El papel del gas natural en la transición energética.

1.018

Fuente: https://energypolicy.columbia.edu

Recibe la revista: bit.ly/2PE1IGk

Si bien las perspectivas de la industria para el gas natural y la demanda de GNL siguen siendo optimistas, los signos de interrogación rodean el papel del gas en escenarios de descarbonización profunda consistentes con los objetivos climáticos del Acuerdo de París. Las perspectivas a corto plazo para el gas parecen fuertes, por razones que reflejan los atributos superiores de calidad del aire del combustible en comparación con el carbón o combustibles líquidos. Sin embargo, las credenciales del gas como combustible de transición podrían verse socavadas si no se abordan significativamente las emisiones de metano fugitivo, de venteo y de escape a lo largo de la cadena de suministro de gas natural. A largo plazo, el imperativo de eliminar la mayoría de las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con los combustibles fósiles, no solo las asociadas con el carbón y el petróleo, sino también la mayoría de las asociadas con la quema de gas, podría representar un gran desafío para el negocio del gas, ya que Lo sé.

El sector del gas ha comenzado a adoptar la idea de “ecologizar” el gas natural para conciliar la visión de un sistema energético descarbonizado con proyecciones de consumo continuo del combustible. Esto se puede hacer usando más biometano de fuentes orgánicas o mezclando hidrógeno, producido a partir del agua usando electricidad renovable (hidrógeno verde) o de gas natural combinado con CCUS (hidrógeno azul), en redes de gas natural existentes. Algunas de estas vías podrían ofrecer descarbonización a escala, incluso en sectores difíciles de eliminar, al tiempo que se extiende el uso de redes de gas natural existentes en el futuro. Sin embargo, ninguna de estas vías es particularmente fácil desde el punto de vista de la economía energética, y de ninguna manera se garantiza que tengan éxito.

¿Narrativa del combustible del puente bajo fuego?

Durante la última década más o menos, la industria del gas ha argumentado que el gas puede ser un factor crítico en la transición energética en curso como combustible de puente, principalmente al desplazar el carbón más contaminante (así como algo de petróleo) en el sistema energético. Algunas historias de éxito como el desplazamiento total de la generación a carbón por una combinación de gas y energías renovables en los EE. UU. Y el Reino Unido, y el cambio de carbón a gas impulsado por políticas más reciente en China subrayan los beneficios ambientales del gas como transición combustible. La AIE calculó recientemente que el cambio de carbón a gas en todo el mundo evitó más de 500 millones de toneladas de emisiones de CO2 entre 2010 y 2018, [1] que es aproximadamente equivalente a las emisiones totales relacionadas con la energía de todos los países centroamericanos durante el mismo período.

Sin embargo, las fugas de metano, la quema y la ventilación, que han recibido una atención cada vez mayor en los últimos años, tienen el potencial de socavar la buena fe ambiental del gas natural. El metano es un gas de efecto invernadero altamente potente con un potencial de calentamiento que es aproximadamente 30 a 90 veces mayor que el del CO2, dependiendo de la escala de tiempo de la evaluación. [2] Si bien la comprensión global del problema de la fuga de metano aún es limitada, un estudio de la Agencia Internacional de Energía indica que las emisiones de metano asociadas con las operaciones de petróleo y gas en todo el mundo son probablemente bastante significativas, totalizando alrededor de 2.400 millones de toneladas equivalentes de CO2. [3]A ese nivel, estas emisiones serían más que las emisiones de CO2 relacionadas con la energía de cualquier país, excepto los Estados Unidos y China. Además, varios estudios académicos recientes de alto perfil indican que el impacto ambiental de las emisiones de metano relacionadas con el petróleo y el gas podría ser peor de lo que se pensaba anteriormente. [4]

Las credenciales ecológicas de la industria del gas también se cuestionan cada vez más debido a su actividad de quema de gas altamente visible, que ha crecido más rápidamente en los Estados Unidos. Según los últimos datos del Banco Mundial, la actividad de quema de gas en los EE. UU. Aumentó un 48 por ciento de 2017 a 2018 y alcanzó 1.4 bcf / d el año pasado [5].aproximadamente equivalente al consumo total de gas de un país europeo de tamaño mediano como Bélgica (1.6 Bcf / d) o Rumania (1.1 Bcf / d). Hasta ahora, la quema se ha visto como un problema de desperdicio económico y se considera menos dañino para el medio ambiente que las emisiones de metano porque produce CO2 como gas de efecto invernadero primario. Sin embargo, un próximo artículo del investigador principal de CGEP Robert Kleinberg encuentra que el impacto de GEI de la combustión de gas en los EE. UU. Es probablemente peor de lo que comúnmente se supone como resultado de una combustión incompleta. [6]

Si bien los mejores datos disponibles sobre las tasas de fuga a nivel mundial indican que la huella de GEI del ciclo de vida del gas natural es probablemente mucho más baja que la del carbón, [7] la falta de datos definitivos generalmente no ha funcionado a favor de la industria del gas. Algunos activistas medioambientales y académicos ya afirman que el gas natural es apenas mejor que el carbón desde una perspectiva climática, [8] y ciertos formuladores de políticas y filántropos están pidiendo cada vez más la eliminación de todos los combustibles fósiles de la combinación energética tan pronto como sea posible. [9] Los riesgos de tal reacción política contra el gas pueden intensificarse a medida que aumentan los volúmenes de quema en los EE. UU., Y el alcance del problema global de fuga de metano se entiende más completamente.

El desafío de ecologizar el gas natural

La amenaza a más largo plazo para el gas natural es que en las economías desarrolladas la quema no mitigada de todos los combustibles fósiles podría volverse cada vez más insostenible si los gobiernos comienzan a tomar en serio los objetivos del Acuerdo de París y, por lo tanto, la necesidad de una descarbonización profunda.

Para salvaguardar un papel de transición para el gas natural, algunos en el sector han comenzado a adoptar el gas «verde», sustitutos bajos en carbono del metano convencional. Las vías más comunes para descarbonizar la mezcla de gases incluyen: biometano producido a partir de productos de desecho y residuos agrícolas; «Hidrógeno verde» producido mediante electrólisis del agua utilizando electricidad renovable; e «hidrógeno azul» producido a partir de gas natural convencional mediante reformado de metano a vapor combinado con CCUS. Cada una de estas vías de gas verde podría ayudar a preservar al menos parte de la red de gas existente y la infraestructura aguas abajo asociada. El hidrógeno azul podría incluso extender el alcance del gas a nuevos sectores difíciles de reducir, como la aviación o el transporte por carretera, revitalizando así la demanda de gas en las economías desarrolladas maduras. Sin embargo, cada una de estas vías tecnológicas está llena de dificultades.

El biometano, que se puede producir a partir de gas de vertedero, estiércol animal y otros productos de desecho agrícolas a través de la mejora del biogás, tiene las mismas características que el gas natural convencional menos la huella de carbono. Esto significa que puede transportarse, almacenarse y quemarse utilizando la cadena de suministro de gas natural existente sin modificación alguna. Sin embargo, el proceso de producción de biometano enfrenta serias limitaciones de escalabilidad, debido a problemas de disponibilidad de tierra y materia prima y las limitaciones de velocidad inherentes al proceso de digestión anaeróbica, entre otros factores. La producción de biometano en sí misma puede ser propensa a las fugas de metano, y los impactos ambientales del ciclo de vida, incluidos los efectos del cambio en el uso de la tierra, del proceso no están completamente definidos. Las estimaciones del potencial sostenible del suministro de biometano varían enormemente,[10] pero con toda probabilidad es bastante pequeño en comparación con la escala del sistema de gas natural existente. La tecnología para producir biogás y actualizarlo a biometano está relativamente bien establecida, por lo que las reducciones de costos adicionales del despliegue a gran escala son limitadas. Los costos pueden incluso aumentar con el tiempo si el biometano logra una adopción generalizada y los productores se ven obligados gradualmente a utilizar fuentes de alimentación más marginales y costosas.

Las vías de hidrógeno con bajo contenido de carbono, ya sea a partir de electricidad renovable o de gas natural combinado con CCUS, pueden no solo permitir la ecologización del suministro de gas a través de la mezcla de hidrógeno en las aplicaciones de gas natural existentes. También pueden estimular el desarrollo de una futura economía del hidrógeno, eventualmente abriendo la posibilidad de una descarbonización profunda en sectores difíciles de reducir, como la aviación, el transporte marítimo, el transporte de larga distancia, los procesos industriales y la calefacción residencial. Sin embargo, el hidrógeno es notoriamente difícil de manejar. El almacenamiento y el transporte a largas distancias son muy costosos, y el hidrógeno puede ser aún más susceptible a las fugas que el metano a lo largo de la cadena de suministro. [11]Si bien el hidrógeno es menos dañino que el metano, no obstante es un gas de efecto invernadero indirecto con un potencial de calentamiento global estimado 6 veces mayor que el del CO2 en un período de 100 años (vs. 28-34 para el metano). [12] La corrosión, la fragilidad y el aumento de los riesgos de seguridad también son cuestiones que deben abordarse y podrían aumentar los costos a medida que la mezcla de hidrógeno gana impulso. [13] La densidad de energía del hidrógeno es solo alrededor de un tercio del metano, [14]Por lo tanto, la mezcla de hidrógeno en la corriente de gas natural dará como resultado un producto inferior (en términos de contenido de energía) a un costo adicional sustancial. Más allá de un umbral relativamente bajo, también necesitará actualizaciones de equipos en el lado del uso final. Esto significa que el hidrógeno bajo en carbono tendrá que depender de alguna forma de apoyo político. Si bien el costo de producir hidrógeno verde o azul podría caer sustancialmente con un despliegue generalizado, los costos del sistema pueden volver a aumentar más adelante a medida que se supera el umbral máximo de mezcla del 10 al 20 por ciento para usar la infraestructura actual, [15] y se hacen necesarias mejoras sustanciales y nueva infraestructura.

Además de estos desafíos comunes, el hidrógeno verde requiere electrólisis alimentada por electricidad sin carbono. Sin embargo, un suministro dedicado de energía eólica o solar solo permitiría la utilización intermitente de plantas de electrólisis altamente intensivas en capital, lo que podría socavar la economía del proceso. [dieciséis]El hidrógeno azul usa gas natural como materia prima. Podría ser una verdadera bendición para la industria del gas aguas arriba, ya que el proceso podría abrir nuevos mercados en la aviación, el envío y el transporte de camiones para el hidrógeno a base de gas natural gracias a las propiedades físicas favorables del combustible. Por otro lado, esta vía requeriría ampliar no una, sino dos tecnologías desafiantes, CCUS e hidrógeno, simultáneamente. En el lado positivo, donde el almacenamiento geológico de CO2 es una opción, como en el Mar del Norte o el Golfo de México de los EE. UU., El hidrógeno azul puede resultar relativamente rápido y barato de desplegar. Por el contrario, no todos los países y mercados tienen opciones de almacenamiento geológico, incluidas las grandes naciones consumidoras de gas como Japón y Corea del Sur.

El camino a seguir

El gas natural ha desempeñado un papel hasta la fecha para abordar los problemas locales de calidad del aire y reducir las emisiones de dióxido de carbono en muchas jurisdicciones de todo el mundo. El cambio de carbón a gas puede continuar ayudando a reducir las emisiones a medida que la transición energética gana impulso. Sin embargo, la industria tendrá que abordar los problemas de fugas y quemaduras para que el gas sea una opción de reducción viable y de bajo costo a mediano plazo. A largo plazo, el sector del gas también necesitará una estrategia creíble de descarbonización que aborde las oportunidades inherentes, los desafíos y las limitaciones de las vías tecnológicas actuales que se ofrecen.

Si la historia del progreso ambiental es una guía, entonces la acción voluntaria por sí sola no será suficiente para limpiar la mezcla de gas natural. Dada la multitud de fallas del mercado y desafíos de infraestructura que se interponen en el camino de la descarbonización del gas en una escala significativa, habrá un amplio espacio para una intervención política inteligente y una acción reguladora más contundente en los próximos años. Históricamente, el sector de petróleo y gas ha sido reacio a abogar por políticas que aceleren la transición energética. Puede ser hora de cambiar eso y adoptar políticas y tecnologías que puedan ayudar a la descarbonización de la cadena de suministro de gas natural. Sin un mayor liderazgo de la industria y colaboración con los gobiernos, el gas verde puede nunca convertirse en una realidad comercial y, en última instancia, puede quedar poco espacio para el gas natural en los sistemas de energía con bajas emisiones de carbono en todo el mundo.


[1] Agencia Internacional de Energía, «El papel del gas en las transiciones energéticas actuales», 2019, pp.7-8,https://www.iea.org/publications/roleofgas/.

[2] Según el Quinto Informe de Evaluación del IPCC, el potencial de calentamiento global del metano es 28-34 veces mayor que el delCO2 en una escala de tiempo de 100 años, y 84-86 veces mayor en una escala de tiempo de 20 años. Ver: Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático,Cambio Climático 2013: The Physical Science Basis. Contribución del Grupo de Trabajo I al Quinto Informe de Evaluación del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático, (Cambridge y Nueva York: Cambridge University Press, 2013), pp.714,https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads /2018/02/WG1AR5_Chapter08_FINAL.pdf.

[3] Agencia Internacional de Energía, «Seguimiento del progreso de la energía limpia: emisiones de metano del petróleo y el gas», 29 de julio de 2019,https://www.iea.org/tcep/fuelsupply/methane/.

[4] Fondo de Defensa Ambiental, «Un nuevo estudio revela que las emisiones de metano de petróleo y gas en los Estados Unidos son 60 por ciento más altas que los informes de la EPA», 21 de junio de 2018,https://www.edf.org/media/new-study-finds-us- petróleo y gas metano-EMISIO ….

Ramon A. Alvarez et al., «Evaluación de las emisiones de metano de la cadena de suministro de petróleo y gas de los Estados Unidos» , Science , vol. 361, Número 6398, 13 de julio de 2018, pp. 186-188, https://science.sciencemag.org/content/361/6398/186 .

Ver también Daniel Raimi, The Fracking Debate , (Nueva York: Columbia University Press, 2017), pp.117-121.

[5] Banco Mundial, «El aumento de la producción de petróleo de esquisto bituminoso y los conflictos políticos contribuyen al aumento de la quema de gas global», 12 de junio de 2019,http://pubdocs.worldbank.org/en/603281560185748682/pdf/Gas-flaring-volum .. ..

[6] Robert L. Kleinberg, «Huella de gases de efecto invernadero de las llamaradas de yacimientos petrolíferos para la composición realista del gas de llamarada y distribución de las eficiencias de llamarada», presentado para su publicación.

Ver también Alexander Gvakharia et al., «Emisiones de metano, carbono negro y etano de las erupciones de gas natural en el esquisto de Bakken, Dakota del Norte», Environmental Science & Technology , vol. 51, Número 9, abril de 2017, pp. 5317 –5 325, https://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/acs.est.6b05183 .

[7] Agencia Internacional de Energía, «Rastreador de metano: reducción de las emisiones de metano de las operaciones de petróleo y gas», 2019,https://www.iea.org/weo/methane/oilandgas/.

Tim Gould y Christophe McGlade, «Comentario: El caso ambiental para el gas natural», Agencia Internacional de Energía, 23 de octubre de 2017, https://www.iea.org/newsroom/news/2017/october/commentary-the-environmen .. . .

[8] Ted Nace, Lydia Plante y James Browning, «The New Gas Boom: Tracking Global LNG Infrastructure», Global Energy Monitor, junio de 2019,https://globalenergymonitor.org/wp-content/uploads/2019/06/ NewGasBoomEmb ….

Robert W. Howarth, «Un puente a ninguna parte: emisiones de metano y la huella de gases de efecto invernadero del gas natural», Energy Science and Engineering , vol. 2, Número 2, 15 de mayo de 2014, pp.47-60, https://onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/ese3.35 .

Earthworks, «Fracking, metano y clima», accedido el 16 de septiembre de 2019, https://earthworks.org/issues/fracking_methane_and_climate/ .

[9] Lisa Friedman, «Michael Bloomberg promete $ 500 millones para ayudar a poner fin al carbón»,New York Times, 6 de junio de 2019,https://www.nytimes.com/2019/06/06/climate/bloomberg-climate-pledge- carbón ….

Susie Cagle, “Berkeley se convirtió en la primera ciudad de los Estados Unidos en prohibir el gas natural. Esto es lo que puede significar para el futuro,” The Guardian 23 de julio 2019, https: //www.theguardian.com/environment/2019/jul/23/berkeley-natural-gas … .

«Garcetti dice ‘El comienzo del fin del gas natural’ en Los Ángeles está aquí», NBC Los Ángeles , 13 de febrero de 2019, https://www.nbclosangeles.com/news/local/Garcetti-Says-Beginning-of-the- … .

[10] Jonathan Stern, «Narrativas para el gas natural en la descarbonización de los mercados energéticos europeos», Oxford Institute for Energy Studies, febrero de 2019, pp.6,https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2019 / 02 / narrativas ….

[11] MW Melaina, O. Antonia y M. Penev, «Mezcla de hidrógeno en redes de tuberías de gas natural: una revisión de cuestiones clave», Laboratorio Nacional de Energía Renovable, marzo de 2013,https://www.nrel.gov/docs /fy13osti/51995.pdf.

[12] Richard Derwent et al., «Impactos ambientales globales de la economía del hidrógeno»,Revista Internacional de Producción y Aplicación de Hidrógeno Nuclear, vol. 1, Nº 1, enero de 2006, pp.64,https: //pdfs.semanticscholar.org/68cb/15a0b9f62711a0310f17a9a2b32e139c28 ….

[13] MW Melaina, O. Antonia y M. Penev, «Mezcla de hidrógeno en redes de tuberías de gas natural: una revisión de cuestiones clave», Laboratorio Nacional de Energía Renovable, marzo de 2013,https://www.nrel.gov/docs /fy13osti/51995.pdf.

[14] Agencia Internacional de Energía, «El futuro del hidrógeno», junio de 2019, pp.35,https://webstore.iea.org/the-future-of-hydrogen.

[15] Amy M. Jaffe y Joan Ogden, «¿Es el gas natural el combustible de transición para el hidrógeno?», Consejo de Relaciones Exteriores, 6 de febrero de 2018,https://www.cfr.org/blog/natural-gas-transition- de combustible de hidrógeno.

MW Melaina, O. Antonia y M. Penev, «Mezcla de hidrógeno en redes de tuberías de gas natural: una revisión de cuestiones clave», Laboratorio Nacional de Energía Renovable, marzo de 2013, https://www.nrel.gov/docs/fy13osti/ 51995.pdf .

Charles Wood y Adam Brown, «El futuro del gas: transición al hidrógeno en la red de gas», Dentons, 15 de enero de 2019, pp.6, https: // www.dentons.com/en/insights/articles/2019/january / 15 / el-futuro-de-gas-t … .

[16] Agencia Internacional de Energía, «The Future of Hydrogen», junio de 2019, pp.44-45,https://webstore.iea.org/the-future-of-hydrogen.

Autores

Akos Losz
AKOS LOSZ
CGEP Senior Research Associate se centró en los mercados mundiales de gas natural y la infraestructura; ex analista senior de Westwood Global Energy Group
Jonathan Elkind
JONATHAN ELKIND
CGEP Investigador Principal; ex subsecretario de Asuntos Internacionales del DOE

Los comentarios están cerrados.

This website uses cookies to improve your experience. We'll assume you're ok with this, but you can opt-out if you wish. Accept Read More

Privacy & Cookies Policy