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B1 - Refino de biocombustibles Estado de la infraestructura europea de biocombustibles En comparación con los años anteriores, se planifican y proponen sustancialmente más proyectos de capacidad de biocombustibles en la Unión Europea. Los estados miembros que informaron información sobre la capacidad de producción de biocombustibles informaron un total de 10 nuevos proyectos de biocombustibles, tres de los cuales aumentaron la capacidad de producción de biodiesel y siete de los cuales aumentaron la capacidad de producción de etanol. Total y Eni también han anunciado planes para convertir sus refinerías de crudo Le Mede y Porto Marghera en biorrefinerías, lo que indica un renovado interés en la producción de biocombustibles. Sin embargo, informes recientes de que los biocombustibles pueden tener emisiones similares a las de los hidrocarburos, así como la oposición a los aceites importados en el proceso de biocombustibles, pueden limitar la cantidad de capacidad incremental o la utilización de esa capacidad en el período del informe. Por otro lado, los biocombustibles se han promocionado como un medio para reducir las emisiones y como una bendición para las economías rurales, particularmente en Europa central y oriental. Comparación de los datos de los Estados miembros con las fuentes de terceros El Reglamento requiere que los estados miembros informen sobre las instalaciones de producción de biocombustibles que pueden producir o refinar biocombustibles con una capacidad de 50,000 toneladas / año o más. La plantilla de informes exige a los estados miembros que informen sobre varios tipos de instalaciones en toneladas / año: aceite no refinado o aceite vegetal puro, biocombustible de cultivos oleaginosos (FAME, FAEE, aceites, otros), biocombustible a partir de azúcar y almidón (etanol, ETBE, otro), biocombustible de lignocelulósicos (etanol, biocombustible sintético, otros) e instalaciones de metano a partir de biogás. Los datos se informarán en miles de toneladas de capacidad. La plantilla también deja espacio para que el estado miembro suministre información complementaria, que muchos estados miembros presentaron. El complemento resultó útil para comprender la infraestructura de biocombustibles. Para verificar la exactitud de la fecha del estado miembro, Platts utilizó datos disponibles públicamente de la Junta Europea de Biodiesel (EBB), una organización que tiene como objetivo promover el uso de biodiesel en la Unión Europea y rastrea varias estadísticas de biocombustibles. EBB, en particular, informa la capacidad de producción de biodiesel, que se correlaciona aproximadamente con los datos de los estados miembros reportados como la capacidad de producción de las instalaciones de aceite vegetal puro y la capacidad de producción de los cultivos oleaginosos.

Platts también usó datos e información disponibles públicamente de ePure para verificar los datos del estado miembro. ePure es la asociación europea de etanol renovable que representa los intereses de los productores europeos de etanol renovable, promueve los usos beneficiosos del etanol en toda Europa y recopila diversas estadísticas sobre la producción de etanol. En particular, ePURE rastrea la capacidad de producción de etanol, que se corresponde aproximadamente con los datos del estado miembro informados como instalaciones de biocombustibles a partir de cultivos de azúcar y almidón. La correlación es aproximada y varía en promedio en alrededor del 30% de los datos informados por el estado miembro. Platts complementó las dos fuentes disponibles públicamente con investigación primaria y experiencia analista. Trece estados miembros informaron un acumulado de 10,675 toneladas / año de capacidad de producción de biocombustibles, lo que representa aproximadamente un tercio de la capacidad total de producción de biocombustibles en Europa. Los países que no informaron, como Bulgaria, Croacia, Dinamarca, Chipre, Estonia, Francia, Alemania, Italia, Letonia, Lituania, Eslovenia y Polonia, representaron la mayor parte de la capacidad de producción de biocombustibles de Europa en 20.496 toneladas / año.

Informes individuales de los Estados Miembros Austria reportó 445 kt de producción de biocombustible de aceite vegetal puro y 190 kt de capacidad de producción de biocombustible a partir de etanol. Con el uso de EBB y ePure, Platts puede confirmar la exactitud relativa de los datos informados por el estado miembro. ePUREtracks 240 kt de capacidad de etanol y EBB rastrea 495 kt de capacidad de biodiesel. Bélgica reportó 750 kt de producción de biocombustibles de cultivos oleaginosos y 219 kt de capacidad de producción de etanol. Con el uso de EBB y ePure, Platts puede confirmar la exactitud relativa de los datos informados por el estado miembro. ePURE rastrea 532 kt de capacidad de etanol y EBB rastrea 741 kt de capacidad de biodiesel. La República Checa reportó 410 kt de capacidad de producción de biocombustible operacional de cultivos oleaginosos y 70 kt de capacidad no operacional. La República Checa también informa de 158 kt de capacidad de producción de biocombustibles no operacionales de los cultivos de azúcar y almidón. Platts no puede verificar la precisión de la capacidad no operacional, pero confirma que la capacidad de producción de biodiesel está en línea con los 503 kt de capacidad de biodiesel de EBB. Aunque la República Checa informó que 158 kt de capacidad de etanol no funciona, ePURE informa que actualmente se están utilizando 199 kt de capacidad de etanol. Platts sospecha que la República Checa declaró erróneamente esta capacidad como no operacional

Finlandia reporta 500 kt de capacidad de producción de biocombustibles a partir de cultivos oleaginosos, 183 kt de capacidad de producción de biocombustibles a partir de cultivos de azúcar y almidón, y 50 kt de capacidad de producción de biocombustibles a partir de lignocelulósicos. El EBB informa 500 kt de capacidad de producción de biodiesel y ePURE informa 233 kt de capacidad de etanol para una capacidad total de 733 kt de capacidad de producción de biocombustible, en línea con los 733 kt de capacidad acumulada informados por Finlandia. Finlandia también informa sobre dos nuevos proyectos de producción de etanol actualmente en construcción con capacidades de 150 kt y 84 kt. A través de la investigación primaria, Platts puede confirmar proyectos de biocombustibles en Finlandia. Grecia reporta 973 kt de capacidad de producción de biodiesel, mientras que el EBB informa 702 kt. Platts no puede identificar la causa de la discrepancia, pero dado que el margen de error está dentro del 30%, Platts considera que los datos informados por el estado miembro son precisos. Hungría reporta 150 toneladas de capacidad de producción de biodiesel y 368 toneladas de capacidad de producción de etanol. Platts confirma la precisión de las instalaciones de biocombustibles existentes con el EBB informando 158 toneladas de capacidad de producción de biodiesel y 517 toneladas de capacidad de producción de etanol. Hungría también informa sobre un nuevo proyecto de producción de etanol con una capacidad de 160 tm de capacidad de producción. Platts confirma el proyecto como una expansión de la planta existente de etanol de maíz Dunafoldvar en Hungría. Irlanda informa de cierta capacidad de biocombustible a partir de cultivos oleaginosos (28 kt) y de cultivos de azúcar y almidón (13 kt), pero estos proyectos son menores que el umbral de 50 kt para informar instalaciones de producción de biocombustibles. Además, Irlanda informa que actualmente no se está fabricando etanol para su uso como biocombustible en Irlanda. Platts confirma la precisión de la capacidad de producción de etanol según lo informado por el estado miembro, pero también señala que el EBB informa 73 kt de capacidad de producción de biodiesel en Irlanda. Platts no puede identificar la fuente de la discrepancia. Los Países Bajos informan que no hay instalaciones de aceite vegetal puro con una capacidad superior a 50 kt, 2.097 kt de capacidad de producción de biocombustible de cultivos oleaginosos, 562 kt de capacidad de producción de biocombustible de cultivos de azúcar y almidón, y 43 kt de producción de biocombustible a partir de lignocelulósicas, que está debajo el umbral para informar instalaciones Platts confirma la precisión relativa de los datos informados por el estado miembro. Los informes EBB 2.505 kt de capacidad de producción de biodiesel y ePURE informa de 565 kt de capacidad de producción de etanol. Los Países Bajos también informan de cinco

nuevos proyectos de biocombustibles con una capacidad acumulada de 387 kt. Platts confirma la precisión de la información del proyecto informada por el estado miembro. Portugal informa 621 kt de capacidad operacional de producción de biodiesel y 100 kt de capacidad de producción de biodiesel no operacional. Platts confirma la precisión de estos datos, ya que el EBB informa 590 kt de capacidad de producción de biodiesel. Rumania informa 400 kt de capacidad de producción de biodiesel y 80 kt de capacidad de producción de etanol. Platts confirma la precisión de los datos informados. El EBB informa 407 kt de capacidad de producción de biodiesel y ePURE informa 137 kt de capacidad de producción de etanol. Eslovaquia reporta 185 kt de capacidad de producción de biodiesel y 105 kt de capacidad de producción de etanol. Platts confirma la precisión de los datos informados. El EBB informa 158 kt de capacidad de producción de biodiesel y ePURE informa 185 kt de capacidad de producción de etanol. España no informa capacidad de producción de biocombustible, sin embargo, el EBB rastrea 4.194 kt de capacidad de producción de biodiesel y ePURE registra 618 kt de capacidad de producción de etanol. Suecia reporta 290 kt de capacidad de producción de biocombustibles de cultivos oleaginosos, 175 kt de capacidad de producción de biocombustibles a partir de cultivos de azúcar y almidón, 25 kt de capacidad de producción de biocombustibles de lignocelulósica, por debajo del umbral de 50 kt para informes, y 121 kt de instalaciones de metano a partir de biogás . Los datos informados por el estado miembro están mayormente en línea con las fuentes del mercado. EBB y ePURE combinan una capacidad de producción de biocombustibles de 592 kt en Suecia, apenas por debajo de la capacidad declarada por el estado miembro de 586 kt de capacidad de producción de biocombustibles en el estado miembro. Suecia informa sobre un nuevo proyecto lignocelulósico con una capacidad de 60 kt. Platts confirma la información del proyecto informada por el estado miembro. El Reino Unido reportó 675 kt de capacidad de producción de biodiesel y 719 kt de capacidad de producción de etanol, lo cual está en línea con la información públicamente disponible. El EBB informa 505 kt de producción de biodiesel y ePURE informa 985 kt de capacidad de producción de etanol. El Reino Unido informa una nueva instalación de producción de biodiesel planificada con una capacidad de 77 kt. Platts confirma la exactitud de esta información reportada. El Reino Unido también informa el retiro de una instalación de producción de biodiesel. Aunque Platts no puede confirmar la exactitud de esta información y la capacidad de la planta es menor que el umbral para informar, la información sobre el desmantelamiento es habitual en el análisis de la infraestructura energética en la Unión Europea y probablemente sea útil en el futuro.

Conclusión EBB y ePURE informan datos muy limitados sobre la capacidad de producción de etanol y la capacidad de producción de biodiesel, pero no hay fuentes disponibles públicamente que rastreen el tipo de instalaciones como la de los datos informados por el estado miembro. Las categorías muy descriptivas de la capacidad de biocombustibles rastrean información importante que no es rastreada por ninguna fuente disponible públicamente. Sin embargo, estas categorías descriptivas pueden contribuir poco en términos de análisis de infraestructura. Un enfoque más simplista en los biocombustibles, distinguir entre la producción de biodiesel y el etanol puede ser suficiente para comprender la capacidad existente, la necesidad de capacidad adicional y las tendencias de inversión en la industria. Ninguna fuente de datos públicamente disponible rastrea el retiro de la capacidad de producción de biocombustibles. Estos datos seguirán siendo útiles para una mayor comprensión de la infraestructura energética en Europa, pero los datos informados no pueden verificarse contra otra fuente del mercado y la información pública sobre las jubilaciones es limitada. Los datos de referencia difieren ligeramente de los datos informados, pero la discrepancia parece derivarse de la definición de biodiesel frente a la producción de etanol. Las capacidades acumuladas de las instalaciones de producción de biocombustibles coinciden con las capacidades acumuladas informadas por EBB y ePure, lo que sugiere que los datos informados por el estado miembro sobre la capacidad de producción de biocombustibles son muy precisos. En última instancia, los datos, tal como informan actualmente los Estados miembros, son insuficientes, dado que los estados miembros que no informan representan la mayor parte de la capacidad de los biocombustibles. Al igual que la mayor parte de los datos informados por el estado miembro, una participación más amplia en la presentación de informes, en particular de los estados intensivos en energía de Alemania, Francia e Italia, es vital para la utilidad de los datos.

ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA DE HIDRÓGENO: EL SANTO GRIAL PARA LA INTEGRACIÓN DE LA RED DE ENERGÍA RENOVABLE Dado que las fuentes de energía renovables intermitentes a menudo producen más energía de la que puede soportar la red eléctrica existente, la necesidad de una solución completa de almacenamiento de energía se está volviendo más aguda. La electrólisis se ve cada vez más como una tecnología escalable que satisfará esta creciente demanda, por lo que Proton OnSite está buscando comercializar sistemas de electrolizador de membrana de intercambio de protones a escala MW para esta aplicación clave.

Energías renovables intermitentes Durante años, los ingenieros de energía se han enfrentado a un problema básico en cómo conectarse energía eólica y solar renovable para la red. Además de pedirles a las personas que enciendan las luces solo cuando sopla el viento, se debe encontrar una solución viable y lista para el mercado para almacenar energía a gran escala antes de que las energías renovables estén listas para la red. La necesidad de una solución completa de almacenamiento de energía se está volviendo más aguda, particularmente en Europa, donde los campos de turbinas eólicas ya están produciendo gigavatios de electricidad, a menudo con una falta de coincidencia significativa en la demanda de energía de la red. En 2009, por ejemplo, la Agencia Federal de la Red Alemana informó que los operadores de la red a menudo se veían obligados a cerrar cada vez que el viento recogía y sobrecargaba el sistema. Perdieron 127 GWh de electricidad como resultado, casi todo lo cual fue creado limpiamente por turbinas eólicas. "Hoy, no toda la energía verde generada puede alimentarse en la red todo el tiempo", dijo Josef Auer de Deutsche Bank Research en un informe de 2012. [1] La electricidad debe estar disponible con solo presionar un interruptor, las 24 horas del día, por lo que el almacenamiento de energía renovable naturalmente fluctuante para su redistribución uniforme es clave para cualquier implementación en el mundo real. Los sistemas para almacenar el exceso de electricidad permitirían a los consumidores continuar recibiendo un suministro constante de electricidad cuando lo necesiten, y los operadores de la red se beneficiarían financieramente. Por ejemplo, la electricidad puede generarse de forma económica a través de la energía fotovoltaica (PV) durante el día, mientras que la demanda de la red es baja, y luego distribuirse por la noche a las luces de encendido en demanda. Cómo almacenar el viento y el sol: una solución en progreso

Hoy en día, hay una serie de sistemas de gestión y almacenamiento de energía, pero pocos ofrecen una solución completa que permita que la energía eólica y solar se conecte a la red sin problemas. Las centrales hidroeléctricas bombeadas son los sistemas de almacenamiento de energía a escala de red más comunes y representan el 99% de la electricidad almacenada de hoy en día. Usando el exceso de electricidad para bombear agua cuesta arriba, aprovechan la energía potencial en la forma de grandes depósitos que pueden volver a convertirse en electricidad haciendo que el agua fluya hacia abajo a través de las turbinas. Estos son limpios y simples, y una buena opción para algunas cuadrículas. Pero el almacenamiento hidráulico bombeado tiene una densidad de energía relativamente baja, por lo que requiere una gran cantidad de agua o una gran variación de altura para almacenar reservas de energía significativas. Por ejemplo, los ingenieros de la Universidad de California en Berkeley calcularon en 2011 que 1000 kg de agua en la parte superior de una torre de 100 m tienen una energía potencial de solo 0,272 kWh. [2] Además, la bomba hidráulica bombeada se limita a ciertas características geográficas y topográficas que pueden adaptarse a dicho sistema. Se están considerando otras soluciones de almacenamiento. La tecnología de batería a escala de utilidad es una opción, debido a su escalabilidad y su eficacia a pequeña escala. Pero a gran escala, la tecnología de la batería falla y se vuelve prohibitivamente costosa y tiene una baja densidad de energía. Las baterías también sufren limitaciones de profundidad de descarga y poca vida útil del ciclo. Un estudio reciente realizado por el Proyecto Global de Energía y Clima de Stanford descubrió que producir baterías a gran escala no es viable. "Calculamos cuánta energía se usa durante el ciclo de vida completo de la batería", dijo Charles Barnhart, autor principal del estudio de Stanford y académico postdoctoral, al Stanford Report. [3] "Las baterías con un alto costo energético consumen más combustibles fósiles y, por lo tanto, liberan más dióxido de carbono a lo largo de su vida útil. Si el costo energético de una batería es demasiado alto, su contribución general al calentamiento global podría anular los beneficios ambientales de la granja eólica o solar que se suponía que debía soportar ". El Santo Grial: Hidrógeno La tecnología de electrólisis de agua es la solución más flexible y sostenible para almacenar energía renovable a gran escala a largo plazo. Usando el exceso de electricidad renovable, el electrolizador divide el agua en sus partes constituyentes, hidrógeno y oxígeno, que pueden almacenarse en tanques regulares. Para las aplicaciones de almacenamiento de energía, el hidrógeno se puede usar en celdas

de combustible, inyectarse en la red de gas natural o utilizarse para mejorar los procesos de producción de biogás. "Una buena opción para almacenar grandes cantidades de energía 'excedente' durante un período prolongado de tiempo es convertirla en hidrógeno", dice el Dr. Ulrich Bünger de Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH en Alemania. [4] La generación de hidrógeno a través de la electrólisis de la membrana de intercambio de protones (PEM) es una tecnología probada y probada [Figura 1]. Hay miles de electrolizadores pequeños y grandes que funcionan con éxito en todo el mundo en laboratorios, plantas de energía e instalaciones industriales, produciendo volúmenes significativos de hidrógeno cada año. Los más de 10 MW de base comercial instalada de electrolizadores PEM incluyen una diversidad de aplicaciones y entornos de instalación, desde rigurosas aplicaciones submarinas hasta entornos hostiles y remotos en los siete continentes. El hidrógeno funciona mejor En los últimos años, el hidrógeno se está tomando más en serio por la industria energética, como una solución para hacer que la energía renovable esté lista para la red. Uno de los mayores beneficios del almacenamiento de energía de hidrógeno es que es escalable. Un electrolizador de hidrógeno de 2 MW tendrá el tamaño de un contenedor de envío y se instalará fácilmente junto a un campo de turbinas eólicas o una subestación de distribución. La tecnología de almacenamiento de energía de hidrógeno ha sido probada en una red simulada durante años por el Departamento de Energía de los EE. UU. Desarrollado en sociedad con Xcel Energy, el Proyecto Wind-toHydrogen del National Renewable Energy Laboratory sirve como modelo de trabajo de tal escenario. Ubicado en el Centro Nacional de Tecnología Eólica cerca de Boulder, Colorado, este proyecto de demostración integra turbinas eólicas y matrices fotovoltaicas con sistemas de electrolizadores para producir hidrógeno. [5] "Creo que el hidrógeno como medio de almacenamiento de energía tiene muchos beneficios, uno de los cuales es que ofrece modularidad para expandirse", dice Kevin Harrison, ingeniero senior de NREL. "Puedes almacenar hidrógeno en tanques grandes y en cavernas subterráneas para ahorrar energía durante días y semanas. Sería difícil extender las baterías, por ejemplo, en estos mercados de larga duración y tiempo cambiante ". 'El gas de hidrógeno te da la oportunidad de hacer muchas otras cosas. Puedes regresarlo en electricidad para la red, puede producir amoníaco y puede usarlo para llenar vehículos eléctricos con pila de combustible, como hacemos aquí en el NREL ",

continúa Harrison. "Incluso estamos trabajando para demostrar el proceso de combinar el hidrógeno renovable que producimos con el dióxido de carbono para producir gas natural sintético. Esto se puede canalizar directamente a la infraestructura de gas natural existente. El gas de hidrógeno tiene el mayor contenido de energía de cualquier combustible, por lo que es un muy buen 'vehículo' para almacenar y distribuir energía [Figura 2]. Con la capacidad de contener 120 MJ / kg, se necesita una cantidad relativamente pequeña de hidrógeno para almacenar cantidades significativas de energía. La química estable del hidrógeno también significa que puedes almacenar energía por más tiempo que cualquier otro medio. Esto es crucial cuando se considera que el sol puede oscurecerse o que el viento puede no soplar durante días a la vez. La solución de almacenamiento: generadores de hidrógeno PEM a escala MW Los electrolizadores de agua vienen en diferentes formas, siendo las dos más comunes la membrana alcalina y de intercambio de protones (PEM). Las fuerzas del mercado y los requisitos técnicos indican que PEM es la tecnología de elección para el almacenamiento de energía. Los programas piloto que se están desarrollando en Europa están especificando los electrolizadores PEM para proporcionar la capacidad de conversión de energía. 'Uno de los mayores beneficios de la electrólisis PEM es la gran presión diferencial en la pila ", dice Kevin Harrison de NREL. "En otras palabras, el hidrógeno puede producirse a 1000 o incluso 5000 psi [700 o 350 bar] mientras que el oxígeno y el agua permanecen a presión ambiental". "Esto reduce la necesidad de compresión aguas abajo, y eso es importante porque una de las mayores barreras para la infraestructura de hidrógeno en el mercado del transporte en este momento es la fiabilidad de la compresión mecánica", continúa. 'PEM puede reducir y posiblemente eliminar problemas de compresión porque se puede producir a alta presión desde la pila PEM'. Un primo cercano a la pila de combustible PEM, el electrolizador PEM podrá beneficiarse de la cadena de suministro que está madurando para el mercado automotriz, en contraste con la tecnología de electrolizador alcalino, que no comparte este linaje común. Los avances en el desarrollo de las pilas de combustible PEM se traducen en avances técnicos clave en los electrolizadores PEM. Las compañías internacionales de automóviles y las agencias de energía están gastando miles de millones para preparar la tecnología de membrana de intercambio de protones para el mercado masivo.

Los desarrollos en el sector del transporte resultarán directamente en mejoras de costos y eficiencia en la aplicación del electrolizador, ya que las piezas, la tecnología y el rendimiento de la tecnología PEM se volverán exponencialmente más viables. Proton OnSite M-Series: el más grande hasta el momento Actualmente estamos desarrollando el electrolizador PEM más grande hasta el momento, para convertirnos en un 'bloque de construcción' para los sistemas de almacenamiento de múltiples MW. El sistema de 2 MW se integrará en un contenedor de envío de 40 pies (12 m) de largo, capaz de desplegarse en una plataforma de bajo costo con agua básica y conexiones de servicios eléctricos [Figura 3]. Las turbinas eólicas varían en tamaño desde relativamente pequeñas (<100 kW) a 8 MW. En consecuencia, algunas instalaciones pueden requerir múltiples MW de electrólisis para el almacenamiento de energía, una escala que se prestará a los bloques de construcción que Proton OnSite podrá proporcionar. Para producir un electrolizador económico de este tamaño, hemos enfocado los esfuerzos de reducción de costos en varios elementos del sistema electrolizador y el balance de planta (BOP). El objetivo es producir un sistema que pueda acomodar los megavatios de potencia disponible que exigirá el mercado emergente de energía renovable. A través de varios Programas financiados por el Departamento de Energía, estamos desarrollando enfoques tecnológicos que reducen drásticamente el contenido de metales preciosos y los costosos materiales de campo de flujo actualmente en nuestras pilas de electrolizadores, al tiempo que aumentan la eficiencia. En los últimos cinco años, hemos reducido el costo de una pila de electrolizadores, el corazón del sistema, en más del 40%. Nuestro generador de hidrógeno MW PEM seguirá los diseños de sistemas anteriores utilizando una arquitectura multiestaca, proporcionando un método confiable y eficiente de captura de entradas de carga intermitente y variable. La arquitectura del sistema se centrará en un diseño de bastidor abierto, montado sobre patines, que albergará las pilas de células, la gestión del oxígeno en el agua y los sistemas de gestión del gas de hidrógeno. La configuración básica del producto se diseñará teniendo en cuenta el mercado europeo y permitirá flexibilidad en el diseño de los componentes y la gestión de la seguridad. El uso de patines modulares permite la instalación y el transporte dentro de contenedores ligeramente modificados, con controles, electrónica de potencia y un "centro de comando" ubicado en un contenedor separado conectado a través de líneas umbilicales. Usaremos el estándar de electrolizador de agua industrial ISO 22734-1 como el documento de diseño guía, aprovechando la experiencia con tres productos PEM anteriores que han sido incluidos por terceros en esta norma ISO. [6]

El esfuerzo de desarrollo de productos, que ya está en marcha en 2013, apunta a un producto totalmente comercial disponible en la primera mitad de 2015, con prototipos disponibles para su colocación antes de la publicación comercial. El precio proyectado del sistema de electrolizador MW es de aproximadamente $ 1300 / kW. El corazón de una infraestructura verde El hidrógeno producido a partir de la electrólisis se puede almacenar fácilmente utilizando la tecnología existente. Se puede almacenar como un gas a alta presión, como un líquido a muy baja temperatura, o adsorbido por o químicamente unido a complejos de hidruro. Cantidades más pequeñas de hidrógeno pueden almacenarse en tanques o botellas sobre el suelo a presiones de hasta 900 bar (13 000 psi). Para grandes cantidades de hidrógeno, sistemas de tuberías subterráneas o incluso cavernas de sal se pueden usar varios 100 000 m3 de volumen. La versatilidad del gas de hidrógeno significa que puede colocarse en el centro de un nuevo desarrollo de infraestructura de energía renovable. El gas almacenado de manera renovable podría usarse en celdas de combustible a gran escala para producir electricidad en el sitio, o puede utilizar infraestructura existente, como gasoductos de gas natural u otras tuberías. O, como señaló Josef Auer en Deutsche Bank: [1] 'Como una tecnología de transición, las plantas de gas y vapor también son muy compatibles con las soluciones de almacenamiento a largo plazo'. Básicamente, el hidrógeno puede quemarse tal como las plantas actualmente queman gas natural usando la infraestructura actual "Las turbinas de hidrógeno deberían ser capaces de alcanzar el mismo nivel de eficiencia que las plantas actuales de gas y vapor", añade. Los sistemas de almacenamiento de energía de hidrógeno también podrían conectarse directamente a las estaciones de abastecimiento de combustible para vehículos locales. NREL está haciendo esto hoy, usando energía renovable para impulsar los electrolizadores para la producción de combustible de hidrógeno para soportar una flota de vehículos eléctricos de celda de combustible. El año pasado, Aegis Wind también integró turbinas eólicas en una estación de abastecimiento de hidrógeno que utilizaba electrólisis PEM para alimentar una flota de automóviles en Hempstead, Nueva York. A escala comercial, las estaciones de servicio de gasolina existentes podrían utilizarse como punto de venta minorista, al incorporar un dispensador de hidrógeno junto a las bombas de gasolina. "A corto plazo, el almacenamiento de energía de hidrógeno continuará siendo difícil de vender, a menos que se pueda demostrar que el gas de hidrógeno almacenado puede utilizarse para otras necesidades como

reabastecimiento de combustible de vehículos, producción de amoníaco y producción de gas natural sintético", dice Kevin Harrison de NREL. "La capacidad de ser utilizado para diversas necesidades inclinará la balanza". Enorme potencial, muchos obstáculos El potencial de los sistemas de almacenamiento de energía de hidrógeno es enorme. Como ha señalado Auer: [1] '[El almacenamiento electroquímico tiene] el mayor potencial, gracias a su alta densidad de energía y versatilidad de empleabilidad. En las próximas dos décadas, el requisito de inversión de capital para los nuevos sistemas de almacenamiento de energía solo en Alemania será de alrededor de 30 mil millones [US $ 40 mil millones]". La Agencia Internacional de Energía ha pronosticado cuánto almacenamiento de energía será necesario a medida que Europa occidental, China y los EE. UU. Comiencen a implementar fuentes de energía renovables. Predice que el mundo necesitará poder almacenar 189 GW de electricidad para 2050 para mantenerse al día con el crecimiento de las industrias de energía eólica y solar. Eso requeriría más de 94 000 de nuestros generadores de la serie M para facilitar. Hay mucho trabajo que hacer. Se debe hacer más desarrollo de productos, junto con reducciones de costos para alcanzar objetivos agresivos de CAPEX (gasto de capital) para algunas aplicaciones. Para que eso suceda, todos debemos trabajar juntos, a escala internacional. Pero la tecnología está probada comercialmente, y su potencial está bien documentado por expertos en validación independientes como NREL. Como dice Kevin Harrison de NREL: "Uno de los grandes desafíos para la electrólisis de PEM es reducir los costos de capital. Para hacer eso, necesitamos comenzar a ver generadores de hidrógeno a escala MW de PEM. Luego, una vez que estén en el mercado, los costos de producción bajarán, las eficiencias mejorarán y, finalmente, el precio del hidrógeno, por lo tanto, el precio de la energía almacenada, disminuirá ".