Este artículo es la cuarta parte de una serie de DeSmog sobre la captura de carbono y fue desarrollado con el apoyo de Journalismfund Europe y publicado en colaboración con Le Monde.
Para leer un artículo escrito por Hydrogen Europe en respuesta a este artículo, haga clic aquí.
Presentados por la industria de los combustibles fósiles como una solución climática, docenas de proyectos de hidrógeno azul planificados en Europa podrían consumir más gas natural cada año que Francia y producir emisiones similares a las de Dinamarca, según un análisis de DeSmog.
Los hallazgos suscitan nuevas preguntas sobre el impacto climático del hidrógeno azul, mientras los funcionarios de la UE deliberan sobre las normas técnicas que podrían permitir que la tecnología se considere "baja en carbono" y, por lo tanto, pueda optar a miles de millones de euros en subvenciones.
El término hidrógeno azul se utiliza para describir el hidrógeno producido a partir de gas natural, donde se emplea la tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS) para atrapar gran parte de las grandes cantidades de dióxido de carbono (CO2) generadas durante el proceso de producción y luego enterrarlo bajo tierra.
El hidrógeno no emite CO2 en el punto de uso. Si se produce de forma limpia, esta molécula es teóricamente capaz de descarbonizar diversos sectores, incluidos los químicos y petroquímicos, el acero, el cemento, la energía, el transporte por carretera y, potencialmente, la aviación.
Aunque Europa todavía no ha producido hidrógeno azul a gran escala, Shell, BP, Equinor, TotalEnergies, Eni y ExxonMobil se encuentran entre las docenas de compañías de petróleo y gas que promueven esta tecnología como una forma de alcanzar los objetivos climáticos.
Sin embargo, la industria aún no ha proporcionado el tipo de datos exhaustivos necesarios para estimar hasta qué punto los posibles beneficios climáticos derivados del cambio al hidrógeno azul producido por los proyectos previstos pueden compensar las emisiones residuales de CO2 y las fugas de metano asociadas a su producción.
Para empezar a subsanar esta carencia, DeSmog se asoció con Christophe Coutanceau, profesor del Instituto de Química de Poitiers: Materiales y Recursos Naturales, y codirector de un grupo de trabajo sobre hidrógeno en el Centro Nacional para la Investigación Científica de Francia, conocido por sus siglas CNRS. [Los detalles de la metodología utilizada se pueden encontrar al final de este artículo].
Tras revisar extensos informes de la industria y datos técnicos sobre 46 proyectos de hidrógeno azul propuestos en la UE, el Reino Unido y Noruega, listados por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), con sede en París, DeSmog descubrió que 27 implican la construcción de nuevas instalaciones de producción de hidrógeno. Otros 15 contemplan la modernización de plantas de hidrógeno existentes con captura de carbono, mientras que el estado de cuatro permanece indeterminado. Más de un tercio del volumen total de hidrógeno gaseoso producido por estos 46 proyectos se destinaría al refinado de petróleo, el principal uso del hidrógeno en la actualidad, según un análisis de DeSmog de los datos disponibles.
En colaboración con Coutanceau, DeSmog estimó que estas 27 nuevas instalaciones de hidrógeno azul podrían consumir 48 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas natural cada año, aproximadamente una décima parte del consumo total en la UE, el Reino Unido y Noruega en 2022 ( 499 bcm ), y más que la cantidad anual de gas quemado en Francia ( 38 bcm ).
El análisis de DeSmog estimó que las emisiones anuales totales asociadas a los 46 proyectos de hidrógeno azul previstos ascienden a 38 millones de toneladas de CO2 equivalente (CO2e), una cantidad similar a las emisiones de Dinamarca o Suiza en 2022 ( 42 millones de toneladas de CO2 ). Nuestros cálculos tuvieron en cuenta las fugas de metano en la cadena de suministro de gas natural y la eficiencia parcial de las unidades de captura de carbono.
El análisis reveló que podrían liberarse otros 33 millones de toneladas de CO2 durante la construcción de las plantas, en el proceso único utilizado para fabricar el disolvente a base de aminas empleado en los tipos más comunes de unidades de captura.
“Debemos ser muy cautelosos con el hidrógeno azul. No debemos caer en la falsa sensación de seguridad de que se trata de un combustible bajo en carbono”, afirmó Lorenzo Sani, analista energético del centro de estudios financieros Carbon Tracker, quien revisó la metodología y las conclusiones de DeSmog. “Un desarrollo mal gestionado del hidrógeno azul aumentará las emisiones de carbono y, al mismo tiempo, creará una nueva demanda de gas que podría agravar los problemas de seguridad energética”.
Estas preocupaciones fueron compartidas por Paul Martin, ingeniero químico y consultor de descarbonización de Spitfire Research, quien también revisó los hallazgos.
“Este análisis confirma que el llamado hidrógeno 'azul' es en realidad de un color 'azul oscuro'”, dijo Martin. “Ni siquiera las innovaciones tecnológicas en el campo de la producción de hidrógeno a partir de gas fósil cambian esto”.
Coutanceau, experto en hidrógeno del CNRS, subrayó la enorme magnitud de la tarea a la que se enfrentan las compañías de combustibles fósiles para llevar a cabo sus planes de secuestrar el CO2 capturado en yacimientos petrolíferos en desuso del Mar del Norte.
«Además de las decenas de millones de toneladas de CO2 equivalente que liberarían anualmente los proyectos de hidrógeno azul, ¿qué vamos a hacer con el CO2 capturado?», preguntó Coutanceau. «Se habla de almacenamiento subterráneo en cavidades salinas, pero, hasta donde sé, esta infraestructura aún no existe a escala industrial».
En abril, los trabajadores comenzaron a perforar un agujero bajo el malecón del puerto de Rotterdam, lo que marcó el inicio de la construcción del proyecto de captura y almacenamiento de carbono de Porthos , cuyo objetivo es comenzar a secuestrar el CO2 capturado en dos proyectos de hidrógeno azul planificados en un yacimiento de gas marino en desuso a partir de 2026.
Equinor, Shell y TotalEnergies planean almacenar millones de toneladas de CO2 bajo el Mar del Norte en su empresa conjunta Northern Lights, que inauguró una instalación de almacenamiento cerca de Bergen el mes pasado. Equinor afirma que el proyecto almacenará inicialmente 1.5 millones de toneladas de CO2 al año, capacidad que ya está comprometida con plantas de amoníaco, cemento y bioenergía.
Falta de datos
Hydrogen Europe, una asociación industrial que agrupa a cientos de empresas —desde Shell y BP hasta empresas de servicios públicos y de ingeniería—, desestimó las preocupaciones sobre la posible huella de emisiones de los proyectos de hidrógeno azul previstos, afirmando que la sustitución de los combustibles fósiles por hidrógeno azul tendría un beneficio climático neto.
«¿Quieren que admita que tenemos muchas emisiones de CO2 debido al hidrógeno azul? Eso no es cierto», declaró Jorgo Chatzimarkakis, director ejecutivo de Hydrogen Europe, en una entrevista con DeSmog. «Hay que tener una visión global: con el hidrógeno azul, se emitirán menos CO2 que si se utilizara gas natural como combustible. Critican que estemos reduciendo las emisiones. No entiendo la lógica».
Según el Consejo del Hidrógeno, una asociación comercial mundial, producir un kilogramo de hidrógeno azul utilizando gas natural y un alto nivel de captura (del 90 al 98 por ciento) emitiría un máximo de 3.9 kilogramos de CO2, un 70 por ciento menos que una planta de hidrógeno convencional.
Sin embargo, es difícil estimar de forma independiente el potencial de descarbonización de los proyectos de hidrógeno azul previstos sin acceso a datos que muestren cómo se utilizará el gas y, por lo tanto, hasta qué punto podría reducir la demanda de combustibles fósiles.
«Por ahora, no tenemos datos suficientes», dijo Coutanceau. «Para calcular con precisión las emisiones evitadas, necesitaríamos saber si el hidrógeno se usaría como materia prima en un proceso de fabricación, para producir calor o en pilas de combustible para generar electricidad. No se trata del mismo beneficio [de descarbonización]».
Hydrogen Europe declinó responder a la solicitud de DeSmog de una estimación de la cantidad de emisiones de CO2 que podrían ahorrarse con los 46 proyectos de hidrógeno azul propuestos. El Global CCS Institute, organismo del sector del petróleo y el gas, tampoco respondió a la solicitud de comentarios.
Considerada uno de los modelos más autorizados para la descarbonización del sistema energético, la hoja de ruta de la AIE para alcanzar las emisiones netas cero en 2050 prevé un aumento de la capacidad de producción mundial de hidrógeno azul hasta los 18 millones de toneladas (Mt) en 2030, partiendo de las cantidades ínfimas que se producen actualmente. Sin embargo, según DeSmog, los 46 proyectos de hidrógeno azul previstos solo en Europa producirían 10 millones de toneladas de hidrógeno azul, es decir, más de la mitad del total mundial necesario en el escenario de la AIE.
Solo un puñado de los proyectos propuestos han recibido una decisión final de inversión, lo que significa que no hay garantía de que todos se construyan. Sin embargo, los defensores del clima afirman que la discrepancia entre la escala del desarrollo propuesto y la hoja de ruta Net Zero 2050 plantea dudas sobre si la industria tiene la intención de utilizar hidrógeno azul para mantener la demanda de gas natural, incluso mientras Europa se aleja de los combustibles fósiles.
"Momento decisivo
Según datos de BloombergNEF, las empresas de combustibles fósiles, las compañías de servicios públicos y los productores de gases industriales compiten por una parte de un total acumulado de 100 millones de dólares en ayudas estatales para proyectos de hidrógeno que los Estados miembros de la UE y otros países europeos habían anunciado para 2023 .
Algunas organizaciones ecologistas instan a los gobiernos a respaldar el hidrógeno verde, término que se utiliza para el hidrógeno producido mediante un proceso sin emisiones pero de alto consumo energético, impulsado por energía eólica y solar. A diferencia del hidrógeno azul, que depende del gas natural como materia prima, el hidrógeno verde se produce utilizando grandes cantidades de agua.
La UE ha creado el Banco de Hidrógeno para ayudar a ampliar la tecnología, y la Directiva de Energías Renovables estipula que el 42 por ciento del hidrógeno utilizado en la industria deberá producirse exclusivamente a partir de fuentes de energía renovables para 2030, y el 60 por ciento para 2035.
Sin embargo, a los grupos ecologistas les preocupa que los grupos de presión de la industria convenzan a la Comisión Europea de trasladar esas obligaciones del hidrógeno verde a un hidrógeno «bajo en carbono» definido de forma más laxa, que incluiría proyectos de hidrógeno azul. Esto podría desplazar la inversión en hidrógeno verde, cuya producción es mucho más costosa.
«Si la selección se basa únicamente en el precio, dado que el hidrógeno azul será más barato que el hidrógeno verde, los proyectos de hidrógeno azul se impondrán y harán desaparecer al hidrógeno verde», declaró Geert De Cock, gerente de electricidad y energía de Transport & Environment, un grupo de investigación y defensa con sede en Bruselas, a DeSmog. «En mi opinión, esto supone un ataque frontal contra el hidrógeno verde».
En abril, Transport & Environment y otros grupos ecologistas, a los que se unieron empresas de energía eólica y solar, escribieron una carta abierta instando a la Comisión Europea a adoptar una "definición sólida" para el hidrógeno bajo en carbono, con condiciones estrictas vinculadas a la producción de hidrógeno azul.
La Coalición del Hidrógeno Renovable, el grupo ecologista Bellona y el Fondo de Defensa Ambiental estuvieron entre los firmantes que instaron al Comisario de Energía Kadri Simson y al Vicepresidente de la Comisión, Maroš Šefčovič, a garantizar que las nuevas normas reflejaran la totalidad de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a un proyecto concreto de hidrógeno azul; establecieran una tasa mínima de captura de carbono; y fijaran tasas máximas para las fugas de metano.
Los firmantes de la carta también piden una garantía de que cualquier hidrógeno azul que pueda considerarse “bajo en carbono”, “solo se producirá a partir de la capacidad de producción de gas existente (no adicional)”.
“Si las normas son lo suficientemente estrictas, los nuevos proyectos [de hidrógeno azul] no se llevarán a cabo”, dijo De Cock. “Es una cuestión de vida o muerte para la industria”.
Apostando por el azul
Actualmente, casi todo el hidrógeno industrial es de tipo "gris", donde el CO2 emitido durante su producción a partir de gas natural se libera a la atmósfera, lo que representa aproximadamente el dos por ciento de las emisiones globales de CO2, según la AIE. Cerca de la mitad de este hidrógeno se utiliza en el refinado de petróleo, donde el gas se emplea para eliminar el azufre de los productos refinados y producir diésel y otros aceites.
Algunos activistas climáticos sospechan que la industria de los combustibles fósiles apoya el hidrógeno azul en parte porque la consiguiente demanda de gas natural prolongará la vida útil de los yacimientos de gas, las plataformas de perforación, los gasoductos y otras infraestructuras existentes. Esto podría reducir el riesgo de que el objetivo de la UE de reducir las emisiones de carbono en un 55 % para 2030 deje a las compañías de petróleo y gas con miles de millones de euros en activos varados.
En los Países Bajos, donde se ubican 12 de los 46 proyectos de hidrógeno azul propuestos, la empresa estadounidense de gases industriales Air Products y su rival francesa Air Liquide han anunciado planes para modernizar sus plantas de hidrógeno gris existentes en el puerto de Rotterdam con equipos de captura de carbono para producir hidrógeno azul. «El hidrógeno desempeña un papel fundamental en la transición energética y en la mitigación de los efectos del cambio climático», afirma Air Products en su sitio web.
El CO2 capturado será gestionado por Porthos , una empresa conjunta entre las empresas estatales Energie Beheer Nederland, Gasunie y la Autoridad Portuaria de Rotterdam. El proyecto tiene como objetivo almacenar 2.5 millones de toneladas de CO2 capturadas anualmente de diversas industrias en yacimientos de gas agotados bajo el Mar del Norte durante 15 años, a partir de 2026.
En otra parte de los Países Bajos, en la provincia marítima de Zelanda, Air Liquide está construyendo una nueva planta para suministrar hidrógeno azul a la refinería de Zelanda, una empresa conjunta entre TotalEnergies y la rusa Lukoil. Air Liquide también participa en el proyecto Kairos@C en el puerto belga de Amberes, que tiene como objetivo capturar más de 14 millones de toneladas de CO2 durante sus primeros 10 años de funcionamiento, incluyendo las procedentes de dos plantas de hidrógeno azul.
“El Grupo cuenta con una cartera completa de soluciones y servicios tecnológicos para apoyar la descarbonización de sus clientes en todo el mundo”, afirmó Air Liquide en su plan estratégico de 2022.
El fabricante de gas germano-estadounidense Linde, con sede en el Reino Unido, también ve en el hidrógeno azul una oportunidad de crecimiento. «El hidrógeno azul es el siguiente paso», afirma la compañía en su página web . «El hidrógeno gris y el azul son hitos importantes en el camino hacia el hidrógeno verde, ya que permitirán desarrollar los marcos e infraestructuras necesarios mientras la producción de hidrógeno verde alcanza la escala requerida».
Oportunidades de espionaje para las compañías petroleras
El historial de las menos de 10 plantas comerciales de hidrógeno azul en funcionamiento ha sido irregular. Por ejemplo, el proyecto Quest de Shell en Canadá, capaz de producir 900 toneladas de hidrógeno al día, capturó cinco millones de toneladas de CO2 entre 2015 y 2021, pero emitió más de 7.5 millones de toneladas de gases de efecto invernadero durante el mismo período, según un informe basado en datos oficiales recopilados por Global Witness.
Sin embargo, las compañías petroleras están ensalzando las ventajas del hidrógeno azul, y TotalEnergies, Eni, Shell y BP lo describen como un combustible limpio que puede utilizarse para cubrir el vacío hasta que el hidrógeno verde sea más económico.
En enero del año pasado, la petrolera estatal noruega Equinor firmó un memorando de entendimiento con la energética alemana RWE para desarrollar conjuntamente proyectos de hidrógeno azul en Noruega para su exportación a Alemania mediante gasoducto. Equinor anunció el mes pasado que había descartado los planes, alegando costes excesivos y una demanda insuficiente.
En el Reino Unido, donde se ubican 14 de los 46 proyectos de hidrógeno azul en fase de diseño, BP está desarrollando una planta de hidrógeno azul a gran escala llamada H2 Teesside . El proyecto tiene como objetivo producir 160,000 toneladas de hidrógeno azul al año, y los promotores se han comprometido a capturar dos millones de toneladas de emisiones de CO2 asociadas y enterrarlas bajo el Mar del Norte.
«El proyecto ya está bastante avanzado», declaró Sani, analista de energía de Carbon Tracker y autor de un informe de junio sobre el hidrógeno azul en el Reino Unido. «Aunque aún no se ha tomado la decisión final de inversión, ya se han cerrado varios acuerdos y se ha propuesto la construcción de una nueva terminal de gas natural licuado para abastecer la planta con gas fósil».
Mientras tanto, la importante empresa estadounidense ExxonMobil, que tiene diversos intereses en la captura de carbono en los Países Bajos , Bélgica y el Reino Unido , describe el hidrógeno azul como "una de las pocas tecnologías probadas que podrían lograr reducciones significativas en las emisiones de CO2 en sectores con altas emisiones y difíciles de descarbonizar".
Batalla de percepciones
Los grupos industriales están deseosos de impulsar los proyectos de hidrógeno azul previstos, presentándolos como equivalentes a sus rivales de hidrógeno verde, restando importancia a las diferencias en la huella de emisiones de las tecnologías y centrándose en la economía.
«Se trata de descarbonización, no de color», afirmó Chatzimarkakis, director ejecutivo de Hydrogen Europe, reiterando una postura comúnmente defendida por la industria . «Si empezamos a criticar las tecnologías que contribuyen a la descarbonización y a la transición energética, cometemos un grave error. Necesitamos una «diversidad tecnológica». Necesitamos que todas las tecnologías que permiten la reducción de CO2 cumplan su función».
Según la normativa vigente de la UE, el umbral máximo de emisiones de gases de efecto invernadero para que el hidrógeno se considere «bajo en carbono» es equivalente al del hidrógeno verde : 3.38 kilogramos de CO2e por kilogramo de hidrógeno. Sin embargo, que una planta de hidrógeno azul cumpla o no con esta definición depende de la metodología utilizada para calcular sus emisiones.
En mayo, la UE adoptó una serie de nuevas normas sobre gas e hidrógeno en el marco de su Pacto Verde Europeo y encargó a sus funcionarios el desarrollo de una metodología para determinar, en el plazo de un año, qué proyectos de hidrógeno se consideran de bajas emisiones de carbono. La Comisión Europea publicó un borrador de las nuevas normas el 27 de septiembre y abrió un periodo de consulta pública de un mes de duración.
El borrador proponía que los proyectos de hidrógeno azul se sometieran a un “análisis completo del ciclo de vida”, lo que significa que las estimaciones de emisiones incluirían factores como las fugas de metano durante la producción y el transporte del gas natural, y normas estrictas para evaluar las tasas de captura de carbono.
Pero el diablo está en los detalles, dicen los activistas.
En respuesta al borrador, Transport & Environment cuestionó el rigor de las medidas propuestas para tener en cuenta las fugas de metano, mientras que Bellona señaló la falta de medidas para disuadir la construcción de nuevas infraestructuras de gas natural.
Quedan muchas preguntas sin respuesta.
El borrador sugiere que todas las emisiones asociadas al proceso de captura de CO2, su transporte e inyección en instalaciones de almacenamiento submarinas se tendrán en cuenta al calcular la huella de carbono de un proyecto de hidrógeno azul. Sin embargo, la normativa no aborda si también deben considerarse las emisiones asociadas a la producción del disolvente a base de aminas necesario para el funcionamiento de la tecnología de captura de carbono más común.
Aún queda por determinar cómo contabilizar las posibles fugas de hidrógeno, considerado un gas de efecto invernadero indirecto debido a que provoca reacciones químicas que afectan las concentraciones de metano, ozono y vapor de agua estratosférico, así como los aerosoles. Otras preguntas son: ¿Cómo se certificará la cadena de suministro de gas natural? ¿Y cómo se garantizará la exactitud de dichas certificaciones? ¿Sería más conveniente calcular el impacto del calentamiento global del metano durante un período de 20 años (84 veces mayor que el del CO2), como proponen los grupos ecologistas, o durante 100 años (28 veces mayor), como desea la industria?
«Los responsables políticos europeos deben establecer garantías sólidas para los proyectos de hidrógeno azul, ya que corren el riesgo de hacer fracasar las estrategias de cero emisiones netas si se desarrollan sin abordar las emisiones de la cadena de suministro», afirmó Sani, de Carbon Tracker. «Sin marcos regulatorios estrictos, el hidrógeno azul podría convertirse inadvertidamente en un revés en nuestra lucha contra el cambio climático».
Las variaciones en las tasas de fuga de metano en las diferentes regiones productoras de gas complican aún más los esfuerzos por calcular la huella de carbono del hidrógeno azul.
Se dice que la industria del gas de Noruega limita sus tasas de fuga a menos del 1.0 %, menos que el promedio mundial estimado del 1.4 al 2.0 % . Sin embargo, dado que la producción de gas de Noruega está comprometida con los clientes existentes, es probable que los futuros proyectos de hidrógeno azul recurran a proveedores como Estados Unidos, donde se están explotando masivamente las reservas de petróleo y gas de esquisto, y las estimaciones de la proporción de moléculas de metano que se escapan a la atmósfera pueden ser del 3.5 %, o incluso superiores . En algunas partes de Estados Unidos, como la Cuenca Pérmica en Nuevo México, se han registrado tasas de fuga superiores al 9.0 % , lo que significa que incluso dentro de un mismo país, el origen del gas puede tener un gran impacto en el nivel de daño climático.
Chatzimarkakis, de Hydrogen Europe, afirmó que el origen del gas natural no entraba dentro del ámbito de actuación de su grupo. «Desconozco la procedencia del gas», declaró. «No somos un grupo de presión del gas. Ese no es nuestro negocio».
El nuevo libro de Aline Nippert, Hydrogen Mania: An Investigation into the Totem of Green Growth, ha sido publicado en francés por Le passager clandestin.
Información adicional de Michael Buchsbaum y Sharon Kelly
Metodología y supuestos
Comenzamos examinando los 51 proyectos de hidrógeno azul propuestos en la UE, el Reino Unido y Noruega, incluidos en una base de datos de la Agencia Internacional de Energía (datos actualizados a octubre de 2023). Excluimos cuatro proyectos del Reino Unido que fueron cancelados ( el proyecto H2 Leeds City Gate ; las fases 1 y 2 de Cavendish; y un proyecto en la refinería de Fawley) y uno de Noruega (Aukra CCS). Para simplificar los cálculos, asumimos que todos los proyectos utilizaban gas natural, comúnmente empleado para la producción de hidrógeno en Europa. (El hidrógeno también puede producirse a partir de petróleo y carbón).
Proyecto por proyecto, rastreamos sitios web especializados, comunicados de prensa e informes técnicos para determinar si los desarrolladores planeaban reacondicionar una planta de hidrógeno gris existente para producir hidrógeno azul, o construir una nueva planta de hidrógeno azul desde cero.
Descubrimos que los desarrolladores estaban planeando:
- 15 modernizaciones
- Nuevos proyectos 27
- 4 indeterminados
Estimación del consumo de gas natural
Utilizamos las proyecciones del desarrollador sobre la cantidad de hidrógeno azul que produciría una planta determinada cada año para estimar la cantidad de gas natural que consumiría.
Utilizamos la suposición estándar de que se necesitan 3.6 kilogramos de metano (el principal componente del gas natural) para producir 1.0 kilogramo de hidrógeno.
Luego aumentamos el resultado en un 22 por ciento para reflejar las estimaciones científicas del gas natural adicional que se requeriría para alimentar el proceso de captura de carbono. La cantidad total de gas natural requerida por las 46 plantas (plantas nuevas y modernizaciones) se estimó en 67 mil millones de metros cúbicos (bcm).
Llegamos a la conclusión de que las 27 nuevas instalaciones de hidrógeno azul previstas consumirían un total de 48 millones de metros cúbicos de gas natural al año como materia prima, aproximadamente una décima parte del consumo total en la UE, el Reino Unido y Noruega en 2022 ( 499 millones de metros cúbicos ), y más que la cantidad de gas quemado en Francia ( 38 millones de metros cúbicos ).
Estimación de las emisiones de CO2
Para estimar la cantidad de dióxido de carbono equivalente (CO2e) asociada con los 46 proyectos de hidrógeno azul planificados, tuvimos en cuenta varios factores:
- La cantidad de CO2 que se emitiría directamente cada año durante el proceso de producción de hidrógeno azul, que es un factor de la eficiencia promedio del equipo de captura (ya sea el 60 por ciento o el 90 por ciento dependiendo del tipo de proceso de producción): 18 millones de toneladas.
- La cantidad de CO2e que se libera a la atmósfera cada año como resultado de las fugas de metano durante el proceso de extracción, almacenamiento y transporte del gas natural. (Entre 20 y 48 millones de toneladas de CO2e para tasas de fuga del 1.5 por ciento y del 3.5 por ciento respectivamente).
- La cantidad de CO2 generada por la producción única del disolvente a base de aminas utilizado en la mayoría de las unidades de captura de carbono: (33 millones de toneladasDado que el disolvente puede reutilizarse, las emisiones asociadas a su producción solo se producirán durante la construcción de las plantas.
En total, estimamos que la construcción de los 46 proyectos de hidrógeno azul conllevaría una mínima liberación de 38 millones de toneladas de CO2e cada año, a la par con las emisiones anuales de Dinamarca de 42 millones de toneladas.
Aquí tenéis un desglose más detallado de cada etapa de nuestros cálculos:
Eficiencia de captura de carbono
Según la IEA , con la tecnología actual de hidrógeno azul, se captura entre el 40 y el 60 por ciento de las moléculas de CO2 presentes en un volumen determinado de gases de combustión. Por lo tanto, estimamos una tasa de captura del 60 por ciento para los 15 proyectos de modernización.
Para los 27 proyectos de nueva construcción, asumimos una eficiencia del 90 por ciento, en línea con las proyecciones de la industria para las tecnologías de captura de próxima generación.
Multiplicando la cantidad total de CO2 liberada durante el proceso de producción por el porcentaje de captura (90 por ciento para plantas nuevas; 60 por ciento para modernizaciones) se obtienen 18 millones de toneladas de emisiones de CO2.
Disolvente a base de amina
Las tecnologías de captura de carbono más comunes se basan en un disolvente derivado del amoníaco para absorber las moléculas de CO2 presentes en los gases de combustión. Calculamos las emisiones únicas asociadas a la producción necesaria de amoníaco ( 33 millones de toneladas de CO2) utilizando las siguientes suposiciones:
- Produciendo 1.0 toneladas de amoníaco genera 2.4 toneladas de CO2 .
- Se requieren 250 kilogramos de amoníaco para producir 1.0 tonelada de disolvente.
- 1.4 toneladas de disolvente son necesario para capturar 1.0 tonelada de CO2
Nota: Hemos excluido los nueve proyectos de hidrógeno azul en los que participa Air Liquide, cuya tecnología de captura de carbono Crypocap no se basa en un disolvente a base de aminas.
La industria afirma que está trabajando para descarbonizar la producción de amoníaco utilizando hidrógeno azul como materia prima. Sin embargo, solo cuatro de los 46 proyectos de hidrógeno azul propuestos están diseñados para producir amoníaco.
Fuga de metano
Para convertir la probable cantidad de fugas de metano asociadas con los proyectos en CO2e, multiplicamos la cantidad de metano por un factor conocido como Potencial de Calentamiento Global (PCG).
El metano ejerce un mayor efecto de calentamiento a corto plazo, antes de descomponerse gradualmente. Esto significa que su potencial de calentamiento global (PCG) es mayor en un horizonte de 20 años (84 veces mayor que el del CO2) que en un horizonte de 100 años (28 veces mayor).
Las estimaciones sobre la cantidad de metano que se fuga durante la extracción, el transporte y el almacenamiento del gas natural utilizado para producir hidrógeno azul varían ampliamente, dependiendo del origen del gas.
De forma conservadora, suponiendo una tasa de fugas del 1.5 por ciento (y un PCA de 28 en un horizonte de 100 años), las emisiones debidas a las fugas de metano asociadas al gas natural utilizado para alimentar los 46 proyectos equivalen a 20 millones de toneladas de CO2e al año.
Siendo menos conservadores, y suponiendo una tasa de fuga del 3.5 por ciento (y un GWP de 28), esta cifra se duplica con creces hasta alcanzar los 48 millones de toneladas de CO2e al año.
Bajo diversas hipótesis, las fugas de metano asociadas a los 46 proyectos de hidrógeno azul podrían oscilar entre 20 millones de toneladas de CO2e (tasa de fuga del 1.5 por ciento y GWP de 28) y 117 millones de toneladas de CO2e (tasa de fuga del 3.5 por ciento y GWP de 84).
Revisión de Expertos
El análisis de DeSmog se llevó a cabo a principios de este año en colaboración con Christophe Coutanceau, profesor del Instituto de Química de Poitiers: Materiales y Recursos Naturales, y codirector de un grupo de trabajo sobre hidrógeno en el Centro Nacional Francés de Investigación Científica, conocido por sus siglas CNRS.
El analista energético Lorenzo Sani, que ha realizado trabajos similares sobre proyectos de hidrógeno azul en el Reino Unido para Carbon Tracker, y Paul Martin, ingeniero químico y consultor de descarbonización en Spitfire Research, revisaron nuestra metodología y conclusiones.
