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hidrógeno

Evaluación de las emisiones de hidrógeno en todo el ciclo de vida

26 de octubre de 2022 Área de trabajo: Combustibles Cero Carbono

En la actualidad, el 80% del consumo total de energía final en el mundo se suministra a través de moléculas de hidrocarburos como el carbón, el gas natural y los derivados del petróleo. Los planes para descarbonizar nuestro sistema energético se centran en la electrificación de la mayoría de los usos finales y en el suministro de esa electricidad con fuentes de energía limpias. Sin embargo, algunos sectores serán difíciles de electrificar y los combustibles sin carbono, como el hidrógeno y el amoníaco, pueden desempeñar un papel importante en la sustitución de los combustibles fósiles.  

Se prevé que la demanda mundial de hidrógeno aumente de 90 millones de toneladas anuales a 530 millones de toneladas anuales en 2050, mientras que en la UE se espera que la demanda de energía de hidrógeno se multiplique por siete en 2050 para contribuir a la descarbonización de sectores difíciles de electrificar, como la siderurgia, el transporte pesado y las industrias de alto consumo energético. Sin embargo, al igual que en todos los procesos de producción, la forma de generar el hidrógeno tiene un gran impacto en su intensidad de gases de efecto invernadero (GEI); el hidrógeno debe producirse mediante fuentes de energía bajas en carbono para cumplir los objetivos climáticos globales y proporcionar una descarbonización efectiva del sistema energético.  

El hidrógeno puede producirse de varias maneras. En la actualidad, la gran mayoría del hidrógeno se produce a partir de combustibles fósiles, principalmente del gas natural mediante el reformado del metano (comúnmente conocido como hidrógeno gris). En el Paquete de Gas de la UE, que es la propuesta de la Comisión Europea para descarbonizar las redes de gas existentes y regular el incipiente mercado del hidrógeno renovable y bajo en carbono, el hidrógeno bajo en carbono se ha definido como el hidrógeno derivado de fuentes no renovables, que cumple un umbral de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero del 70% en comparación con un combustible fósil. Esta definición de hidrógeno bajo en carbono abarcaría, por ejemplo, el hidrógeno producido mediante reformado de metano con captura y almacenamiento de carbono (SMR+CCS), comúnmente conocido como hidrógeno azul, o el hidrógeno producido a partir de la energía nuclear. No incluye el hidrógeno renovable (normalmente llamado hidrógeno verde), que se produce a partir de fuentes de energía renovables, como la fotovoltaica y la eólica, y al que la Comisión otorga una categoría diferente. 

Dado el número de formas de producir hidrógeno, es importante evaluar las emisiones de la producción de hidrógeno mediante una contabilidad de GEI fiable y precisa que tenga en cuenta las emisiones generadas a lo largo de todo el ciclo de vida para poder comparar eficazmente las diferentes vías de producción. 

¿Qué es la evaluación del ciclo de vida y por qué es importante? 

El análisis del ciclo de vida (ACV) es un método que cuantifica los efectos de un determinado producto en el medio ambiente evaluando todas las emisiones de GEI que se producen a lo largo de toda su cadena de valor y su vida útil. Aunque los combustibles con cero emisiones de carbono no emiten CO2 cuando se queman, hay otras emisiones importantes de GEI liberadas a lo largo del ciclo de vida del combustible que deben contabilizarse. 

Un estudio reciente muestra que con una tasa de fuga de metano baja, del 0,2%, y una tasa de captura de carbono alta para el proceso de reformado de metano se pueden reducir las emisiones hasta en un 75% en comparación con un sistema con una tasa de fuga similar pero sin captura de CO2. Sin embargo, un índice de fuga de metano más alto, del 8%, anula por completo el beneficio de la captura de CO2: utilizando un GWP100, las emisiones globales son similares a las de los sistemas con bajas fugas y sin captura y almacenamiento de carbono, y utilizando un GWP20, las emisiones son casi el doble de las de los sistemas con bajas fugas y sin captura y almacenamiento de carbono. Esto subraya la necesidad de implantar la captura y el almacenamiento de carbono y de reducir las fugas de metano. 

C. Bauer et al., "On the climate impacts of blue hydrogen production", Sustain. Energy Fuels, vol. 6, nº 1, pp. 66-75, 2022, doi: 10.1039/D1SE01508G.

¿Cómo se realiza un ACV? 

El primer paso para realizar un ACV es establecer los límites del sistema, dentro de los cuales se contabilizarán todas las emisiones de GEI. La figura siguiente ilustra un ejemplo de ACV completo de diferentes vías de producción de hidrógeno (SMR+CCS y electrólisis). Abarca todas las etapas desde la producción de energía primaria (gas natural o electricidad) hasta el uso final del combustible.  

Etapas a considerar en una ECV 

  • Los insumos se refieren a las emisiones procedentes de la producción de toda la energía y los materiales necesarios para el proceso de producción del combustible, incluidas las emisiones procedentes de la construcción de las instalaciones. En el caso de un proceso SMR, el insumo energético sería el gas natural, mientras que en el caso de utilizar un electrolizador para la producción de hidrógeno renovable, el insumo sería la electricidad renovable. En el caso del gas natural, las emisiones de entrada incluirían las emisiones asociadas a la extracción, el procesamiento, el almacenamiento y el transporte del gas natural hasta la planta de SMR, incluyendo cualquier venteo y fuga de metano y las emisiones de CO2 asociadas a la quema y la combustión a lo largo de la cadena de suministro. Las fugas de metano pueden contribuir de forma importante a las emisiones totales de gases de efecto invernadero del hidrógeno bajo en carbono a través de SMR+CCS, ya que el potencial de calentamiento global del metano es de 29,8 a 82,5 veces mayor que el del CO2 cuando se contabiliza en un periodo de 100 años (GWP100) o de 20 años (GWP20). El GWP100 se utiliza habitualmente en las legislaciones para el CO2 y el metano, sin embargo, un GWP del metano más corto, como el GWP20, sería más apropiado a la hora de evaluar estas fugas para reflejar mejor el impacto climático a corto plazo del metano, ya que el gas sólo permanece en la atmósfera durante una docena de años, pero tiene un gran impacto en las temperaturas en la siguiente década. 

Para producir hidrógeno con bajas emisiones de carbono a través de una vía de gas natural, la captura y el almacenamiento de carbono se combinan con los procesos tradicionales de reformado al vapor para capturar los gases de combustión y reducir las emisiones totales de CO2. En este caso, la energía adicional utilizada para el funcionamiento de la unidad de captura y almacenamiento de carbono (por ejemplo, electricidad y calor), con sus emisiones asociadas, también debe contabilizarse como insumos. En el caso del hidrógeno electrolítico, también deben tenerse en cuenta las emisiones procedentes de la producción de electricidad, tanto si se utiliza electricidad de la red como si se trata de energías renovables. Las energías renovables suelen denominarse "electricidad de emisiones cero", ya que no hay emisiones asociadas a la combustión. Sin embargo, las emisiones previas procedentes de la extracción de materias primas y de la construcción podrían ser significativas y deberán tenerse en cuenta en los insumos, como ocurre con cualquier otra fuente de energía. La huella de carbono de las energías renovables, como la eólica y la fotovoltaica, depende en gran medida de los factores de capacidad debido a la gran variabilidad de estos recursos, que dependen en gran medida de la ubicación. Por ejemplo, la huella de carbono de la energía fotovoltaica en Europa oscila entre 38 gCO2e/kWh y 89 gCO2e/kWh, dependiendo de la irradiación solar en los distintos lugares. En el caso de la energía eólica, la estimación mediana de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida, tanto en tierra como en el mar, es de 11 g de CO2eq/kWh.  

  • Los procesos se refieren a las emisiones asociadas al proceso de generación del combustible (es decir, la propia unidad de producción de hidrógeno). En el caso del hidrógeno producido mediante SMR, se incluyen las emisiones de los gases de combustión de la unidad de SMR. Cuando se combina la SMR con la captura y el almacenamiento de carbono, las emisiones derivadas de los procesos de captura, transporte y almacenamiento que no se han incluido como parte de las entradas (por ejemplo: las fugas de CO2) también deben incluirse; junto con un crédito de emisiones negativo igual a la cantidad de CO2 capturado y almacenado. En el caso del hidrógeno producido mediante electrólisis, no hay emisiones en esta fase.  
  • El transporte, el almacenamiento y la distribución incluyen todas las emisiones generadas entre la producción de hidrógeno y el usuario final del combustible. Esto incluye las emisiones procedentes de la construcción de los equipos e instalaciones necesarios, así como las emisiones procedentes de la energía utilizada para el transporte, ya sea el combustible para un buque cisterna marítimo o la compresión necesaria para las tuberías de distribución. También hay que tener en cuenta las emisiones asociadas a la producción de la energía necesaria para el transporte (por ejemplo, el gas natural licuado utilizado como combustible). Si el hidrógeno se liquida para el transporte o se utiliza un portador de hidrógeno (por ejemplo: amoníaco o portador de hidrógeno orgánico líquido), todas las emisiones de la conversión/reconversión deben incluirse también en esta etapa. Un sistema de transporte y distribución de altas emisiones podría superar los beneficios obtenidos por el uso de combustibles con cero emisiones de carbono, incluso en el caso del hidrógeno renovable (por ejemplo: el transporte de hidrógeno a larga distancia a través de barcos de fuel pesado). 
  • La combustión/uso final es la etapa en la que el combustible se quema para proporcionar energía liberando su contenido de carbono a la atmósfera. Los combustibles con cero emisiones de carbono, como el hidrógeno, no contienen átomos de carbono y, por tanto, no emiten CO2 cuando se queman, a diferencia de los combustibles fósiles. Sin embargo, durante la combustión del hidrógeno o del amoníaco, se pueden formar óxidos de nitrógeno (Nox), como ocurre cuando los combustibles fósiles se queman con aire. Aunque los Nox en sí mismos no son gases de efecto invernadero, conducen a la formación de ozono a través de reacciones secundarias causando un efecto indirecto de GEI. La magnitud de este impacto debe ser evaluada en las emisiones de combustión. En el caso de los vehículos eléctricos de pila de combustible (FCEV), el hidrógeno se convierte en electricidad liberando únicamente agua. 

¿Bajo consumo de carbono vs. hidrógeno renovable?  

Existe un largo debate sobre el hidrógeno bajo en carbono y, en particular, sobre el hidrógeno procedente de procesos de reformado de metano con captura y almacenamiento de carbono frente al hidrógeno renovable, debido a las mencionadas fugas de metano en la cadena de suministro de gas natural. La electrificación y el despliegue masivo de energías renovables constituyen el núcleo de la estrategia de descarbonización de la UE. Sin embargo, es muy probable que el hidrógeno renovable por sí solo no pueda cubrir toda la demanda de hidrógeno prevista en el futuro, como ha reconocido la Comisión Europea en la estrategia del hidrógeno. Además, cuando se consideren las emisiones del ciclo de vida del hidrógeno renovable, también deberán tenerse en cuenta las emisiones previas asociadas de las energías renovables, lo que dará como resultado un hidrógeno de muy bajas emisiones, pero no de cero.  

Por ello, es de suma importancia realizar un ACV adecuado de las diferentes vías de producción de hidrógeno. Para que el hidrógeno mediante SMR+CCS se considere realmente "bajo en carbono", hay dos puntos clave que deben abordarse: 

  • Minimizing methane emissions rates along the natural gas supply chain (ideally <0.3% for GWP20). In large gas producing countries that export gas to the EU—like Russia, Algeria, and the U.S.—typical emissions rates reach 2% or even 6%-8% in countries like Libya, Iraq, and some oil-heavy fields in the U.S. Lower methane loss rates between 0.003% and 1.3% were measured in Norwegian offshore O&G fields in 2019. CATF has documented feasible, and cost-effective methane standards that can be implemented to significantly reduce methane emissions in Europe and the U.S. 
  • Algunos procesos de reformado de metano, como las tecnologías de reformado autotérmico (ATR), permiten una tasa de captura más alta que la SMR cuando se combinan con la captura y el almacenamiento de carbono. Las tecnologías ATR con altos índices de captura están todavía en desarrollo, pero el proyecto "HyNet LCH" en el Reino Unido tiene como objetivo un índice de captura total del 97% (con posibilidades de aumentar aún más este índice), que entrará en funcionamiento en 2024

Mientras el mundo busca establecer un nuevo mercado global del hidrógeno, los responsables políticos europeos se encuentran en posición de acelerar ese proceso. Con la enorme necesidad proyectada de hidrógeno importado para descarbonizar la industria europea y los principales puertos, y con los actores de la industria capaces de señalar la demanda de producción de hidrógeno bajo en carbono, Europa es un mercado crucial para esta nueva mercancía global. Desde el punto de vista político, el establecimiento de normas claras para el hidrógeno que garanticen que este nuevo comercio es beneficioso para el clima tendría un enorme impacto en la descarbonización incluso más allá de Europa.  

CATF aboga por la adopción de normas respaldadas por el ACV lo antes posible y trabaja con los legisladores de Bruselas y las capitales de la UE para garantizar que el próximo auge del hidrógeno reduzca las emisiones y proteja a los sectores que dependen de los combustibles actuales. 

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