América Latina ante futuro energético de captura de CO2 e hidrógeno
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América Latina ante futuro energético de captura de CO2 e hidrógeno

Dos nuevos proyectos de hidrógeno verde serán instalados en Antofagasta, en el norte de Chile, El Ministerio de Energía del país apuesta a que el hidrógeno contribuya hasta 20 por ciento en la reducción acumulada de las emisiones internas de carbono para el 2050. Foto: Iniciativa HyEx

MÉXICO, 20 oct 2020 (IPS) - Mientras aún brega para incrementar la generación y consumo de energía renovable, América Latina empieza a avizorar nuevas tecnologías, como la captura y almacenamiento de carbono y la de hidrógeno proveniente de carburantes fósiles o energía eólica y solar.

Son modalidades que requieren cuantiosas inversiones y el despliegue de infraestructura, lo cual concita dudas sobre su viabilidad.

El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) y la Agencia Internacional de Energía (AIE) recomiendan su uso para reducir las emisiones contaminantes y contener el aumento de la temperatura por debajo de 2º centígrados.

Luca Ferrari, investigador del Instituto de Geociencias de la pública Universidad Nacional Autónoma de México, cuestionó la viabilidad de la captura y almacenamiento de carbono (CCS, en inglés).

“Son estrategias para no abordar el consumo de energía fósil. CCS es solo gastar más energía de la que normalmente usas. Hay que generar el dióxido de carbono (CO2) y luego construir equipo para capturarlo y almacenarlo, con resultados que no estamos seguros que sean permanentes”, dijo a IPS.

La tecnología implica la captura de CO2 producido por grandes plantas industriales, su compresión para su transportación y su posterior inyección en formaciones salinas profundas, lechos de carbón no explotables o yacimientos de aceite, para así evitar la liberación de ese gas generado por las actividades humanas, responsables del recalentamiento planetario.

La industria petrolera la utiliza para retenerlo e inyectarlo en pozos maduros para extraer aceite o gas, variante conocida como recuperación mejorada de petróleo (EOR, en inglés).

Pero el almacenamiento profundo encierra riesgos de fugas de CO2 o inducción de sismos.

La producción de lo que sus promotores llaman hidrógeno verde se basa en la reformación de metano a vapor, que implica la mezcla del primer gas con el segundo y su calentamiento, para obtener gas de síntesis, pero  arroja CO2.

Otro proceso recurre a la electrólisis, mediante la cual el hidrógeno se aparta del oxígeno utilizando la energía eléctrica como separador. El gas reacciona con el aire, genera electricidad y libera vapor. La electrólisis también permite recombinar ambos elementos para formar agua y así concebir fluido.

La estatal empresa petrolera Petrobras ha establecido en la Cuenca de Santos, frente a las costas de Río de Janeiro, en Brasil, sistemas de captura y reinyección de CO2. Su meta es procesar un total de 40 millones de carbono para 2025, en los campos marítimos en la cuenca. Foto: Petrobras

La estatal empresa petrolera Petrobras ha establecido en la Cuenca de Santos, frente a las costas de Río de Janeiro, en Brasil, sistemas de captura y reinyección de CO2. Su meta es procesar un total de 40 millones de carbono para 2025, en los campos marítimos en la cuenca. Foto: Petrobras

Panorama latinoamericano

En América Latina, la CCS, que necesita de precios de CO2 altos para ser rentable, exhibe menos avance que el hidrógeno.

La planta Cuenca de Santos CO2-EOR, del grupo petrolero estatal brasileño Petrobras y situada frente a las costas de Río de Janeiro, ha capturado y reinyectado unos 10 millones de CO2 en los campos petroleros Lula, Sapinhoá y Lapa desde 2013. En 2025, su meta acumulada es procesar un total de 40 millones de toneladas.

México posee un potencial de almacenamiento de CO2 de 100 000 millones de toneladas y Brasil, 2 000 000 millones, los mayores en la región.

Entre 2013 y 2016, el Banco Mundial proveyó a México de asistencia técnica para elaborar un estudio de prefactibilidad de un emprendimiento de captura de CO2 en una planta de ciclo combinado a gas, la revisión de las mejores prácticas sobre combinación de EOR y el almacenamiento geológico de CO2, así como un análisis del desarrollo de regulaciones en el país.

En 2014, la Secretaría (ministerio) de Energía publicó el Mapa de Ruta Tecnológica sobre CCS, actualizado en 2018, que planteó una estrategia e inventario nacionales y la creación de un centro de investigación, desarrollo tecnológico y ejecución de proyectos.

La etapa exploratoria incluyó un proyecto demostrativo de captura de CO2 y otro de CCS y EOR.

El gobierno mexicano identificó 198 fuentes industriales fijas de emisiones de CO2, como plantas automotrices, de generación eléctrica, cementeras, vidrieras, metalúrgicas, siderúrgicas, mineras y agropecuarias.

Asimismo, indicó sitios para depositar CO2 y 59 campos de hidrocarburos maduros para aplicar EOR.

Pero el gobierno del izquierdista Andrés Manuel López Obrador abandonó esos planes con el argumento de falta de recursos.

En el mundo hay al menos 15 proyectos de CCS en operación y siete en construcción. Pero la AIE, la agencia que aglutina a los países industrializados con mayor consumo de energía, calcula que son necesarios 2000 para 2040.

El Monitoreo de Energía Limpia de esa agencia, que evalúa el estado de 39 tecnologías críticas para contener la crisis climática, indica que solo siete marchan en la dirección correcta y entre ellas no está la CCS.

El reporte “Situación global de CCS 2019. Enfocando el cambio climático”, de diciembre pasado y elaborado por el no gubernamental Instituto Global de CCS, estima que esa tecnología puede aportar nueve por ciento de la reducción de emisiones acumulativas para 2050.

El volumen promedio anual de CO2 capturado y atrapado roza los 1500 millones de toneladas entre 2019 y 2050, año en el cual alcanzaría 2800 millones.

Para el mexicano Ferrari, la receta es reducir la actividad industrial y de transporte. “Son soluciones tecnológicas que suenan bien porque nos dan la idea de que podemos seguir con nuestro estilo de vida consumista, de que el ingenio humano nos permite ir adelante”, planteó.

El transporte público es un sector susceptible para utilizar hidrógeno en sustitución de combustibles fósiles, como ya se experimenta en la ciudad de São Paulo, en Brasil, pero su desarrollo requiere de inversiones millonarias. En la imagen, una unidad del sistema de transporte público Metrobús en Ciudad de México. Foto: Emilio Godoy/IPS

El transporte público es un sector susceptible para utilizar hidrógeno en sustitución de combustibles fósiles, como ya se experimenta en la ciudad de São Paulo, en Brasil, pero su desarrollo requiere de inversiones millonarias. En la imagen, una unidad del sistema de transporte público Metrobús en Ciudad de México. Foto: Emilio Godoy/IPS

¿Combustible del futuro?

En la región donde el hidrógeno verde es tierra ignota, Brasil, Costa Rica y Chile progresan hacia su aprovechamiento.

El primero fue pionero en el área, pues en 2009 introdujo el primer autobús de hidrógeno de la región en São Paulo, pero luego prefirió opciones como el etanol de caña para el transporte, fuentes renovables e hidroenergía.

Para Fausto Posso, investigador de la Vicerrectoría de Posgrado de la privada Universidad de Santander, en el noroeste de Colombia, el hidrógeno es técnicamente viable pero no económicamente.

“Es mucho más eficiente que los fósiles, tanto para uso en celdas de combustible como para turbinas y motores de combustión interna. También es mucho menos contaminante, porque el subproducto es agua. Con la estructura energética de producción y abastecimiento de renovables, la tendencia es vía electrólisis”, explicó el especialista a IPS desde la ciudad colombiana de Bucaramanga.

Brasil construye en São Paulo una planta de almacenamiento de energía, en la cual la hidroeléctrica y la fotovoltaica se convierten en hidrógeno vía electrólisis, y con capacidad de acumulación anual de 200 megavatios/hora,  a un costo de 9,36 millones de dólares.

Otra iniciativa explora el potencial para el despliegue a gran escala de sistemas hidrosolares en el oeste brasileño, con una inversión de 14 millones de dólares y capacidad anual de 730 megavatios/hora. En junio, el país inició la construcción de un mapa del sector.

En Costa Rica, la estatal Refinadora Costarricense de Petróleo y la empresa Ad Astra Rocket se aliaron en 2011 para crear un centro experimental de hidrógeno, en un pacto roto en 2015 y que en 2017 se transformó en el Ecosistema Sostenible de Transporte.

El hidrógeno integra el Plan Nacional de Descarbonización de esa nación centroamericana, que asumió la meta de carbono neutral en 2050. Para ello, el IDB Lab, laboratorio de innovación del Banco Interamericano de Desarrollo, financia el proyecto “La ruta a la descarbonización: promoción de la economía del hidrógeno en Costa Rica”, con un costo de 3,9 millones de dólares.

Mientras, Chile arrancó en enero con la Misión Cavendish para fomentar la economía del llamado hidrógeno verde, y diseña una estrategia nacional.

Ese gas requiere de mucha energía para su generación y de subsidios para su desarrollo.

El Consejo del Hidrógeno, una alianza mundial de 13 grandes empresas energéticas, industriales y del transporte, patrocinó el estudio “La ruta hacia la competitividad del hidrógeno. Una perspectiva de costos”, lanzado en enero, que revisa 40 tecnologías utilizadas en 35 aplicaciones, como vehículos comerciales, trenes, calentadores y acondicionamiento industrial.

En 22 de ellas, los gastos incurridos por un usuario a lo largo de la vida útil de la aplicación de una de esas tecnologías serán equiparables con otras alternativas bajas en carbono en 2030.

Sin una política de penetración de la economía del hidrógeno, “será muy difícil. Hablamos de montar una infraestructura similar a la de los combustibles fósiles”, señaló Posso.

“El tema es el uso masivo para bajar costos. El hidrógeno no va a existir solo, con electricidad, con baterías, en un pool de energía en el que se van a complementar. Va a requerir subsidios en su primera etapa”, sentenció.

ED: EG

 


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