En México progresan varios proyectos de generación de hidrógeno verde sin mayores regulaciones, mientras uno de los temas que suscita preocupación es el uso de agua para la obtención de este gas que ha sido denominado “combustible del futuro”.
En esta nación latinoamericana al menos una iniciativa de energía fotovoltaica proyecta la producción de hidrógeno con electrólisis, la separación de oxígeno e hidrógeno mediante el uso de electricidad.
Uno de ellos pertenece a la empresa Energía Los Cabos, filial mexicana de la francesa Hydrogene de France (HDF), con capacidad instalada de 152 megavatios (Mw) y que se desarrolla en el municipio homónimo, en el noroccidental estado de Baja California Sur (BCS), en una zona que carece de agua, especialmente por su naturaleza desértica.
La manifestación de impacto ambiental del proyecto cita un requerimiento operativo de 100 metros cúbicos (100.000 litros) al día. Para la limpieza de los paneles solares, considera un consumo de un litro por módulo cada seis meses (276,5 m3/año).
La Organización Mundial de la Salud (OMS) indica que una persona debe acceder a 50-100 litros diarios para satisfacer sus necesidades.
Se calcula que la generación de un kilogramo de hidrógeno necesita entre nueve y 10 litros de agua.
Para Jacqueline Valenzuela, directora de la organización no gubernamental Centro de Energía Renovable y Calidad Ambiental (Cerca), el debate sobre el agua en zonas áridas es neurálgico.
“No la vemos como la única alternativa, pues somos el estado más seco del país. En términos de infraestructura, no debería hacer competencia (por agua), pues la priorización del uso debería ser para la población, porque desafortunadamente se usa para actividades productivas. La parte agrícola es la que más consume”, resalta para IPS desde La Paz, la capital de BCS.
Para hacerse una idea, de los 39 acuíferos que tiene este territorio, 21 padecen déficit, pues la extracción rebasa a la recarga, entre ellos los depósitos subterráneos de Cabo San Lucas, La Paz y San José del Cabo.
Aunque la zona no presentaba sequía al 31 de agosto, a diferencia de prácticamente todo el país, padeció falta de precipitación durante 2023, según el Monitor de Sequía de la gubernamental Comisión Nacional del Agua (Conagua).
La Agencia Internacional de Energía, con sede en París y que agrupa a naciones de alto consumo de hidrocarburos, calcula que el costo de la producción de hidrógeno verde en México oscilaría entre 1,6-2 dólares en 2050, más bajo que el promedio latinoamericano de 2-2,5 dólares.
Pero esa proyección debe incluir las llamadas “externalidades”, es decir, los impactos ambientales como el hídrico.
Al cierre de la publicación de este artículo, Energía Los Cabos no había respondido a la consulta de IPS respecto a los costos.
Potencial condicionado
México posee un alto potencial de obtención de hidrógeno proveniente de energías renovables como las centrales hidroeléctricas, plantas eólicas y granjas fotovoltaicas, razón por la que este gas se apellida como “verde”.
En la segunda economía latinoamericana operan unas 4900 centrales hidroeléctricas públicas y privadas, destinadas a electricidad, riego y pesca, entre otros usos, según el estatal Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias.
De ellas, al menos 101 plantas se dedican a la generación eléctrica, con una edad media de 47 años. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) cuenta con al menos 84 de ellas, con una capacidad de potencia total superior a 12 125 Mw. Esta empresa moderniza actualmente 20 de esas instalaciones.
Además, funcionan 92 parques solares, con más de 6000 Mw de capacidad instalada, y 70 centrales eólicas con capacidad de 7312 Mw.
Los proyectos en marcha buscan que el hidrógeno se destine a la generación eléctrica, a la fabricación de fertilizantes a partir de amoníaco derivado del mencionado gas, que se consume en la industria de combustibles fósiles en México desde hace décadas, y de combustible para barcos.
En los casos de energía renovable, el agua aparece como un ingrediente fundamental en la ecuación.
La CFE anunció en septiembre de 2022 la ejecución del Proyecto Piloto Hidrógeno Verde para obtener el gas de los parques fotovoltaicos Puerto Peñasco, en el municipio homónimo en el norteño estado de Sonora, que se halla en construcción y con capacidad de 120 Mw, o la central solar Cerro Prieto, en el estado de Baja California, de cinco Mw.
En la primera etapa la empresa decidirá el sitio del proyecto, tamaño, alcance, diseño y costos, mientras que en la operación del piloto entre 2023 y 2024 CFE mezclará hidrógeno y gas fósil (conocido popularmente como “gas natural”) para la generación de electricidad hasta en 20 % como combustible para centrales térmicas.
Pero en ambos emplazamientos el agua es una limitante. Baja California -que comparte península al norte con Baja California Sur- posee 48 acuíferos, de los cuales 14 sufren déficit, entre ellos el del Valle de Mexicali. Mientras, en Sonora hay 61 depósitos subterráneos y 19 padecen déficit. Uno de ellos corresponde a Sonoyta-Puerto Peñasco.
“Lo que se necesita para separar (el hidrógeno) es agua de alta pureza. Podría haber algún tipo de competencia (con otros usos). Es necesario evaluarlo antes de ejecutar los proyectos. Hay elementos de la cadena del hidrógeno que generan dudas de cómo resolverlos”
Marco Jano, investigador del Instituto de Innovación de Net Zero de la pública y galesa Universidad de Cardiff, en Reino Unido, destaca que el agua es un elemento muy importante.
“Lo que se necesita para separar (el hidrógeno) es agua de alta pureza. Podría haber algún tipo de competencia (con otros usos). Es necesario evaluarlo antes de ejecutar los proyectos. Hay elementos de la cadena del hidrógeno que generan dudas de cómo resolverlos”, dice a IPS desde Cardiff.
En respuesta a una solicitud de información de IPS, la CFE contestó que carece de información sobre el proyecto de hidrógeno verde.
Para Omar Solórzano, investigador del Centro de Investigación y de Estudios Avanzados del estatal Instituto Politécnico Nacional, el agua constituye el tema principal.
“Depende de la zona. En el norte hay un sinnúmero de limitaciones, si uno se va hacia el sur, se están inundando. Debe buscarse el lugar con agua suficiente. Se puede desalar el agua. Pero lo mejor es la lluvia, porque no tiene sales. Si hay agua, pero no hay energía renovable, allí también hay un problema”, explica a IPS.
Precisamente, una de las recomendaciones del estudio de 2021 “Hidrógeno verde en México: hacia una descarbonización de la economía”, patrocinado por la Agencia Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ), menciona el análisis del impacto de las posibles políticas de fomento en todos los ámbitos, incluyendo el consumo de agua.
Iniciativas para obtener amoníaco proveniente de hidrógeno y producir fertilizantes verdes están en etapas iniciales en México.
Control a medias
Las regulaciones existentes son generales y no apuntan al hidrógeno en específico. Las normas no definen de manera formal a este gas como molécula de energía.
A partir de la Ley de Transición Energética, vigente desde 2015, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) estipula que la eficiencia para que el aprovechamiento de hidrógeno se considere energía limpia no será menor a 70% del poder calorífico mínimo de los combustibles utilizados en la producción de dicho hidrógeno.
Si la producción de hidrógeno implica el consumo de gas fósil, los interesados deben obtener permisos de la CRE, la responsable de la emisión de permisos de generación de energía y de transporte, almacenamiento y distribución de combustibles.
El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2023-2037, que establece las políticas públicas sectoriales para los próximos 15 años, incluye al hidrógeno en una mezcla con gas fósil en las plantas de ciclo combinado, que consumen ese carburante y vapor para generar electricidad.
La Secretaría (ministerio) de Energía, que define las políticas energéticas del país, carece de programas, proyectos o directrices, según una respuesta a una solicitud de información de IPS. Asimismo, no hay planes de adopción o incentivos para las tecnologías.
Por ello, expertos como Jano plantean la certificación del origen del hidrógeno, para aclarar si procede de energía renovable, represas o gas fósil.
Solución parcial
Una alternativa que considera la incipiente industria del hidrógeno verde es el uso de agua tratada, aunque esto no resuelve el fondo del problema ni la competencia por los usos.
Si bien la capacidad instalada y la purificación de agua están en subida, un problema generalizado radica en la falta histórica de eficiencia y de mantenimiento de las instalaciones, lo que limita el alcance de la tecnología.
En 2021, su cobertura alcanzó 67,5 % del agua residual generada y colectada en los sistemas municipales de alcantarillado de México, apenas unas décimas más que el año anterior, según datos de Conagua.
El agua tratada puede destinarse a riego agrícola, jardinería, usos domésticos e industriales, y puede ayudar a la recarga de los acuíferos.
El proyecto de HDF incluye la instalación de una planta de tratamiento, sin especificar su capacidad.
Baja California Sur posee 32 plantas tratadoras, que trabajan por debajo de la capacidad instalada. En Los Cabos funcionan 10, cuatro a máxima operación.
Mientras, en Sonora hay 110 purificadoras, por debajo del nivel. En Puerto Peñasco, solo existe una, que trabaja por encima de su capacidad.
En Baja California funcionan 44 procesadoras, afectadas también por el problema citado. Mexicali tiene 15, dos a capacidad plena.
En el nororiental estado de Tamaulipas, el municipio de Matamoros se prepara para generar hidrógeno verde basado en la purificación de agua. El gobierno municipal alista una licitación internacional para desarrollar el proyecto sobre 20 hectáreas mediante una concesión por 25 años.
Otros ocho municipios tienen potencial para iniciativas similares, según las autoridades locales.
En Tamaulipas operan 65 plantas de tratamiento de agua residual que manejan un caudal por debajo de la capacidad instalada. Matamoros cuenta solo con una instalación, que trabaja con insuficiencia.
Más incentivos
La CFE tiene potencial, pero debe atender a cuestiones tecnológicas, regulatorias, ambientales y financieras, dado el contexto actual de soporte pro-fósil del gobierno mexicano, en detrimento de las alternativas renovables.
El estudio de GIZ anticipa que CFE esperaría una demanda relativamente pequeña de hidrógeno verde para su inyección en la red nacional de gas fósil debido a una baja competitividad económica.
Añade que las mayores oportunidades se proyectan en centrales térmicas que quemen hidrógeno para generar unos 670 Mw con hidrógeno verde en 2050, lo que representa más de 87% de su demanda actual de 310.000 toneladas por año.
El suministro de hidrógeno verde para la CFE requeriría una capacidad instalada de electrólisis de alrededor de 3,5 gigavatios, con un costo de unos 380 millones de dólares anuales para mediados de siglo.
“Si se quiere descarbonizar la economía, el hidrógeno es el candidato para sectores en los que no es fácil hacerlo”
Para Jano, hay una oportunidad para la creación de una estrategia nacional que guíe los esfuerzos del país.
“Si se quiere descarbonizar la economía, el hidrógeno es el candidato para sectores en los que no es fácil hacerlo. Es muy importante que, junto con la política de impulso, también haya medidas para la investigación y cómo hacemos para que este tipo de proyectos traiga beneficios a nivel local, lo que es complejo”, apunta.
La activista Valenzuela y el académico Solórzano coincidieron en la necesidad de la promoción de energía renovable que pueda impulsar la obtención de hidrógeno.
“El potencial de la región (de Baja California) es hacia la fotovoltaica, aunque hay potencial eólico y geotérmico. La idea es que sobre estas fuentes sean los proyectos (de hidrógeno) que vengan. Lo ideal es que se desalaran con energía fotovoltaica”, plantea Valenzuela, directora de Cerca.
El investigador Solórzano, por su parte, aconseja el almacenamiento energético.
“¿Por qué no se almacena esa energía y se transforma a hidrógeno? Hay países que nos llevan la delantera, como Costa Rica, Chile, Colombia. Estamos con un pie atrás para ver cuándo se da el impulso para el aprovechamiento de la energía. Por ejemplo, ¿cuánta energía consume la industria del acero, cuánto gas quema?”, plantea.
