DANISH SUNASRA

El gas natural y el gas natural licuado (GNL) son fundamentales para la descarbonización, facilitando la transición del carbón a las energías renovables y garantizando la continuidad y la fiabilidad de la energía de base. En consecuencia, se prevé que la demanda de gas natural y GNL aumente un 11 %, de 3900 bcm a 4340 bcm para 2050. Esto crea una oportunidad para las alternativas bajas en carbono a medida que los gobiernos impulsan la reducción de emisiones.  

El mercado del biometano, cuya capacidad aumentó un 34 % entre 2022 y 2023, es prometedor, pero aún depende de subvenciones y enfrenta desafíos en cuanto a la disponibilidad y la logística de las materias primas, los precios y el cumplimiento normativo. Sin embargo, el e-metano, producido a partir de carbono capturado e hidrógeno verde procedente de electricidad renovable, se presenta como una alternativa.  

La principal ventaja del e-metano sobre otros derivados, como el amoníaco y el metanol, es que se trata de un combustible de sustitución directa, que no requiere nueva infraestructura. Puede integrarse en gasoductos, terminales de licuefacción, buques metaneros, unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU), calderas de gas, etc., ya existentes. Sin embargo, incluso en el mejor de los casos, sigue siendo al menos cuatro veces más caro que el gas natural, un obstáculo clave, a pesar de las posibles reducciones de costos y el apoyo político.  

En un informe reciente, y previo a la publicación de un nuevo modelo para calcular el coste nivelado del e-metano, los analistas de Wood Mackenzie exploraron el potencial de descarbonización de este derivado del hidrógeno como alternativa al gas natural fósil, centrándose en la metanización química para evaluar sus costes actuales y su madurez tecnológica. Para recibir un extracto complementario del informe, rellene el formulario y siga leyendo para obtener una breve descripción.  

Grande en Japón (y Europa) 

Se prevé que la industria emergente se vea impulsada por los mandatos japoneses y las políticas de emisiones de la Unión Europea (UE). Japón ha liderado la demanda de e-metano, buscando capitalizar su extensa infraestructura de importación de GNL. Su objetivo es reemplazar el 1% del volumen de gas urbano con e-metano a partir de 2030 y aumentar la tasa de reemplazo al 90% para 2050.  

Por lo tanto, las empresas japonesas de gas urbano buscan abastecerse de gas en el extranjero. Norteamérica ha respondido, ostentando la mayor capacidad de producción planificada, respaldada por créditos fiscales 45V y 45Q para la producción de hidrógeno y el uso industrial del carbono capturado. En un consorcio con las empresas japonesas de servicios públicos Toho Gas, Tokyo Gas y Osaka Gas, así como Mitsubishi, Sempra desarrolla el proyecto ReaCH4 en Luisiana, que prevé producir 130 ktpa de e-metano para su exportación a Japón a partir de 2030. 

Mientras tanto, en Finlandia, con el objetivo principal de reducir la demanda de gas natural para calefacción, los desarrolladores han asumido el reto de promover la producción de e-metano como una alternativa viable. 

Gracias a los 45 millones de euros de financiación de la primera ronda del Banco Europeo del Hidrógeno y a una subvención independiente de la misma cantidad del fondo de innovación de la UE, Nordic Ren Gas cuenta con una cartera de proyectos centrada exclusivamente en la producción de e-metano. Tiene seis proyectos en desarrollo en el sur de Finlandia, con fecha de inicio prevista para 2027. El proveedor de gas y biogás Gasum ha firmado un acuerdo para la adquisición y el suministro de 960 GWh/año de e-metano (aproximadamente 62 ktpa HHV) a la red de gas finlandesa.  

Tree Energy Solutions (TES), con sede en los Países Bajos, promueve el e-metano por su compatibilidad con la infraestructura. TotalEnergies está estudiando el proyecto Live Oak e-NG con TES para producir hasta 200.000 toneladas de e-metano al año para 2030. El centro de Wilhelmshaven de TES en Alemania ha obtenido una exención de 20 años de BNetzA, la Agencia Federal de Redes de Alemania, lo que le permite asignar el 90 % de su capacidad mediante contratos a largo plazo. 

El coste sigue siendo un problema clave 

La producción de e-metano no es completamente sencilla. Depende del suministro continuo de CO₂ , a diferencia del amoníaco, que puede producirse en cualquier lugar con electricidad, incluso en regiones aisladas con alto consumo energético. Además, la baja eficiencia general del proceso ha generado altos costos, limitando la participación y generando menos anuncios que para otros derivados del hidrógeno. La capacidad global anunciada actualmente es de 2,5 Mtpa de hidrógeno equivalente, lo que se traduce en 5 Mtpa de e-metano. La capacidad total operativa y en construcción de e-metano se mantiene en tan solo 13 ktpa.  

Hasta la fecha, la producción de e-metano se ha limitado a proyectos piloto, lo que dificulta la estimación de los costos de producción comercial. Si bien la tecnología de metanización está consolidada, su costo representa una proporción mínima de los costos normalizados totales del e-metano. Las reducciones de costos generalmente provienen de dos fuentes: reducciones en la curva de aprendizaje, donde la eficiencia y el diseño tecnológico mejoran con la experiencia, y economías de escala, donde las instalaciones más grandes reducen los costos de producción unitarios.  

Considerando los créditos fiscales 45V y 45Q, la Costa del Golfo de EE. UU. produce actualmente el e-metano más competitivo, con costos tan bajos como US$20/MMBtu. China ocupa el segundo lugar, gracias a su energía extremadamente barata, con un rango de costos de US$30-45/MMBtu. En los países europeos que han mostrado interés, los costos superan los US$50/MMBtu. En comparación, los precios a largo plazo de Wood Mackenzie en el centro de distribución del noroeste de Europa promedian los US$10/MMBtu. 

Nuestras previsiones de precios sugieren que el e-metano alcanzará la paridad de costes con el GNL desembarcado en Japón solo bajo ciertas condiciones. Estas incluyen el aumento de los costes del carbono y la producción de hidrógeno verde con importantes subvenciones.