# Perspectivas de la descarbonización en todos los sectores de la economía
# Perspectiva del sector eléctrico
Una vía posible para producir hidrógeno y, por lo tanto, otras portadores de energía alternativa (AEC) como el amoniaco, el gas natural sintético (GNS) y otros combustibles sintéticos, es la electrólisis alimentada por electricidad limpia (a menudo denominada “energía a gas”). Un suministro de energía limpia permite descarbonizar mediante la electrificación, como se describió con anterioridad en la Transformación 3.[1] Sin embargo, por razones que pueden incluir la necesidad de temperaturas más elevadas, un aumento más rápido de la temperatura, la resistencia del sistema o la necesidad de un almacenamiento de larga duración de energía, entre otras, la conversión directa de los procesos que utilizan combustibles por sobre el uso de electricidad puede no ser económicamente viable o incluso posible. En consecuencia, la producción de hidrógeno a partir de energías limpias puede ser necesaria para proporcionar una solución con bajas emisiones de carbono para estos procesos.
# Uso actual de la electricidad en la producción de hidrógeno y oportunidad de electrificación indirecta
Si bien una parte relativamente pequeña de las 70 MMt de hidrógeno puro que se utilizan por año en todo el mundo (IEA, 2019b) se produce hoy en día mediante la electrólisis, el uso de electricidad necesario para producir este hidrógeno no es insignificante. En la actualidad, el valor medio de la eficiencia de conversión de electricidad a hidrógeno, también conocida como el uso específico de energía, de un electrolizador es de alrededor de 53 kWh/kg-H2[2] (Mayyas, 2018). Si se supone que esta es la energía específica de los electrolizadores implementados en la actualidad, en la actualidad, se utilizan casi 26,6 TWh de electricidad al año para producir alrededor de 0,5 MMt del hidrógeno. Esto representa el 0,1 % del uso total de la electricidad a nivel mundial (IEA, 2019a) o apenas más que el total del consumo de electricidad del estado de Nuevo México en 2018 (EIA, 2020a).
La figura 11 muestra el consumo de electricidad necesario para diversas cantidades del suministro actual en el caso del hidrógeno puro que se obtiene de la electrólisis. Desde el punto de vista de la reducción de las emisiones de carbono, un nivel de producción interesante es que la electrólisis sustituya al hidrógeno que se suministra en la actualidad mediante la gasificación del carbón. Esto llevaría la cantidad de suministro de hidrógeno puro procedente de la electrólisis a aproximadamente un 30 % y requeriría 1097 TWh de electricidad, lo que representa el 4,1 % de la demanda mundial de electricidad de 2018 o aproximadamente el consumo de electricidad de Rusia en 2017 (IEA, 2021). Esta conversión reduciría las emisiones de carbono en 358 MMt [3], lo que representa una reducción del 1 % de las emisiones de carbono a nivel mundial, suponiendo que toda la electricidad utilizada procediera de la generación de electricidad sin emisiones de carbono. Como alternativa, si el 100 % de la demanda actual de hidrógeno puro procediera de la electrólisis, se necesitarían 3657 TWh de electricidad, lo que representaría el 88 % de la generación de electricidad en Estados Unidos en 2018 (EIA, 2019).
# Oportunidad de la electrólisis con respecto al crecimiento de la demanda de hidrógeno
Existe un rango considerable en el crecimiento previsto de la demanda de hidrógeno de aquí a 2050, como se muestra en la figura 12a. Las diferencias en la demanda se deben a las diferencias en las hipótesis sobre el coste del hidrógeno en el futuro, la fijación de precios del carbono u otras políticas diseñadas para reducir las emisiones, y la capacidad técnica para convertir ciertas aplicaciones al uso del hidrógeno, entre otros factores. No obstante, para 2050, las proyecciones de referencia para el consumo de hidrógeno varían, en general, entre un aumento de alrededor de dos veces en el panorama de Shell (Shell, 2018) a casi ocho veces en el panorama del Hydrogen Council (Hydrogen Council, 2017). La figura 12b muestra la demanda de electricidad proyectada para el hidrógeno puro en 2050 para los dos panoramas, suponiendo que no se mejore la eficiencia de la electrólisis. En cada caso, si la electrólisis suministra más del 20 % de la demanda proyectada de hidrógeno puro, la cantidad de electricidad necesaria para la producción de hidrógeno puro supera el 5 % de los 26 672 TWh de consumo de electricidad a nivel mundial en 2018 (IEA, 2019a). En un caso extremo, si el 100 % del hidrógeno puro se obtuviera de la electrólisis en el mejor de los panoramas, la cantidad de electricidad necesaria superaría el total de electricidad consumida en todo el mundo en 2018.
# Perspectiva del sector del gas natural
Para lograr las cero emisiones netas (NZE) a mediados de siglo se necesitarán reducciones profundas de carbono en toda la economía y en todas las formas de energía, pero eso no significa que no haya un papel para los combustibles fósiles o la infraestructura de gas en ese futuro. Hoy en día, el gas natural suministra una fuente de energía fiable y asequible a los principales sectores de la economía. Pero para alcanzar los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a mediados de siglo, la mayoría de los estudios sobre descarbonización profunda y los análisis de las vías de acción concluyen que el consumo de combustibles fósiles en toda la economía debe disminuir, pero no desaparecer del todo. Esto plantea desafíos y oportunidades para las empresas de gas natural (también denominadas empresas de distribución local, o LDC), cuyos modelos de negocio regulados se centran actualmente en la obtención de suministros fiables y asequibles de gas natural y en proporcionarlos de forma segura a través de las redes de gas a los usuarios finales.
A corto plazo, las LDC seguirán avanzando en la reducción de las fugas de CH4 en sus sistemas (como se mostró antes en la figura 4) al tiempo que ayudarán a los clientes a ser más eficientes desde el punto de vista energético mediante la readaptación de los edificios, la implantación de tecnologías residenciales con mayor eficiencia y la implementación de nuevas tecnologías, como las bombas de calor avanzadas y los sistemas de calefacción híbridos para reducir la demanda de gas en toda la economía. Además, muchas LDC están llevando a cabo activamente programas de mezcla de gas renovable en sus gasoductos para reducir la intensidad de carbono. Gracias a las medidas ya adoptadas, el consumo de gas natural en Estados Unidos ya se ha reducido en casi un 50 % en todos los sectores de la economía, sobre una base per cápita, en relación con los niveles de principios de la década de 1970 (Figura 13).
A medida que el sector eléctrico evalúa la transición de los combustibles fósiles a los recursos libres de emisiones y que otros usos finales del gas natural en los sectores del transporte y la industria se electrifican cada vez más, el suministro y la infraestructura de gas natural existentes desempeñarán un papel clave en esta transición energética. Las centrales eléctricas de gas natural tendrán una importancia fundamental en el mantenimiento de la confiabilidad y la resistencia del suministro eléctrico a medida que se integren a la red cantidades cada vez mayores de energías renovables variables. Además, las centrales de gas natural que puedan realizar captura y almacenamiento de carbono (CCS) seguirán siendo una opción para un suministro eléctrico confiable y resistente en un sector eléctrico totalmente descarbonizado. Además, la mezcla de gas natural renovable (GNR), gas natural sintético (GNS) o hidrógeno en la red de gas existente ayudará a empezar a descarbonizar las aplicaciones que en la actualidad utilizan gas natural, a la vez que servirá como un bien de almacenamiento de larga duración para el exceso de energía producido por recursos renovables variables. Se calcula que para 2040 hay un potencial técnico de gas renovable de 4 miles de billones de BTU (Quads)/año y un recurso anual total de 14 miles de billones que podría realizarse en los EE. UU., lo que equivale casi a la cantidad anual de la actual demanda residencial de gas natural (AGF, 2019). Estas fuentes podrían complementarse con energía gaseosa baja en carbono en forma de hidrógeno o metano sintético producido por instalaciones de conversión de energía en gas.
El sistema de gas natural tiene varias características que proporcionan una resistencia intrínseca, que incluye la estabilidad natural de la mayoría de los combustibles que permiten capacidades de almacenamiento de larga duración de la energía y flexibilidad operativa, así como bienes subterráneos que son menos propensos a alterarse debido a eventos climáticos extremos u otros desastres naturales. Aprovechar la infraestructura existente de gas natural, adaptarla para los recursos con bajas emisiones de carbono e integrarla con más firmeza con el sistema eléctrico puede ser una vía para mantener la confiabilidad y la resistencia del sistema energético de forma más asequible que un sistema único de transporte de energía. En particular, esto es importante si se tiene en cuenta el aumento de los riesgos de confiabilidad, como los fenómenos meteorológicos extremos (incendios forestales, huracanes, vórtices polares) y los posibles ciberataques, y aumenta la posibilidad de suministrar energía a los usuarios finales.
Para obtener más información sobre la electrificación, consulte la Evaluación Nacional sobre Electrificación en Estados Unidos (U.S. National Electrification Assessment) del EPRI , Id. del producto 3002013582 (opens new window). ↩︎
Este valor medio es aproximadamente el valor medio para los electrolizadores alcalinos y de membrana de intercambio de protones (PEM). Para conocer más detalles sobre los diversos tipos de electrolizadores, consulte el informe del EPRI Programa sobre la innovación tecnológica: Expectativas sobre la producción de hidrógeno a gran escala mediante la electrólisis del agua (Program on Technology Innovation: Prospects for Large-Scale Production of Hydrogen by Water Electrolysis), Id. del producto 3002014766 (opens new window). ↩︎
Esta cifra se basa en emisiones de carbono de 19 MMt de CO2/MMtH2 para la gasificación del carbón (IEA, 2019b). ↩︎