H2020: Desarrollar y probar un electrolizador de 100 MW que aumente la relación entre las energías renovables y las aplicaciones comerciales/industriales

Desafío específico

La estrategia europea de descarbonización a largo plazo (LTS) «Un planeta limpio para todos», publicada por la Comisión Europea en noviembre de 2018, hace referencia al posible papel clave del hidrógeno en la descarbonización de sectores difíciles de reducir, como la industria, el cemento, el acero, y la contribución a la descarbonización de los transportes pesados y de larga distancia.

Para ayudar a alcanzar el objetivo de la neutralidad climática, el hidrógeno debe producirse a gran escala, principalmente mediante electrólisis alimentada por electricidad renovable. Los escenarios LTS que logran la neutralidad climática prevén una capacidad instalada de electrolizadores que oscilará entre 400 y 511 GW para el año 2050 en la UE. Sin embargo, en la actualidad la tecnología sólo está disponible a escala multi-MW (se está ejecutando un proyecto de electrolizador de 20 MW mediante la cofinanciación de la Empresa Conjunta de Pilas de Combustible e Hidrógeno, en el marco de la convocatoria de 2018).

Para alcanzar la escala de GW, un hito importante sería el desarrollo y la prueba de un electrolizador de 100 MW.

Alcance

El objetivo de este proyecto es instalar y poner en funcionamiento un electrolizador de 100 MW para producir hidrógeno renovable, como fuente de energía o como materia prima. Las actividades específicas son:

La actividad principal consistirá en:

• Desarrollo, instalación y operación de un electrolizador de 100 MW para la gestión y el uso eficiente de los flujos de energía renovable, agua, hidrógeno y oxígeno;
• Demostrar el incremento de la utilización y el impacto económico de la combinación de fuentes de energía renovable, abordando los posibles problemas de limitación en el funcionamiento de la respuesta a la demanda (si está conectada a la red) o el funcionamiento en modo insular (si está dedicada a la producción de hidrógeno);
• El funcionamiento de un sistema electrolizador en condiciones reales en un entorno industrial o portuario, por ejemplo, alimentando una plataforma de transporte, una planta de producción de fertilizantes, una planta de producción de combustible sintético, una refinería, una biorrefinería u otras industrias, o inyectando en la red de transmisión/distribución de gas natural;
• Investigar la posibilidad de utilizar el calor rechazado o el oxígeno ventilado;
• La presión de funcionamiento debe ser adecuada para la aplicación y cualquier requisito de amortiguación/compresión.

Se espera que la propuesta presentada en la convocatoria tenga los siguientes efectos:

Impactos tecnológicos:

• Establecer una industria europea capaz de desarrollar nuevos electrolizadores de cientos de MW utilizando una cadena de valor europea, consistente en módulos y un equilibrio adecuado de plantas para gestionar los flujos de energía (electricidad y calor), agua, hidrógeno y oxígeno;
• Aumentar la eficiencia del electrolizador hasta alcanzar un consumo de energía de 49 (ALK) a 52 (PEM) kWh/kg H2 a potencia nominal;
• Aumentar la densidad de corriente a por lo menos 0,5A/cm2 (ALK) o 3A/cm2 (PEM) y la presión de entrega a 30 bar. La electrónica de potencia debe permitir un funcionamiento dinámico del electrolizador del 25 al 100% en segundos (siguiendo los protocolos de prueba armonizados del CCI);
• Reducir la huella de la planta en un 30% gracias a los módulos más grandes y a la disposición de la planta, así como a las mayores densidades de corriente;
• Reducir el CAPEX del electrolizador en un 20%, hasta 480 euros/kW y 700 euros/kW para los electrolizadores alcalinos y PEM respectivamente, cumpliendo los objetivos de la Empresa Conjunta de Pilas de Combustible e Hidrógeno para 2024;
• Aumentar la vida útil de la chimenea con un objetivo de degradación (consumo mínimo de energía nominal al final de la vida útil) del 0,12%/1000 horas para los alcalinos y del 0,19%/1000 horas para los PEM;
• Mejorar la eficiencia general valorando también el calor de los subproductos (por ejemplo, para la calefacción de espacios).

Impactos operativos y ambientales:

• Demostrar el funcionamiento factible de la electrólisis a escala de 100 MW y el uso del hidrógeno producido en una aplicación que valorice el carácter renovable del hidrógeno producido;
• Evaluación y experiencia operacional, incluida la seguridad, de los arreglos contractuales y de equipo necesarios para distribuir y suministrar hidrógeno al mercado industrial y/o de transporte específico;
• Evaluación de la viabilidad de conectar el electrolizador a un lugar de producción de fuentes de energía renovables, como la energía eólica marina/terrestre o las plantas solares;
• Evaluación técnica de la idoneidad del equipo del electrolizador para funcionar en el entorno previsto y sugerencia de prácticas óptimas;
• Evaluación del rendimiento ambiental del sistema (en consonancia con las metodologías que cumplen con la norma RED II), prestando atención a la intensidad de CO2 del hidrógeno producido en comparación con el gas natural, lo que debería incluir la comprensión del impacto del CO2 del modo de servicios de red seleccionado y el impacto de la huella de CO2 en los mercados de usuarios finales de hidrógeno a los que se dirige;
• Evaluación de otros beneficios ecológicos y sociales a lo largo de la cadena de valor.

Impacto en la competitividad de costes:

• Demostrar un caso económico y ambiental convincente, incluyendo condiciones límite, para aplicaciones clave como el transporte, el almacenamiento de energía, la materia prima (hidrógeno y oxígeno) o la producción de calor y energía. Para un LCOE de hasta 40 euros/MWh (fuentes renovables), lograr una reducción significativa de los costes del hidrógeno verde en comparación con el precio en el momento de la presentación de la propuesta esforzándose por debajo de los 3 euros/kg y aspirar a mayores reducciones también posiblemente mediante la generación de ingresos por la prestación de servicios a la red eléctrica (por ejemplo, servicios de compensación).

Plazo

26 de enero de 2021

Más información

Funding and Tenders – Convocatoria