JOURNAL BOLIVIANO DE CIENCIAS – Vol. 19– Número Especial Energías
ISSN Digital: 2075-8944 ISSN Impreso: 2075-8936
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Citar como: Panozo Villca, H.,
& Canelas Jaimes, E. (2023).
Reducción de emisiones de
carbono mediante el Blending
de hidrogeno/gas natural en
las redes de distribución de
gas natural de Bolivia. Journal
Boliviano De Ciencias, 19
(Especial). 64-91 https://
doi.org/10.52428/20758944.
v19iEspecial.452
Revisado: 09/02/2023
Aceptado: 28/06/2023
Publicado: 01/07/2023
Declaración: Derechos de
autor 2023 Henry Panozo
Villca.
Esta obra está bajo una
licencia internacional Creative
Commons Atribución 4.0.
Los autores/as declaran no tener
en la publicación de este
documento.
Artículo de revisión bibliográca
Reducción de emisiones de carbono mediante el blending
de gas natural e hidrógeno en las redes de distribución
de gas natural de Bolivia
Reduction of carbon emissions through the blending of natural gas and hydrogen in the natural
gas distribution networks of Bolivia
Henry Panozo Villca Edgar Canelas Jaimes
1. Departamento de Petróleo, Gas y Energías, Universidad Privada del Valle, Cochabamba, Bolivia.
Correo Electrónico: pvh2014956@est.univalle.edu. 2. Departamento de Petróleo, Gas y Energías,
Universidad Privada del Valle, Cochabamba, Bolivia. Correo Electrónico: ecanelasj@univalle.edu
RESUMEN
El alto consumo de combustibles fósiles en la generación eléctrica y procesos
industriales, representan más de un tercio de las emisiones globales de gases de
efecto invernadero (GEI), son prioritarios en la búsqueda de la descarbonización.
Por otro lado, el hidrógeno es un combustible limpio, sostenible y con un bajo
índice de contaminación, además de ser un vector energético, es también materia
prima para contribuir en la descarbonización del planeta mediante el blending de
gas natural con hidrógeno. Sin embargo, está sujeta a las limitaciones de diseño
y transporte por la red de distribución de gas natural. Por lo que un análisis de
las investigaciones para el sistema de transporte y todos los equipos secundarios
permitirá dar un panorama sobre su factibilidad de uso. Este artículo presenta
y parámetros de blending de hidrógeno en la red de gas natural como alternativa
para reducir las emisiones de carbono en Bolivia, en función de 5 de los 17
Objetivos de Desarrollo Sostenible establecidos por la Organización de las
Naciones Unidas (ONU).
Palabras Clave: Blending. Hidrógeno. Gas natural. Descarbonización. Inyección
de hidrógeno en tuberías de gas natural. Reducción de emisiones de carbono.
Abreviaturas: Hidrógeno (H), dióxido de carbono (CO), inyección de
hidrógeno en las redes de gas natural (HIGG), reformado de metano con vapor
(SMR); reformado autotérmico (ATR); Captura y almacenamiento de carbono
(CCS), gas natural licuado (GNL).
ABSTRACT
The high consumption of fossil fuels in electricity generation and industrial
processes, representing more than a third of global greenhouse gas (GHG)
emissions, are a priority in the search for decarbonization. On the other hand,
hydrogen is a clean, sustainable fuel with a low pollution rate, in addition to being
an energy vector, it is also a raw material to contribute to the decarbonization
of the planet by blending natural gas with hydrogen. However, it is subject to
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design and transportation limitations through the natural gas distribution network.
Therefore, an analysis of the investigations for the transport system and all
secondary equipment will allow an overview of its feasibility of use. This article
hydrogen blending parameters in the natural gas network as an alternative to reduce
carbon emissions in Bolivia, based on 5 of the 17 Sustainable Development Goals
established by the United Nations Organization (UN).
Keywords: Blending. Hydrogen. Natural gas. Decarbonization. Hydrogen injection
in natural gas pipelines. Reduction of carbon emissions.
Abbreviations: Hydrogen (H), carbon dioxide (CO), hydrogen injection into
natural gas grids (HIGG), Steam methane reforming (SMR); Autothermal
1. INTRODUCCIÓN
El hidrógeno (H) es el elemento más simple; un átomo consta de un núcleo
formado por un solo protón alrededor del cual orbita un electrón (Rudolf, 1977);
(Wylie-Interscience., 2005), es el elemento más extendido mismo que constituye
aproximadamente el 75% de la materia del universo, pero prácticamente no hay
forma libre en la tierra, debido a que se encuentra combinado con otros elementos
como el oxígeno formando moléculas de agua, o al carbono, formando compuestos
orgánicos (Tambutti & Muñóz, 2002); (Zhiliang Cao, Henry Gu Cao., 2014).
Por otro lado, dado que el hidrógeno es una sustancia gaseosa incolora, inodoro
claro y su vapor es más ligero que el aire (Ram B. Gupta, 2015). Sin embargo, a
temperaturas muy bajas o presiones muy altas, el gas se vuelve líquido o sólido
respectivamente (Ghimire et al., 2015), con puntos de fusión y ebullición bajos,
que es evidencia de una atracción débil entre las moléculas de hidrógeno (House &
House, 2016), además se considera como un gas no tóxico (Pearson, 2018).
Es importante considerar que el hidrógeno no es una fuente de energía, sino un
vector de energía (E.M.do Sacramento, Paulo C.M.Carvalho, L.C.de Lima,
T.N.Veziroglu., 2013); (Duarte, 2016), de este modo durante el consumo de
hidrógeno para producir energía, se libera agua, sin producir ningún tipo de emisión
al medio ambiente. Por ello, se considera al hidrógeno como vector energético del
futuro y su aplicación es una opción factible para reducir las emisiones medio
ambientales (Brijaldo MH, Castillo C, Pérez G. , 2021).
Este combustible puede ser utilizado tanto para el sector del transporte terrestre
o aéreo así como para la generación de energía en el área industrial o doméstica,
la Tabla 1 (Tabkhi y otros, 2008); (Emsley, 2001); (Brijaldo MH, Castillo C, Pérez
G. , 2021).
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Tabla 1.
Nota:
cantidad de energía que será capaz de producir (Castells, 2013).
Fuente: Elaboración propia en base a (Tabkhi et al. 2008); (Brijaldo MH, Castillo
C, Pérez G., 2021).
No obstante, para producir hidrógeno a partir de hidrocarburos, es necesario el
aporte energético para romper dichas moléculas (Duarte, 2016). En efecto en 1800
los ingleses Nicholson y Carlisle utilizaron por primera vez la electrólisis del agua
para producir hidrógeno (Tambutti & Muñóz, 2002); (McMurry E., John Fay C.,
Robert, 2009), es decir, la conversión a hidrógeno y oxígeno, por consiguiente de
allí proviene el nombre Power-To-Gas (P2G) (Boudellal, 2018).
Power-To-Gas (P2G), es una tecnología denominada Power-To-X. En este
energía o el propósito en el que se convierte la energía eléctrica (Lund et al. 2015).
P2G es un enfoque reciente del transporte de hidrógeno que propone obtenerlo
a partir de recursos renovables y transportarlo a través de redes de gas natural.
Se trata de obtener hidrógeno mediante electrólisis sin emisiones contaminantes,
y aprovechar la electricidad sobrante cuando exista un excedente de electricidad
generada por instalaciones basadas en fuentes de energía renovables como la eólica
o la fotovoltaica. Una vez obtenido el hidrógeno, el siguiente paso es transportarlo
y llevarlo a diferentes puntos de consumo, introduciéndolo en la red de gas natural.
Con esta tecnología no hay necesidad de la construcción de nuevas líneas diseñadas
restricciones (Sternberg & Bardow, 2015).
De esta manera, Power-To-Gas (P2G), o energía de gas, es un área importante para
la descarbonización (proceso de reducción de emisiones de carbono, especialmente
Tabla 1. Por otro lado, combinar el P2G con la red de distribución de gas natural
mediante la inyección directa de hidrógeno es una de las varias aplicaciones
posibles (Quarton & Samsatli, 2018).
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Según los datos publicados por la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2022), la
producción global total de hidrógeno en 2021 fue de 94 millones de toneladas (Mt),
en consecuencia, las emisiones relacionadas son más de 900 toneladas de dióxido
de carbono (T). Sin embargo, el 96 % de la producción mundial de hidrógeno
se obtiene a partir de materias primas fósiles; el reformado de metano con vapor
comunes (Levalley et al., 2014).
En relación a los expuesto, muchos países en Europa, como Alemania, Francia,
Australia, Reino Unido y los Países Bajos, cuentan con extensas redes de gas
natural, estos países están interesados en continuar utilizando estas redes de gas
con un futuro bajo en carbono para evitar abandonar por completo estos valiosos
activos y aportar a la reducción de emisiones de carbono (Quarton & Samsatli,
2018), debido a que las redes de gas natural pueden operar con una variedad de
de gas natural e hidrógeno (Stephen Clegg, Mancarella, Pierluigi., 2016).
Dentro de este orden de ideas el presente trabajo tiene como objetivo realizar
Bolivia, aspectos prácticos y/o técnicos, parámetros de operación, aceptabilidad de
diferentes tipos de material, análisis de fuentes de obtención de hidrógeno, uso y
efecto para el aporte a la descarbonización mediante el blending de hidrógeno en
las redes de gas natural de Bolivia.
2. DESARROLLO
Cuando se realiza el blending de gas natural e hidrógeno la normativa técnica
DVGW-Arbeitsblatt G-260 y las normativas europeas (DIN EN 16723-1), (DIN
mínimas del gas natural que son requeridos para el blending de hidrógeno con
metano (CH
4
), algunas de las principales propiedades se comparan en la Tabla 1
(Müller von der Grün G., Hotopp S., Müller-Kirchenbauer J. 2013).
De este modo es necesario determinar el impacto en el sistema de transporte y
posibles cambios de propiedades en diferentes equipos y accesorios (Messaoudani y
otros, 2016). Por consiguiente, es importante conocer las tecnologías de producción
de hidrógeno, tipos de hidrógeno, porcentajes de blending adecuados para el uso
en equipos de operación, impacto medio ambiental y al ser un caso de estudio para
Bolivia es importante conocer las características de las redes de distribución de gas
natural asimismo las posibles fuentes de obtención de hidrógeno.
2.1 Producción de hidrógeno
El consumo mundial de hidrógeno en 2021 fue de 90 Millones de toneladas (IEA,
Hydrogen, 2022), de los cuales el 96% provienen de recursos no renovables (gas
natural 50%, hidrocarburos líquidos 30% y carbón o subproductos de la industria
química 16%) y el 4% restante provenientes de recursos renovables (Duarte, 2016).
hidrogeno se muestran en la Figura 1
categorías de procesos: termoquímicos, electrolíticos, fotolíticos y termolíticos
según (Energy, 2021) y (Aguado Molina y otros, 2021).
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a) El proceso termoquímico (termólisis). Implica la disociación de las
moléculas de agua mediante el suministro de calor de una fuente externa
a alta temperatura.
b) Los procesos de termolíticos (pirólisis) y los electrolíticos (electrólisis).
Pueden utilizar energía fósil y renovable.
c) El proceso de fotólisis. Utiliza la radiación solar para provocar la
hidrólisis del agua, se distinguen dos métodos:
• Biofotólisis. El hidrógeno se extrae del agua mediante la luz
solar y microorganismos especiales como las algas verdes y las
cianobacterias.
• Fotoelectrólisis. Es la electrólisis del agua provocada por la diferencia
de potencial provocada por la incidencia de la radiación solar sobre
electrodos fabricados con determinados materiales semiconductores.
Figura 1. .
Fuente: (M.ª Llera Sastresa & Zabalza Bibrián, 2011).
El proceso más promisorio para la producción de hidrógeno a gran escala es la
electrólisis del agua, que actualmente representa el 1% de la producción mundial
del hidrógeno. Este proceso es el más adecuado desde un punto de vista medio
ambiental ya que no produce emisiones de de CO
2
, ya que los productos generados
se convierten en agua y son emitidos al medio ambiente (Aguado Molina et al.,
2021); (Brijaldo MH, Castillo C, Pérez G. , 2021); (Lucena, 2010).
Los costos de producción de hidrógeno de los procesos ya mencionados varían
ampliamente, los métodos más económicos de producción de hidrógeno están
asociados al reformado de combustibles fósiles, que a su vez son los más
contaminantes. En cambio, la electrólisis con energía renovable es una de las
formas más limpias de obtener hidrógeno, aunque también es la más cara (Aguado
Molina et al., 2021). El reformado de biomasa y los ciclos termoquímicos están en
medio debido al costo y el impacto en la atmósfera, como se observa en la Figura 2.
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Es así como la Agencia Internacional de la Energía (AIE) estableció en 2019 una
Con nuevos descubrimientos e investigaciones, este sistema se ha ampliado de
fuente de obtención, procesos mediante los cuales se obtuvieron y la cantidad de
emisiones de dióxido de carbono que cada uno produce. cómo se muestra en la
Tabla 2.
Figura 2. Comparación del coste de los principales métodos para obtener hi-
drógeno y de su impacto en la atmósfera.
Fuente: Elaboración propia en base a (Piqué, 2010).
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Tabla 2. Esquema conceptual de los colores del hidrógeno con las distintas
fuentes, procesos, postprocesos y emisiones.
Nota: Steam methane reforming (SMR); Autothermal reforming (ATR); Carbon
capture and storage (CCS).
Fuente: Elaboración propia en base a (Gupta R. B., 2009); (IEA, 2019).
En resumen, la Tabla 2 indica que el hidrógeno obtenido por combustibles fósiles
es mucho más contaminante al medio ambiente en comparación al hidrógeno
obtenido de las centrales nucleares que no emiten GEI, pero sí residuos radioactivos.
Por tanto, el hidrógeno más limpio es el hidrógeno verde con nulas emisiones de
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Tabla 3.
Fuente: Elaboración propia en base a (Gupta R. B., 2009); (CNH2, 2021).
En el ámbito de producción de hidrógeno verde, se están desarrollando varios
proyectos relacionados con plantas de biogás a partir del biometano y otros
contemplan la producción In-Situ de hidrógeno para suministrar biometano
a los reformadores a través de la red de gas natural. Aunque existe una amplia
La tecnología más avanzada en este ámbito es el reformado, misma consta de
diferentes procesos; el más común es el reformado con vapor de agua o SMR,
por su nombre en inglés “Steam Methane Reforming”; procesos de reformado
autotérmico, ATR “Autothermal Reformer or Catalytic Processes” y procesos de
oxidación, PO
X
“Partial Oxidation Processes”. De este modo la tecnología con
vapor utiliza altas temperaturas (700 °C - 1000 °C) para producir hidrógeno a
partir de fuentes de metano como el biogás o el biometano, esta es una alternativa
interesante en comparación de la electrólisis del agua, ya que este hidrógeno verde
se puede producir en su punto de consumo: en puertos, puntos de suministro,
carbono inigualable si su materia prima es biogás procedente de estiércol bovino o
porcino (Puchades, 2021); (Morante et al., 2020); (Speirs J, B et al., 2017).
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Hazer Group ha desarrollado una tecnología innovadora que convierte el
de hierro, creando una vía de hidrógeno alternativa a los enfoques tradicionales de
reformado de metano con vapor y electrólisis. Es una alternativa de bajo costo y
bajas emisiones a los métodos comerciales existentes; utiliza metano como materia
del 2019 la compañía Hazer Group, tenía previsto producir 100 toneladas anuales
de hidrógeno a partir del biogás proveniente del tratamiento de aguas residuales
(ARENA, 2019).
Del mismo modo, investigadores de la Universidad de Melbourne han creado
un nuevo dispositivo alimentado por energía solar para producir hidrógeno de la
atmósfera. Puede convertir la humedad del aire en gas hidrógeno con una pureza
del 99% y funciona hasta con una humedad relativa del 4% como se muestra en
la Figura 3. Es decir, que puede producir en zonas donde el agua es escasa. Esta
investigación concluye indicando que el hidrógeno verde producido por la división
del agua utilizando energía renovable es el portador de energía más prometedor
distribución de energías renovables y la disponibilidad de agua dulce plantea un
desafío importante para su producción (Guo et al. 2022).
Figura 3. El concepto de electrólisis directa del aire (DAE) para la producción de
hidrógeno. Fuente: (Guo et al., 2022).
Así mismo, investigadores de la Universidad RMIT de Australia han desarrollado
hidrógeno directamente del agua de mar, usando láminas de fosfuro de molibdeno
como se muestra en la Figura 4. El nuevo método descompone el agua de mar
directamente en hidrógeno y oxígeno, evitando así la necesidad de desalinización
o desalación (proceso mediante el cual se elimina la sal), los costos, consumo de
energía y emisiones de carbono que conlleva (iAgua, 2023); (Loomba et al., 2023).
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Figura 4. Síntesis de láminas de fosfuro de molibdeno y níquel poroso dopado
con nitrógeno y el proceso de división electroquímica del agua de mar. Fuente:
(Loomba et al., 2023).
2.2 Almacenamiento de hidrógeno
Así como el apartado de la producción de hidrógeno, es esencial familiarizarse con
los métodos de almacenamiento, ya que, durante mucho tiempo, la existencia de un
sistema adecuado para el almacenamiento fue uno de los obstáculos más grandes
para el uso a gran escala, especialmente en el sector de transportes. Dado que el
hidrógeno es un combustible que tiene una elevada densidad energética por unidad
de masa, tanto en estado líquido como gaseoso, por lo tanto, se deben examinar y
conocer los tipos de almacenamiento y la opción más adecuada.
La baja densidad del hidrógeno hace que sea un gas muy volumétrico, lo que
quiere decir que, por unidad de volumen, la cantidad de masa que se puede
almacenar es muy baja comparada con la de otros combustibles. Por este motivo
se analizan diferentes opciones de almacenamiento. Más allá de la capacidad de
almacenamiento inherente en las redes de gas natural, existen muchas opciones
para el almacenamiento de energía de hidrógeno, en diferentes estados como gas,
líquido o ligado a otros productos químicos, según (Gupta R. B., 2009) y (Piqué,
2010), se tienen los siguientes estados para el almacenamiento:
• Gas. En tanques de alta presión (350–700 bar) o en formaciones
geológicas. Esto es similar al almacenamiento de gas natural como gas
natural comprimido y en depósitos subterráneos de almacenamiento de
gas.
• Líquido. Se requiere enfriar el gas por debajo de su punto de ebullición
licuado (GNL). Entonces, el hidrógeno se puede manejar de manera
similar al GNL.
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• Químico.
estructuras metalorgánicas o dentro de los sólidos de los hidruros
complejos unido a productos químicos (tolueno, amoníaco).
El almacenamiento de hidrógeno líquido requiere de un alto costo de inversión, el
en grandes cantidades y en espacios más reducidos, alcanzando proporciones de
1:15 en un espacio de iguales dimensiones y así maximizar su capacidad. Por otra
parte, para evitar la criogenización, se ha estudiado la posibilidad de almacenar
y transportar el hidrógeno, mediante amoniaco líquido (NH
3
), ya que este
compuesto a temperatura ambiente se mantiene líquido y podría reducir los costos
de almacenamiento y transporte. El único detalle que presenta, serían los costos
con nitrógeno.
De este modo, debido a los volúmenes de almacenamiento que requiere la red
de gas natural, la opción de almacenamiento más atractiva sería en estructuras
geológicas. A nivel mundial, actualmente se están llevando a cabo muchos
proyectos para probar la viabilidad del almacenamiento de hidrógeno en reservorios
de hidrocarburos agotados y otras formaciones geológicas (International Energy
Agency, 2006); (Piqué, 2010).
2.3 Transporte de gas natural con hidrógeno
La Asociación Europea de Gases Industriales (EIGA) ha desarrollado una directriz
(IGC 121/14) sobre la redirección de tuberías de transmisión para operar con
mezclas de hidrógeno superiores al 10%. El documento concluye que los grados
comunes de tubería de acero al carbono como API 5L X52, como también la
ASTM-A 106 Grado B, se utilizan ampliamente en el servicio de hidrógeno, la
evaluación de tuberías de la Tabla 4. nos muestra que los grados de acero X56, X60
el potencial de aumentar los niveles de oxígeno para mitigar la fragilización por
regímenes operativos.
Tabla 4. Evaluación de tuberías del sistema de transmisión
Fuente: elaboración propia en base a (Aqua Consultants, Element Energy, 2021);
(MarcoGaz, 2019).
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Así también los últimos hallazgos de Aqua Consultants & Element Energy,
muestran que el hidrógeno afectará negativamente a partes de la red de transmisión
construidas con grados de acero superiores a X56, y las opciones de mitigación
pueden incluir:
• Operar la sección del oleoducto a una presión operativa máxima permitida
(MAOP) reducido.
• Aplicación de revestimientos / revestimientos internos.
• Introducir niveles ligeramente elevados de oxígeno.
Las tuberías de transmisión de gas natural pueden operar de manera segura durante
más de 60 años si se operan y mantienen dentro los parámetros permitidos como
recomienda la normativa de distribución por redes de la (ANH, 2009), como
también señalan ( Andarcia Garcia & Molina Robles, 2013) y (Aqua Consultants,
Element Energy, 2021). Por tal motivo, para mezclas de hidrógeno en gasoductos o
redes de distribución de gas natural, adicionalmente se deben considerar aspectos
técnicos de seguridad resumidos en la Tabla 5.
Tabla 5. Consideraciones de seguridad del material
ó
Fuente: Elaboración propia en base a (U.S. Department Of Energy, 2001);
(Aguado Molina et al., 2021).
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consideradas, entre ellas se puede considerar:
• En un ambiente rico en hidrógeno, este puede ser absorbido o adsorbido
por el material de la tubería y causar fragilización. Las posibles razones
son la distribución desigual del hidrógeno en el material, la escasa fuerza
de unión del material o la precipitación de moléculas de hidrógeno. Este
efecto se produce a temperatura ambiente (Lucena, 2010).
• La reacción química entre el hidrógeno gaseoso y el material puede
conducir a la formación de burbujas de gas o hidratos, lo cual puede
ocasionar que el material falle. La reacción entre el hidrógeno y el
carbono, conocida como “ataque de hidrógeno”, crea una alta presión al
crear moléculas de metano. Como solo ocurre a temperaturas superiores
acero de la tubería. Aún así, juega un papel en las turbinas de gas (Lucena,
2010).
De este modo el blending de gas natural e hidrógeno en las redes de distribución,
con la tubería, compresores y turbinas de gas (Ghimire y otros, 2015). La Figura 5
muestra un análisis de los porcentajes admisibles probados en diferentes equipos
de almacenaje y líneas de transmisión según lo indicado por MarcoGaz.
Figura 5. Tolerancias por segmenta para el transporte y almacenaje del blending
de hidrógeno en gas natural. Fuente: Elaboración propia en base a (MarcoGaz,
2019).
Analizando la Figura 5, es necesario profundizar investigaciones en sellos de
las estaciones de llegada del blending de gas natural e hidrógeno, almacenaje en
lugares de alta porosidad, por otra parte, las tuberías que cuentan con protección
catódica en el transporte y el almacenaje en cavernas pueden operar hasta con
100% de hidrógeno.
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Cabe considerar por otra parte, el análisis procedente de MarcoGaz, también realizó
el estudio de la tolerancia por segmento de la red de distribución, regulación de
presión, sistema de medición y red de servicios de acuerdo al porcentaje en volumen
la Figura 6.
Figura 6. Tolerancia por segmento de la red de distribución.
Fuente: Elaboración propia en base a (MarcoGaz, 2019).
Según el estudio de MarcoGaz, se observa que las tuberías de acero pueden
2
en gas natural, asimismo se puede indicar que
2
en las
redes de distribución de gas natural.
En relación al problema expuesto, MarcoGaz resume el impacto y la aplicación del
hidrógeno en equipos de transporte en el campo doméstico, comercial, industrial y
vehicular, donde podemos ver que en el campo doméstico, el uso de hidrógeno en
cocinas o quemadores puede llegar al 10%, 10% en calderas de condensación, 2%
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Figura 7. Tolerancias por segmento en la red de distribución, regulación de-
presión, sistemas de medición y red de servicios.
Fuente: Elaboración propia en base a (MarcoGaz, 2019).
El blending de hidrógeno en los gasoductos de gas natural continúa en investigación,
actualmente se tienen proyectos potenciales en Europa y Sudamérica, ambos
continentes tienen países referentes en el estudio del blending de hidrógeno en los
gasoductos de gas natural. Europa tiene como país referente a Alemania, sin dejar
de lado a Francia, Reino Unido y Australia, que del mismo modo tienen avances
tecnológicos.
A continuación, se muestra la Tabla 6 con los proyectos más destacados en esta
región.
Tabla 6. Proyectos destacados en Europa.
Fuente: Elaboración propia en base a (IEA, 2019); (Quarton & Samsatli, 2018).
Todos los proyectos de la vida real, estudios económicos y estudios de optimización
o la descarbonización. Muchos proyectos de la vida real y estudios económicos
evaluaron el potencial de HIGG para el equilibrio de la red desde la perspectiva del
operador de la planta (J. P. Hodges, et al., 2015).
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La Figura 8 muestra los niveles máximos de inyección de hidrógeno permitidos
en los proyectos de la vida real, además del nivel máximo de inyección asumido
en los estudios de modelización. El nivel asumido en los estudios de modelización
varía ampliamente. Muchos estudios consideraron múltiples niveles de inyección
máximos discretos, hasta 20 vol.% o incluso más, lo que parece apropiado en
función de los proyectos de la vida real, como ser el proyecto Ameland que ha
demostrado que se pueden lograr mezclas alrededor de este nivel. Esos estudios,
como (Schiebahn et al., 2015) y (De Joode et al., 2014), y de hecho los proyectos
de equilibrio de la red de la vida real, que permiten niveles mucho más bajos de
inyección de hidrógeno, son posiblemente demasiado pesimistas. Muchos de
los estudios que se muestran en la Figura 8 y que han investigado los niveles de
inyección de 100 vol.% modelaron esto como un caso independiente de “hidrógeno
puro”, en lugar de modelar un nivel de inyección sin restricciones hasta un máximo
de 100 vol.% (Quarton & Samsatli, 2018), de este modo se investigó más de un
nivel de inyección. Esto se muestra utilizando los marcadores de nivel “más bajo
(lowest level)”, “medio (middle level)” y “más alto (highest level)”.
Figura 8. Niveles máximos de inyección de hidrógeno utilizados en proyectos
de la vida real y asumidos en estudios de modelización. Fuente: (Quarton &
Samsatli, 2018).
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En Sudamérica el mayor referente en cuanto al estudio, uso y aplicación del
hidrógeno es Chile que el año 2019 junto a Deutsche Gesellschaft für Internationale
Zusammenarbeit (GIZ) realizaron el estudio del blending para la aplicación en sus
gasoductos norte, centro y sur (Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020).
De este modo, Chile considera en su estudio “Inyección de hidrógeno en redes de
gas natural” los años de operación del gasoducto y tipo de material del gasoducto
hasta el año 2025 realizar el blending de hidrógeno en el total de los gasoductos
chilenos (Norte, centro, sur), llegar al 2030 con emisiones bajas de CO
2
y el 2050
convertirse en el primer país sudamericano reconocido como un país referente en la
aplicación de energías verdes (Vasquez Torres et al. 2021); (Ministerio de Energía,
Gobierno de Chile, 2020).
2.4 Consideraciones del blending de hidrógeno en Bolivia
El ministerio de Hidrocarburos y Energías, impulsa un plan estratégico para la
producción de hidrógeno verde con el objetivo de subir el potencial energético
de Bolivia y contribuir a la descarbonización (Ministerio De Hidrocarburos Y
para la producción de hidrógeno.
Bolivia cuenta con una longitud total de distribución de gas natural de 606,358.00
por Yacimientos petrolíferos Fiscales (YPFB), demostradas en la Tabla 7.
Tabla 7. Sistema de transporte por gasoductos en Bolivia
Fuente: Elaboración propia, en base a (YPFB,2018).
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El material de las tuberías actuales de red de transporte API 5L X42 y X52 se
encuentran dentro los materiales aptos para el blending de hidrógeno en los
gasoductos, sin embargo, en necesario realizar un estudio del estado de los mismos
de acuerdo a los mantenimientos realizados desde su implementación. Considerando
otros parámetros para el transporte no se tienen análisis y/o estudios en equipos
secundarios de operación, transporte, porcentaje de admisibilidad o el almacenaje
del blending de gas natural e hidrógeno. Del mismo modo es importante considerar
diferentes escenarios y tecnologías para la producción de hidrógeno en Bolivia a
gas natural como se muestra en la Tabla 8.
Tabla 8. Posibles fuentes de obtención de hidrógeno en Bolivia
Nota: La termoeléctrica Guaracachi actualmente produce hidrógeno mediante
su planta de electrólisis para autoproducción de hidrógeno, que es usado para el
enfriamiento del generador de la turbina a vapor del Ciclo Combinado (ENDE,
2022).
Fuente: Elaboración Propia, 2022.
Evidentemente, la alternativa medioambiental más favorable para Bolivia es
la obtención de hidrógeno a través de parques fotovoltaicos y eólicos, ya que el
amoníaco es altamente contaminante para el medio ambiente.
De este modo, el hidrógeno de origen fotovoltaico es muy ventajosa mediante
electrólisis, ya que el recurso solar es el más deslocalizado de todos los recursos
renovables (Linares Hurtado & Moratillas Soria, 2007). Desde el punto de vista
económico y medioambiental, la energía solar fotovoltaica se considera el método
esta tecnología el rendimiento global de producción de hidrógeno es de casi un
16% usando los rendimientos de los fotoconvertidores y electrolizadores modernos
de aproximadamente un 20% y un 80 %, respectivamente (Aguado Molina et al.
2021).
Por otra parte la tecnología en los parques eólicos tiene como objetivo utilizar el
hidrógeno como elemento de almacenamiento de energía química, lo que permite
el acoplamiento entre la producción de energía química cuando se genera más
energía eléctrica que la demanda de la red o más de lo previsto, este exceso de
electricidad se envía a la celda de electrólisis, donde se produce la electrólisis del
agua (reacción electroquímica para formar hidrógeno y oxígeno); (Llera Sastresa
& Zabalza Bribián, 2011).
´
´
´
´
´
´
´
´
´
´
´
´
´
Renerías
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Comparando ambas tecnologías, se puede indicar que el proceso de producción
fotovoltaico es similar al eólico, siendo la principal diferencia que los
electrolizadores se alimentan directamente con la electricidad en corriente continua
que se produce en los paneles fotovoltaicos (Aguado Molina et al. , 2021).
2.5 Impacto medio ambiental
las Naciones Unidas establecieron un sistema de límites sobre los derechos de
emisiones de dióxido de carbono (ONU, 2018), con esta medida, el carbono tiene
un precio y, a medida que el límite de emisión aumenta cada año, se vuelve más
costoso, lo cual se puede apreciar en la Tabla 9.
Tabla 9. Valores medios anuales de las emisiones de CO
2
Nota: El dato del año 2023 fue tomado de la media anual hasta el mes de mayo.
Fuente: Elaboración propia en base a (SEDECO2, 2023).
Es así como SEDECO2 realiza evaluaciones anuales y mensuales sobre los
derechos de emisión de CO
2
. El precio para 2022 fue de 80,87 € por tonelada de
CO
2
emitida. En 2023 la media anual actual se sitúa en 86,96 € por tonelada de
CO
2
(SEDECO2, 2023). Como puede verse en la Figura 9, esta tendencia al alza ha
hecho que las tecnologías renovables sean cada vez más competitivas frente a las
tecnologías convencionales y, además, las inversiones en energía limpia tienen una
perspectiva a largo plazo más amplia que otras fuentes de energía.
Figura 9. Valores medios anuales de los derechos de emisión de CO. Fuente:
Elaboración propia en base a (SEDECO2, 2023)
´
2
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Como se mencionó anteriormente, las materias primas para la producción de
hidrógeno no renovable pueden ser gas natural, petróleo y carbón. Los combustibles
derivados del gas natural emiten 10,1-17,2 kilogramos de CO
2
por kilogramos de
/KgH/
KgH
tecnología de captura de CO2 a estos métodos para reducir en un 90% las emisiones
de este contaminante, aunque el uso de la tecnología encarecería el producto. Por
/KgH
/KgH /
KgH/KgH
/KgH /KgH
Carretero, 2022); (IEA, 2019); (Gobierno de España, 2022).
A continuación, se presenta la Figura 10 que compara las principales tecnologías
de producción de hidrógeno en términos de emisiones equivalentes de acuerdo a
los datos del párrafo anterior.
Figura 10. Diagrama comparativo de las principales tecnologías de producción de
hidrógeno en términos de emisiones equivalentes de CO2 incluyendo su ciclo de
vida del hidrógeno producido. Fuente: Elaborado en base a (Gupta R. B., 2009).
Cuando se habla de gases de efecto invernadero (GEI) se habla de CO2 equivalente
(CO2
eq
), que incluye los seis gases de efecto invernadero recogidos en el Protocolo
de Kioto: dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido de nitrógeno (N2O),
HFC PFC
(SF6).
Desde la perspectiva ambiental de Chile para realizar el blending de gas natural
e hidrógeno verde producido mediante la electrolisis, se reportó que el consumo
de 5%, 10% o 20% de hidrógeno a la red evitará que se liberen a la atmósfera
ktktkt
En este sentido, para producir esta cantidad de hidrógeno, siempre que los
electrolizadores estén funcionando en torno al 90 %, la potencia necesaria sería de
MWet al. 2021).
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En 2021, las emisiones de CO2 en Bolivia han crecido 2,175 megatoneladas, un
10,74% respecto a 2020, dando como resultado 22,428 megatoneladas de CO2 , en
consecuencia, Bolivia es el país número 99 del ranking de países por emisiones
de CO2, formado por 184 países, en el que se ordenan los países de menos a más
contaminantes. Actualmente, en Bolivia el transporte, el uso de hidrocarburos
en los procesos de industrialización, las emisiones fugitivas y otros, representan
el 12,61% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero de Bolivia
(EXPANSION, 2021).
En este orden de ideas realizando una estimación para Bolivia, y tomando como
referencia a las tres principales termoeléctricas (Entre Ríos, Warnes y Del Sur) que
consumen grandes cantidades de gas natural, y de acuerdo con el Comité Nacional
de Despacho de Carga (CNDC), entre enero y marzo de 2022 estas tres generadoras
de energía eléctrica consumieron 10.235 millones de pies cúbicos (MPC) de gas
natural, y la inyección de hidrógeno al 5%. 10% o 20% evitarían que se libere
ktktkt
respectivamente. Cabe considerar que estos resultados fueron obtenidos mediante
dióxido de carbono que evitarían ser liberados únicamente hablando de un periodo
de 3 meses, para considerar resultados mucho más precisos y exactos se debe
realizar estudios e investigaciones extensas, contemplando factores como ser: los
3. CONCLUSIONES
es potencialmente una fuente de energía alternativa, ya que, al combustionar con
el oxígeno, no libera dióxido de carbono, más al contrario la reacción da como
producto agua. Siempre que el hidrógeno se produzca de una manera baja en
carbono, ya sea a través del reformado de metano a vapor (SMR), captura y
almacenamiento de carbono (CCS) o a través de la electrólisis se puede considerar
con un mayor impacto para realizar el blending de hidrógeno en las redes de
distribución de gas natural.
En los estudios discutidos, se caracterizaron rutas bioquímicas utilizando
microorganismos para la bioconversión de biomasa, principalmente a través
de procesos de fermentación oscuros por sus ventajas (condiciones de reacción
suaves). Asimismo, existen desventajas que están directamente relacionadas con la
lenta tasa de conversión para la producción de hidrógeno y el costo de los reactores
y cepas requeridas para desarrollar el proceso. Por tanto, en futuras mejoras se
cepas bacterianas más económicas.
Los procesos de ruta bioquímica se han distinguido por utilizar microorganismos
procedimientos de fermentación oscura. De igual manera, también se han
demostrado desventajas, las cuales están asociadas directamente con el índice de
transformación de hidrógeno lento y con el precio de los reactores y clases, que son
necesarios para poner en marcha estos procesos. En consecuencia, en las mejoras
venideras, es necesario desarrollar sistemas de producción que sean más efectivos,
que impliquen nuevas variedades de bacterias más económicas.
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Las vías termoquímicas se han reconocido por utilizar procesos catalíticos
heterogéneos, en particular orientados a utilizar fuentes sedimentarias. Estos
procedimientos tienen el provecho de ser fáciles de adecuar a las necesidades de
la industria, pese a que se requiere de componentes químicos de elevadas tarifas.
Por esta razón, en el contexto de los procedimientos no catalíticos en el futuro se
requiere idear métodos que fomenten el empleo de fuentes sustentables y crear
materiales innovadores con ventajas en los ámbitos operativos, económicos y
medioambientales. Además, los métodos fotoquímicos han sido igualmente
efectivos como métodos para conseguir hidrógeno. Dentro de los últimos estudios,
se han involucrado procedimientos que se ejecutan en su mayoría a manos de la
fotodescompensación del agua, de modo que, sería factible en un futuro que se
Las principales rutas de producción de hidrógeno, asociándolas a sus colores
correspondientes, como se muestra en la Tabla 2 son de vital importancia para
determinar el origen del hidrógeno que se utilice en las diversas aplicaciones, tanto
desde un punto de vista económico como medioambiental. En el punto de consumo
se tiene en cuenta todo el ciclo de producción y consumo, unos claramente tendrán
emisiones de gases de efecto invernadero muy superiores a otros como se observa
en la Figura 10.
Realmente tan solo las emisiones directas del hidrógeno turquesa, rosa y verde
son nulas, y en algunos países, según su mix energético, lo podría ser también el
hidrógeno amarillo. En el caso del hidrógeno turquesa, las causas de las emisiones
asociadas a la cadena de suministro del gas natural hacen que, si se tiene en cuenta
la totalidad del ciclo de vida, sus emisiones se incrementen notablemente y quedan
como alternativa ecológica el hidrógeno rosado y el verde. El hidrógeno de color
rosa, por otro lado, requiere de energía nuclear y presenta una problemática social
en el momento en que los intervalos para la creación de nuevas centrales nucleares
son mayores a diez años. De esta manera, el hidrógeno verde parece ser la principal
alternativa para el futuro, sus emisiones directas son nulas y las emisiones indirectas
pueden ser drásticamente reducidas.
La producción de hidrógeno por electrólisis del agua no producirá contaminantes en
principio, pero consume mucha electricidad, por lo que el impacto de este método
de producción de hidrógeno en el medio ambiente depende fundamentalmente de
la fuente de la electricidad consumida. Usar electricidad de fuentes renovables es
la solución más sostenible para esta ruta de producción de hidrógeno. El impacto
ambiental de la electrolización del agua para producir hidrógeno depende en
gran medida de la fuente de entrada de electricidad al proceso. El reformado de
hidrocarburos (principalmente metano) es actualmente el proceso más utilizado y
económico, teniendo como principal desventaja las elevadas emisiones de CO
2
. El
reformado de productos obtenidos a partir de biomasa como el biometano es, por
neutralidad en términos de emisiones de CO2 .
Tomando una conclusión general en este aspecto, se puede indicar que las
tecnologías que presentan menores costes son realmente contaminantes, mientras
que las que presentan unas mejores características medioambientales todavía
cuentan con un costo elevado. Esta es la única limitante que le resta al hidrógeno
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verde para ser la mejor alternativa en cualquiera de las dos opciones mencionadas,
económica y medioambiental. Actualmente es sin duda la mejor solución a nivel
medioambiental, resta únicamente lograr equiparar sus costes con los del hidrógeno
producido a partir del gas natural.
Uno de los principales objetivos de este artículo es estudiar la producción y el
transporte de gas natural/hidrogeno, por ello, como se demuestra en la Tabla 5
uno de los principales problemas que tiene el hidrógeno es la fragilización por
las paredes de la tubería, Aqua consultants & element energy, realizaron el
estudio correspondiente a los grados de acero permitidos para la aceptabilidad
del hidrógeno, mismo que concluye indicando que existen 4 tipos de tuberías de
aceros que ya fueron probados, entre estos grados de acero se encuentran API 5L
X42, API 5L X46, API 5L X52. La fragilización por hidrógeno afecta la integridad
estructural de la línea de transmisión y los componentes metálicos asociados, no
través de la presión interna ejercida sobre las paredes de la tubería. Esto da como
resultado una menor ductilidad de la pared de la tubería y fallas mecánicas de la
tubería.
Alternativamente a nivel mundial, se evaluó el potencial de HIGG desde la
perspectiva de todo el sistema. Varios proyectos de la vida real están investigando
los aspectos prácticos de HIGG para niveles de inyección más altos. Algunos
estudios económicos también han intentado adoptar una perspectiva de todo el
sistema; sin embargo, los estudios de optimización son los más adecuados para
esto, ya que pueden modelar el funcionamiento del sistema y tomar decisiones
operativas y de inversión. Sin embargo, hasta la fecha, relativamente pocos estudios
de optimización han incluido HIGG.
En el contexto actual, Bolivia no cuenta con campos nuevos de explotación de
yacimiento de gas natural o petróleo, de este modo el hidrógeno puede ser un gran
potencial de estudio para sustituir el gas natural mediante el blending de gas natural/
hidrógeno, pero la producción y el almacenaje de hidrógeno juegan un papel muy
importante a la hora de plantear escenarios de implementación de esta tecnología
como también la edición a las redes de distribución de gas natural. Así también
Bolivia apunta a la transición energética con parques fotovoltaicos y parques
eólicos, es así que actualmente existe una sobreoferta de energía eléctrica, de este
modo una propuesta alterna es producir hidrógeno en los parques fotovoltaicos y
los parques eólicos.
En Bolivia se puede obtener hidrógeno a partir de varias tecnologías, ya sea
mediante parques fotovoltaicos o eólicos, pero el principal tema a tratar es el
almacenamiento del hidrógeno ya que el mismo tiene elevados costos de inversión,
es por ello que lo más conveniente sería producir el hidrógeno e inmediatamente
aplicarlo a plantas que operen con gas como son las termoeléctricas, hidroeléctricas
y equipos secundarios que usan el gas natural como principal combustible.
En Bolivia se tiene gasoductos aún operando desde el año 1974 , algunos de estos
gasoductos y redes de distribución son de grado API 5L X42 y API 5L X52, pero no
se cuentan con datos publicados con exactitud para una correcta determinación de
su operabilidad con hidrógeno. Para saber con mayor exactitud se deben realizar
pruebas del estado actual y niveles de corrosión en estos gasoductos y de este
modo demostrar si el blending de gas natural e hidrógeno es aceptado, como
también conocer el porcentaje de mezcla y condiciones de operabilidad.
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En Bolivia se ha trabajado poco para aplicar el blending de gas natural con
hidrógeno en las redes de transporte del país, sin embargo, se requiere mucha
más investigación académica, industrial y trabajo, especialmente por parte de
los formuladores de políticas, ya que no se tienen políticas y regulaciones para el
blending de hidrógeno en los gasoductos y las redes de distribución del gas natural.
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