Si bien el hidrógeno se puede usar en muchos sectores, su derivado, el amoníaco, se ha convertido en una herramienta clave para proporcionar una generación de energía flexible e integrar energías renovables variables.
El análisis de Wood Mackenzie muestra que una combustión conjunta de amoníaco del 10% en plantas de carbón globales se traduciría en 200 millones de toneladas (Mt) de demanda de amoníaco, un mercado potencial de 100.000 millones de dólares para 2050.
La generación térmica es la mayor fuente de energía y calor del mundo en la actualidad. En 2021, la participación de la generación térmica fue del 70% en Asia Pacífico y del 50% en Europa y América combinadas.
En medio de la creciente demanda de energía y un fuerte enfoque en la descarbonización a nivel mundial, existe una necesidad urgente de reemplazar las plantas de generación de energía térmica con energías renovables y almacenamiento de baterías o combinarlas con nuevas tecnologías como la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) para reducir las emisiones. Un reemplazo rápido de estas centrales térmicas será costoso ya que las flotas térmicas en varios países aún tienen muchos años de vida útil.
Con los precios de las materias primas en máximos históricos y se espera que permanezcan elevados durante algún tiempo, las prioridades han cambiado. La seguridad y la diversidad del suministro son una prioridad para los formuladores de políticas. Cualquier progreso en la reducción de la dependencia de combustibles únicos o proveedores únicos se está volviendo importante. La capacidad de co-encender amoníaco o hidrógeno bajo en carbono en la generación térmica es una propuesta cada vez más atractiva, incluso si los costos pueden ser más altos.
Grandes posibilidades
Hablando en la conferencia de APPEA, Prakash Sharma , vicepresidente de investigación de productos básicos múltiples en Wood Mackenzie, dijo: “La posibilidad de quemar hidrógeno y amoníaco con bajas emisiones de carbono en centrales térmicas brinda a los países una herramienta adicional para descarbonizar el sector de generación de energía. Esta estrategia permite la optimización de las centrales eléctricas, al tiempo que mantiene la resiliencia de la red y una menor intensidad de carbono en la generación de energía.
“Solo un uso del 10 % de la combustión conjunta de amoníaco en plantas de carbón podría resultar en un crecimiento del 50% a partir de hoy a 200 Mt de demanda de amoníaco para 2050, y esta es una oportunidad de mercado de 100.000 millones. Además, la combustión conjunta generará una reducción del 10% en las emisiones de carbono, un beneficio estratégico en los mercados con limitaciones físicas para construir energías renovables y capacidad CCUS”.
Si bien los costos de las energías renovables y los electrolizadores seguirán disminuyendo, lo que resultará en costos de producción más bajos para el hidrógeno verde, la cadena de valor del hidrógeno, particularmente en la etapa intermedia, es compleja ya que considera el procesamiento, el almacenamiento, el envío y la reconversión para diferentes portadores de hidrógeno y diferentes métodos de transporte. El hidrógeno debe ser competitivo en el punto de entrega o uso final, no en el punto de producción.
El costo de entrega del amoníaco bajo en carbono cae en picado
Sharma dijo: “Cuando se analiza la generación de energía, el amoníaco es una opción disponible para usarse directamente, ya sea por sí mismo o mediante combustión conjunta sin necesidad de costos de reconversión. Nuestro análisis muestra que, en promedio, se espera que el costo de entrega de amoníaco bajo en carbono a Japón caiga un 60%, de $1.250 por tonelada (t) actualmente a menos de $500/t para 2050”.
Wood Mackenzie consideró la producción de hidrógeno azul y verde en Australia, Canadá, Chile y Medio Oriente para su envío a Japón. Se asumió que el amoníaco era el método de transporte preferido en las cuatro rutas comerciales, ya que la aplicación de uso final para el estudio de caso es la combustión conjunta de amoníaco en centrales eléctricas, y no sería necesario reconvertir el amoníaco en hidrógeno.
Las empresas eléctricas de Japón están tomando la delantera en la combustión conjunta de amoníaco en las centrales eléctricas de carbón y de gas. Las pruebas iniciales han mostrado resultados alentadores, y las operaciones comerciales están programadas para comenzar alrededor de 2025. Corea del Sur también amplió recientemente los planes para co-encender hidrógeno y amoníaco en plantas de energía térmica.
Aunque la combustión conjunta de amoníaco actualmente no es competitiva, incluso con un precio de carbono, la perspectiva de una caída rápida de los costos combinada con políticas de apoyo reducirá el costo nivelado de la electricidad (LCOE) a 90 dólares por megavatio-hora para 2050.
Ventajas frente al hidrógeno
Dado que los costos de entrega de amoníaco a Japón podrían caer a $ 500 /t o menos a largo plazo, la combustión de amoníaco en las centrales térmicas se convertiría en una estrategia de descarbonización factible y comparable a las plantas combinadas con CCUS. Para respaldar este cambio, estimamos que los requisitos de precios del carbono deberían ser de $40 - $120/t de dióxido de carbono equivalente en 2050 para 20% y 60% de cuotas de co-combustión, respectivamente.
Sharma dijo: “Si bien el hidrógeno líquido ofrece el menor costo de reconversión y la mayor pureza, la infraestructura y la capacidad están en su infancia. El amoníaco, por otro lado, puede aprovechar la infraestructura existente y puede usarse directamente en la generación de energía y como combustible para el transporte marítimo.
“Alcanzar las emisiones netas cero requiere una electrificación rápida de los sistemas de energía a través del apoyo del hidrógeno, el amoníaco y otras tecnologías verdes. Por lo tanto, se debe considerar toda la cadena de valor del hidrógeno, así como la aplicación de uso final, al elegir el portador y proveedor de hidrógeno más adecuado en los mercados clave”.
Gloria saval
19/05/2022