hidrógeno verde, amoníaco
Sin embargo, el transporte de larga distancia de hidrógeno comprimido por una tubería de gran diámetro nueva o reutilizada costaría aún menos, explica el informe.
19 enero 2023.- Para fines de la década, es probable que sea más económico enviar hidrógeno a través de largas distancias en forma de amoníaco o hidrógeno orgánico líquido (LOHC), y luego convertirlo nuevamente en H 2 en su destino, en lugar de transportarlo como H 2 licuado, según un nuevo informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE).
El transporte de hidrógeno comprimido a través de un gasoducto de larga distancia reutilizado, o una nueva tubería de gran diámetro, probablemente sería incluso más barato, donde sea factible, según el estudio Energy Technology Perspectives 2023 de 459 páginas , que se publicó ayer (jueves).
“En 2030, se espera que la tecnología de camiones cisterna LH 2 [hidrógeno líquido] llegue a la fase inicial de comercialización, con costos de transporte para entregar hidrógeno en un promedio de $2.0-3.7/kgH 2 para un viaje de 8 000 km en el escenario NZE”, dice el informe. “Se espera que los costos de envío de amoníaco y LOHC sean más bajos, a $1.9-2.2/kgH 2 y $2.0-2.5/kgH 2 respectivamente”.
Estas cifras incluyen los costes operativos y de inversión, incluida la conversión del hidrógeno en un portador de mayor densidad, su almacenamiento, envío y conversión nuevamente en H 2 gaseoso, pero no los costes de producción de hidrógeno.
El gráfico anterior, tomado del documento, muestra que la parte de envío del proceso de transporte solo representará una pequeña fracción de los costes de entrega, con la conversión de hidrógeno gaseoso en portadores más densos en energía (es decir, LH 2 , amoníaco o un LOHC llamado metilciclohexano (MCH)) y de vuelta al H 2 gaseoso, junto con las pérdidas de energía de los dos procesos de conversión, responsable de la gran mayoría de los costes.
En el caso de LH 2 , el elemento de mayor coste serán los tanques de almacenamiento tanto en los puertos de exportación como de importación, como resultado de su densidad de energía relativamente baja por volumen y la necesidad de mantenerlas a temperaturas inferiores a -253 °C.
El amoníaco líquido puede almacenar 121 kg de hidrógeno por metro cúbico, en comparación con los 47,3 kg/m 3 de MCH y los 71 kg/ m 3 de LH 2 .
Las previsiones supondrán un duro golpe para el proyecto internacional de cadena de suministro de energía de hidrógeno , que ha invertido 350 millones de dólares para enviar LH 2 desde Australia a Japón, incluida la construcción y operación del primer transportador LH 2 , el Suiso Frontier .
Como alrededor del 43% de todo el hidrógeno utilizado en el mundo es para producir amoníaco, no se espera que mucho amoníaco importado, si es que lo hay, se vuelva a convertir en H 2 gaseoso, a diferencia de LOHC. Eliminando el coste de convertir este NH 3 nuevamente en hidrógeno, y el amoníaco se puede enviar hasta 8,000 km por alrededor de $ 1 o menos por kg de contenido de hidrógeno.
Esta es la razón por la que el amoníaco suele considerarse el método más favorable para transportar hidrógeno entre países. El NH 3 también se puede utilizar como combustible marítimo, a diferencia del LOHC, y se están planificando muchos buques propulsados por amoníaco en todo el mundo.
Sin embargo, todos estos costes de envío siguen siendo mucho más altos que el transporte de gas natural por barco, señala el informe.
“En general, el coste de enviar hidrógeno como LH 2 , amoníaco o LOHC es de $16-31/GJ [gigajulio] para 2030 en el Escenario NZE. Esto es considerablemente más que el rango de costo promedio de licuefacción, envío y regasificación de gas natural, que actualmente es de alrededor de $3-7/GJ. Sin embargo, si el hidrógeno se puede producir a bajo costo, a pesar de los altos costos de envío, su costo podría ser más bajo que los recientes precios récord internacionales del gas”.
Tuberías
Sin embargo, la AIE señala que los gasoductos de larga distancia serían una opción de menor coste y, por lo tanto, preferible al envío de hidrógeno para el comercio transfronterizo.
“Es probable que, cuando sea factible, se prefieran los gasoductos terrestres o marinos: es la forma más eficiente y menos costosa de transportar hidrógeno hasta una distancia de 2000-2500 km para capacidades inferiores a 600 ktpa (kilotoneladas por año) en 2030. en el escenario NZE [Net Zero Emissions by 2050]”, dice el informe.
Agrega que las tuberías de gran diámetro de 48 pulgadas (122 cm) de ancho “pueden ser más baratas incluso en distancias más largas, cuando sea factible”, al tiempo que señala que la producción de hidrógeno “puede ser demasiado pequeña inicialmente para justificar la inversión en una tubería grande (con un sobredimensionamiento significativo). hasta que la producción crezca), o la construcción de un oleoducto a través de diferentes jurisdicciones puede ser impracticable”.
Una tubería reutilizada de 48 pulgadas podría transportar hidrógeno hasta 6000 km por menos de $ 0,50/kgH 2 , sugiere un gráfico en el documento, con una tubería nueva del mismo diámetro que cuesta aproximadamente el doble, aún mucho más barata que cualquiera de las anteriores. los métodos de envío.
Otra opción, transportar electricidad a través de corriente continua de alto voltaje en alta mar a larga distancia y luego usarla para producir hidrógeno a través de un electrolizador, probablemente sea la opción más costosa, sugiere el informe. Y, por supuesto, los cables marinos de larga distancia son mucho más baratos (y más fáciles) de colocar que las líneas de transmisión terrestres de larga distancia tendidas desde cientos de torres que se extienden por el campo.
La apuesta por el hidrógeno, sigue siendo, hoy por hoy, "confusa".
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