Introducción
La crisis actual de los combustibles fósiles hace necesaria la búsqueda de nuevas alternativas energéticas. Una de las que se perfila con más futuro es el hidrógeno, y llega a hablarse de una economía del hidrógeno que reemplazará a la actual econo-mía de los combustibles fósiles. Esto supondría que el desarro-llo tecnológico descansaría sobre el hidrógeno, y no sobre los combustibles fósiles como ocurre ahora.
Tanto la Unión Europea como Estados Unidos y Japón apuestan firmemente por el hidrógeno debido a tres razones: elevada eficiencia energética, reducción de la dependencia energética y ausencia de emisiones de CO2. Para que esto lle-gue a ser posible es preciso que el hidrógeno se pueda produ-cir a partir de recursos autóctonos, o muy extendidos, de for-ma económica y medioambientalmente aceptable, y que las tecnologías de uso final ganen una cuota de mercado signifi-cativa que les permita reducir sus precios.
El hidrógeno no es un recurso energético, sino que ha de ser producido a partir de fuentes de energía. Afortunada-mente, tanto las fuentes como los procedimientos para pro-ducirlo son muy variados. Sin embargo, este paso intermedio de la producción se ha de tener en cuenta tanto en el balan-ce económico como en el energético, pues puede ensombre-cer considerablemente la elevada eficiencia de conversión de los dispositivos de uso final. Por otra parte, el hidrógeno es un elemento muy ligero, lo que dificulta su almacenamiento, y en el balance global se deben considerar también los costes económicos y energéticos de dicho almacenamiento (energía para comprimirlo, licuarlo, etc.). Por último, como combus-tible que es, el hidrógeno está sujeto a una normativa de se-guridad para su correcta manipulación.
Desde el punto de vista de las aplicaciones, el hidrógeno puede utilizarse tanto en aplicaciones estacionarias (produc-ción eléctrica y cogenera(produc-ción), transporte (sin duda, de las de más futuro, al permitir llevar a este sector energías como la
eólica, la del carbón y la nuclear) y aplicaciones portátiles. Todas estas aplicaciones mayoritariamente se llevan a cabo mediante pilas de combustible, aunque también es posible el aprovechamiento del hidrógeno mediante la combustión di-recta en motores alternativos y turbinas de gas.
Para profundizar más se puede acudir a Linares y Morati-lla (2007) para formarse una visión global de los procesos de producción de hidrógeno y de sus aplicaciones, y a Larminie y Dicks (2003) para profundizar en detalles sobre pilas de combustible.
Producción de hidrógeno
En la actualidad ya se produce hidrógeno, fundamentalmen-te para la industria química. Sin embargo, si se prefundamentalmen-tende al-canzar una economía del hidrógeno, es preciso desarrollar pro-cedimientos de producción masiva. Afortunadamente, tanto los procesos como los recursos para producir hidrógeno son muy variados. La figura 1 resume las principales tecnologías para producir hidrógeno (en columnas) y muestra sobre qué fuentes energéticas se pueden aplicar. Se aprecia que a menu-do varias fuentes pueden emplear la misma tecnología para su transformación. De la misma manera, una misma fuente energética puede ser aprovechada por diferentes tecnologías. Por otra parte, el hidrógeno puede obtenerse a partir del agua, rompiendo su molécula por acción de la electricidad (electró-lisis), el calor (termó(electró-lisis), la luz (fotoelectrólisis) y la acción biológica (biofotólisis); también puede obtenerse a partir de sólidos (carbón, biomasa o residuos), sobre los que se llevan a cabo transformaciones para obtener un gas de síntesis (CO y H2, fundamentalmente) que luego es transformado en H2y CO2. En este caso, es preciso aplicar técnicas de captura y al-macenamiento de CO2(CCS) para garantizar la sostenibili-dad (si bien con la biomasa no sería preciso, si estas técnicas se aplican se tendrían emisiones de CO2negativas).
Hidrógeno: un presente para el futuro
Beatriz Yolanda Moratilla Soria
DESCRIPTORES
OBTENCIÓN DE HIDRÓGENO PILAS DE COMBUSTIBLE ECONOMÍA DEL HIDRÓGENO ANÁLISIS POZO-RUEDAS
La energía solar puede ser aprovechada de forma inmediata mediante electrólisis fotovoltaica, si bien no es la tecnología más adecuada salvo para aplicaciones aisladas. La solar térmica de concentración comparte con la nuclear los procedimientos para producir hidrógeno, y la principal diferencia son los costes pre-vistos de producción, menores en el caso nuclear. Así, la energía solar puede recurrir a la termólisis del agua mediante ciclos ter-moquímicos y óxidos metálicos, a electrólisis de alta temperatu-ra y a descarbonización de combustibles fósiles, caso patemperatu-ra el que requiere captura de CO2. Finalmente, la luz solar puede ser con-vertida en hidrógeno directamente mediante algas (biofotólisis) o semiconductores adecuados (fotoelectrólisis), si bien estas ex-periencias se encuentran aún a escala de laboratorio.
La biomasa puede integrarse tanto en procedimientos quí-micos (gasificación y pirólisis), que son de tipo centralizado, como en procesos biológicos (fermentación), de carácter des-centralizado y más lento. Incluso pueden revalorizarse los re-siduos sólidos urbanos mediante su descomposición con an-torchas de plasma, de modo que se produce un gas de sínte-sis y un inerte vitrificado.
En cuanto a la energía eólica, puede ser empleada para producir hidrógeno a partir de electrólisis de baja temperatu-ra. Si dicho hidrógeno se pretende integrar en la red eléctrica mediante una pila de combustible, apenas se logra recuperar un 45% de la energía eléctrica producida por el generador eólico. En este sentido, es mucho mejor que el hidrógeno eó-lico se aplique a vehículos con pila de combustible, como se verá más adelante.
Respecto a las energías fósiles, el gas natural es una tecno-logía madura, siendo mayoritaria para la producción de hi-drógeno actualmente. Sin duda, es la tecnología que permiti-rá desarrollar la investigación de las aplicaciones del hidróge-no y que será sustituida necesariamente por otras formas de producción cuando las aplicaciones sean maduras y el merca-do demande grandes cantidades de hidrógeno. En cuanto al carbón, es una opción muy interesante, sobre todo integran-do la gasificación en ciclo combinaintegran-do (GICC) y, evidente-mente, con captura de CO2. Presenta un reducido coste de producción, aunque demanda grandes inversiones (similares a las de una central nuclear de segunda generación), y es ca-paz de obtener tanto electricidad como hidrógeno. Por otra parte, el recurso presenta grandes reservas (aproximadamente 200 años), lo que permite establecer una transición cómoda hacia nuevas fuentes y procedimientos.
La energía nuclear entrará en la producción de hidrógeno a partir de la IV generación. Los reactores que la integran pre-sentan como ventajas unas menores inversiones (1.000 a 1.500 $/kWe), mayor seguridad, menor producción de resi-duos y eliminación de la posibilidad de proliferación arma-mentística. Comparte con el carbón la posibilidad de llevar a cabo cogeneración (producción de hidrógeno y electricidad), y presenta la ventaja de no requerir sistemas de captura de CO2. Se puede implantar bajo diferentes procedimientos: electrólisis de alta temperatura, ciclos termoquímicos (espe-cialmente SI –sulfuro-yodo–) y reformado con vapor de agua de moderada temperatura.
La tabla recoge una estimación de los costes de produc-ción según las fuentes y procedimientos, y refleja, de alguna forma, la secuenciación de cómo deberían ir integrándose las diferentes fuentes/tecnologías para la producción de hidróge-no, ya que los costes más elevados se irán reduciendo a medi-da que madure la tecnología; cabe indicar, simplemente, que esas opciones serán las que más tarde se integrarán en los pro-cesos productivos. Se aprecia que el recurso más económico es el gas natural, seguido a corta distancia del carbón. La ga-sificación de la biomasa ocupa el segundo escalón, seguida de cerca por los ciclos termoquímicos activados por energía nu-clear, siendo la opción más cara la activación de esos ciclos por energía solar. La tabla 1 deja patentes las elevadas incerti-dumbres a la hora de estimar el coste de producción en pro-cesos actualmente en investigación, como aquellos que re-quieren captura de CO2o están basados en IV generación.
Almacenamiento de hidrógeno
El hidrógeno es un elemento muy ligero, lo que supone que la energía que almacena por unidad de masa es muy elevada, mientras que la almacenada por unidad de volumen es muy baja. Esto representa un problema, especialmente en aplica-ciones de transporte y de tipo portátil.
La técnica más sencilla de almacenamiento es como hi-drógeno comprimido, en fase gaseosa. En la actualidad se al-macena a 200 bar, y los equipos avanzados llegan a 700 bar.
Fig. 1. Fuentes y tecnologías para producir hidrógeno. Los cuadros coloreados representan la fuente sobre la que se aplican ciertas tecnologías. La letra C
indica la necesidad de captura de CO2. Fuente: elaboración propia.
Estimaciones de costes de producción de hidrógeno según tecnologías
Tipo Origen Margen de costes de producción ($/MWh)
Centralizado Solar ciclo SI 92 ± 17%
Descentralizado Electrólisis 69 ± 31%
Centralizado Nuclear ciclo SI 54 ± 41%
Centralizado Gasificación de biomasa 51 ± 7% Descentralizado Gas Natural (no CCS) 45 ± 20%
Centralizado Carbón (CCS) 33 ± 11%
Centralizado Gas Natural (CCS) 27 ± 19%
Centralizado Gas Natural (no CCS) 24 ± 23%
El consumo para lograr esas presiones es elevado, aunque no tanto como en el procedimiento de licuefacción. Así, a 200 bar se consume un 10% de la energía almacenada, mientras que a 700 bar, un 15%. Hoy día es común trabajar a 350 bar en aplicaciones de transporte, recurriendo a depósitos de mate-riales compuestos.
El hidrógeno líquido requiere temperaturas criogénicas a presión ambiente (-253 ºC). A esas temperaturas, la manipu-lación se complica, por lo que su uso está reservado, hoy por hoy, a fines industriales. Por otra parte, su consumo energéti-co es muy elevado: el 30% de la energía energéti-contenida en el hi-drógeno almacenado, aunque es el procedimiento que pro-duce mayores densidades.
Los hidruros metálicos son unos compuestos químicos que funcionan según el proceso de adsorción-desorción. Así, en la fase de adsorción, el compuesto se carga de hidrógeno, para lo que disipa calor y reduce su temperatura. En la fase de de-sorción se suministra calor al compuesto y se produce la libe-ración del hidrógeno retenido, aumentando la temperatura. Si el calor aportado es de origen residual, el consumo ener-gético es del 13% de la energía química del hidrógeno. Aun-que los hidruros en general son muy pesados, este procedi-miento presenta la ventaja respecto al hidrógeno comprimi-do de operar a presiones mucho más bajas, con lo que se reducen los riesgos.
Dentro del nombre genérico de estructuras porosas se aglu-tinan varias tecnologías, como los nanotubos de carbono, que requieren también de temperaturas criogénicas (80 K), el car-bón activado, los clatratos (2.000 bar y -24 ºC) y ciertas es-tructuras nanoporosas de moléculas organometálicas a tem-peratura ambiente. En general, todas ellas son técnicas aún en proceso de investigación.
Infraestructura y seguridad
Si se pretende que en el futuro la energía se asiente sobre la ba-se de la economía del hidrógeno, es preciso crear una infraes-tructura de distribución de este para poder abastecer las de-mandas de la sociedad. Hoy en día está en discusión la logísti-ca más adecuada, y se plantean diversas alternativas en función del uso final del hidrógeno. Así, el mercado masivo de vehícu-los privados podría recurrir a hidrogeneras que suministrasen hidrógeno presurizado, sirviéndolo licuado y encartuchado para motocicletas. Para aplicaciones estacionarias podría resul-tar rentable recurrir a canalizaciones similares a las actuales de gas natural. Para aplicaciones de vehículos de mucho uso y en aviación, el hidrógeno comprimido se podría servir en balas.
Un mercado muy interesante es el de las aplicaciones por-tátiles, constituido por pequeños equipos electrónicos (radios, reproductores de MP3, ordenadores portátiles, PDA, teléfo-nos móviles, etc.). En estas aplicaciones sería fundamental el desarrollo de pilas de combustible de metanol directo, de mo-do que en lugar de suministrar hidrógeno se cargase metanol, que sería empleado de forma directa por la pila, con un pro-cedimiento de carga similar al de algunos mecheros actuales, o bien con el empleo de cartuchos de metanol de usar y tirar. En la medida en que este tipo de pilas de combustible logre su penetración en el mercado pueden ser empleadas también en el transporte, a través de unas hidrogeneras muy similares a las actuales gasolineras, donde se repostaría metanol en fase lí-quida y condiciones ambiente.
El hidrógeno no deja de ser un combustible, lo que supo-ne que es preciso masupo-nejarlo con arreglo a unos ciertos proto-colos y normas de seguridad. Eso no significa que sea extre-madamente peligroso, sino que ha de tratarse con el mismo cuidado con el que se manipulan este tipo de productos. De
hecho, al ser un elemento tan ligero, resulta especialmente se-guro en espacios abiertos, pues la tendencia a fugarse hacia arriba resulta espectacular, y aleja el posible incendio de la zo-na ocupada por las persozo-nas. Por otra parte, el régimen de uso previsto para el hidrógeno está muy lejos de las condiciones de concentración, presión y temperatura necesarias para en-trar en régimen detonante.
Los inconvenientes que presenta el hidrógeno están rela-cionados con su empleo en espacios cerrados, su compleja manipulación en fase líquida debida a la existencia de tem-peraturas criogénicas, su facilidad de fugas dado su pequeño tamaño molecular y su baja energía de activación.
Aplicaciones
La energía química del hidrógeno puede transformarse de for-ma indirecta, a través de una combustión, o de forfor-ma directa, a través de un proceso electroquímico. En el primer caso, los dispositivos de transformación pueden ser motores alternati-vos o turbinas de gas; en el segundo, las pilas de combustible. El uso del hidrógeno en vehículos con motores alternativos no resulta atractivo en un sentido global, es decir, evaluando to-da la energía consumito-da desde el pozo (recurso) hasta las rue-das (uso final), como se verá más adelante. Por este motivo, si bien ha sido una tecnología estudiada, hoy día está abandona-da por los fabricantes de automóviles. En cuanto a su uso en turbinas de gas, pasa por su empleo en mezclas de gases, cuya principal ventaja es la reducción de emisiones al permitir el empleo de mezclas pobres. El empleo exclusivo de hidrógeno como combustible no parece, con la tecnología actual, un ca-mino viable; por el contrario, existe una amplia experiencia de turbinas de gas que operan con mezclas de hasta el 40% de hi-drógeno, especialmente en refinerías y plantas GICC.
En una pila de combustible (FC), el aprovechamiento de la energía química del hidrógeno se realiza sin recurrir a un ci-clo termodinámico, por lo que no está sujeta al límite de Car-not. La conversión de energía en una pila de combustible se realiza de forma electroquímica, de modo que el combustible se reduce en la superficie del ánodo, y los protones (H+)
flu-yen hacia el cátodo a través del electrolito, donde reaccionan con el comburente (oxidante) y producen agua. Como parte de la reacción anódica se producen electrones, que a través de un circuito externo (carga) son suministrados al cátodo y dan lugar a la reacción catódica. El electrolito tiene como misión impedir el paso de los electrones y separar el combustible del comburente, de modo que la reacción de combustión se re-emplaza por reacciones redox en los electrodos.
Las pilas suelen clasificarse por el electrolito empleado. Así, las PEMFC utilizan una matriz polimérica conductora de protones; las AFC emplean un electrolito alcalino, de mo-do que son los grupos hidroxilos los que se trasladan por el electrolito; las PAFC recurren al ácido fosfórico; las MCFC utilizan una mezcla bifásica de carbonatos metálicos conteni-dos en una matriz cerámica porosa; y, finalmente, las SOFC emplean un material cerámico (óxido sólido). Cada electro-lito impone unas condiciones de operación (temperatura) esencialmente diferentes, dotando a las pilas de diferentes prestaciones.
Las aplicaciones estacionarias de las pilas de combustible pasan por la generación distribuida y la cogeneración. Nor-malmente se destinan a este uso las pilas de alta temperatura (SOFC y MCFC), y se puede intensificar la producción eléc-trica recurriendo a ciclos híbridos donde se acopla una pila con una microturbina de gas. En el sector residencial y ter-ciario, las pilas más extendidas son las PAFC (NREL, 2003).
Se demuestra que con las inversiones demandadas, hoy por hoy, por las pilas de combustible, su aplicación a genera-ción eléctrica solo es viable económicamente recurriendo a la cogeneración o, incluso mejor, a la trigeneración, como pue-de verse en la figura 4.
El empleo de ciclos híbridos en aplicaciones destinadas ex-clusivamente a producción de energía eléctrica mejora consi-derablemente la viabilidad económica, aunque no al nivel su-ficiente. En cambio, el uso de ciclos híbridos cuando las pilas se destinan a cogeneración o trigeneración no es relevante des-de el punto des-de vista des-de la mejora des-de la rentabilidad económica. Las aplicaciones al transporte son de las más interesantes de las pilas de combustible, ya que permiten luchar de manera eficaz contra la emisión de gases de efecto invernadero, al me-nos contra los emitidos de forma directa por el propio vehícu-lo. Desde el punto de vista tecnológico, la mayoría de diseños pasa por PEMFC alimentadas con hidrógeno comprimido, si bien se estima que la solución de futuro serán las pilas de me-tanol directo DMFC, aunque hoy día requieren mayor nivel de desarrollo. Por lo que respecta al tren de potencia es posi-ble un montaje full-power, donde toda la potencia sale de la pila de combustible o los montajes híbridos (pila de combus-tible - batería), tanto en modalidades serie como paralelo.
Para evaluar correctamente si los vehículos con pila de com-bustible suponen un ahorro de energía y de emisiones de CO2 es preciso analizar la cadena completa, desde la producción hasta el uso final. Este tipo de análisis se denomina de pozo-ruedas, y puede descomponerse en pozo al tanque y tanque a la rueda. La figura 5 resume los resultados en CONCAWE, EUCAR y JRC (2004), desde el pozo a las ruedas, tanto en consumo energético como en emisiones de gases de efecto in-vernadero (GEI). Si el hidrógeno se emplea en motores alter-nativos, el consumo energético es máximo, siendo máximas, además, las emisiones de GEI si el hidrógeno procede de gas natural. Si el hidrógeno procede de gas natural y se emplea en una pila de combustible, la situación es similar a la que se tie-ne con vehículos convencionales avanzados si el hidrógeno se suministra licuado, y algo mejor si se suministra comprimido. Por el contrario, si el hidrógeno que se emplea en la pila pro-cede de renovables, los resultados son óptimos: mínimo
con-sumo de energía y emisiones nulas de GEI, independiente-mente de que el hidrógeno se suministre comprimido o li-cuado. Finalmente, la opción de motores alternativos alimen-tados con biocarburantes, si bien es excelente desde el punto de vista de las emisiones de GEI, presenta un consumo ener-gético elevadísimo, muy cerca de la peor opción.
Los estudios comentados indican que los vehículos de pi-la de combustible presentan unas perspectivas de futuro ex-celentes, pero aún no están disponibles, ni mucho menos, las infraestructuras necesarias. Por ello, antes de que llegue este tipo de vehículos, y como escenario de transición, se debe prestar atención a los vehículos híbridos (motor térmico -batería), que sí están disponibles hoy día y para los cuales las infraestructuras son las mismas que para los vehículos con-vencionales (Granovskii et al., 2006).
Apoyo a la integración de energía eólica en la red
A menudo se plantean proyectos y alternativas destinadas al acoplamiento de la energía eólica con pilas de combustible con la intención de transformar la producción eólica no de-mandada por la red en hidrógeno a través de un electrolizador para evacuarla nuevamente a la red a través de una pila en ho-ras de alta demanda. Si bien esta operación puede resultar eco-nómicamente viable por la diferencia de precio de la electrici-dad entre periodos valle y punta, dista mucho de ser óptima desde el punto de vista energético; ello es así porque, aunque las pilas pueden presentar eficiencias de hasta el 60%, estas son alcanzadas a cargas parciales –aproximadamente el 20%–, con lo que, para trabajar con esa eficiencia, la pila quedaría muy sobredimensionada. A potencia nominal, en cambio, la eficiencia se sitúa entre el 35% y el 40%; de este modo, con-siderando un 80% de eficiencia en el electrolizador y un 40% en la pila, la eficiencia global se sitúa en el 32%, muy por de-bajo de la que se podría alcanzar en un sistema convencional de acumulación por bombeo (Moratilla et al., 2007).
Como se desprende de la figura 5, la electrolisis eólica uti-lizada para producir hidrógeno destinado a automoción sí re-sulta energéticamente una solución atractiva, ya que presenta emisiones globales de CO2casi nulas y un consumo de
ener-MEC: motor diésel; MEP: motor de encendido provocado; PC: pila de combustible; ID: inyección directa; CH2: hidrógeno comprimido; LH2: hidrógeno licuado.
Fig. 5. Análisis pozo-ruedas de diferentes tecnologías de tracción en vehículos. Adaptado de CONCAWE, EUCAR y JRC, 2004. Fig. 4. Inversión máxima en pilas de combustible dependiendo
gía primaria comparable con otras vías de producción de hi-drógeno, y menor respecto a los combustibles tradicionales e incluso a los biocarburantes. Con este uso se logra aprovechar los excesos de producción eólica, si bien para que la red eléc-trica los pudiese aprovechar en horas punta sería preciso que los vehículos fuesen híbridos, (hidrógeno-baterías) y enchu-fables a la red, de modo que durante el funcionamiento del vehículo parte de la electricidad producida por el hidrógeno se almacenase en la batería para luego poder ser retornada a la red, como en un vehículo híbrido enchufable con motor térmico. De este modo, la eficiencia global en el uso del hi-drógeno quedaría promediada entre la óptima para automo-ción pura y la mínima para retorno eléctrico puro.
Conclusión
De los apartados anteriores se deduce que el hidrógeno puede contribuir a la sostenibilidad del modelo energético siempre que se produzca a partir de energías renovables o nucleares. En tanto se alcanza la madurez de estas tecnologías es posible recurrir a recursos fósiles, como el gas natural, en un escena-rio inmediato, o el carbón, para un escenaescena-rio a largo plazo (en ambos casos, con tecnologías de captura de CO2). Esto hace que el hidrógeno sea una tecnología de largo recorrido, apli-cable desde ahora y con una introducción gradual que per-mita atemperar los costes de producción, de manera que no frene el desarrollo económico. Como cualquier alternativa energética, el hidrógeno no está exento de inconvenientes, y es preciso contabilizar todo el proceso productivo, desde su pro-ducción hasta su uso final, pasando por su almacenamiento. El hidrógeno puede plantearse para diversas aplicaciones energéticas. Así, en generación eléctrica se integraría en un esquema de cogeneración y generación distribuida, siendo ambas tecnologías muy adecuadas para el desarrollo sosteni-ble. También será aplicable a soluciones portátiles, evitando los residuos de las actuales baterías y obteniendo mayores ta-sas de autonomía. Pero, sin duda, es en el transporte donde el hidrógeno está llamado a contribuir de forma más clara a la sostenibilidad, ya que consigue, por una parte, eliminar las emisiones en el punto de uso y, por otra, llevar al transporte energías primarias hasta ahora impensables en automóviles,
como el carbón, la eólica o la nuclear. De nuevo el desarrollo económico será posible realizando una transición a los vehícu-los con pila de combustible a partir de vehícuvehícu-los híbridos, maduros tecnológicamente en la actualidad y listos para su despliegue por parte de los principales fabricantes.
En cuanto a su aplicación a producción eléctrica, las pilas de combustible sólo son viables económicamente si se recu-rre a la cogeneración o trigeneración.
En resumen, el hidrógeno puede contribuir al desarrollo sostenible si se produce de forma racional a partir de renova-bles, nuclear o carbón, y se emplea integrando los procesos de forma adecuada a partir de estudios de ciclo de vida. En este desarrollo será preciso tener en cuenta la madurez tecno-lógica de las diferentes soluciones, de modo que la economía del hidrógeno se desarrolle con un escalado en el tiempo. De esta manera, el hidrógeno permitirá dar una solución para las generaciones futuras sin poner en peligro el desarrollo eco-nómico de las presentes y habiendo sido respetuoso con el
medio ambiente. ■■
Beatriz Yolanda Moratilla Soria
Doctora Ingeniera Industrial del ICAI Directora de la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas Profesora del Departamento de Ingeniería Mecánica, Escuela Técnica Superior de Ingeniería - ICAI
Referencias
– CONCAWE, EUCAR y JRC, Well-to-Wheel analysis of future automotive fuels and powertrains in the european context, 2004. Puede hallarse en: <http://ies.jrc.cec.eu.int/fileadmin/Documentation/Reports/Emissions_and_Hea lth/EUR_2006-2007/EUR_22342_EN.pdf>.
– González, A., Ilusión y realidad del hidrógeno: la Plataforma Europea del Hi-drógeno, Aulas de conocimiento de la energía, “Ciclo del Hidrógeno”, Club Es-pañol de la Energía, 14 de febrero de 2006.
– Granovskii, M., Dincer, I., y Rosen, M.A., “Environmental aspects of conventio-nal, hybrid, electric and hydrogen fuel cell vehicles”, Proceedings of ASME-ATI International Conference on Energy: production, distribution and conserva-tion, Milan, Italy, May 14-17, 2006.
– Larminie, J., y Dicks, A., Fuel Cell Systems Explained, John Wiley & Sons, Chi-chester, 2003.
– Linares, J.I., y Moratilla, B.Y., El hidrógeno y la energía, Asociación de Inge-nieros del ICAI y Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 2007.
– Moratilla, B.Y., Linares, J.I., Herranz, L.E., y Caballero, J., “A PAFC-TCORC Com-bined Cycle: Technical and Economic Enhancement of Fuel Cell Technology”, Proceedings of II International Congress on Energy and Environment Enginee-ring and Management. Badajoz (Spain), Junio de 2007.
– NREL, Gas-fired distributed energy resource technology characterizations, NREL/TP-620-34783, octubre de 2003.
Fig. 6. Evolución del rendimiento de la pila PEM de la figura 7 según la corriente entregada.
Fig. 7. Fluidos y Calor P. Mataix de la ETS de Ingeniería – ICAI de la Universidad Pontificia Comillas.
