El presente artículo se centra en el análisis del sistema eléctrico de potencia de la Isla de El Hierro y en el estudio de las tecnologías maduras de los sistemas estacionarios de pilas de combustible, para la generación de energía eléctrica por medio del hidrógeno.

El análisis de la red eléctrica de la Isla permitirá: conocer su comportamiento, entender las fluctuaciones de la red originadas por la inconstancia de las energías renovables y cuantificar de forma aproximada la energía en forma de hidrógeno necesaria.

A lo largo del artículo se plantean los siguientes desafíos, ¿Qué pasaría a día de hoy, si se sustituyese el diésel por hidrógeno? y ¿Qué le hace falta a la tecnología del hidrógeno para ser mínimamente competitiva con el diésel?

La propuesta de solución eliminará las emisiones de gases de efecto invernadero en la generación de energía, mejorará la calidad de la energía eléctrica y permitirá la integración del hidrógeno en otros sectores.

Justificación

La motivación principal es la de satisfacer esta necesidad real, la descarbonización del SEP de la isla y la mejora de la calidad del suministro energético. En esta época de transición energética, el combustible presente capaz de llevar a cabo dicha acción es el hidrógeno como vector energético.

Las razones por las cuales se ha seleccionado la temática del artículo han sido los problemas medioambientales, la fuerte dependencia de combustibles fósiles, la sustitución de las tecnologías clásicas de combustión por pilas de combustible a gran escala, hacer que las tecnologías del hidrógeno sean más accesibles y sobretodo proporcionar un suministro de calidad de energía eléctrica acorde a las necesidades de la isla.

El estudio global se ha realizado para el año 2019. Por ello, los datos que se han empleado son de ese año o se han hecho una serie de estimaciones aproximadas a partir de datos de otros años, que determinarían su valor.

Documentación

Al final de la lectura del artículo, se le facilita al lector o lectora un código QR que enlaza con la documentación empleada, se puede acceder de forma abierta al repositorio Riunet de la Universidad Politécnica de Valencia.

Riunet tiene como objetivo: “Ofrecer acceso en Internet a la producción científica, académica y corporativa de la comunidad universitaria con la finalidad de aumentar su visibilidad y hacerla accesible y preservable.”

La rigurosidad del trabajo viene determinada por el tiempo que se ha dispuesto (12 créditos ≈ 300 h aprox) y los datos públicos accesibles en la red.

Con todo ello queda presentado el artículo, que a groso modo, tiene como objetivo acercar los conceptos que se tratan al alcance de todos y todas.

Fig 2: PDS-3_EÓLICO

Transición energética

La transición energética se define como un cambio de paradigma a medio o largo plazo en los sistemas energéticos. Esto no es algo nuevo, desde que la humanidad ha sido capaz de hacer uso de la energía para su beneficio, han habido muchas transiciones energéticas.

Hasta la fecha, siempre se ha quemado “algo”. ¿Cómo puede ser que a día de hoy, en los años 20 del siglo XXI, se siga quemando combustible?. Se sabe que cualquier proceso termodinámico que conlleve una combustión, sea del tipo que sea, nunca va a superar la eficiencia del ciclo de Carnot. Esto quiere decir, que quemando “algo” para extraer un trabajo, éste, será pequeño y no se aprovechará todo.

Más desventajas que conllevan a quemar, son los subproductos que se generan en forma de contaminantes tanto sólidos como en forma de gas.

Es por ello, que para la descarbonización de los sistemas eléctricos de potencia es imprescindible hacer uso de las pilas de combustible. Su eficiencia no está sometida al ciclo de Carnot sino a su ciclo electroquímico con un máximo teórico del 80%.

Estado del arte

Es cierto que el sector del hidrógeno puede parecer nuevo, pero lleva más tiempo de lo que se conoce popularmente. Según el informe de proyectos de I+D+I realizado por la plataforma tecnológica Española del Hidrógeno y de las pilas de combustible del año 2021, existen 95 proyectos registrados en los que España tiene algún tipo de aportación o liderazgo.

Estos proyectos se encuentran entre los niveles TRL 6 y TRL 9, por lo que tienen un nivel de desarrollo elevado en cuanto a una aplicación real a escala industrial.

Existen muchas tecnologías de pilas de combustible pero la más madura quizás sean las pilas alcalinas. Éstas llevan presentes en el mercado algo más de 60 años (equiparable a las tecnologías de los aerogeneradores modernos).

Por este y otros motivos, las AFC (Alkaline Fuel Cells) son las más adecuadas para su incorporación en el sector eléctrico.

Isla de El Hierro

Esta isla pionera en todo el mundo, apostó hace años por convertirse en una isla sostenible. A día de hoy, con la central de Gorona del Viento en funcionamiento, se ha convertido en un laboratorio referente de energías renovables.

Desde su electrificación en los años 70 haciendo uso de combustibles fósiles, pasando por su central térmica de Llanos Blancos, hasta la actual central hidroeólica de Gorona del viento, se ha proporcionado energía a toda la isla.

Es cierto que popularmente se cree que es una isla 100% renovables los 365 días del año y que excepcionalmente se encienden los grupos diesel-oil para suplir las inconstancias de las energías renovables. Eso no es del todo cierto, solo unos pocos días de todo el año, bajo ciertas condiciones especiales, sucede.

El objetivo del artículo es eliminar los cortes de suministro eléctrico provocados por la inconstancia de las energías renovables. Esto solo se puede conseguir con un vector energético limpio como el gas hidrógeno.

Fig 3: Curva de demanda isla de El Hierro 01/06/2016

Simulación del SEP

Para poder cuantificar la energía procedente de los grupos generadores diesel oil equivalente a una cantidad de hidrógeno, se han realizado una serie de análisis desde diferentes sectores para su determinación.

Fig 4: Simulación del sistema eléctrico de potencia de la isla

Una de ellas es la de simular los flujos de potencia en la red de distribución de 20kV de la isla para conocer las pérdidas. Estas pérdidas vendrán determinadas por los parámetros eléctricos de las líneas y de 9 escenarios planteados. Como resultado tras emplear el Power World y teniendo en cuenta una configuración en red mallada y radial se obtiene que: las pérdidas instantáneas en el peor de los casos algo más de 25 kW.

Máximos y mínimos

¿Qué es lo que se ha trabajado en este apartado?. Simplemente se han recopilado los consumos instantáneos máximos y mínimos de los 365 días del año 2019 y se han filtrado estos resultados por cada mes. Estos valores los proporciona Red Eléctrica Española en sus curvas de demanda.

Se observa que la generación máxima y mínima instantánea que debe proporcionar la pila de combustible, debe de ser de 8,1 y 1 MW respectivamente.

Fig 5: Análisis de consumos máx y min instantáneos

Eólica

En este análisis se han comparado los datos proporcionados por Gorona del Viento con datos de Red Eléctrica Española. Más concretamente la velocidad media del viento y la energía generada de origen eólico, con las gráficas de curva de demanda.

La comparación ha permitido averiguar qué sólo cuando la velocidad del viento es mayor a 13,74 m/s, la isla es 100% autosuficiente.

Fig 6: Análisis viento isla 2019

Fuentes de energía

Estudiando los datos de Red Eléctrica Española se ha determinado que Solo el 16,71% (61 días) de los días de todo el año 2019, la isla es capaz de abastecerse puramente por energías renovables, lo cual entraña un gran reto el poder descarbonizar el SEP de la Isla.

Fig 7: Fuentes de energía 2019

Inicialmente se esperaba que existiera un exceso de energía. Ante la existencia parcial de generación diesel, con un valor del 82,47 % (301 días), se tiene que realizar un análisis para desglosar cuánta energía hace falta para sustituirlo.

Sustitución diesel

Tras analizar la generación instantánea media (en el peor de los casos) para el 2019, se obtiene que hace falta una potencia de 3 MW instantáneos como mínimo para sustituir el diesel.

Si a continuación decidimos saber cuánta energía al día se podría producir, entonces se multiplica el valor de 3 MW por las 24 horas de un día. Así se obtienen 72 MWh/día.

Fig 8: Desglose generación eléctrica

Si se determina que la central de pilas de combustible debería de proporcionar energía por al menos de 1 mes, se debería de producir 2.160 MWh/mes. ¿Por qué un mes?. Se da el supuesto de que el barco que traiga el hidrógeno a la isla llegará 1 vez por mes.

2,160 GWh es mucha energía, una energía promedio que se tiene que ir suministrando día a día para satisfacer las necesidades de la isla. Este valor ofrece un orden de magnitud de la gran cantidad de energía que se debería de almacenar y que a día de hoy es muy difícil de hacerlo haciendo uso de baterías.

Por si esto fuera poco, se tiene que tener en cuenta que los rendimientos de las pilas de combustible de megavatios de potencia, los fabricantes proporcionan un valor de eficiencia de alrededor del 60%. Esto significa que para obtener 2,16 GWh se necesitan 3,6 GWh reales a almacenar.

Almacenamiento de H2

Como se indica en el Hydrogen Council del año 2017 llamado “How hydrogen empowers the energy transition”, la mejor solución para almacenar 3,6 GWh al mes, es el almacenamiento de hidrógeno.

Este vector energético para que fuese competitivo con el diesel oil, tendría que proceder del reformado del gas natural donde para su producción se tendría que capturar el dióxido de carbono del proceso. A esto se le conoce como hidrógeno azul, el cual tendría un precio aproximado de 2€ el kg.

Fig 9: Tecnologías de almacenamiento

Comparativa

En primer lugar, el hidrógeno líquido ocupa menos espacio que el gas. No obstante, al estar líquido, se invierte entre el 30 y 40 % de la energía que se almacena para mantenerlo líquido, por lo que sería muy costoso.

Aunque el hidrógeno gas ocupe tanto espacio, es quizás la mejor opción para almacenarlo. Este hidrógeno en forma de gas, se podría almacenar en tanques a 700 bar sin ser más peligroso que una instalación de gas natural.

Fig 10: Comparativas de almacenamiento

Comparando el hidrógeno (gas y líquido), con el diesel oil, se puede afirmar que el hidrógeno pesa muchísimo menos que el del gasoil aunque parezca que ocupe más espacio. De hecho, la energía específica másica del hidrógeno es la mayor que se conoce. La columna verde indica las características que debería de tener el almacenamiento con un total de 1.198.800 Nm³ de H2 en condiciones STP.

Pilas de combustible

¿Que es una pila de combustible?. Citando al Centro Nacional del Hidrógeno, una pila de combustible “es un dispositivo electroquímico que transforma de forma directa la energía química en eléctrica. Parte de un combustible (generalmente hidrógeno) y de un comburente (en muchos casos oxígeno) para producir agua, electricidad en forma de corriente continua y calor.”

Las pilas de combustible son muy caras fundamentalmente porque usan platino como catalizador en los electrodos. La reducción de oxígeno en el cátodo es una reacción cinéticamente bastante lenta, lo que compromete la potencia total del sistema si no se usa platino. Hay un esfuerzo internacional muy importante que busca el desarrollo de nuevos electrocatalizadores que sean más baratos que el Pt como los óxidos metálicos de Co, Mn, materiales basados en carbono, entre otros.

Otro motivo por el que las pilas de combustible son tan costosas es debido a que su fabricación a día de hoy sigue siendo un trabajo muy artesanal. Esto es a consecuencia de la alta cantidad de realización de acciones para su creación y ensamblaje. Para abaratar costes de fabricación es imprescindible la automatización.

Conclusiones finales

¿Tiene sentido el uso del hidrógeno a día de hoy en la isla a esta escala? Las tecnologías del hidrógeno son muy caras pero no por ello significa que no tengan sentido emplearlas, de hecho, es de las pocas tecnologías que pueden permitir almacenar y producir tanta energía.

¿Que habría que hacer para que las tecnologías del hidrógeno sean competitivas? Se tienen que bajar costes en:

1. Instalaciones fotovoltaicas y parques eólicos.

2. Métodos para purificar y destilar el agua.

3. Hacer uso de electrolizadores alcalinos con electrodos de metales más baratos.

4. Infraestructura para el transporte y manipulación del hidrógeno.

5. Compresores de membrana de alta presión.

6. Viabilidad del hidrógeno verde por debajo de los 3,23 €/kg.

7. Costes de almacenamiento bajo tierra < 20% del coste de producción.

8. Desarrollo de nuevos electrocatalizadores.

9. Sustituir los procesos artesanales por procesos automatizados.

10. Desarrollar membranas de intercambio protónico más económicas.

11. Desarrollar membranas de intercambio protónico más longevas.

12. Uso prioritario del hidróxido de potasio como electrolito.

Finalmente alguien puede pensar que no hace falta tanta infraestructura de hidrógeno y que simplemente con un poco de fotovoltaica flotante o un par de aerogeneradores offshore cerca de la isla, sería suficiente para que fuera 100% renovable. En términos de producción de energía, podría aceptarse esta conclusión, pero el problema es mayor, el problema es la gestión y almacenamiento de los recursos renovables inconstantes, por lo que la situación se resolvería parcialmente. A día de hoy en la ingeniería eléctrica, hay que convertir esta problemática en una gran fortaleza.

Fig 11: Código QR documentación en Riunet

Artículo para Dínamo Técnica de Vicente Sanz Ródenas. Graduado en Ingeniería Eléctrica.

TUTOR: Dr. Pedro Ángel Blasco Espinosa. – COTUTOR: Dr. Francisco José Huerta Arráez.