Amoníaco solar en una crisis climática: la electrólisis no es una barrera para el amoníaco renovable de bajo costo

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Por Miguel Rico Luengo (también conocido como Lambda), ingeniero de ETH Zürich

En la primera parte y dos De esta discusión, hemos profundizado en los impactos ambientales de los biocombustibles y el amoníaco. Ha llegado el momento de examinar la segunda y tercera consideraciones más importantes para los combustibles alternativos para el transporte marítimo: la viabilidad económica y técnica. En esta tercera parte, explicaremos cómo sintetizar el amoníaco mediante electrólisis y continuaremos con una discusión sobre los factores de capacidad, finalizando con una revisión de los principales costos del amoníaco. La Parte 4 discutirá otras consideraciones de implementación de los barcos propulsados ​​por amoníaco, comparará los costos con los biocombustibles y los combustibles para búnker, y brindará un resumen de alto nivel de todo el tema.

Eficiencias de electrólisis alcanzables

El lector curioso se preguntará por qué asumí un factor de penalización de energía solar a amoníaco del 40% en las partes 1 y 2. Para llegar a esta cifra, consideré los métodos de síntesis de amoníaco de Haldor-Topsøe, una empresa de desarrollo de tecnología de procesos catalíticos que ocupa una posición líder en el mercado en las industrias de catalizadores y amoníaco. Esta empresa danesa ha estado desarrollando un tecnología de celda de electrolizador de óxido sólido (SOEC) para electrolizar el agua a altas temperaturas, y tiene como objetivo la producción en masa en 2023 con una fábrica de 0,5 a 5 GW. Junto con un reactor Haber-Bosch, que convierte H2 y N2 en NH3, este electrolizador SOEC produce amoníaco con un consumo eléctrico específico de aproximadamente 7,22 kWh / kgNH3o 26 MJ / kg. De esta cifra, el 6% corresponde a presurización de gas, Haber-Bosch y refrigeración con amoniaco. Curiosamente, no se necesita una unidad de separación de aire para separar el oxígeno del nitrógeno en el aire; esa tarea la realiza el electrolizador SOEC. La elegancia de este proceso integrado se muestra esquemáticamente a continuación:

Proceso de síntesis de amoniaco SOEC-HB. Inspirado en un Haldor-Topsøe presentación

Con todo, la síntesis de amoníaco de Haldor-Topsøe convierte el 71,5% de la energía de entrada eléctrica en energía química en forma de amoníaco refrigerado. La siguiente tabla enumera otras eficiencias de electrólisis de agua informadas para mostrar por qué este número de penalización por electricidad es probablemente realista. Tenga en cuenta que el electrolizador de H2Pro es el único sistema que no es SOEC en la lista:

Fuentes por encontrar aquí, aquí, aquí, y aquí.

Brevemente señalaré que cuando traté de verificar la eficiencia de LHV de Helmeth usando sus números indicados, no llegué a la eficiencia del 88,8% como se afirmó, sino al 82,9% anterior. La eficiencia de Bloom Energy tampoco tiene en cuenta la entrada de vapor. Los números declarados de Sunfire son los más altos a nivel de sistema, pero las pruebas en un entorno industrial en Agosto de 2020 da cierta credibilidad a su tecnología. El alejamiento de la pila al nivel del sistema resultará evidentemente en un mayor consumo de energía, pero estas pérdidas auxiliares son bastante mínimas en un 6-12% aproximadamente del consumo total de energía como se evidencia en varios tipos de electrolizadores en la Tabla 6 de un muy exhaustivo Informe IRENA.

Otras empresas que desarrollan tecnología SOEC incluyen Toshiba, Ceres Power, OxEon Energy y Nexceris. Y con la tecnología de celdas de óxido sólido que se presta tanto a la electrólisis como al funcionamiento de las celdas de combustible (celdas de óxido sólido reversibles, o r-SOC), es concebible que muchas de las empresas que ahora desarrollan únicamente celdas de combustible de óxido sólido, o SOFC, podrían también desarrollar electrolizadores en el futuro.

¿Los números anteriores violan las leyes de la termodinámica? Lejos de ahi. Usando hidrógeno de la electrólisis del agua y aplicando Haber-Bosch, la entrada de energía por kg de NH3 no puede ser menor que 21,3 MJ. Métodos de síntesis electroquímica directa de amoniaco. bajo desarrollo bajaría este límite a 19,9 MJ / kgNH3, que está apenas por debajo del contenido energético de 18,6 MJ / kg LHV del amoniaco. Por tanto, los 26,0 MJ / kgNH3 de Haldor-Topsøe se encuentran dentro de los límites termodinámicos.

Los costos del electrolizador no son un problema

Espero haber convencido al lector de que las supuestas eficiencias de conversión son realistas, pero ¿qué hay de los costos? Después de todo, la eficiencia es inútil si los costos son prohibitivos. Bueno, contrariamente a mis suposiciones anteriores, los costos del electrolizador no son despreciables. Pero tampoco son un factor decisivo. Miremos más de cerca.

A estudio reciente por la Plataforma Europea de Tecnología e Innovación para la Energía Fotovoltaica (ETIP PV) asumió un costo de electrolizador de 2021 de € 400 / kW. Esta cifra supera las cifras del estudio de 2020 de IRENA de $ 450 / kW, un nivel de precio que cubre el costo total del sistema, “incluida la pila del electrolizador, el balance de la planta (BoP), la instalación, las obras civiles, la conexión a la red y los servicios públicos”. Tomando el factor de capacidad del electrolizador de Rajasthan del estudio ETIP-PV de 32.2% (más cercano al 32.8% CF probado de la granja Solar Star PV), obtenemos una contribución aproximada del costo del electrolizador al costo nivelado del hidrógeno (LCOH) de ¢ 0.57 / MJ. Curiosamente, el escenario de crecimiento base del estudio ETIP-PV proyecta un CAPEX del electrolizador del sistema de aproximadamente $ 260 / kW para 2030. Esta cifra parece conservadora si considera que Stiesdal tiene como objetivo la producción en serie de Electrolizadores alcalinos de 200 € / kW para 2023. Eso sería aproximadamente $ 330 / kW a nivel del sistema, incluida la balanza de pagos cuando se tiene en cuenta una contribución de la pila de electrolizador del 70% al costo a nivel del sistema, un porcentaje extrapolado de la Fig.10 de otro informe más de IRENA. Es decir, para alcanzar las cifras de crecimiento base del estudio ETIP-PV de 2030, solo necesitaremos recortar $ 70 en costos de CAPEX en 7 años. Además, Stiesdal alcanzará las proyecciones de costos para 2025 del escenario de rápido crecimiento de ETIP-PV en 2023. Por lo tanto, las cifras del estudio están 2 años por detrás de los objetivos de la industria a corto plazo. BNEF incluso proyectos Precios de $ 115 / kWe para electrolizadores alcalinos en 2030 en China. Suponiendo que esos son costos a nivel de chimenea, esta cifra correspondería a $ 165 / kW a nivel del sistema (es decir, casi $ 100 / kW menos de lo asumido por el estudio ETIP-PV al mismo tiempo).

No temas si, comprensiblemente, hojeaste el párrafo anterior lleno de números. Todo ello pretende transmitir que las proyecciones del estudio ETIP-PV presentan una evaluación más que adecuada de las reducciones de costes del hidrógeno solar. El resumen de los números anteriores es que ni los factores de capacidad ni los costos de capital serán un impedimento para las continuas disminuciones de costos del hidrógeno renovable (y por extensión del amoníaco). IRENAtambién sugiere una disminución mínima del costo por un aumento en las horas anuales de carga completa del electrolizador de 3200 ha 4200 h (Fig. ES1 y 1). Agora Energiewende (Fig. 2) respalda esta evaluación.

Se pueden establecer paralelismos relevantes con la industria solar. Hace apenas una década, la energía solar fotovoltaica no podía competir con las tecnologías convencionales de generación de energía a escala de servicios públicos. El factor de capacidad no fue el problema, sí lo fueron los altos costos de instalación. Los factores de capacidad apenas han mejorado desde entonces, pero los costos se han disparado. Como pueden atestiguar con nostalgia las nuevas instalaciones de energía nuclear, los bajos costos no se logran con factores de alta capacidad, sino con un bajo CAPEX resultante de la industrialización y el despliegue masivos. Hoy en día, la energía solar se está convirtiendo rápidamente en la fuente de energía más barata en casi todas partes. Como sistemas fabricados con factores de capacidad operativa igualmente bajos como los solares, los electrolizadores serán bendecidos con el mismo fenómeno de reducción de costos.

Incluso si, en un escenario hipotético, los factores de capacidad se consideraran cruciales para reducir los costos de producción de hidrógeno, habría múltiples sitios en todo el mundo con una combinación de ambos excelentes viento y solar recursos. Estas regiones incluyen Chile, gran parte de Australia, Sudáfrica, Namibia, Kazajstán y la meseta tibetana. También serían relevantes Mauritania, Marruecos, Sudán, Egipto y el Cuerno de África, todos los cuales se encuentran en las inmediaciones de algunas de las rutas marítimas más transitadas del mundo. Y con las ofertas de electricidad solar de 24 horas (PV-CSP híbrido) que llegarán a 39,99 USD / MWh No está descartado que la electricidad solar las 24 horas del día pueda llegar a $ 30 / MWh (si no a $ 20 / MWh eventualmente). La energía eólica marina, otra fuente de energía que disfruta de reducciones sostenidas de costos, ha demostrado factores de capacidad de 54% como promedio durante 2 años de operación.

¿Qué pasa con el uso del agua en las regiones áridas? Si la topografía lo permite, las demandas de agua del proceso de electrólisis podrían ser suplidas por ingeniosos Hidroeléctrica de bombeo con desalación. Este sistema podría producir simultáneamente agua dulce para la industria o cultivos agrícolas e incrementar el factor de capacidad del electrolizador. Las necesidades de enfriamiento se cubrirían con secado enfriamiento, una tecnología especialmente adecuada para sistemas como los SOEC que arrojan calor a alta temperatura.

Un resumen de costos

En cuanto a los costos de transporte y distribución, la literatura es escasa y las estimaciones varían ampliamente. Elegí el más caro de los dos estudios de costos logísticos para el cálculo de los costos totales. Sin más preámbulos, aquí está el cuadro relevante que resume los costos principales, incluidos los objetivos de costos de tres entidades comerciales, así como De Lazard números más recientes:

Un resumen de todos los costos de síntesis y logística de amoníaco dominantes.

Tenga en cuenta que los costos de transporte IEEJ anteriores no solo cubren el largo viaje desde el Medio Oriente a Japón con una flota comparativamente pequeña de 11 y 19 barcos en 2030 y 2035, respectivamente, sino que también tienen en cuenta la distribución del amoníaco a las plantas de energía eléctrica. producción. Naturalmente, con este análisis centrado en el amoniaco para los buques que atracan en los puertos, conviene omitir estos últimos costes. Y aumentar el consumo de amoníaco a toda la industria naviera ciertamente disminuiría el costo unitario de los buques de transporte de amoníaco. No hace falta decir que se requieren más de 19 buques de transporte de amoníaco para dar servicio al mercado global.

Evidentemente, la necesidad de buques de transporte de amoníaco implica que los buques de carga no pueden hacer breves desvíos hacia el tanque directamente desde los sitios de producción de amoníaco. Sin embargo, varios países de Oriente Medio y África del Norte están tan cerca de una de las principales rutas marítimas del mundo (Asia-Europa) que los costos de transporte en este caso prácticamente desaparecerían. El resultado es un factible ¢ 1,35 / MJ, NH3, LHV por $ 20 / MWh de electricidad.

La energía solar es imparable

Para aquellos que dudan de que las reducciones continuas en el costo de la electricidad puedan resultar en un LCOE solar de $ 10 / MWh más generalizado, debería ser esclarecedor considerar que, en agosto de 2016, Chile anunció un precio de oferta no subsidiado, entonces récord bajo, de $ 29.1 / MWh para un Proyecto fotovoltaico a gran escala de 120 MW. Menos de 5 años después, en abril de 2021, se anunció que el proyecto fotovoltaico Al Shuaiba de 600 MW en Arabia Saudita, una región con una irradiancia solar más baja que Atacama, vendería energía a $ 10,4 / MWh. Con casi un tercio del precio, esto debería ser una advertencia para apostar en contra de que los costos fotovoltaicos continúen su inexorable marcha descendente. Proyectar la tasa de inflación promedio de 1979-2020 en los EE. UU. De 3.5% hasta 2040 elevaría los mejores costos de PPA de PV de hoy a $ 19.99 / MWh en dólares de 2021. La suposición implícita en este LCOE es que no habrá más reducciones de costos de energía solar fotovoltaica. Esto sería ahistórico; La tasa promedio de aprendizaje de la energía solar fotovoltaica, la disminución del costo asociada con cada duplicación de la capacidad acumulada, se situó en el 40% de 2006 a 2020, siendo el promedio histórico 23,8%. Sin embargo, a partir de 2020, la energía solar fotovoltaica producida menos del 4% de la electricidad mundial. Con muchas industrias aún por electrificar, y la mayoría del mundo aún en proceso de desarrollo económico, sería desaconsejable no esperar algunas duplicaciones adicionales en la capacidad instalada.

Con esto concluye la tercera parte de esta serie. En el artículo final, compararemos los costos de todos los combustibles de envío relevantes, despejaremos otras dudas sobre la viabilidad del amoníaco para el envío y presentaremos una hoja de ruta futura de hacia dónde podría dirigirse la industria en su conjunto.

Imagen destacada a Imagen de dominio público modificado por el autor.

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Y eso es todo por ahora, nos vemos en la siguiente noticia. ¡Nos vemos!

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