PETRÓLEO & GAS

El biometano y la transición energética

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Escribe Dr. Ing. Raúl Bertero FIUBA (Vicedecano) y CEARE (Presidente)

Por sus recursos naturales, desarrollo agro-industrial, sistema científico y espacios disponibles Argentina es uno de los países del mundo con mejores condiciones para aprovechar las oportunidades que presenta la Transición Energética.

La Fig. 1 muestra las principales regiones productivas y corredores logísticos de la transición energética, la descarbonización y el desarrollo industrial de Argentina.
En cuanto a los recursos podemos mencionar:

a) la región noroeste: con la minería asociada al litio, el cobre y los minerales estratégicos, para su industrialización posterior en baterías y autos eléctricos,

b) la región centro y litoral: con la actividad agropecuaria asociada a la producción de bioetanol, biometano, HVO y SAF,

c) la región oeste: con la cadena del gas natural de los yacimientos de shale-gas de Vaca Muerta y su exportación en forma de GNL y petroquímica, y d) la región patagónica con la cadena del hidrógeno asociada a la energía eólica, los electrolizadores, y la producción de hidrógeno verde, amoníaco, metanol e “e-fuels”.

Fig. 1 Principales regiones productivas y corredores logísticos de la transición energética,

la descarbonización y el desarrollo industrial de Argentina. Fuente: Elaboración propia


En cuanto a los principales corredores logísticos a desarrollar hay que mencionar:

a) la hidrovía, para el transporte de los recursos mineros con su industrialización primaria hasta la zona de producción y exportación de baterías y autos eléctricos;

b) los gasoductos desde Neuquén a Bahía Blanca, para la conversión del gas natural de Neuquén en productos petroquímicos y GNL y su posterior exportación desde el puerto de Bahía Blanca ampliado y modernizado; c) la línea de transmisión eléctrica patagónica para la utilización de la electricidad producida con generación eólica en los mayores centros de consumo de Buenos Aires y d) la construcción de nuevos polos hidrogeno-químicos y puertos patagónicos para la exportación de los productos de la cadena de hidrógeno.

Desde el punto de vista de la descarbonización de Argentina los dos elementos más significativos en el corto y mediano plazo son:

a) un incremento a gran escala de la generación eólica, especialmente en la Patagonia, y de la generación solar distribuida a nivel residencial, para reemplazar parcial y progresivamente a la generación térmica y

b) la utilización de los residuos de la producción agrícola, especialmente ganadera, para la producción de biometano y su conversión como bio-GNC en reemplazo local del diésel, permitiendo bajar las emisiones de GEI, no solo por la disminución del CO2 del combustible sino también por la del metano liberado a la atmósfera por los residuos agropecuarios.


Fig. 2 Proyectos de generación de electricidad adjudicados en el programa RENOVAR. Fuente: MINEM (2017)

En este trabajo nos vamos a referir a, tal vez, el menos conocido de los recursos disponibles en Argentina: el biometano.

Situación del biogás en Argentina

En el año 2015, el Congreso Nacional aprobó la ley 27,191, con el objetivo de promover la participación de las fuentes renovables en la matriz energética y alcanzar una proporción del 20% del total en el año 2025. Con este marco el poder ejecutivo inició un programa de subastas llamado Renov.Ar, donde proyectos renovables de diferentes tecnologías se presentaron a la licitación para la adjudicación de contratos de compra de potencia de largo plazo, conocidos como “Power Purchase Agreements” (PPA).

Tabla 1 Potencial de producción de biogás por año. Fuente: Elaboración propia

en base a datos de Hilbert, JA and Caratori. L. (2022)


En el caso del biogás, fueron seleccionados 29 proyectos por un total de 71.9 MW (15.1 MW de residuos municipales orgánicos), con un precio promedio de 156 USD/MWh. La mayoría de los proyectos se localizaron en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires (Fig. 2). De acuerdo con CAMMESA (2023), en abril del 2023 había un total de 29 plantas de biogás activas con una capacidad total de 66.5 MW. La mayoría de las plantas tienen una capacidad entre 0.6 y 2.8 MW. La más grande tiene una capacidad de 11.5 MW.

La utilización del biogás para la generación de electricidad tiene varias externalidades positivas (la disminución de los gases de efecto de invernadero GEI, la generación de empleo local, la inversión de pequeña escala, y la utilización del material que queda después de la digestión anaeróbica como fertilizante).

Fig. 3 Potencial de producción de biogás de “feedlots”, cerdos y tambos.

Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca (2021 a, b and c).


Sin embargo, subsiste el problema de que el costo de generación es considerablemente más alto que el de cualquiera de las generaciones alternativas y requiere de un subsidio explícito (utilizado en Europa - “feed-in tariff”) o implícito (mediante subastas por tecnología con cupo como en Argentina). Actualmente en Europa el desarrollo del biogás ha derivado en la producción de biometano donde esta energía renovable enfrenta un mercado que le permite competir, directamente sin la necesidad de subsidios o mediante impuestos al carbono, con los precios de los combustibles fósiles.


Fig. 4 Distribución por provincia del potencial de producción de biogás de agricultura y ganadería (izquierda) y de residuos y aguas residuales en toneladas de petróleo equivalente (toe) por año. Fuente: Hilbert and Caratori (2022).

La evolución de biogás a biometano.
El caso europeo y la potencialidad de Argentina
El biogás producido en los biodigestores contiene entre un 70% y un 40% de metano y entre un 30% y un 60% de CO21 . El biometano, se obtiene por tratamiento del biogás para obtener un gas con un 97% a 98% de metano y es, por lo tanto, totalmente equivalente al gas natural. Puede ser comprimido para su conversión a bio-GNC o licuado para obtener bio-GNL.


Fig. 5 Producción combinada de biometano y biogás por país europeo en orden descendente, primeros 15 países (GWh).

Fuente: EBA (2022)

De acuerdo con EBA (2022)2 , el costo de producción del biometano en Europa es actualmente de unos 23 USD/MMBTU, a lo que habría que sumar, según la misma fuente, unos 3 USD/MMBTU para su licuefacción.
Es decir que el costo del bio-GNL resultante es aproximadamente igual al costo actual del gasoil (27 USD/MMBTU en el 2023 en Argentina) y, por lo tanto, competitivo con ese combustible en lugares alejados de la red de gas natural.

Fig. 6 Número total de nuevas plantas de biometano instaladas
en Europa por año, 2008-2022 y por país. Fuente: EBA (2022)


Es probable que, en Argentina, debido al costo prácticamente nulo del “feedstock” utilizado en el biodigestor (costo de unos 5 USD/MMBTU en Europa) y los menores costos operativos, el costo del bio-GNL se acerque a los 20 USD/MMBTU.
Por lo tanto, es posible imaginar una producción en forma de economía circular y ecológica en el campo argentino donde se utilicen los residuos de la producción agropecuaria para producir biometano como combustible para sus tractores y maquinarias a un precio competitivo con el gasoil. Incluso en esos lugares alejados de las redes de gas natural, las plantas de producción de biomentano se podrían convertir en una suerte de “estaciones de servicio” donde se comercialice el bio-GNC para el transporte local a costos inferiores al gasoil.

Fig. 7 Número total de nuevas plantas de biometano instaladas
en Europa por año, 2008-2022, por tipo de “feedstock”. Fuente: EBA (2022)


La producción del año 2022 de biogás para generación de electricidad en Argentina alcanzó un promedio anual de unos 0.72 MMm3/d, mientras que la producción de biometano es nula. Sin embargo, con su enorme desarrollo agrícola-ganadero, el potencial argentino es mucho mayor. Tres informes del Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca (Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca, 2021 a, b y c) estudiaron el potencial de biogás de “feedlots”, porcinos y tambos (Fig. 3). En base a estos estudios y otros adicionales sobre residuos, el potencial de producción de biogás de la agricultura y ganadería y de los residuos sólidos urbanos y aguas residuales fue estimado por Hilbert, JA and Caratori. L. (2022) como se indica en la Tabla 1.
El valor total obtenido de unos 8.8 MMm3/d de biogás, convertido a biometano es apenas inferior a todo el consumo del año 2022 de GNC del país. La distribución por provincia de este potencial se puede ver en la Fig. 4.

Fig. 8 Evolución posible del número de plantas de biogás en Argentina. Fuente: Elaboración propia.


La distribución del potencial de la agricultura y ganadería está relacionada con los datos de la Fig. 3, mientras que el potencial de producción de biogás de residuos sólidos y aguas residuales, está naturalmente concentrado en la provincia y la Ciudad de Buenos Aires, donde reside el 46% de la población del país de acuerdo con el último censo.
De acuerdo con la European Biogas Association (EBA), la producción combinada de biogás y biometano del año 2021 alcanzó los 50.4 mm3/d. Como referencia, esta producción equivale a todo el consumo de gas natural de Bélgica y el 4.5% del consumo de gas natural de la Unión Europea del año 2021 y la mitad del gas natural nacional inyectado en los gasoductos de Argentina en el último año.
Mientras que el crecimiento del biogás en Europa se ha detenido en la última década, la producción de biometano ha estado creciendo en forma constante. En el año 2021 se produjo el mayor crecimiento de la producción de biometano con valores adicionales de 1.7 MMm3/d en el año, representando una tasa de crecimiento del 20% y alcanzando una producción total de biometano de 9.6 MMm/d.


Fig. 9- Evolución posible de la producción de biogás en GWh/yr de energía térmica y MMm3/d de biogás.

Fuente: Elaboración propia

A fines del año 2021 existían en Europa unas 1,067 plantas de biometano, habiendo iniciado su producción 184 plantas ese año, convirtiendo así al año 2021 en el de mayor crecimiento hasta la fecha. Se espera que el año 2022 registre una tasa de crecimiento aún mayor considerando que hasta septiembre del 2022, 155 nuevas plantas de biometano ya habían iniciado su producción.
La Fig. 5 muestra la producción combinada de biogás y biometano de los 15 países con mayor producción de biometano de Europa expresada en GWh. Por su producción actual de biogás, Argentina ocuparía el puesto 14 en Europa, pero si desarrollara el potencial indicado en los párrafos precedentes se ubicaría en el cuarto lugar (solamente por detrás de Alemania, el Reino Unido e Italia y por delante de Francia).
Alemania ha liderado el desarrollo del biometano en Europa por casi una década (2008-2015) pero fue superado por Francia a partir del 2017 (Fig. 6). No menos de 151 nuevas plantas comenzaron su operación en Francia en el 2021 y más de 112 plantas adicionales iniciaron su operación hasta fines de septiembre de 2022. Más y más países han iniciado la producción de biometano en los años recientes. Actualmente hay plantas de biometano en 22 países de Europa. El principal desafío para Argentina es iniciar el desarrollo de plantas de biometano tan pronto como sea posible.


Fig. 2 Emisiones de GEI de la Argentina en el año 2018.
Fuente: Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la República Argentina (2022). Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático.

En cuanto al sustrato utilizado, mientras una gran parte de las plantas de biometano de Alemania funcionan en base a monocultivos, las plantas en los países que están liderando actualmente el crecimiento del sector lo hacen principalmente en base a residuos de la actividad agropecuaria y, en menor número, a partir de residuos sólidos orgánicos urbanos y aguas residuales (Fig. 7).

Más aún, se espera que los monocultivos utilizados en las plantas existentes sean reemplazados en el futuro por otro tipo de “feedstock” tal como la siembra secuencial sostenible.

Considerando el tamaño promedio de las plantas de biogás construidas en Argentina en los últimos años (780 m3/h de biogás o 42 GWh de energía térmica por año), para alcanzar los valores de la Tabla 1 serían necesarias unas 470 plantas con un volumen de digerido mayor a los 20,000 m3. Suponiendo que Argentina alcance ese potencial en el 2050, esto significa la construcción de 18 nuevas plantas por año o 730 GWh/año de energía térmica o 0.3 MMm3/d de biogás por año (Fig. 8). Asumiendo un incremento lineal de la generación de biogás, la evolución de la producción se muestra en la Fig. 9.

Las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI)

En relación con las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), en el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático3 se estima que las emisiones netas totales del año 2018 alcanzaron los 366 MtCO2e.

El 51% corresponde a la energía (incluyendo el transporte), el 39% a la Agricultura, Ganadería, Silvicultura y usos de la tierra, el 6% a procesos industriales y uso de productos y el 4% a residuos. Surge de lo anterior que la reducción de GEI en Argentina, se debería concentrar en la reducción de las emisiones producidas por el transporte y la generación de energía por un lado y los residuos de la ganadería y la deforestación por el otro.

La Argentina se comprometió en su Segunda NDC a no exceder la emisión neta de 359 MtCO2e en el año 2030, objetivo aplicable a todos los sectores de la economía (MAyDS, 2020)4 . Esta meta implicó una mejora de un 25,7 % con respecto a la presentada en la Primera NDC de 2016 (MAyDS, 2016)5 . En el 2021, el país actualizó su Contribución Nacional, reduciendo el umbral de emisiones a 349 MtCO2e para el año 2030.
Respecto de la reducción de GEI obtenida por la producción de biometano, de acuerdo con los valores presentados en este trabajo se obtendría una disminución de 1,36 MMtonCO2 por el reemplazo del gasoil y de 0.67 MMtonCO2e equivalentes por la utilización de los residuos al año 2030 (2.03 MMtonCO2 totales) y de 5.13 MMtonCO2 y 2.52 MMtonCO2e equivalentes respectivamente al año 2050 (7.65 MMtonCO2e totales).
Considerando que el compromiso de Argentina al 2030 es reducir las emisiones GEI de 366 MMtonCO2 a 349 MMtonCO2, el efecto de este desarrollo inicial del biometano no es despreciable, representando un 12% del compromiso total de nuestro país al 2030.

Conclusiones

En conclusión, la conversión del biogás a biometano y su utlización como reemplazo de los combustibles líquidos se presenta como una opción económicamente más conveniente que la utilización directa del biogás para la generación de electricidad, especialmente en zonas del país alejadas de los gasoductos donde podría desarrollarse sin necesidad de subsidios y según los principios de la economía circular.
Aún en las zonas cercanas a los gasoductos, el biometano puede ser inyectado a la red (probablemente con mejores precios y sin las restricciones técnicas del hidrógeno) a los efectos de la descarbonización de industrias que lo requieran por exigencias del mercado internacional o para su reputación como empresas “verdes”.

El costo extra de la inyección de biometano a la red en relación al gas natural lo pagaría esa industria, de tal forma que, con un sistema de certificación de Garantía de Origen del biometano, la industria podría seguir utilizando en sus procesos el gas natural de la red y demostrar el carácter renovable de su producción sin necesidad de costosas inversiones en su sistema de fabricación.

Por otra parte, muy probablemente el subproducto más importante de la producción de biomentano sea el mismo CO2, ya que constituye una de las pocas fuentes sustentables de carbono, para combinar con el hidrógeno verde y obtener “e-fuels” totalmente sustentables (metanol, SAF, y otros).

1 En este trabajo vamos a considerar que para los sustratos utilizados en nuestro país, 1 m3 de biogás permite obtener 0.60 m3 de biometano.
2 European Biogas Association, EBA (2022). “Statistical Report 2022”
3 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la República Argentina. (2022). Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático.
4 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación. (2020). Segunda Contribución Determinada a Nivel Nacional de la República Argentina. Disponible en: https:// www.argentina.gob.ar /sites/default/files/segunda_contribucion_nacional_final_ok.pdf
5 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. (2016). Primera Contribución Prevista y Determinada a Nivel Nacional. Disponible en: https:// www4.unfccc.int/sites/submissions/ INDC/Published%20Documents/Argentina/1/INDC%20Argentina.pdf


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