Por José Ignacio Linares Hurtado, Catedrático en la Universidad Pontificia Comillas y Director de la Cátedra Fundación Repsol de Transición Energética en Comillas-ICAI.
Biohidrógeno e hidrógeno verde
Es habitual identificar el hidrógeno verde con aquél producido por electrólisis a partir de electricidad renovable. Sin embargo, no todo el hidrógeno verde sigue esa ruta de obtención. En realidad, el término “verde” hace alusión al carácter renovable y eso también se encuentra, por ejemplo, en procesos termoquímicos a partir de biomasa. Así, la Green Hydrogen Coalition define el hidrógeno verde como el producido desde materias primas no fósiles y que emite cero emisiones de gases de efecto invernadero en su ciclo de vida.
También indican algunas rutas viables comercialmente para su obtención como la electrólisis del agua a partir de electricidad renovable, la conversión térmica o gasificación de la biomasa o residuos orgánicos y el reformado por vapor (SMR) del biogás [1]. En España la Hoja de Ruta del Hidrógeno [2] califica también como verde el hidrógeno obtenido mediante el reformado del biogás o la conversión bioquímica de la biomasa, siempre que se cumplan los requisitos de sostenibilidad establecidos.
En cuanto al término “biohidrógeno”, la Asociación Europea del Biogás (EBA) lo define como aquel obtenido a partir de fuentes biogénicas (por ejemplo, biogás o biomasa) mediante diferentes técnicas [3]. El Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia (SIPA) lo define como el producido a partir de procesos de conversión biológica o termoquímica de la biomasa [4]. En este artículo nos centraremos en el biohidrógeno producido por reformado con vapor de biometano por su mayor madurez tecnológica frente a otros tipos de biohidrógeno y su capacidad para aprovechar la infraestructura gasista existente, así como su conexión con la economía circular.
El biogás es un gas renovable que se forma mediante la digestión anaerobia de residuos orgánicos: residuos agroforestales, deyecciones ganaderas, residuos de la industria alimentaria, fracción orgánica de residuos sólidos urbanos, lodos de depuradora… Como resultado del proceso de digestión se obtiene un biogás bruto que contiene mayoritariamente metano y CO2, junto con productos ácidos y otras impurezas en baja proporción. Tras una primera fase de limpieza de estos componentes minoritarios se obtiene un biogás limpio, compuesto sólo por metano y CO2, que puede usarse localmente como combustible. La presencia de CO2 (40 a 60% en volumen, en función de los residuos empleados) en este biogás impide que pueda inyectarse en la red de gas natural, por lo que se puede llevar a cabo una nueva operación de enriquecimiento, consistente en retirar el CO2, obteniendo así metano puro, que al ser de origen biogénico se denomina biometano. Este biometano es intercambiable con el gas natural en cuanto a prestaciones (de hecho, se trata de metano casi puro), siendo un gas renovable que puede inyectarse en la red de gas natural y gestionarse a través de certificados de garantía de origen (GdO), al igual que ocurre con la electricidad renovable [6].
El CO2 capturado es de origen biogénico, y pese a que podría ser utilizado como materia prima desfosilizada, lo habitual es ventearlo dado que es neutro y que las plantas de biogás están dispersas y no existe una red de gasoductos de CO2. En casos de altas producciones o alta concentración de plantas localmente se podría plantear su licuefacción y transporte en camión hasta el punto de consumo.
El biohidrógeno obtenido por reformado con vapor de biometano permite aprovechar la infraestructura existente simplemente reemplazando el gas natural por biometano, el cual se canaliza a través de la red de gas natural y se adquiere a través de certificados GdO
El biohidrógeno obtenido por reformado con vapor de biometano permite aprovechar la infraestructura existente (en España se producen actualmente unas 600 kt anuales de hidrógeno por SMR de gas natural, principalmente en refinerías y plantas químicas [7]) simplemente reemplazando el gas natural por biometano, el cual se canaliza a través de la red de gas natural y se adquiere a través de certificados GdO. La Figura 1 representa un esquema del proceso, donde se muestran dos focos de CO2 biogénico: el del enriquecimiento, previamente comentado, y el del proceso SMR (aproximadamente 9 kg CO2/kg H2).
El empleo del biohidrógeno en plantas que actualmente utilizan gas natural para producir hidrógeno fósil es una vía rápida de descarbonización, condicionada a los costes del biometano y su disponibilidad. El coste del biohidrógeno depende mucho del tipo residuo empleado para producir el biometano, pudiendo oscilar entre 3 y 4 €/kg [8], lo cual se sitúa claramente por debajo del coste del hidrógeno verde electrolítico en España, superior a 6 €/kg (cotización del índice ibérico de 6,11 el 28 de agosto de 2025 [9]).
En cuanto al potencial de producción, se pueden obtener 20,4 toneladas de hidrógeno a partir de 1 GWh de biometano usando la tecnología convencional SMR disponible actualmente. La patronal del gas (Sedigas) estima el potencial de producción español en 163 TWh, que podrían quedarse más bien en 100 TWh si se considera que el potencial de los cultivos intermedios (la fuente que más podría contribuir a la generación de biometano) no se despliega en su totalidad [10]. Es decir, el potencial de producción de biohidrógeno en España alcanzaría 2 Mt anualmente (de 3 a 4 veces la producción actual).
El empleo del biohidrógeno en plantas que actualmente utilizan gas natural para producir hidrógeno fósil es una vía rápida de descarbonización, condicionada a los costes del biometano y su disponibilidad
Un paso más: biohidrógeno con emisiones negativas
El biohidrógeno descrito es neutro en emisiones de gases de efecto invernadero dado que el CO2 liberado en todo el proceso es biogénico. Sin embargo, se puede aumentar la capacidad de descarbonización alcanzado emisiones negativas si el CO2 liberado en el proceso SMR se captura y se almacena geológicamente, tecnología madura y ya empleada en varios países y que conduce al hidrógeno azul cuando se emplea gas natural [11]. El biohidrógeno así obtenido se suele denominar HyBECCS (Hydrogen with BioEnergy Carbon Capture and Storage), mostrando la Figura 2 el proceso, donde se ha dotado de captura de CO2 a la planta SMR y se ha añadido el almacenamiento geológico.
El CO2 capturado puede alcanzar 8,6 kg CO2/kg H2, es decir, que por cada tonelada de HyBECCS producido se han generado 8,6 toneladas de CO2 negativas, capaces de emplearse para compensar emisiones de sectores difíciles de abatir. España presenta una capacidad estimada de almacenamiento de CO2 de 20 Gt en forma de acuíferos salinos profundos [11], habiéndose iniciado ya un proyecto de almacenamiento para el polo químico de Tarragona [12].
El biohidrógeno es neutro en emisiones dado que el CO2 liberado en todo el proceso es biogénico. Sin embargo, se puede aumentar la capacidad de descarbonización alcanzado emisiones negativas si el CO2 liberado en el proceso SMR se captura y se almacena geológicamente
Un aspecto importante a destacar en el HyBECCS es la ubicación de la planta de reformado. Existen dos alternativas: junto a la demanda o junto al almacenamiento. De ellas, la más viable es junto a la demanda, para evitar así los problemas asociados al transporte de hidrógeno a grandes distancias; por el contrario, el CO2 se transporta de forma económica por gasoducto hasta 200 km. Así pues, la logística asociada al HyBECCS estaría constituida por una producción distribuida de biometano, el transporte del mismo por la red de gas natural existente a través de GdO hasta la planta SMR+CCS centralizada y ubicada junto a la demanda, para luego trasportar el CO2 por gasoducto hasta el almacenamiento [11]. La producción de HyBECCS es de 18,5 t H2/GWh de biometano, situándose el coste de producción entre 2 y 3 €/kg, dependiendo del tipo de residuos empleados para producir el biometano e incluyendo el transporte, el almacenamiento geológico y los créditos por las emisiones negativas [8].
Las emisiones negativas son especialmente útiles en la transición energética en la medida en que permiten emplear sistemas híbridos fósil/renovable que sean neutros en su conjunto. Así, en la Cátedra Fundación Repsol de Transición Energética en Comillas-ICAI hemos llevado a cabo dos análisis, uno sobre movilidad y otro sobre la actual industria consumidora de hidrógeno.
El estudio sobre movilidad [13] ha determinado la viabilidad técnica y económica de alimentar la flota de autobuses urbanos de la ciudad de Madrid con el HyBECCS producido a partir de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos. De todo el biometano que se podría producir (490 GWh) se utilizarían 290 GWh para alimentar la planta SMR+CCS, produciendo 5.378 toneladas de HyBECCS y generando 46 toneladas negativas de CO2. Con eso se alimentarían autobuses de pila de combustible, que constituirían el 60% de la flota y se compensarían las emisiones de CO2 del resto de la flota, constituida por autobuses de combustión que consumirían gas natural (261 GWh). De este modo se reutiliza el 40% de la flota existente alcanzando la neutralidad en emisiones. En cuanto a costes, el coste total de movilidad es comparable a una flota 100% de gas natural, siempre que éste tenga un coste de 2 €/kg.
El estudio sobre industria [14] se ha centrado en las plantas actuales de producción de hidrógeno por SMR de gas natural y que alimentan in situ a plantas químicas y refinerías. Se ha obtenido que, gracias a las emisiones negativas, sólo es preciso aplicar captura y almacenamiento de CO2 a 6 de las 15 planas existentes para obtener una producción conjunta neutra. Para alcanzar la producción total de 531,5 kt de hidrógeno se requieren 14,4 TWh de biometano y 13 TWh de gas natural, recurriendo a sólo 2 almacenes geológicos. El incremento de coste respecto al actual (2,6 €/kg) es de 0,4 €/kg en el peor de los casos (gas natural a 25 €/MWh, biometano a 70 €/MWh y tasa de CO2 a 80 €/t con una actualización anual de 3,5%).
Conclusiones
El biohidrógeno a partir de reformado con vapor de biometano es un gas renovable y neutro en emisiones de CO2 que permite transformar residuos orgánicos en hidrógeno utilizando tecnologías maduras. El hecho de poder aprovechar infraestructuras gasistas existentes (red de gas natural y plantas SMR de producción de hidrógeno) y contribuir a una economía circular al utilizar residuos como materia prima, resolviendo además problemas ambientales relacionados con la gestión de los mismos (purines, lodos de depuradora…) otorgan a esta solución un gran potencial en la descarbonización, una vez la producción de biometano despegue.
El hecho de poder aprovechar infraestructuras gasistas existentes y contribuir a una economía circular al utilizar residuos como materia prima, otorgan a esta solución un gran potencial en la descarbonización, una vez la producción de biometano despegue
Yendo un paso más allá y añadiendo captura y almacenamiento de CO2 a las plantas SMR se pueden emplear configuraciones híbridas (fósil/biohidrógeno) que permitan alcanzar soluciones de neutras manteniendo parte de la infraestructura existente, lo que es especialmente importante en el actual escenario de transición en el que nos encontramos.
Referencias
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