
Estaciones de recarga 21 en agosto de 2019 Subsidio por I&D(gobierno)
320 en 2025
70Mpa producción en sitio Subsidio por Capex/Opex
Con todos estos nuevos vehículos impulsados con hidrógeno Japón ya desarrollo
producción y estaciones de carga de hidrógeno en puntos geográficos estratégicos con
el fin de asegurar la movilidad. Por otro lado, Compañías japonesas como Mitsubishi
y Kawasaki están desarrollando tecnologías para plantas generadoras a partir de
combustión de hidrógeno sin emisión de óxidos de nitrógeno (Nox), esta tecnología es
conocida como micromix [32]. El desarrollo de estas plantas representara el consumo
mas significativo de hidrógeno para el 2050 [31].
Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R) es el proyecto de electro-
lisis alimentada por energía solar mas grande del mundo, la planta solar tiene un
tamaño de 20MW y la planta electrolizadora una capacidad de máxima de 10MW
lo que representa una producción de hidrógeno de 2, 000N m3 /h esta planta tiene
una producción estimada de 200 toneladas por año y comienza operaciones en Julio
de este año 2020 [33].
En Julio de 2019 Kawasaki y Hydrogen Engineering Australia anunciaron el
comienzo de la construcción del proyecto que producirá hidrógeno a partir de Car-
bón extraído del valle Latrobe en Victoria, Australia y posteriormente convertirá el
hidrógeno gaseoso en hidrógeno licuado para transportarlo a Japón [34]
3.4. Chile
Chile cuenta con la mejor radiación solar de la región, esto le permitirá tener
precios de energía muy bajos y a su vez producir hidrógeno limpio o “verde”, apor-
tando a la descarbonización de la matriz energética nacional, Chile desarrolla una
estrategia oficial para alcanzar una economía del hidrógeno verde como combustible
limpio para la transición energética global [7], el hidrógeno verde sera parte de la
matriz energética y se usara para el transporte, industria, minería y exportación; en
la imagen 3.2 se observa el impulso por parte de este estado a los proyectos de hi-
drógeno. En el 2018 se formó la Asociación Chilena de Hidrógeno con el objetivo de
acelerar la transición energética y posicionar a Chile como un líder en la producción3.4. Chile 23
de hidrógeno verde. Asimismo OxyChile [35] produce un importante químicos bási-
cos e hidrógeno, para el consumo interno de la industria metalúrgica, petroquímica,
química y otros.
Figura 3.2: Fase de impulso a proyectos piloto de hidrógeno verde en chile [7]
3.4.1. Aplicaciones
El hidrógeno que produce y distribuye Chile se utiliza principalmente para pro-
cesos en refinerías, para el hidrotratamiento, hidrocraking, desulfuración de los com-
bustibles, se utiliza para hidrogenar aceites y margarinas estabilizándolos y así au-
mentar su periodo de conservación; en la fabricación de vidrios especiales se usa el
hidrógeno para realizar el pulido superficial de artículos de vidrio, vajillas frascos y
cristalería logrando así un aspecto suave y brillante; para los sistemas de generación
de energía en las turbinas termoeléctricas se usa como refrigerante. Utilizan el hidró-
geno seco para enfriar generadores eléctricos debido a su alta conductividad térmica
y baja viscosidad. En la soldadura brazing donde se utiliza el hidrógeno y nitrógeno
para minimizar y reducir la formación de óxidos, lo que asegura la producción de
uniones metálicas de alta calidad [14].
Por otro lado, el hidrógeno es un tema de investigación en todas las universidades
chilenas, sobre todo en Sistemas híbridos (solar-eólico hidrógeno-celda de combusti-
ble), financiados en gran parte por CORFO, Por otro lado, la Minera San Pedro y la
Universidad de Santiago de Chile presentan cada vez mas investigaciones relaciona-
das al hidrógeno. El Ministerio de Energía con la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (SEC), conjuntamente trabajan en la nueva regulación del uso de
hidrógeno como combustible y en los aspectos técnicos necesarios para su uso, logís-
tica y almacenamiento teniendo en cuenta requisitos mínimos de seguridad según la
regulación internacional [14].3.5. Síntesis y comentarios 24
3.5. Síntesis y comentarios
En esta etapa se evidenció que los actores que propician la investigación y la
inversión en la economía e industria del hidrógeno son los gobiernos a través de
sus ministerios de recursos naturales y energía, la industria y las universidades. En
la actualidad se investiga en tecnologías para la producción del hidrógeno a partir
de algas, bacterias, celdas fotovoltaicas, fotobiológicas y electrólisis, las aplicaciones
están en la industria y en la movilidad con celdas de combustible, Japón que es
el país líder espera tener 900 estaciones de carga en 2030; el objetivo común de
estos países es lograr ahorro energético y la unión de esfuerzos entre la industria,
la academia y el gobierno para instalar la estructura energética del hidrógeno, un
resumen comparativo entre países se encuentra en el anexo D.1.
las altas inversiones de los países desarrollados, tienen el objetivo de generar
demanda y reducir los costos de producción de hidrógeno. En todos los casos los
proyectos han sido subsidiados por dichos gobiernos, en el cuadro 3.6 se presenta la
comparación en movilidad para Japón Alemania y Estados unidos, se observa que
Japón lleva la delantera pues ha invertido más en subsidios para compra de vehículos
con celda de combustible, y tiene una infraestructura desarrollada en transporte
público preparada para los juegos olímpicos de 2021 [36].
Cuadro 3.6: Comparación entre países en movilidad [14]
Utilizaciones del H2 Japón Alemania EE. UU. California
100 existentes jun 2018 63 existentes 2018
Estaciones de carga 70 existentes
160 al 2020 94 al 2023
de Hidrógeno 400 al 2025
320 al 2025 200 al 2025
para vehículos 1.000 al 2030
900 al 2030 1.000 al 2030
Electrolizadores 23 existentes
10 MW al 2020 -
de gran tamaño 3 proyectos
2.580 existentes Jun 2018 5.899 existentes
40.000 al 2020 487 existentes 13.400 al 2020
Autos en base a FC
200.000 al 2025 10 %será FCV AL 2035 37.400 al 2023
800.000 al 2030 1.000.000 al 2030
18 existentes
Buses
100 al 2020 51 existentes 30 existentes
en base a FC
1.200 al 2030
40 existentes
Montacargas
500 al 2020 - 20.000 existentes
en base a FC
10.000 al 2030
Cias. Productoras
Toyota y Honda Mercedes Benz
de vehículos en base a FC
Programa de innovación
Subsidio a la compra de
nacional para H2
automóviles, Subsidio para automóviles
Políticas de fomento y tecnología
al 2020, 5,3 millones programa de movilidad H2
de celdas de
de equipos en casas al 2030
combustible (NIP)Capítulo 4
Caso de estudio: Análisis técnico
económico de una planta
electrolizadora tipo PEM
Con el objetivo de plantear escenarios donde Colombia se independiza de los
hidrocarburos, se plantea un estudio técnico económico de producción de hidrógeno a
partir de electrólisis tipo PEM, se plantean dos tamaños diferentes de producción y
se asumen precios de electricidad de fuentes renovables y de red. En este sentido, el
estudio técnico detalla los subsistemas y componentes más importantes, y se muestra
el consumo energético correspondiente. Por otro lado el estudio económico presenta
el desglose de costos de inversión, operación y mantenimiento, teniendo en cuenta
lo documentado en NREL.
4.1. Descripción del caso de estudio
En este caso de estudio los objetivo son: definir y detallar los subsistemas de
una planta electrolizadora tipo PEM; presentar los costos desglosados asociados y
las variables principales que caracterizan el sistema. Posteriormente, determinar los
costos de inversión y operación de dos plantas electrolizadoras de tamaños diferentes.
A partir de lo anterior, calcular el costo nivelado del hidrógeno LCOH2 mediante la
herramienta H2A elaborada por NREL [37]. Una vez obtenido el LCOH2 , se hace una
estimación de la variación de este para 2020-2040, teniendo en cuenta la disminución
en el costo de la tecnología y el aumento en la eficiencia energética propuesta en
la literatura. Finalmente, con estos resultados obtenidos se hará comparación de
precios del hidrógeno con el precio de combustibles como el gas natural y el diesel
para los años 2020-2040 planteados por la UPME en [1].
25También puede leer
