«Con este sistema conseguimos que el aire sea un poco más limpio», afirma Stéphane Künzi, director de proyectos de Axpo. Se encuentra frente al corazón de la mayor planta de producción de hidrógeno de Suiza. En el electrolizador, el agua potable tratada, no el agua del Rin vecino, se descompone mediante electricidad en sus componentes: el hidrógeno se carga en camiones en botellas de gas y el oxígeno se libera a la naturaleza.

El objetivo principal de la planta es producir hidrógeno verde. “Verde” porque se produce utilizando electricidad de la central eléctrica de pasada de Reichenau, adyacente a Axpo. Se espera que la planta produzca 350 toneladas al año, lo que corresponde a 1,5 millones de litros de diésel, que se podrán ahorrar en el futuro. Junto con la empresa local Rhiienergie, Axpo ha invertido más de 8 millones de francos.

El hidrógeno como fuente de esperanza para la estrategia energética 2050

Guy Bühler, jefe del departamento de hidrógeno de Axpo, explica por qué Axpo debería convertirse en pionero en la producción de hidrógeno. Por un lado, la empresa energética suiza quiere contribuir a la transición energética. Por otro lado, como gran productor de electricidad, Axpo está predestinada a producir hidrógeno: tres cuartas partes de los costes de producción del hidrógeno pueden atribuirse al precio de la electricidad.

No todos los procesos podrán electrificarse. Los expertos suponen que una cuarta parte de la demanda industrial seguirá satisfaciéndose con energía procedente de moléculas. Como Suiza quiere ser climáticamente neutra, la industria suiza dependerá del hidrógeno. La forma más eficiente sería transportar el hidrógeno a los clientes regionales a través de un gasoducto.

Sin embargo, esto no está previsto en Domat/Ems. El hidrógeno se distribuye a través de camiones. Pero, ¿a quién debería venderse el hidrógeno, sobre todo teniendo en cuenta que la producción aumentará con el tiempo? Se necesitan ecosistemas para utilizar el hidrógeno. Esto significa que además del fabricante, debe haber canales de distribución, gasolineras, gasoductos y, sobre todo, compradores. El hidrógeno por sí solo no sirve para nada al clima.

Ems-Chemie no ve el hidrógeno como alternativa

El parque industrial Vial está situado en las inmediaciones de la nueva planta de producción en Domat/Ems. Las empresas industriales allí tienen condiciones ideales para beneficiarse del hidrógeno producido localmente. Al menos en teoría.

En la práctica, las dos grandes empresas industriales presentes en el lugar muestran poco interés: Hamilton Medical, fabricante de ventiladores, y Ems-Chemie, que produce plásticos. La química Ems tiene un alto consumo de energía. Sin embargo, esto ya lo cubre su propia central eléctrica de biomasa, escribe la empresa a petición del cliente.

En Ems-Chemie, el gas natural sólo se utiliza en cantidades muy pequeñas, en una instalación más antigua. Incluso allí, la empresa no está dispuesta a cambiar al hidrógeno local. Ems-Chemie señala que el hidrógeno requiere su propia infraestructura. Y: “El uso del hidrógeno como fuente de energía tiene una eficiencia muy pobre”.

En la inauguración de la instalación, el jefe de proyecto Künzi afirmó que la eficiencia energética de la instalación en Domat/Ems era de hasta el 60 por ciento. Bühler explica que el uso de hidrógeno verde sólo tiene sentido cuando sustituye al diésel, al gas natural o al hidrógeno no verde.

Hamilton también muestra poco interés

Hamilton Medical hace referencia al sistema solar en el tejado del edificio de la empresa. Para el sistema de calefacción se instaló una bomba de calor agua-agua. Pero Hamilton necesita gas propano para procesar vidrio. Reemplazarlo sería una cuestión complicada porque habría que confiar en una calidad del gas consistentemente buena.

Se mantuvo un debate exploratorio con la industria local, afirmó Bühler durante el evento. Sin embargo, los comentarios no fueron positivos.

Al menos Axpo cuenta con una empresa de distribución que se encargará de entregar el hidrógeno a sus clientes de la zona: Westfalen Gas Schweiz. La filial suiza del grupo alemán Westfalen abastecerá a dos empresas industriales regionales: Wasch und Härte Technik Oberriet en el valle del Rin en St. Gallen y BC Tech en el polígono industrial de Vial.

Una empresa local pierde 90 kilogramos

BC Tech AG es la única empresa industrial en Domat/Ems que actuará como cliente. Sin embargo, la empresa con 90 empleados es un actor pequeño en comparación con sus dos grandes vecinos, Hamilton y Ems-Chemie, cada uno con más de 1.000 empleados. Pero lleva mucho tiempo dependiendo del hidrógeno para su producción.

La empresa produce casquillos de vidrio y metal, como explica el propietario Christian Bargähr. El hidrógeno es necesario como energía en el proceso de fusión. BC Tech tiene un tanque lleno de hidrógeno. Consumo anual: 0,09 toneladas.

Sin embargo, para Bargähr es una ventaja que en el futuro el hidrógeno se produzca a nivel regional. Ahorra costes de transporte y el correspondiente impuesto sobre vehículos pesados. Hasta ahora, BC Tech tenía que importar el gas de Alemania.

¿El hidrógeno como sustituto del diésel para Postbus?

Además del gas, en una Suiza climáticamente neutra también se sustituirá el diésel por hidrógeno. Impulsará camiones y autobuses. En Graubünden, el autobús postal es la principal opción de combustible. La empresa dirige su flota a los distintos valles montañosos.

Pero Postbus lo ignora: por el momento no hay planes para utilizar el futuro hidrógeno producido en Domat/Ems. Esto es sorprendente, porque en una planta de producción de hidrógeno en la región de Brugg, que también está planificada por Axpo, ya se utiliza un autobús postal propulsado por hidrógeno.

La empresa de transporte explica que en Brugg la situación es diferente, porque la empresa Vögtlin-Meyer, compradora del hidrógeno, gestiona para Postauto tanto una estación de servicio como autobuses.

En general, sería difícil utilizar autobuses de hidrógeno para las rutas montañosas de los Grisones. Desde Chur viajarían muchos modelos de Postbus que ni siquiera están disponibles con propulsión de hidrógeno. Por eso, el Correo Suizo prefiere confiar en los autobuses que funcionan con baterías para la descarbonización. Actualmente, el único argumento a favor de la propulsión con hidrógeno es su mayor autonomía. Pero incluso esta ventaja es cada vez menor.

Muchas cosas todavía son territorio nuevo.

Guy Bühler, experto de Axpo, afirma que actualmente no está claro quién comprará el hidrógeno producido en Domat/Ems. Sin embargo, no es necesario utilizar el sistema por completo, al menos al principio. Puedes producir bajo demanda.

Westfalia quiere aumentar sus actividades comerciales en Suiza. Algunos clientes alemanes también recibirán hidrógeno desde Suiza.

El futuro viene en una discreta caja blanca. Un enorme camión grúa levanta un contenedor de chapa ondulada y lo coloca con cuidado entre otros contenedores metálicos. Se trata del suministro de un llamado electrolizador para una planta de hidrógeno que se está construyendo en la central hidroeléctrica de Reichenau, propiedad de la empresa eléctrica Axpo. Un electrolizador divide el agua en hidrógeno y oxígeno.

El resto del sistema con suministro de energía, compresor, almacenamiento intermedio y estaciones de atraque para los contenedores de transporte ya está instalado. El electrolizador es el núcleo. El futuro de Axpo comenzará con el hidrógeno verde en la central eléctrica de pasada de Reichenau. Verde significa que la fuente de energía se produce con electricidad procedente de energías renovables como la hidroeléctrica, la solar o la eólica.

Para muchos, el hidrógeno es visto como un componente importante de la transición energética, si no como «Champán de transformación». Suiza necesita mucho más hidrógeno verde si quiere alcanzar la neutralidad climática de aquí a 2050. Algunos incluso ven en esto una oportunidad para que Suiza pueda independizarse del extranjero con su propia producción. Pero muchas cosas todavía son cosa del futuro.

«Reichenau es una instalación pionera. La eficiencia económica no es la prioridad”, afirma Luka Cuderman, estratega del equipo de hidrógeno de Axpo. El electrolizador se entregó a mediados de febrero y se espera que la producción comercial comience antes del otoño. La instalación de Graubünden tiene una potencia instalada de 2,5 megavatios. Esto podría cubrir las necesidades anuales de hidrógeno de unos 50 camiones con pilas de combustible. Sin embargo, aquí hay otro inconveniente: las negociaciones con los compradores aún están en curso y una parte restante de la producción anual prevista aún no se ha vendido.

La oferta busca la demanda.

Hace unos años, la movilidad era el centro de interés de los productores nacionales: el hidrógeno verde debería utilizarse principalmente para camiones, pero también para autobuses, barcos y aviones. El hidrógeno también sirve como base para el amoníaco, el metanol y los combustibles sintéticos. Ahora las esperanzas están inicialmente puestas en las empresas industriales que quieren sustituir el gas natural o el hidrógeno que producen con combustibles fósiles por una variante verde.

El hidrógeno se considera desde hace décadas el material milagroso del futuro. A diferencia de la electricidad, se puede almacenar durante mucho tiempo sin grandes pérdidas y también se puede transportar en forma gaseosa o líquida de forma más económica que la electricidad. Cuando el hidrógeno se convierte en electricidad en una pila de combustible, sólo se emite vapor de agua. Sin embargo, la eficiencia es baja si se quiere generar nuevamente electricidad a partir de hidrógeno.

El principio de la transición energética es sencillo: el hidrógeno verde debería utilizarse en zonas que no puedan electrificarse. Actualmente, la industria utiliza hidrógeno principalmente como materia prima en diversos sectores, como las refinerías y la producción de fertilizantes. El uso de hidrógeno también tiene sentido para el llamado calor de proceso de alta temperatura. De acuerdo con un estudio El 73 por ciento de la demanda energética industrial actual en Suiza es técnicamente electrificable. Pero el resto todavía requiere moléculas.

Sin embargo, la mayor imaginación surge cuando se trata de cómo cubrir el déficit eléctrico en invierno. El exceso de electricidad renovable generada en verano podría almacenarse en forma de hidrógeno y luego utilizarse en invierno. Luego, el hidrógeno se puede utilizar como combustible en centrales eléctricas de ciclo combinado para ayudar a producir electricidad y calor en invierno. Otros dependen de la importación de hidrógeno verde para operar dichas centrales eléctricas de reserva.

Muchas estimaciones suponen que aumentará la demanda de hidrógeno. Sin embargo, el alcance no está claro: el alcance en el que esto debería suceder es enorme. La Asociación Suiza de Empresas Eléctricas (VSE) espera Escenario principal del estudio “Energía Futuro 2050” Esto significa que en 2050 habrá que importar hasta 27 teravatios hora de hidrógeno. El hidrógeno sería entonces el respaldo del sistema energético si la electricidad se produce cada vez más a partir del sol y el viento. Hoy el consumo de electricidad es de 62 teravatios hora.

Los escenarios energéticos del gobierno federal son más cautelosos. La Oficina Federal de Energía quiere presentar una estrategia para el hidrógeno antes de fin de año. En comparación con la UE y países como Alemania, Suiza va a la zaga. Pero también en el extranjero el tema sigue siendo en gran medida una cuestión de futuro. La Oficina Federal ya afirmó en un reglamento interpretativo que el hidrógeno verde se producirá principalmente en el país hasta 2035.

Electricidad excedente antieconómica

El futuro no sólo pasa por la central eléctrica de pasada de Reichenau, sino también en la Hohlstraße de Zúrich. La empresa H2 Energy está ubicada en el quinto piso de una casa discreta en una arteria muy transitada. En medio de las oficinas hay algunas máquinas de fitness que parecen poco utilizadas. Patrick Huber es presidente del consejo de administración de la empresa fundada en 2014 que, junto con sus socios Alpiq y Linde, creó la primera producción comercial de hidrógeno en Suiza.

Huber explica las dificultades de la economía del hidrógeno: “El desafío de este tipo de sistemas es la planificación temprana de la demanda. No basta con producir hidrógeno verde, hay que crear un ecosistema”. En el caso de H2 Energy, esto significa que, además del electrolizador de la central eléctrica de pasada de Gösgen, la empresa también se ha asociado con el fabricante de vehículos Hyundai para poder ofrecer camiones con pila de combustible. H2 Energy también está planificando estaciones de servicio de hidrógeno y asegurando la logística.

A pesar del ecosistema, los nobles planes han sufrido un revés. Hace cinco años, Hyundai todavía esperaba 1.000 camiones de pila de combustible en 2023, actualmente sólo circulan por las carreteras suizas 48 vehículos de este tipo. Una de las razones es que no hay suficiente hidrógeno verde barato, afirma Huber. La guerra en Ucrania y los fallos en las centrales nucleares francesas han provocado subidas de precios en el mercado de la electricidad. Esto arrojó el cálculo anterior por la ventana. Lo que también resulta útil es que los camiones de hidrógeno están exentos del impuesto sobre vehículos pesados ​​relacionado con el rendimiento (LSVA).

Junto con Reichenau, actualmente hay cuatro lugares en Suiza donde se produce hidrógeno. Todo el mundo depende de la energía hidroeléctrica. Esto no es una coincidencia. «A la hora de producir hidrógeno, los precios de la electricidad y los horarios de funcionamiento influyen considerablemente en la rentabilidad», afirma Luka Cuderman de Axpo. Por un lado, se deben aprovechar los días y horas del día con electricidad barata y, por otro lado, se debe aprovechar el sistema de manera óptima para que los costes de inversión valgan la pena. Sin embargo, cuanto más frecuentemente funcione el sistema, menos probable será que aproveche los bajos precios de la electricidad.

Axpo y H2 Energy suponen que un electrolizador debe funcionar al menos entre 4.500 y 6.000 horas de funcionamiento para que sea económicamente viable. Eso sería una utilización anual de más del 50 por ciento. Estas horas de funcionamiento pueden garantizarse en el caso de las centrales hidroeléctricas si no se desea extraer electricidad de la red. De lo contrario, se deberán pagar tarifas de red, lo que supondrá una carga adicional para los costes de producción del hidrógeno.

La industria opina unánimemente que no es rentable utilizar el exceso de electricidad renovable en verano para producir hidrógeno para el intervalo invernal, aparte de la falta de opciones de almacenamiento. Es difícil conseguir las horas de funcionamiento necesarias utilizando únicamente el exceso de electricidad. Emanuel Höhener, del grupo de expertos Carnot-Cournot Network, señala en un estudio otro problema: la superficie de terreno utilizada para producir hidrógeno mediante energía solar y eólica es enorme si Suiza quiere ser autosuficiente.

Conexión con el extranjero

El Consejo Federal tampoco cree que Suiza sea un castillo del hidrógeno. A más tardar a partir de 2035, según la normativa, se deberá importar hidrógeno verde para cubrir la creciente demanda. La materia prima del extranjero sería entonces significativamente más barata. Esto también significa que los productores nacionales serán responsables hasta ese momento. Si los sistemas de electrólisis tienen una vida útil de 20 años, las empresas tienen que hacer cálculos estrictos.

Esto también significa que la producción seguirá realizándose en centrales hidroeléctricas o plantas de incineración de residuos para mantener el ritmo de funcionamiento. Además, se debe satisfacer la demanda, ya sea a través de un socio industrial o de un ecosistema. Axpo está planeando otro sistema para abastecer de hidrógeno a un barco de pasajeros en el lago de Lucerna. Patrick Huber, de H2 Energy, ve potencial para entre 50 y 100 megavatios de capacidad de hidrógeno verde en el actual entorno regulatorio de Suiza. Actualmente hay instalados unos 10 megavatios.

«Suiza debería hacerse famosa gracias a las tecnologías y los ecosistemas, no a la producción», afirma Huber. En Dinamarca, H2 Energy Europe está construyendo una planta de hidrógeno con una capacidad de 1.000 megavatios. En el país escandinavo hay disponibles grandes cantidades de electricidad verde barata. Sin embargo, un oleoducto hasta Alemania es de gran importancia para la viabilidad económica del proyecto.

Del mismo modo, las consideraciones del Consejo Federal sólo funcionarán si Suiza tiene una conexión a la red de hidrógeno prevista por la UE, que se basa en gasoductos para gas natural. Sin embargo, en Suiza existe la preocupación de que se actúe con demasiada lentitud y se esté dejando de lado al país. El mayor activo de Suiza es el gasoducto Transitgas, a través del cual se importa alrededor del 80 por ciento del gas natural que necesita Suiza y que además sirve de conexión entre Alemania, Francia e Italia. El gas de tránsito se puede convertir a largo plazo en un gasoducto de hidrógeno.

Economiesuisse también ve poco potencial para la producción nacional. «Ahora se trata de comprobar la realidad en la política del hidrógeno y de no perder nada», dice Lukas Federer, de la organización coordinadora económica. «Es importante asegurar la infraestructura de red en Suiza, posicionarse a nivel internacional y garantizar los volúmenes de importación con asociaciones en Europa y en países productores potenciales como, por ejemplo, el norte de África». Esto significa que Suiza también está expuesta a fuerzas geopolíticas similares a las de los combustibles fósiles. Por lo tanto, Alemania también está creando una plantilla Diplomáticos del hidrógeno en.

Que la euforia anterior ha dado paso a la desilusión se puede comprobar también en la reunión del sector que lleva el grandioso nombre de Cumbre Suiza del Hidrógeno. En la conferencia que se celebró en el Grand Hotel Dolder, en lo alto de Zúrich, se exploraron posibilidades y se discutieron problemas. Sin embargo, los representantes de la industria rápidamente plantean una demanda en las discusiones: más financiación. Por su parte, Patrick Huber, de H2 Energy, destaca que el desarrollo del ecosistema de camiones en Suiza se logró sin financiación alguna. Sin embargo, cuando se trata de descarbonización, el CO tiene un precio₂ y la apertura a la tecnología es fundamental.

Al igual que la batería eléctrica Hace 20 años, los coches de pila de combustible de hidrógeno padecían el viejo problema del huevo y la gallina. Nadie quiere comprar un vehículo de pila de combustible hasta que la infraestructura de apoyo esté instalada, pero es difícil invertir en infraestructura cuando nadie posee un vehículo de pila de combustible.

Honda dice que está jugando a largo plazo con un objetivo elevado en mente. La compañía dice que venderá solo vehículos de cero emisiones para 2040 con una flota de vehículos eléctricos de batería y de pila de combustible. Honda tiene la intención de llevar ese plan un paso más allá al convertirse en una empresa con cero emisiones netas de carbono, en todos sus productos e instalaciones, para 2050.

Para lograrlo, Honda está invirtiendo tanto en el huevo como en la gallina.

El huevo es el nuevo Honda CR-V e:FCEV 2025, un vehículo de pila de combustible de hidrógeno que pasé el día conduciendo y que pronto estará disponible para alquiler en California. Por muy descabellado que parezca lanzar un vehículo con pila de combustible de hidrógeno en un país con poca o ninguna infraestructura, Honda ha cubierto su apuesta con este huevo en particular.

El pollo es la estrategia de Honda hacia el hidrógeno.

Honda ve cuatro formas de aplicar la pila de combustible de hidrógeno de segunda generación: en vehículos de pila de combustible comerciales y de consumo, en centrales eléctricas estacionarias y en maquinaria de construcción. Estos dos últimos demandan energía durante períodos prolongados, lo que en teoría aumenta la demanda de hidrógeno y fomenta así una mejor infraestructura.

«Estamos haciendo esto para avanzar en la economía del hidrógeno, porque alguien tiene que hacerlo», dijo Jay Joseph, vicepresidente de Sostenibilidad y Desarrollo Comercial de Honda, refiriéndose al plan amplio de la compañía.

El Honda CR-V e:FCEV 2025 es una porción de ese pastel de hidrógeno. La empresa también está probando otras aplicaciones del combustible. Utiliza un generador de hidrógeno de 576 kW como respaldo del centro de datos alimentado por red y energía solar en la sede de Honda en Torrance, California. Honda también está preparando un semirremolque de celda de combustible Clase 8 como prueba de concepto aquí en los Estados Unidos.

Un Honda CR-V con un toque diferente

Honda no es nueva en el juego de las pilas de combustible de hidrógeno. La compañía trajo por primera vez al mundo un automóvil de pila de combustible en 2003 con el FCX exclusivo para flotas. Unos años más tarde, obtuvimos el FCX Clarity y finalmente, en 2016, se presentó el Clarity Fuel Cell.

Aquí estamos, unos ocho años después, y Honda está incorporando una pila de combustible de hidrógeno a su popular crossover CR-V, pero con un pequeño giro.

El e:FCEV puede funcionar únicamente con hidrógeno, pero también tiene una batería de 17,7 kWh que ofrece 47 kilómetros de autonomía totalmente eléctrica. Sí, este CR-V es un híbrido enchufable que reemplaza el motor de combustión interna por una pila de combustible de hidrógeno.

Quiero decir, mira… Honda no es estúpido. Sabe que los suministros de hidrógeno son, digamos, volátiles. El mayor proveedor público de hidrógeno de California, True Zero, subió recientemente sus precios en un 20%. Shell acaba de cerrar sus estaciones de hidrógeno y, de las aproximadamente 50 estaciones que quedan, muchas están plagadas de cortes inesperados o una falta total de combustible.

Agregar ese enchufe como respaldo no solo mitiga parte del estrés relacionado con el abastecimiento de combustible, sino que también es más eficiente para el tipo de conducción que realizan muchos propietarios de celdas de combustible. Honda se enteró de que los propietarios del Clarity Fuel Cell generalmente conducían distancias muy cortas, cinco o 10 millas a la vez, y una celda de combustible de hidrógeno no es la más eficiente en viajes rápidos. Tiene sentido utilizar electrones de una batería pequeña.

Detrás de la rueda

El Honda CR-V e:FCEV 2025 está equipado con un motor eléctrico que produce 174 caballos de fuerza y ​​229 libras-pie de torsión, cifras un poco menores que las del modelo híbrido estándar. Puede conducir el automóvil solo con vehículos eléctricos o como híbrido, dejando que el hidrógeno entre en acción cuando se solicite más torque. Los conductores también pueden guardar el jugo de la batería para usarlo más tarde o cargar la batería mientras viajan.

En un viaje rápido a la sede de Honda, pasé mi tiempo en modo híbrido o automático y funcionó, bueno, muy bien.

Puede que sea un vehículo de pila de combustible de hidrógeno, pero se conduce como cualquier otro vehículo eléctrico. Hay modos para Econ, Normal, Snow y Sport. Inmediatamente lo cambié a este último, pero no sentí ninguna diferencia notable en la respuesta de la dirección o del acelerador. Sin embargo, el modo Sport transfirió mi configuración de frenado regenerativo preferida. En Normal, los frenos utilizaban de forma predeterminada los frenos de fricción en cada desaceleración, lo cual era molesto. ¡Quiero mis electrones libres, maldita sea!

Cuando todo está cargado y el tanque de hidrógeno está lleno, el CR-V tiene una autonomía de 270 millas. Honda dice que la pequeña batería se puede cargar en menos de dos horas con un cargador de Nivel 2, pero tardará unas 10 horas en un tomacorriente doméstico estándar. Y sí, puedes cortar la energía de tu automóvil si es necesario, de modo que cuando haya un corte de energía aún podrás hacer funcionar pequeños electrodomésticos o cargar tu scooter eléctrico Honda Motocompact.

La buena noticia aquí es que Honda ha dicho que subsidiará el hidrógeno para el CR-V e:FCEV. Si bien la compañía aún no ha entrado en detalles, sí les dio a los propietarios de Clarity Fuel Cell $15,000 o 36 meses de combustible gratis. No esperaría que esto se trasladara al crossover propulsado por hidrógeno.

Pilas de combustible: una historia de amor

El tanque de hidrógeno de fibra de carbono del CR-V puede contener un total de 4,3 kilogramos de gas. Esos átomos de hidrógeno realmente quieren estar con los átomos de oxígeno entrantes. Se aman con una pasión que solo se ve en la portada de novelas románticas obscenas. Cuando se juntan, hace calor, cariño, calor. Tan caliente que se emiten electrones. Salen y dicen: «¡Oye, sigamos con esta fiesta!»

Van a la discoteca Electric Motor y bailan, haciendo girar el motor, que impulsa las ruedas delanteras de la CR-V y te lleva al trabajo, a la tienda o a donde quiera que vayas.

En otras palabras, una pila de combustible produce energía mediante una reacción química y esa energía se utiliza para alimentar un motor eléctrico.

Honda CRV e:FCEV 2025 por dentro y por fuera

El e:FCEV se parece mucho al CR-V estándar, pero aquellos con vista aguda notarán algunas diferencias clave. El coche de hidrógeno tiene fascias delanteras y traseras únicas, voladizos delanteros más grandes y una parrilla con una apertura más amplia.

Me gustan las lentes transparentes de las luces traseras del e:FCEV, así como las llantas de 18 pulgadas en negro brillante. Ese negro brillante también se refleja en los espejos laterales.

En el interior hay un selector de marchas con botón, aunque las únicas marchas que se pueden seleccionar son Drive y Reverse. Todos los materiales son ecológicos, con asientos y volante de piel sintética. El CR-V de celda de combustible tiene un grupo de indicadores digitales de 10.2 pulgadas con toda la información sobre la entrega de energía que su cerebro nerd podría desear.

Si bien el volumen total de pasajeros sigue siendo el mismo, el espacio de carga se ve afectado negativamente por el tanque de hidrógeno. Honda ha hecho que el área detrás de los asientos traseros sea un poco más utilizable con un diseño de dos niveles con un panel móvil. El ingeniero con el que hablé dijo que le permite llevar una pizza Costco extra grande cuando está colocada en la posición más alta, lo que francamente es una de las mejores inspiraciones de diseño que he escuchado. También actúa como tapadera para mantener los artículos más caros fuera de la vista de los ladrones.

El e:FCEV viene con una versión Touring, sin el techo corredizo. Puede esperar asientos delanteros eléctricos y con calefacción y un volante con calefacción, así como carga inalámbrica, puertos USB-A y -C y un potente sistema de audio Bose con 12 parlantes. El conjunto de ayudas al conductor Honda Sensing es estándar aquí, al igual que una pantalla táctil de nueve pulgadas con Apple CarPlay y Android Auto inalámbricos. También obtendrás dos opciones de color: blanco o gris.

Actualmente, la gente sólo tiene el Toyota Mirai para comprar y hay muchas cosas que me gustan del pequeño vehículo de pila de combustible de hidrógeno. En primer lugar, es un sedán y atraerá a quienes quieran algo un poco más pequeño. Además, tiene alrededor de 400 millas de alcance. Los técnicos en un Mirai que recorren la ruta Los Ángeles-San Francisco pueden hacerlo en un tanque de hidrógeno. Quienes lo prueben en un CR-V tendrán que depender de la única estación de hidrógeno durante el viaje, situada en medio de tierras de cultivo y junto a una pista de aterrizaje. Oye, al menos puedes llenar el tanque en menos de cinco minutos.

El alcance podría ser suficiente para atraer a los primeros usuarios al lado de Toyota (incluso puedes comprar un Mirai directamente si ese es tu problema), pero la ventaja adicional de tener una batería de respaldo en el CR-V debería atraer a aquellos que quieren solo un poco. de aseguramiento de alcance.

El Honda CR-V e:FCEV 2025 estará disponible para arrendar en California este verano y los conductores solteros obtendrán esa codiciada calcomanía de carril compartido. La compañía sólo espera arrendar unos 300 de estos vehículos propulsados ​​por hidrógeno, pero nuevamente está jugando a largo plazo, apostando a que el hidrógeno le ayudará a alcanzar sus objetivos de cero emisiones en los próximos 25 años aproximadamente.

El hidrógeno, este gas ligero y combustible, se considera una fuente de energía del futuro. Pero todavía falta mucho: faltan grandes almacenes, cables y, sobre todo, clientes. Porque los sistemas de calefacción y las centrales eléctricas se construyeron para funcionar con gas natural, no con hidrógeno. A menudo no son «H₂-listo”, como se le llama en la jerga técnica.

Pero los científicos han descubierto una alternativa. En las capas profundas de la tierra, los microorganismos convierten el hidrógeno en metano, el principal componente del gas natural. De esta forma se crea un sustituto respetuoso con el clima del gas fósil que los aparatos existentes pueden quemar sin problemas.

El almacenamiento de hidrógeno resultó una sorpresa

Los expertos de la empresa de almacenamiento RAG Austria no se propusieron hacerlo. Al contrario: en un yacimiento de gas natural vacío (en muchos países ya se utilizan para almacenar gas natural), querían saber si allí también se podía almacenar hidrógeno.

Hace diez años, para una prueba, bombearon hidrógeno al depósito de Pilsbach, en Alta Austria: una arenisca de 20 millones de años que se encuentra a mil metros bajo la superficie y que durante la prueba también contenía gas natural entre los granos. Al cabo de un tiempo, los expertos se sorprendieron al comprobar que el hidrógeno había desaparecido.

Juntaron las piezas del rompecabezas. En el depósito viven microorganismos productores de metano, las llamadas arqueas. Convirtieron el hidrógeno añadido junto con el dióxido de carbono contenido en el gas natural sobrante en metano, el componente principal del gas natural. «Los microorganismos viven en el depósito desde hace millones de años y simplemente esperan alimento», recuerda Benedikt Hasibar, director de proyectos de RAG Austria.

El gas natural verde podría complementar el biogás de forma respetuosa con el clima

Por más molesta que en este caso haya sido la llamada geometanización para el almacenamiento de hidrógeno, las esperanzas que ahora tienen los investigadores al respecto son igualmente grandes. A partir del hidrógeno verde, creado mediante electrólisis utilizando electricidad libre de fósiles, se podría producir gas natural verde en el reactor subterráneo gracias a los microorganismos y al dióxido de carbono añadido. «Lo veo como un complemento al biogás para satisfacer la demanda de forma respetuosa con el clima», afirma Hasibar.

La ventaja: la infraestructura de gas existente se puede seguir utilizando y no es necesario adaptarla para el funcionamiento con hidrógeno. Eso no significa que el camino del hidrógeno sea incorrecto, afirma Hasibar. «Queremos seguir siendo flexibles y avanzar en ambos».

Para descubrir qué favorece la formación de metano, RAG Austria investiga los procesos subterráneos con socios como la Universidad de Recursos Naturales y Ciencias de la Vida de Viena. Los factores decisivos son temperaturas de hasta 80 grados centígrados como máximo y un valor de pH superior a 6, lo que indica condiciones ligeramente ácidas. En el laboratorio la metanización se logró en una semana, informa Hasibar, y en el almacén de Pilsbach en uno o dos meses, con una eficiencia de hasta el 90 por ciento.

La mayor duración en el reactor natural se debe, entre otras cosas, al transporte de masa en la arenisca, que es más complejo que en las pruebas de laboratorio. Pero eso no es un problema. Los almacenes subterráneos se llenan normalmente en verano y no se vuelven a utilizar hasta el invierno. Esto deja tiempo para que se forme metano.

El dióxido de carbono se captura durante la producción de acero.

El siguiente paso es examinar un ciclo completo de cómo podría funcionar en un sistema energético respetuoso con el clima. El dióxido de carbono se captura de los gases de escape de una fábrica de acero y se transporta a Pilsbach. El hidrógeno se produce mediante electrólisis y la electricidad proviene de una central hidroeléctrica. Luego, los microorganismos deben producir metano a partir de ambos gases. Este último se vierte finalmente a la red de gas natural.

Todo esto todavía está sucediendo a escala de investigación. El método aún no es rentable, como explica Hasibar. Sin embargo, despertó un gran interés. A partir de 2020, la empresa eléctrica de Zurich Energie 360° participó con otras instituciones suizas en un proyecto de investigación para comprender mejor el potencial de la geometanización. Además de trabajar en Pilsbach, geólogos de la Universidad de Berna investigaron si en Suiza existen capas de roca adecuadas para ello.

«A diferencia de Austria, Suiza no tiene yacimientos de gas agotado que sean adecuados», afirma Simon Lerch, que dirigió el proyecto de Energie 360°. En general, el nivel de conocimiento sobre las profundidades del país es bastante débil porque la industria del gas natural no lo ha explorado mucho. Utilizando los datos de perforación disponibles, los investigadores crearon un modelo del subsuelo de la llamada cuenca de Molasse, que se encuentra en el extremo norte de los Alpes. Allí identificaron áreas con capas prometedoras, al menos sobre el papel. No se llevaron a cabo perforaciones exploratorias costosas que pudieran confirmar la sospecha.

Sería más barato utilizar el almacenamiento en el extranjero.

“En cualquier caso, para implementar aquí la geometanización sería necesario construir nuevos almacenes”, afirma Lerch. Los costes alcanzaron rápidamente los 100 millones de francos. Naturalmente, un depósito subterráneo de este tipo aportaría más independencia, afirma. «Desde el punto de vista económico, es mucho más barato utilizar el almacenamiento que ya existe en los países vecinos e importarlo desde allí». Por lo tanto, Energie 360° ha decidido no continuar con la geometanización por el momento.

En Alemania las condiciones son mejores. Allí existen instalaciones de almacenamiento de gas o depósitos agotados que podrían utilizarse para este fin. Así lo señala Leonhard Ganzer, director del Instituto de Sistemas Energéticos Subsuperficiales de la Universidad Tecnológica de Clausthal, donde también se investiga la geometanización. Sin embargo, hay algunas limitaciones. «La temperatura óptima para los productores de metano es de 35 a 45 grados, lo que elimina la necesidad de depósitos por debajo de los 2.000 metros de profundidad», afirma Ganzer. Además, el contenido de sal en las aguas profundas no debería ser demasiado alto, ya que las arqueas son sensibles.

Si una capa resulta adecuada, será necesario realizar un segundo taladro. «Las instalaciones de almacenamiento de gas actuales se inyectan y extraen a través de un pozo», explica Ganzer. Para el funcionamiento eficaz del biorreactor subterráneo son mejores dos perforaciones: a través de la primera se introducen los gases hidrógeno y dióxido de carbono en una proporción de 4:1, fluyen a través de los espacios porosos y los microorganismos los transforman en metano. , que sale de la segunda Perforación se puede obtener.

Un argumento a favor del metano es su alto poder calorífico.

El esfuerzo adicional todavía podría tener sentido, afirma el científico, y no se refiere sólo a la infraestructura existente para el gas natural. “El poder calorífico de un metro cúbico de metano es tres veces mayor que el del hidrógeno”, afirma. Esto significa que este último requiere tres veces más volumen de almacenamiento. «En comparación con el gas natural, el operador de una instalación de almacenamiento de hidrógeno sólo puede vender una fracción del poder calorífico a pesar de unos costes operativos igualmente elevados», explica Ganzer. Esto habla del metano procedente de la metanización subterránea.

Hans Böhm, del Instituto de Energía de la Universidad Johannes Kepler de Linz, también destaca la mayor densidad de almacenamiento del metano. Se supone que seguirán necesitándose grandes cantidades de fuentes de energía gaseosas y que el metano es más adecuado para algunas aplicaciones, como los hornos rotatorios de alta temperatura.

La desventaja, sin embargo, es que al convertir el hidrógeno en metano se pierde alrededor del 20 por ciento de la energía. A esto se suma la ya mencionada segunda perforación, que eleva los costes de inversión en millones de dos dígitos. «Según nuestros cálculos, la geometanización es entre 1,5 y 2 veces más cara que la metanización catalítica en una planta química», afirma Böhm.

En el futuro también será necesario el almacenamiento estacional

Sin embargo, desde una perspectiva macroeconómica, según Böhm, sin duda hay que tener en cuenta el efecto de almacenamiento del geometano. «Seguiremos necesitando instalaciones de almacenamiento estacionales en las que se puedan almacenar grandes cantidades», afirma. Este servicio también es de pago, lo que hace que la geometanización sea más atractiva.

La variante verde todavía está lejos de poder competir con el gas natural fósil, al menos en términos de costes. Es probable que esto siga así durante algún tiempo, porque «el factor limitante es la electricidad respetuosa con el clima necesaria para producir hidrógeno», como dice Benedikt Hasibar.

RAG Austria, que tiene varias patentes sobre geometanización, continúa investigándola y buscando mejoras. «Si fuera necesario», afirma Benedikt Hasibar, «podríamos equipar una instalación de almacenamiento para producir metano en un plazo de cinco a siete años».

¿Quién quiere un coche casi gratis?

Si se da prisa, puede obtener $40,000 de descuento en un Toyota Mirai Limited 2023, un vehículo de celda de combustible que se vende por $66,000. Cuando se tienen en cuenta los 15.000 dólares en hidrógeno gratuito durante seis años y el préstamo disponible al 0% de interés, el coche nuevo le costaría sólo 11.000 dólares. Eso es lo que le cuesta a Toyota fabricar solo la pila de combustible del vehículo, según la estimación más reciente. Tú compras la pila de combustible y Toyota paga el resto del coche.

Sería un gran negocio si pudieras encontrar el hidrógeno para alimentarlo.

El descuento de Toyota llega inmediatamente después del anuncio de Shell hace tres semanas de que cerrará sus estaciones de servicio de hidrógeno en California. Por supuesto, la compañía petrolera solo tenía siete al principio (cinco de las cuales estaban fuera de servicio), pero eso todavía representa más del 10% de las estaciones del Estado Dorado, casi todas las cuales están agrupadas alrededor de Los Ángeles y San Francisco. De los que quedan, alrededor de una cuarta parte están fuera de línea, según Hydrogen Fuel Cell Partnership.

California era, y sigue siendo, el único estado donde un vehículo de pila de combustible tiene sentido logístico, si hay una estación de servicio cerca que esté operativa. Y si entrecierras los ojos. Y ladeaste la cabeza.

Simplemente no se lo digas a Honda, que recientemente encontró tiempo para convertir su CR-V más vendido en un equivalente automotriz del monstruo de Frankenstein: un vehículo híbrido enchufable de celda de combustible.

La batería de 17,7 kWh del crossover proporciona 29 millas de autonomía eléctrica únicamente y, una vez que se agota, la celda de combustible montada en el frente comienza a absorber hidrógeno de un par de tanques de fibra de carbono. Un tanque se encuentra debajo del asiento trasero y el otro detrás, donde ocupa una cantidad excesiva de espacio en el maletero.

A pesar de toda esa complejidad y compromiso, ¿qué obtienes? Un total de 270 millas de alcance, o aproximadamente lo mismo que un crossover eléctrico de tamaño medio. Excepto que el vehículo eléctrico no se limita a conducir por Los Ángeles o San Francisco.

Ahora, el hidrógeno tiene un gran potencial como fuente de combustible para muchos aspectos de una economía libre de carbono, desde el calor industrial hasta la producción de acero y el transporte marítimo de larga distancia. Es por eso que tantas empresas emergentes de hidrógeno se presentan como soluciones sin emisiones de carbono para esos sectores. Electric Hydrogen, que ha recaudado 600 millones de dólares, está cortejando la producción de acero, energía, metanol y amoníaco. Advanced Ionics, finalista de Startup Battlefield de 2023, apunta el hidrógeno de sus electrolizadores a los productores de amoníaco y productos químicos. Hgen también acecha al acero y al amoníaco. ¿Sientes una tendencia?

Donde el hidrógeno no ha encontrado tracción es en la propulsión de turismos y camiones. La producción y distribución de hidrógeno todavía es demasiado irregular para que los propietarios de Mirai o CR-V realicen viajes por carretera. Además, a pesar del precio de liquidación del Mirai, las celdas de combustible no son baratas. Y si los FCEV quieren reducir las emisiones de carbono, entonces tendrán que funcionar con hidrógeno verde, no con el hidrógeno gris derivado de combustibles fósiles que domina hoy en día. Hasta que eso suceda, son sólo marginalmente mejores para el clima que los híbridos avanzados.

A corto plazo, está bastante claro que los vehículos ligeros de cero emisiones tendrán que depender de baterías. Entonces, ¿por qué Toyota y Honda (y Hyundai y otros) siguen siendo tan optimistas con respecto al hidrógeno?

Es difícil saber qué sucede dentro de las salas de juntas cerradas, pero hay varias razones por las que los fabricantes de automóviles podrían estar impulsando las celdas de combustible. La visión cínica es que los fabricantes de automóviles saben que la infraestructura de hidrógeno y los vehículos de pila de combustible no estarán listos hasta dentro de una década o más, pero al promocionar las ventajas del tren motriz (es decir, el abastecimiento de combustible rápido), pueden convencer a los consumidores (y a los políticos) desconfiados de los vehículos eléctricos. mientras tanto, adoptar vehículos propulsados ​​por combustibles fósiles. Hasta cierto punto, es como si quisieran invertir en una imagen de ser conscientes del clima y tecnológicamente innovadores y al mismo tiempo evitar los vehículos eléctricos, la visión más común de un futuro de transporte con bajas emisiones.

Una visión más caritativa es que las empresas no pueden luchar contra su inercia institucional. Las pilas de combustible podrían simplemente entusiasmar a los ingenieros y ejecutivos actuales de las empresas. Al igual que los motores de combustión interna, son complejos y en gran medida mecánicos, alimentados por bombas y tubos y aliviados por tubos de escape. Además, la mayor parte de la experiencia en diseño y fabricación se puede mantener internamente, a diferencia de las baterías, que casi siempre son fabricadas por proveedores.

Por último, los fabricantes de automóviles podrían pensar que los consumidores no cambiarán hasta que los tiempos de llenado coincidan con los de los vehículos propulsados ​​por gasolina. Si bien los tiempos de carga de los vehículos eléctricos continúan disminuyendo, probablemente nunca alcancen la marca de los cinco minutos como lo hace el hidrógeno. Los fabricantes de automóviles podrían creer realmente que cinco o diez minutos adicionales podrían ser un factor decisivo para la mayoría de los consumidores.

Algún día, los fabricantes de automóviles podrían tener razón. Si las nuevas empresas de hidrógeno de hoy tienen éxito y son capaces de desarrollar suficiente capacidad para satisfacer la demanda industrial y de transporte, entonces podría tener sentido comenzar a vender vehículos de pila de combustible a las masas. ¿Ese día será dentro de 10 años? ¿O tal vez 20? Digámoslo de esta manera: actualmente no está en la hoja de ruta de nadie.

Corrección: este artículo se actualizó para reflejar el hecho de que el descuento de Toyota solo se aplica al Mirai Limited.

«La búsqueda de hidrógeno geológico hoy es lo mismo que la búsqueda de petróleo en el siglo XIX; apenas estamos empezando a comprender cómo funciona», dijo Frédéric-Victor Donzé, geólogo de la Universidad Grenoble Alpes. Donzé forma parte de un equipo de geocientíficos que estudian un sitio en Bulqizë, Albania, donde los mineros de una de las minas de cromita más grandes del mundo pueden haber perforado accidentalmente un depósito de hidrógeno.

La cuestión que Donzé y su equipo quieren abordar es si el hidrógeno tiene un sistema geológico paralelo con enormes reservas subterráneas que podrían extraerse de la misma manera que extraemos el petróleo. “Bulqizë es un caso de referencia. Por primera vez tenemos datos reales. Tenemos una prueba”, dijo Donzé.

Fuente de energía verdosa

El agua es el único subproducto de la quema de hidrógeno, lo que la convierte en una posible fuente de energía verde. El problema es que la gran mayoría de los 96 millones de toneladas de hidrógeno que producimos cada año provienen del procesamiento de metano, y eso libera gases de efecto invernadero. Muchos de ellos. “Existen formas ecológicas de producir hidrógeno, pero el coste de procesar metano es menor. Por eso estamos buscando alternativas”, afirmó Donzé.

Y la clave de una de esas alternativas puede estar enterrada en la mina Bulqizë. La cromita, un mineral que contiene mucho cromo, se extrae en Bulqizë desde los años 1980. La operación minera transcurrió sin problemas hasta 2007, cuando los mineros perforaron una falla, una discontinuidad en las rocas. “Entonces empezaron a haber explosiones. En la mina tenían un pequeño tren eléctrico y saltaban chispas y luego… boom”, dijo Donzé. Al principio, la dirección de Bulqizë pensó que la causa era el metano, el culpable habitual de los accidentes mineros. Pero no fue así.

El hidrógeno tiene la culpa

La mina fue comprada por una empresa china en 2017 y los nuevos propietarios enviaron inmediatamente sus equipos de ingeniería para hacer frente a las explosiones. Hicieron mediciones y descubrieron que la concentración de hidrógeno en las galerías de la mina rondaba el 1-2 por ciento. Sólo es necesario que esté entre un 0,4 y un 0,5 por ciento para que la atmósfera se vuelva explosiva. “También descubrieron que el hidrógeno provenía de la falla perforada en 2007. Desafortunadamente, una de las explosiones ocurrió cuando el equipo de ingenieros estaba allí. Murieron tres o cuatro personas”, dijo Donzé.

Resultó que cada año se liberaban más de 200 toneladas de hidrógeno de la mina Bulqizë. El equipo de Donzé fue allí para descubrir de dónde procedía todo este hidrógeno.

Las rocas no contenían suficiente hidrógeno para alcanzar ese tipo de flujo. Una posible explicación es que el hidrógeno se libera como producto de un proceso geológico en curso llamado serpentinización. “Pero para que esto suceda, la temperatura en la mina tendría que alcanzar entre 200 y 300 grados centígrados, e incluso entonces, no produciría 200 toneladas por año”, dijo Donzé. “Así que la más probable era la tercera opción: que tuviéramos un embalse”, añadió.

«Probable», por supuesto, está lejos de ser seguro.

«Tenemos un pisapapeles rojo gigante y hermoso en el camino de entrada», dice Snell.

Snell es solo uno de los muchos propietarios de automóviles de pila de combustible de hidrógeno de California que enfrentan dificultades debido a una confluencia de eventos desafortunados (limitaciones tecnológicas, aumento de los costos operativos de las estaciones, cambios de políticas, incluso la invasión rusa de Ucrania) que han aumentado los precios del combustible de hidrógeno y han tomado estaciones de servicio de hidrógeno. desconectado.

En 2022, poco menos de 12.000 vehículos eléctricos de pila de combustible, propulsados ​​por hidrógeno en lugar de gas o electricidad pura, circulaban por las carreteras de California, donde vive la gran mayoría de los conductores de FCEV del país. (Sólo otro estado, Hawái, tiene siquiera una estación de combustible de hidrógeno disponible al público). Los conductores estadounidenses compraron casi 3.000 de estos automóviles el año pasado, según un grupo de la industria.

Los conductores de FCEV que hablaron con WIRED informan que aman sus automóviles, que ofrecen viajes suaves y cómodos y características tecnológicas, y que fueron comprados, nuevos o usados, a precios más bajos que los vehículos de la competencia. Los tres fabricantes de automóviles (Toyota, Hyundai y Honda) que venden vehículos en California ofrecen tarjetas de combustible de 15.000 dólares con cada compra como bonificación adicional. Algunos conductores le dijeron a WIRED que sus FCEV encajan perfectamente en sus vidas, porque viven cerca de estaciones de servicio constantes, pueden depender de otro automóvil cuando los precios se vuelven demasiado caros o no conducen mucho. Pero otros dicen que no pueden mantener los autos en movimiento.

«Estamos sufriendo un despliegue prematuro», dice Robin Gaster, investigador de políticas públicas y miembro principal de la Fundación de Innovación y Tecnología de la Información que recientemente publicó un informe sobre la política de hidrógeno limpio. Sostiene que los formuladores de políticas y las compañías automotrices llegaron demasiado pronto para lanzar una tecnología no probada de abastecimiento de hidrógeno.

Scott Werntz, residente de Sacramento, y su esposa Lori compraron un Toyota Mirai en el otoño de 2022. Un descuento y una tarjeta de combustible incluida hicieron que el auto pareciera una gran oferta. Pero el año pasado la pareja empezó a tener que hacer cola, a veces durante más de una hora, para repostar su coche. Una vez, tuvieron que remolcar su vehículo después de que una estación de pilas de combustible local se averiara mientras esperaban para recargar. Ahora, dicen, dependen de otro automóvil y de un alquiler gratuito de Toyota para desplazarse.

El portavoz de Toyota, Josh Burns, dijo que la compañía está consciente de los problemas de reabastecimiento de combustible en el estado. «Seguimos comprometidos a trabajar con las partes interesadas para apoyar la infraestructura de reabastecimiento de hidrógeno de California ahora y en el futuro», escribió en un correo electrónico. Dijo que la compañía está trabajando con los propietarios de Mirai para ayudarlos caso por caso.

Un portavoz de Hyundai refirió a WIRED a Bill Elrick, director ejecutivo de Hydrogen Fuel Cell Partnership, quien escribió que el cierre de Shell Hydrogen “causará desafíos temporales”, pero que los nuevos vehículos, financiamiento e infraestructura hicieron que el grupo se sintiera optimista. Carl Pulley, portavoz de Honda, dijo que la compañía ha realizado inversiones en infraestructura de abastecimiento de hidrógeno en California y destacó el CRV e:FCEV, un nuevo vehículo de pila de combustible que debutará este año.

La portavoz de Shell Hydrogen, Anna Arata, escribió en un comunicado que la compañía pretende “ser más disciplinada en nuestra entrega” y pretende invertir mil millones de dólares en tecnología de almacenamiento de hidrógeno y captura de carbono tanto este año como el próximo.

En muchos sentidos, los vehículos eléctricos de pila de combustible son una opción atractiva para los compradores de automóviles que buscan reducir su huella de carbono. Una alternativa más ecológica a los automóviles con motor de combustión interna, funcionan con hidrógeno comprimido, que se convierte en electricidad mediante celdas de combustible a bordo.

El hidrógeno sobresale donde la tecnología de los vehículos eléctricos con batería falla. El combustible es abundante, ligero, libre de emisiones y, en teoría, barato, atractivo para muchos que se desesperan por el complicado estado de la cadena de suministro de baterías de vehículos eléctricos. Llenar un coche con hidrógeno es rápido, más parecido a rellenar gasolina que a esperar entre 15 minutos y varias horas en una estación de carga de vehículos eléctricos. Y los FCEV tienen un largo alcance y viajan hasta 400 millas con un tanque.

El hidrógeno sufre el clásico problema del huevo y la gallina: no hay suficiente demanda para convencer a los proveedores de participar en el juego, y no hay suficiente oferta para facilitar una demanda suficiente.

Una startup cree que tiene una solución para ambas partes.

Celadyne, con sede en Chicago, ha desarrollado un recubrimiento de nanopartículas que se puede aplicar a las membranas de electrolizadores y pilas de combustible existentes. El material podría mejorar drásticamente la durabilidad de los diseños de pilas de combustible existentes y al mismo tiempo mejorar la eficiencia de la producción de hidrógeno entre un 15% y un 20%, afirmó Gary Ong, fundador y director ejecutivo de la empresa.

Celadyne recaudó recientemente una ronda inicial de $ 4,5 millones, según supo en exclusiva TechCrunch. La ronda estuvo liderada por Dynamo Ventures y Maniv con la participación de EPS Ventures. Los fondos se utilizarán para fabricar más material para que la empresa pueda realizar más pruebas para demostrar su durabilidad y eficiencia.

Mientras Ong trabajaba en sus primeros planes de negocios, escuchó a algunos expertos que abogaban por abordar primero el lado de la demanda, mientras que otros abogaban por el lado de la oferta.

«La verdad del asunto es que en realidad son ambas cosas», dijo Ong a TechCrunch. «Creemos que el hidrógeno es necesario para la descarbonización industrial, y estamos realmente preocupados de que todos los demás estén abordando un lado del problema, no el otro».

Para fabricar hidrógeno y utilizarlo, los ingenieros ejecutan la misma reacción química básica en una dirección u otra. Ejecútelo en una dirección y utilizará electricidad para producir hidrógeno y oxígeno a partir del agua. Esto se conoce como electrolizador. Si lo hace en sentido contrario, producirá electricidad y agua a partir de hidrógeno y oxígeno. Esto se conoce como pila de combustible. Las pilas de combustible y los electrolizadores tienen ajustes para ayudarles a ejecutar la mitad del ciclo de manera más eficiente, pero en el fondo, son esencialmente el mismo diseño.

En ambos, existe el riesgo de que el hidrógeno se arrastre a través de la membrana de intercambio de protones (PEM) que separa un lado del otro. Si el hidrógeno se cruza, reduce la durabilidad de las pilas de combustible y puede crear condiciones peligrosas en los electrolizadores.

Dado que la membrana todavía necesita ser permeable al hidrógeno, los científicos no pueden bloquear los protones por completo. En lugar de ello, intentan reducir el ritmo de cruce. Por lo general, eso significa aumentar el espesor de la membrana. Desafortunadamente, las membranas más gruesas restan eficiencia al sistema y no resuelven totalmente los desafíos de durabilidad que enfrentan las celdas de combustible. Dado que producir hidrógeno no es barato, cada pedacito cuenta.

Celadyne dice que su tecnología permite membranas más delgadas. Según una patente presentada por la empresa, las membranas están recubiertas con un óxido metálico cristalino, similar al óxido de titanio. Para fabricar el material terminado, Celadyne inserta un paso en el proceso tradicional rollo a rollo para la producción de membranas. «El resto se conserva», dijo Ong. Eso debería ayudar a reducir los costos generales de producción.

La Ley de Reducción de la Inflación proporciona un crédito fiscal para la producción de hidrógeno verde de 3 dólares por kilogramo de hidrógeno y, al usarlo, el recubrimiento de Celadyne puede reducir el costo de producción de hidrógeno a 1 dólar por kilogramo en la actualidad, dijo Ong. Se trata de un coste con el que muchos creen que el hidrógeno será competitivo con los combustibles fósiles para una serie de aplicaciones.

Ong dijo que Celadyne está en conversaciones con empresas automotrices y les ha enviado materiales de membrana para su validación. (Toyota no es un inversor, pero sí asesoró a la startup como parte del programa Sputnik Accelerator). Celadyne también firmó un acuerdo con un socio de red en el noreste para un proyecto de electrolizador.

Inicialmente, la startup venderá materiales de membranas a empresas automotrices y de camiones para utilizarlos en sus celdas de combustible. Con los ingresos de esas ventas, planea comenzar a construir electrolizadores en el rango de 1MW a 10MW y luego venderlos a empresas de servicios públicos y de petróleo y gas.

El modelo de negocio de Celadyne aborda inteligentemente ambos lados del problema del huevo y la gallina, aunque su éxito en cualquiera de ellos dependerá en gran medida de su capacidad para escalar la producción de su recubrimiento de nanopartículas. La compañía tiene mucho trabajo por delante: abordar ambos lados del mercado, especialmente uno que está tan subdesarrollado como el hidrógeno, es un gran desafío para una startup en etapa inicial. Por otra parte, las startups no tienen éxito si apuntan bajo.

Actualmente, la UE está planificando una gran red de gasoductos para suministrar hidrógeno a Europa. Este gas puede producirse de forma respetuosa con el medio ambiente utilizando electricidad procedente de fuentes de energía renovables y debe desempeñar un papel central en la protección del clima. Sustituiría al gas fósil en la industria y el suministro eléctrico.

Sin embargo, en Suiza crece el temor de que nuestro país pueda quedar rezagado ante los acontecimientos en Europa. Esta preocupación ha sido expresada en los últimos meses por la organización económica Economiesuisse y la conferencia cantonal. Directores de energía.

Suiza estaría en una posición ideal para desempeñar un papel central en la red emergente. Por el centro de nuestro país discurre una conexión importante de la red gasista europea. Esta línea, llamada Transitgas, podría convertirse a largo plazo de un gasoducto de gas natural a un gasoducto de hidrógeno.

Solicitud presentada a la UE

Los propietarios del oleoducto ya han comenzado a planificarlo. Los estudios muestran, por ejemplo, cómo en una fase inicial se podría transportar gas natural e hidrógeno en paralelo. O cómo se podría ampliar la red en lugares individuales.

Pero si nos fijamos en los planes actuales de la UE, muestran una red de hidrógeno donde esta ruta no existe. Más bien, la dirección conduce a través de Austria. Suiza se queda atrás.

Esta evolución preocupa también al operador del oleoducto suizo. Flux Swiss, como se llama la empresa, ahora está tomando medidas. Recientemente presentó una solicitud oficial a sus homólogos europeos, confirmó el portavoz Rudy Van Beurden. El objetivo: los operadores europeos de redes de transmisión deberían reconocer los planes suizos como un llamado “proyecto de interés mutuo”, es decir, como un proyecto que redunda en interés tanto de Suiza como de los Estados miembros de la UE. Flux Swiss espera una decisión el próximo año.

Según Van Beurden, la prisa es fundamental. Los planes prevén varias conexiones norte-sur con Europa Central a partir de 2035. Es importante que Suiza se posicione claramente y desde el principio. «Para un país no perteneciente a la UE como Suiza, las condiciones legales son más complejas y complicadas». Además, la competencia está un paso por delante. El proyecto de ruta a través de Austria ya recibió compromisos a nivel europeo a finales de 2023. Esto permitirá, entre otras cosas, un proceso de aprobación más rápido, como explica Van Beurden.

Una parte sustancial del gasoducto Transitgas pertenece a un vehículo de inversión reservado a los fondos de pensiones suizos. Está gestionado por la empresa de Zurich Energy Infrastructure Partners (EIP). «Para nosotros no hay duda de que el gasoducto de tránsito debe convertirse en hidrógeno», afirma Caterina Mattle, jefa de Asuntos Públicos y Regulatorios.

La necesidad de hidrógeno verde en la industria suiza no será tan alta como en las zonas de industria pesada de Alemania e Italia. Pero según Mattle, el gasoducto Transitgas también tiene valor como medida de precaución contra la escasez de electricidad. En tal caso, se utilizarían las denominadas centrales eléctricas de gas de reserva. Y un día estos ya no podrán funcionar con gas fósil. Pero con hidrógeno verde que fluye por el gasoducto de tránsito.

Sin embargo, actualmente no está del todo claro cuál será realmente la demanda de hidrógeno en Europa y Suiza. En toda Europa circulan estimaciones muy diversas. Esto también tuvo que ser informado por la Oficina Federal de Energía. Realizó una encuesta entre decenas de empresas para determinar sus necesidades de hidrógeno. «La encuesta mostró que muchas empresas todavía no han pensado mucho en este tema», afirma la portavoz Marianne Zünd. Por lo tanto, todavía no es posible realizar declaraciones concluyentes sobre el consumo futuro de hidrógeno.

Financiamiento poco claro

Esto plantea la cuestión de cómo financiar un proyecto cuyas perspectivas económicas aún no están del todo claras. Con su solicitud presentada recientemente, la empresa Flux Swiss da un primer paso: si se aprueba, no sólo acelerará el proceso de planificación, sino que también abrirá las puertas a los recursos financieros de la UE.

Pero los inversores suizos también tienen que pensar de dónde procederá el dinero necesario para la renovación. «Como ocurre con muchas inversiones en infraestructura energética, Transitgas consiste en anticipar una demanda que no se producirá durante años o incluso décadas», afirma Caterina Mattle de EIP. «Muchos de los grandes embalses suizos se construyeron a pesar de que en el momento de tomar la decisión de invertir aún no había demanda».

Sin embargo, Mattle subraya que su empresa “no puede invertir el dinero de los fondos de pensiones en la oscuridad”. «El gobierno federal debe pensar en cómo puede crear condiciones marco que permitan un caso de negocio sólido», dice Mattle. Queda por ver qué variantes podrían entrar en juego, por ejemplo una garantía estatal: «Hay opciones muy diferentes».

Rudy Van Beurden, de Flux Swiss, afirma que los países del noroeste de Europa consideran la ampliación de la red de hidrógeno como parte de su política industrial. Todavía hay muchas incertidumbres en cuanto a la oferta y la demanda. “Sin embargo, la industria podría tener una gran demanda de hidrógeno relativamente pronto”, advierte. Nombra las áreas de química, farmacia, procesamiento de aceites minerales y cemento. Según Van Beurden, en Suiza también podría ser necesario crear un mecanismo para apoyar financieramente la reconversión del gasoducto «durante un período de transición».

El gobierno federal mantiene un perfil bajo. Según la portavoz Marianne Zünd, la Oficina Federal de Energía presentará este año una estrategia nacional sobre el hidrógeno. Este contendrá también un análisis de la necesidad de adoptar medidas adicionales en relación con las condiciones generales.

BROWNSTOWN, Michigan—Hoy, una empresa conjunta entre General Motors y Honda Motor Company, llamada Fuel Cell System Manufacturing LLC (FCSM LLC), comenzó oficialmente a producir su único producto, un sistema de celda de combustible, a escala comercial. FCSM comenzó oficialmente en enero de 2017 con una inversión inicial entre GM y Honda de $85,000,000. Ahora, las instalaciones de 6.500 m2 (70.000 pies cuadrados) en Brownstown, Michigan, albergan a 80 empleados y suficientes robots, salas limpias y todo tipo de equipos de alta tecnología para hacer sonrojar a Ironman.

Lo nuevo aquí es que FCSM consiga construir pilas de combustible de forma rápida, fiable y rentable, no las pilas de combustible en sí. Y, según Tetsuo Suzuki, vicepresidente de FCSM LLC, ese resultó ser el mayor desafío. «Nuestro sistema de pilas de combustible consta de más de 300 pilas individuales. [307 in total], cada celda está compuesta de materiales muy caros. Si hay un defecto incluso en una celda, toda la pila quedaría inutilizable», dijo Suzuki. «Por lo tanto, diseñamos todos nuestros procesos de producción en masa con una mentalidad de cero defectos». Y agregó: «Introdujimos control de calidad en cada proceso. «.

Cómo construir una pila de combustible

Más concretamente, cada celda consta de varias partes, empezando por dos líquidos diferentes que FCSM llama «tintas». Una tinta forma un ánodo y la otra un cátodo. Luego, FCSM vierte cada líquido sobre un papel de fibra de carbono, que luego calienta para secar. Luego corta con precisión estos dos papeles diferentes para darles forma y los une para formar lo que llama un conjunto de electrodos unificados, o UEA; el cátodo por un lado y el ánodo por el otro. Tanto la lámina del ánodo como la del cátodo son negras, pero la lámina del cátodo es brillante y la lámina del ánodo es mate.

Por separado, FCSM forma con precisión una lámina delgada con canales específicos para el paso del hidrógeno y el oxígeno. A esta lámina la llama placa bipolar o BPP. FCSM considera cualquier detalle adicional de la propiedad BPP y no dice nada cuando se le pregunta sobre el grosor, los materiales, etc. Luego, el BPP y la UEA se encuentran y se unen, formando una célula. FCSM hace eso 306 veces más, los apila todos juntos en una caja, usa más de una milla de sellador para evitar fugas y listo, una celda de combustible completa sale de la línea.

A medida que se lleva a cabo todo ese ensamblaje, 50 cámaras monitorean el progreso, vigilando constantemente cada paso del proceso para garantizar que nada se contamine. Para ello, los pocos humanos que desempeñan un papel aquí primero deben ponerse botines de plástico sobre sus zapatos y darse una ducha de aire, ya que esta parte del montaje es una sala limpia. Antes de considerarla terminada, cada pila de combustible pasa por una prueba de estanqueidad, pero utilizando helio, no hidrógeno. FCSM afirma que el helio bombeado a través de la chimenea «a una determinada velocidad» se correlaciona con el hidrógeno, todo ello sin el riesgo de que se produzca una fuga de un gas altamente inflamable en una planta de fabricación.

Suponiendo que pase la prueba de fugas, FCSM finalmente somete la celda de combustible a un procedimiento de rodaje de aproximadamente una hora de duración, que la prepara para comenzar a generar energía. Una vez terminada, la celda de combustible pasa al lado para comenzar su vida como un GM HydroTec Power Cube, o se dirige al Performance Manufacturing Center de Honda en las afueras de Marysville, Ohio, para comenzar su vida como, bueno, un «Módulo de celda de combustible». Honda aún no ha nombrado su versión del producto final de la empresa conjunta.

FCSM no divulgó mucho sobre la potencia de salida u otros detalles. Pero según Jay Joseph, vicepresidente de sostenibilidad y desarrollo empresarial de Honda, «estos sistemas son modulares. Podemos añadir 250 kW con cada módulo adicional». Eso nos da una buena base para trabajar.

Una vez que cada módulo o Power Cube sale de las instalaciones de FCSM, este producto desarrollado conjuntamente y de propiedad conjunta de GM y Honda comienza a competir consigo mismo. A pesar de que ambas marcas se hablan muy bien entre sí y de esta asociación técnica que comenzó en 2013, ambas marcas buscan perseguir líneas de negocio similares.

Pero, al menos para empezar, no debemos preocuparnos por demasiada fricción entre estos socios que buscan energías alternativas.