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Huella de carbono del hidrógeno
exportado via amoniaco desde
Argentina
Carbon footprint of hydrogen exported as amonia from
Argentina
Adrien Sergent
1
Recibido: 12/02/2024 y Aceptado: 9/05/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2023
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
1.- Comisión de Energía, Recursos Naturales y Sostenibilidad de la Fundación Meridiano, Argentina.
Coordinador
adrien.sergent@gmail.com
https://orcid.org/0000-0002-1900-8155
8
9
Este trabajo busca estimar la huella de carbono de la cadena logística para exportar hidrógeno bajo
la forma de amoniaco desde Argentina hacia Europa, Corea del Sur y Japón. Estos países, referidos
como mercados potenciales en la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno
en Argentina, tienen o están discutiendo umbrales de emisiones de CO2 para fomentar localmente el
consumo de hidrógeno o de amoniaco de bajas emisiones de carbono.
Se muestra que es imprescindible disponer de una electricidad descarbonizada, incluso para las op-
ciones donde el gas natural es un insumo en el proceso de síntesis de amoniaco, para tener una huella
de carbono por debajo de los umbrales considerados en los tres destinos analizados. Se determinaron
también valores máximos de emisiones fugitivas de metano para distintos casos de exportaciones de
amoniaco de bajas emisiones de carbono que usan gas natural.
This work seeks to estimate the carbon footprint of the logistics chain for exporting hydrogen in the form
of ammonia from Argentina to Europe, South Korea and Japan. These countries, referred as potential
markets in the National Strategy for the Development of the Hydrogen Economy in Argentina, have or
are discussing CO2 emission thresholds to encourage local consumption of low-carbon hydrogen or
ammonia.
It shows that it is essential to have decarbonized electricity, even for options where natural gas is an
input in the ammonia synthesis process, in order to have a carbon footprint below the thresholds con-
sidered in the three destinations analyzed. Maximum values for fugitive methane emissions were also
determined for dierent cases of low-carbon ammonia exports based on natural gas.
PALABRAS CLAVE: Hidrógeno, Amoniaco, Huella de carbono.
KEYWORDS: Hydrogen, Ammonia, Carbon footprint.
Resumen
Abstract
10
1. INTRODUCCIÓN
Con la publicación de la “Estrategia Nacional para
el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en
Argentina” (Secretaría de Asuntos Estratégicos,
2023), Argentina apunta a un nuevo mercado
clave para la transición energética a nivel global.
Es que el uso de hidrógeno de bajas emisiones
de carbono luce como la principal alternativa a
los combustibles fósiles para los sectores cuya
electricación directa es de difícil implementación.
Este es el caso de la industria pesada,
particularmente donde existen procesos con altas
temperaturas, y del transporte de larga distancia.
Varios países plantean también usar hidrógeno de
bajas emisiones de carbono para la generación
de electricidad, aunque persisten las dudas sobre
la rentabilidad económica de tal n.
Basándose en sus ventajas competitivas,
Argentina proyecta una participación sustancial
en el comercio internacional de hidrógeno de
bajas emisiones con la exportación de 0.3
millones de toneladas anuales desde 2030 hasta
llegar a 4 millones para 2050, equivalentes a 5%
del mercado global proyectado para esta fecha
(Secretaría de Asuntos Estratégicos, 2023, p. 24).
Europa, Corea del Sur y Japón son los potenciales
destinos de exportación explícitamente citados
para Argentina en su Estrategia Nacional.
La baja densidad volumétrica del hidrógeno
(0.083 kg/m3) en condiciones normales de
temperatura y presión y su muy baja temperatura
de licuefacción (-253°C) representan un desafío
técnico-económico para plantear exportaciones
a escalas intercontinentales. Así, este último
proceso requiere el equivalente al 30% del
contenido energético del hidrógeno producido
(Agencia Internacional de Energía, 2023, p.
310). Hay que sumar además las pérdidas
por evaporación durante la carga, descarga y
transporte por buques, que para un viaje de 30
días pueden llegar a más del 8% (Al-Breiki y Bicer,
2020, p. 2).
Parece, por lo tanto, más conveniente, tal como
lo identica la Estrategia Nacional de Argentina,
apostar a derivados del hidrógeno como el
amoniaco o el metanol para su despacho
(Secretaría de Asuntos Estratégicos, 2023, p.
23). Sin embargo, producir metanol de bajas
emisiones de carbono implica no solamente
que el hidrógeno usado en el proceso también
lo sea, sino que el dióxido de carbono, que es
otro insumo necesario, sea de origen biogénico
o provisto con tecnologías todavía incipientes de
captura directa en el aire (Agencia Internacional
de Energía, 2023, p. 102). Por otro lado, la
existencia de capacidades e infraestructuras
para la producción y despacho de amoniaco en
la zona de Bahía Blanca (Secretaría de Asuntos
Estratégicos, 2023, p. 47) hacen más factible
a corto plazo el uso del amoniaco como vector
energético para exportaciones intercontinentales
de derivados del hidrógeno desde Argentina.
El amoniaco de bajas emisiones de carbono también
puede ser buscado para su consumo directo, sin
necesitar su reconversión en hidrógeno. De esta
forma se podría descarbonizar la producción de
fertilizantes, las industrias químicas que lo tienen
como insumo y el transporte marítimo. Corea del
Sur y Japón incluso plantean usar directamente
amoniaco para la generación eléctrica (Collins,
2023).
Ahora bien, la viabilidad de exportar amoniaco
desde Argentina depende en primer lugar de
que las emisiones de carbono asociadas sean
inferiores a los umbrales denidos en los mercados
apuntados. La Unión Europea ya estableció, por
ejemplo, estándares para que el hidrógeno o
combustibles derivados puedan ser considerados
como renovables o de bajas emisiones de
carbono. Si bien la Comisión Europea (2023, p.
3) aclara que estas normativas no constituyen
una obligación para los países productores, el
no cumplimiento impedirá a los consumidores
nales acceder a los subsidios que se están
implementando para promover su uso. Esto
signica la poca probabilidad de ganar mercados
dados los costos adicionales del hidrógeno de
bajas emisiones de carbono sobre el hidrógeno
producido de forma convencional. Sieler y Dörr
(2023) identicaron que Japón y Corea del Sur
11
avanzan también en la denición de medidas
similares. De ahí la necesidad de evaluar la huella
de carbono de los proyectos de exportación de
amoniaco de bajas emisiones de carbono desde
Argentina.
Este trabajo busca entonces estimar la huella
de carbono de la cadena logística para exportar
hidrógeno vía amoniaco de bajas emisiones desde
Bahía Blanca, Argentina, hasta Europa, Corea del
Sur y Japón, con el n de compararla con los
estándares de estos destinos. Se considerarán
dos alternativas para el amoniaco importado:
el consumo directo de este combustible y
su reconversión en hidrógeno por craqueo.
Teniendo en cuenta los recursos naturales y
capacidades tecnológicas de Argentina, los
procesos de producción analizados contemplarán
la producción de hidrógeno por: reformado
de metano con vapor y captura de carbono,
reformado autotérmico de metano con captura de
carbono, pirólisis de metano, electrólisis de agua
con fuentes renovables y electrólisis de agua a
alta temperatura con fuente nuclear.
Luego de esta introducción, la sección siguiente
explicitará la metodología utilizada para calcular la
huella de carbono de la producción de amoniaco
de bajas emisiones y su despacho a Europa,
Corea del Sur y Japón, tanto para su uso directo
como para su reconversión en hidrógeno por
craqueo. La tercera parte detallará las emisiones
de carbono y pérdidas energéticas para los
distintos procesos de síntesis del amoniaco, el
transporte por vía marítima, la regasicación del
amoniaco en su destino nal y su craqueo. La
cuarta sección analizará los resultados obtenidos
y su sensibilidad al contenido en carbono de la
electricidad usada y a las emisiones fugitivas de
metano.
Para estimar la huella de carbono e_t en gCO2/
MJ del combustible obtenido en su destino nal,
sea bajo forma de amoniaco o de hidrógeno, se
tomarán en cuenta las emisiones E_i de dióxido
de carbono emitidas y las pérdidas energéticas de
cada etapa i identicada en la gura 1.
2. METODOLOGÍA
Para los procesos que usen captura de carbono,
se considerará su almacenamiento en proximidad
del puerto de Bahía Blanca, en línea con proyectos
corporativos actuales (Deza, 2023). Se estimará la
necesidad de un consumo eléctrico adicional de
100 kWh/tCO2 para comprimir el CO2 capturado
(Jackson y Brodal, 2018).
Figura 1. Etapas consideradas para estimar la huella de
carbono del amoniaco e hidrógeno en su destino nal
Fuente: Elaboración propia.
12
2.- Si bien se trata de un valor bajo en relación con los últimos años (promedio de 266 gCO2/kWh entre 2020 y 2023), esta variable podría
seguir a la baja si se logra desplazar el uso de combustibles líquidos por gas natural en la generación térmica y aumentar la participación
de fuentes renovables. Ambas condiciones requieren de la ampliación de infraestructuras claves como gasoductos y líneas de alta tensión.
3.- Aunque si se considerara las emisiones durante las fases de construcción y decomisionamiento, el resultado no sería nulo. Sin embargo,
de aplicar este criterio para todos los equipos haría este estudio mucho más complejo amén de que en el caso de las normativas europeas
este tipo de emisiones no están consideradas.
Se incluye en este análisis tanto las emisiones
directas propias de cada etapa i como las emisiones
indirectas por uso de electricidad generada con
fuentes que emiten gases de efecto invernadero
(GEI) y por emisiones fugitivas de metano. Para las
primeras, de provenir de la red eléctrica argentina,
se usará el factor de emisión promedio de CO2
del año 2023: 228 gCO2/kWh (Cammesa, s.f.)
2
. En caso de que la electricidad sea generada
con fuentes renovables o nucleares dedicadas,
se tomará un valor de 0 gCO2/kWh
3
. Para las
emisiones indirectas debidas al uso de electricidad
en los países receptores del amoniaco importado
desde Argentina, se usará el factor de emisión de
la red eléctrica de los Países Bajos, de Corea del
Sur y de Japón, a saber 355 gCO2/kWh (Tiseo,
2023), 411 gCO2/kWh (Climate Transparency,
2022) y 466 gCO2/kWh (Climate Transparency,
2021) respectivamente.
En cuanto a las emisiones indirectas por fugas de
metano, se usará el potencial de calentamiento
global sobre cien años de este gas de efecto
invernadero con un valor de 29.8 (GWP por sus siglas
en ingles), en línea con el sexto informe del Panel
Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio
Climático (2022), para calcular su equivalente en
emisiones de CO2. En el último inventario de gases
de efecto invernadero de Argentina (Secretaría de
Ambiente y Desarrollo Sustentable, 2019, p. 23) se
puede leer que la producción de 47 millones de
dam3 de gas natural generó en 2016 las emisiones
fugitivas de alrededor 8 millones toneladas de CO2
equivalentes. Considerando el GWP del metano, la
masa volúmica ρ del gas natural, y que las pérdidas
por transporte vía gasoductos son desdeñables,
se estima el porcentaje de emisiones fugitivas f_
CH4 del gas metano en Argentina que se utilizará
en primera instancia:
Se considerará el contenido energético en MJ
igual al poder caloríco inferior de la cantidad de
combustible obtenida en salida de cada etapa ,
tomando los valores de 18.6 MJ/kg y de 120 MJ/kg
Luego de la etapa de síntesis de amoniaco, se
establece como la eciencia de cada etapa
De esta forma, se dene también la huella de
carbono atribuible a cada etapa :
para el amoniaco y el hidrógeno respectivamente.
Si se contempla etapas, se puede denir con
la siguiente ecuación:
para conservar la cantidad de energía recibida
agua arriba en forma de combustible:
13
a. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por reformado de metano con
vapor de agua y captura de carbono
Combinando las ecuaciones (2), (3) y (4), se
reformula la huella de carbono en función de la
de cada etapa :
Los resultados serán posteriormente comparados
con las referencias que tienen la Unión Europea,
Corea del Sur y Japón. En el primer caso, los actos
delegados sobre los artículos 27 y 28 de la Directiva
de Energías Renovables ya jan un tope de 28.2g
CO2/MJ para los combustibles renovables de
origen no biológico (Sieler y Dörr, 2023), dentro de
los cuales se incluye el hidrógeno producido por
electrólisis del agua con fuentes renovables y sus
derivados. Más recientemente, la Unión Europea
avanzó con normativas para denir gases de bajo
contenido en carbono, abriendo así la puerta para
el amoniaco o el hidrógeno producido con fuentes
nucleares o fósiles y captura de carbono. Si bien
este paquete regulatorio no tiene todavía un tope
Cejka y Burr (2022) simularon nueve procesos
distintos de síntesis de amoniaco para tener una
producción diaria de mil toneladas, dando el detalle
de los ujos en entrada y salida de los diversos
insumos y productos. Todos estos procesos
de emisiones explícitamente jado, como para el
hidrógeno renovable y sus derivados, sí menciona
el mismo objetivo de reducir de 70% las emisiones
de GEI (Consejo de la Unión Europea, 2023).
Tomaremos entonces como meta una huella de
carbono inferior a 28.2 gCO2/MJ para el amoniaco
o el hidrógeno de bajas emisiones importado a
Europa desde Argentina, independientemente
del proceso de producción usado. Aplicaremos
el mismo razonamiento con los valores tope
de 42 gCO2/MJ y 28.3 gCO2/MJ analizados
respectivamente por Corea del Sur y Japón para
denir el hidrógeno de bajas emisiones de carbono
(Sieler y Dörr, 2023).
3. HUELLAS DE CARBONO INTERMEDIARIAS
requieren en una primera etapa obtener hidrógeno,
que luego reacciona con el nitrógeno capturado
en el aire para formar amoniaco según la siguiente
reacción:
La tabla 1 resume los ujos de insumos y las
emisiones de dióxido de carbono para el proceso
de síntesis de amoniaco con hidrógeno producido
por reformado de metano con vapor de agua y
captura de carbono (SMR+CCS). Debido a las
dicultades en las instalaciones existentes en el
mundo para capturar CO2 en los euentes de
gases de baja presión de los reformadores de
metano (Gorski et al., 2021), se tomó el caso
simulado donde la captura mediante uso de aminas
se ubica únicamente sobre los gases de proceso
de alta presión. Se calculó con los datos de Cejka
y Burr (2022) que se captura así el 71.9% de las
emisiones directas generadas durante la síntesis
de amoniaco.
14
La tabla 2 detalla distintos consumos eléctricos y
las emisiones de CO2 asociadas para la síntesis y
despacho del amoniaco. Si bien los datos de Cejka
y Burr (2022) en cuanto al consumo de los equipos
eléctricos necesarios para la síntesis de amoniaco
plantean una alimentación con tensión continua, se
consideraron los mismos consumos para equipos
alimentados con una tensión alterna compatible
con un suministro desde el Sistema Argentino de
Interconexión eléctrica (SADI).
Se considerarán los mismos valores de consumo
eléctrico y de pérdidas para el despacho por
La tabla 3 resume los ujos de insumos, productos
y las emisiones de CO2 para el proceso de síntesis
de amoniaco con hidrógeno producido por
reformado autotérmico de metano con captura de
carbono (ATR+CCS). Al usar la reacción exotérmica
de oxidación parcial del oxígeno, esta tecnología
Tabla 1. Síntesis de amoniaco por SMR+CCS
Tabla 2. Consumos eléctricos para la síntesis y despacho
de amoniaco con SMR+CCS
Tabla 3. Síntesis de amoniaco por ATR+CCS
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022)
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022), Al-Breiki y Bricer (2020) y Jackson y
Brodal (2018)
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022)
Al-Breiki y Bricer (2020, p.8) estiman una
evaporación del amoniaco de respectivamente
0.045% y 0.022% para su almacenamiento y luego
carga sobre un buque. Por lo tanto, el valor de la
eciencia correspondiente a esta etapa se
calculó de la siguiente forma:
buque del amoniaco producido con los siguientes
procesos analizados en el resto de este trabajo.
b. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por reformado autotérmico de
metano con captura de carbono
concentra las emisiones de CO2 en los gases de
proceso en alta presión. De esta forma se logra una
captura de carbono del 86.1% de las emisiones
directas de CO2 generadas durante la síntesis del
amoniaco.
15
La tabla 4 resume los consumos eléctricos y las
emisiones de CO2 asociadas para la síntesis y
despacho del amoniaco en el proceso ATR+CCS.
El mayor consumo eléctrico que en el proceso
SMR+CCS se explica por el uso de unidades
La producción de hidrógeno por pirólisis de
metano, denominada en algunas taxonomías
como “hidrógeno turquesa”, tiene varias ventajas
sobre los procesos alternativos para obtener
este elemento clave en la síntesis del amoniaco.
Al permitir la descomposición de la molécula de
metano en hidrógeno y carbono sólido (ecuación
8), la pirólisis evita dicultades ulteriores de captura
y almacenamiento del CO2. Además, el carbono
obtenido en estado sólido (negro de carbono)
puede ser valorizado para la elaboración de
polímeros elásticos (principalmente neumáticos) o
plásticos y contribuir también a la descarbonización
de estas industrias (Fulcheri, 2021, pp. 31-32).
Combinando las ecuaciones (6) y (8) y suponiendo
que se logra la descomposición completa del
metano, la tabla 5 resume los ujos de insumos,
Tabla 4. Consumos eléctricos para la síntesis y despacho
de amoniaco con ATR+CCS
Tabla 5. Síntesis de amoniaco por pirólisis de metano
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022), Al-Breiki y Bricer (2020) y Jackson y
Brodal (2018)
Fuente: Elaboración propia
criogénicas de separación de aire para suministrar
el oxígeno necesario a la reacción de oxidación
parcial.
c. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por pirólisis de metano
Fue, de hecho, un aspecto clave para la apertura
de la primera planta de producción de hidrógeno
turquesa a escala comercial en Estados Unidos
(Weber, 2023). A su vez, la pirólisis de metano
necesita menos aporte de energía externa en
comparación a los procesos de obtención de
hidrógeno por electrólisis del agua (Fulcheri,
2021). Finalmente, al no usar ninguna reacción de
combustión, no tiene emisiones directas de CO2,
lo que le da la menor huella de carbono para la
síntesis de amoniaco a partir de gas natural.
productos y las emisiones de CO2 para el proceso
de síntesis de amoniaco en base a la pirólisis de
metano:
16
Se consideró una alimentación eléctrica alterna
para generar el plasma que aporta el calor
necesario a la pirólisis de metano. Fulcheri (2021,
p. 33) estima que se necesita entre 10 kWh y
30 kWh según la calidad del negro de carbono
deseado para la producción de 1 kg de hidrógeno
con pirólisis de metano. Para calcular el consumo
eléctrico necesario a la síntesis del amoniaco vía
esta tecnología, se tomó el valor intermedio de 20
kWh/kg de hidrógeno, teniendo en cuenta que, al
ser una tecnología relativamente nueva, podría ser
más bajo en los próximos años. Se usaron luego
los mismos datos que Cejka y Burr (2022) para el
resto de los consumos eléctricos durante la síntesis
de amoniaco en base a hidrógeno puro obtenido
por electrólisis del agua con electrolizador alcalino.
La tabla 6 resume los datos obtenidos en cuanto al
consumo eléctrico para la síntesis y despacho de
amoniaco producido con pirólisis de metano:
La electrólisis del agua con una electricidad
obtenida por fuentes renovables permite producir
hidrógeno y oxígeno sin tener emisiones directas e
indirectas de CO2. Como lo muestran Cejka y Burr
(2022), la síntesis del amoniaco con el hidrógeno
producido por esta vía tampoco tiene emisiones
directas de CO2. La tabla 7 resume los consumos
eléctricos y el oxígeno que queda disponible para
valorización comercial luego de la síntesis de
amoniaco con la electrólisis alcalina del agua. La
elección del proceso con electrolizadores de tipo
alcalino se debe a que la Secretaría de Asuntos
Estratégicos (2023) identicó un potencial para la
Tabla 6. Consumos eléctricos para la síntesis y despacho
de amoniaco con pirólisis de metano
Tabla 7. Producción oxígeno y consumos eléctricos para síntesis y despacho de
amoniaco con electrólisis alcalina de agua con fuentes renovables
Fuente: Elaboración propia en base a Fulcheri (2021), Cejka y Burr (2022) y Al-Breiki y Bricer (2020)
Fuente: Elaboración propia en base Cejka y Burr (2022) y Al-Breiki y Bricer (2020)
d. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por electrólisis del agua con
fuentes renovables
producción en Argentina de estos equipos. Para
tener en cuenta la posibilidad de que el suministro
eléctrico venga desde un parque de generación
eléctrica con fuentes renovables a distancia del
sitio de producción de amoniaco o desde el SADI a
través de un contrato PPA
4
con un generador con
fuentes renovables, se contempló una subestación
recticadora para convertir el suministro con
tensión alterna a la tensión continua que requieren
los electrolizadores. Esto implica multiplicar por un
factor 1,06 los consumos eléctricos calculados por
Cejka y Burr (2022).
4.- Por sus siglas en inglés: Power Purchase Agreement. Son contratos de largos plazos de compra de energía que se suelen realizar entre
parques de generación eléctrica con fuentes renovables y consumidores eléctricos industriales. Para su denición de hidrógeno renovable, la
Unión Europea permite hasta 2029 que se use este tipo de contrato con la condición de que haya una correlación mensual entre la generación
eléctrica renovable y el consumo eléctrico de los electrolizadores. Luego de esa fecha, la correlación deberá ser horaria (Comisión Europea,
2023).
17
El uso de un electrolizador de óxido sólido permite
optimizar el consumo eléctrico al tener el mejor
rendimiento energético de todas las tecnologías
de electrólisis del agua. Es, sin embargo, necesario
disponer de una fuente de calor para mantener el
agua a una temperatura de 749°C (Cejka y Burr,
2022, p. 16). Si bien Argentina domina la tecnología
nuclear con reactores de tipo CANDU y tiene
diseño propio de pequeño reactor modular con el
proyecto CAREM-25, lograr esa temperatura en
cogeneración con un reactor nuclear requiere que
este último sea de cuarta generación tipo HTGR
(reactor de alta temperatura refrigerado por gas)
similar al puesto recientemente en servicio en
China (“China’s HTR-PM demonstration project
enters commercial operation”, 2023).
Si bien una de las razones para fomentar la
producción de amoniaco de bajas emisiones de
carbono es su potencial uso como combustible
sostenible en el transporte marítimo, se consideró
en primera instancia el transporte por buque con
combustible tradicional. Según la Cámara Marítima
Internacional (s.f.), esto implica emisiones de
5.4 gCO2/km por cada tonelada de amoniaco
transportada en forma líquida. Se tomó en
Tabla 8. Producción oxígeno y consumos eléctricos para síntesis y despacho
de amoniaco con electrólisis del agua con fuente nuclear
Fuente: Elaboración propia en base Cejka y Burr (2022) y Al-Breiki y Bricer (2020)
e. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por electrólisis del agua a alta
temperatura con fuente nuclear
f. Transporte intercontinental de amoniaco
La tabla 8 muestra los consumos eléctricos y la
cantidad de oxígeno producido paralelamente al
hidrógeno con el que se sintetiza amoniaco. Aquí
también se consideró una subestación recticadora
para el suministro eléctrico de los electrolizadores
de óxido sólido. En el caso de que se apunte a una
producción diaria de 1,000 toneladas de amoniaco,
se necesitaría una planta nuclear de 380 MW para
cubrir los consumos eléctricos detallados en la
tabla 8.
cuenta también una tasa de evaporación del
amoniaco de 0.024% por día (Al-Breiki y Bricer,
2020, p. 7). De esta forma se pudo calcular la
eciencia correspondiente a la etapa de
transporte intercontinental:
18
Las duraciones y las distancias en buque entre
el puerto de Bahía Blanca y los puertos de
Rotterdam, Busan y Kobe representando las
exportaciones para Europa, Corea del Sur y Japón
respectivamente, fueron calculadas con la página
Una primera posibilidad para el amoniaco de bajas
emisiones de carbono exportado desde Argentina
en forma líquida es su utilización directa en la industria
o para generación de electricidad (Wilkinson et al.,
2020). Para la descarga del amoniaco del buque,
se consideró el mismo consumo eléctrico y las
mismas pérdidas energéticas que para la carga. En
cuanto al proceso de regasicación del amoniaco,
Luego de su descarga, la segunda alternativa para
el amoniaco de bajas emisiones de carbono es su
craqueo en hidrógeno, de acuerdo con la gura 1.
Ahora bien, a la inversa de la reacción de síntesis
del amoniaco a partir del hidrógeno (ecuación 6), la
reacción de craqueo es endotérmica, es decir que
necesita un aporte de calor externo. Actualmente,
la mayoría de las instalaciones de craqueo de
amoniaco usan hornos eléctricos de baja escala
productiva que no entregan un hidrógeno de alta
pureza (Wilkinson et al., 2020, p. 22).
web Searates (s.f.) usando una velocidad de 8
nudos. La tabla 9 resume los valores obtenidos
para estos tres destinos:
Tabla 9. Transporte por buque hacia Europa, Corea del Sur y Japón
Tabla 10. Descarga y regasicación de amoniaco en Europa, Corea del Sur y Japón
Fuente: Elaboración propia en base a Al-Breiki y Bricer (2020) y Searates (s.f.)
Fuente: Elaboración propia en base a Al-Breiki y Bricer (2020)
g. Descarga de amoniaco y regasicación
h. Descarga de amoniaco y craqueo en hidrógeno
se tomó el valor de 1,371 MJ/kg (Al-Breiki y Bricer,
2020, p. 8). La tabla 10 resume el consumo eléctrico
y la huella de carbono de esta etapa, teniendo en
cuenta el factor de emisión de la red eléctrica de
cada uno de los países de destino:
Wilkinson et al. (2020, p. 25) propusieron entonces
un modelo de planta de craqueo de amoniaco
con capacidad de 200 toneladas de hidrógeno
por día, cuyo grado de pureza es de 99.97% y
contiene menos de 0.1 ppm de amoniaco, siendo
así compatible con su uso en pilas de combustible.
El calor necesario es provisto por la combustión
sin emisiones directas de CO2 de una porción del
hidrógeno obtenido y del amoniaco recibido. La
tabla 10 resume los valores anuales de consumo
de amoniaco, de electricidad y de producción de
hidrógeno de alta pureza para este tipo de planta:
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Tabla 11. Craqueo de amoniaco: insumos y producción neta de hidrógeno anual
Tabla 12. Descarga y craqueo de amoniaco en Europa, Corea del Sur y Japón
Fuente: Elaboración propia en base a Wilkinson et al. (2020)
Fuente: Elaboración propia en base a Wilkinson et al. (2020), Tiseo (2023), Climate Transparency
(2022) y Climate Transparency (2021)
Además, los autores plantean que parte del
calor generado sea aprovechado para tener una
generación eléctrica propia con turbina de vapor.
Según Wilkinson et al. (2020, p. 24) esta última
podría llegar a una potencia de 15 MW, lo que
signicaría que 41.6% del consumo eléctrico estaría
cubierto por generación propia descarbonizada
al suponer una producción constante a lo largo
Las guras 2, 3 y 4 muestran la huella de
carbono total de la cadena logística para importar
amoniaco desde Argentina, respectivamente
para Europa, Corea del Sur y Japón, tanto para
consumo directo como para consumo bajo forma
de hidrógeno luego del craqueo del amoniaco.
Se puede observar que las únicas opciones que
permiten tener una huella de carbono inferior al
umbral considerado para cada uno de estos
potenciales mercados son aquellas donde el
amoniaco es sintetizado a partir de hidrógeno
obtenido por electrólisis de agua con fuentes
eléctricas descarbonizadas (renovables o nuclear).
En los casos donde el amoniaco es sintetizado a
partir de gas natural, las etapas 1 y 2 representan
un peso mucho más importante en la huella de
carbono que las etapas 3 y 4. Por otro lado, el peso
relativo de la etapa 3 (transporte intercontinental
de amoniaco por buque) es el menor en todos los
casos.
del año. Con estos datos, la eciencia calculada
anteriormente para la etapa de descarga del
amoniaco y la ecuación (3) para evaluar la eciencia
η_4 de la etapa de craqueo, se calculó la huella
de carbono de la etapa 4 para los tres países de
destinos considerados en este trabajo:
4. RESULTADOS
Mirando de más cerca las dos primeras etapas,
el rol del factor de emisión de la red eléctrica
argentina es clave aun para los casos donde el
amoniaco es sintetizado a partir de hidrógeno
obtenido con gas natural. Así, si se contempla un
suministro eléctrico totalmente descarbonizado en
las etapas 1 y 2, la huella de carbono del amoniaco
sintetizado a partir del hidrógeno obtenido con
la tecnología ATR+CCS, y consumido como tal
en Corea del Sur, pasa por debajo del umbral
considerado para este destino.
En cuanto a la opción que se basa en la pirólisis
de metano, un suministro eléctrico totalmente
descarbonizado permite pasar por debajo de
los umbrales considerados en todos los casos,
salvo el del hidrógeno reconvertido por craqueo
en Japón. Es decir, que la mayor oportunidad de
Argentina para exportar hidrógeno vía amoniaco
usando sus cuantiosas reservas de gas natural
20
pasa casi únicamente por desarrollar la tecnología
de pirólisis de metano, a condición de tener un
suministro eléctrico descarbonizado.
Figura 2. Huella de carbono del amoniaco importado por Europa desde
Argentina para consumo directo y como hidrógeno.
Figura 3. Huella de carbono del amoniaco importado por Corea del Sur desde
Argentina para consumo directo y como hidrógeno.
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
21
El otro aspecto clave, cuando el amoniaco es
sintetizado a partir de hidrógeno obtenido con
gas natural, es el factor de emisiones fugitivas del
metano a lo largo de su cadena de producción,
procesamiento y transporte por gasoductos. En
este trabajo se calculó inicialmente = 0.71%
con la ecuación (1) en base a las estimaciones de
la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable
(2019) que solamente consideran la extracción de
gas natural. Sin embargo, mediciones realizadas
por satélites sobre las cuencas de shale gas en
Estados Unidos mostraron que los inventarios
locales de GEI subestimaban fuertemente este tipo
de emisiones. Basándose en estas mediciones,
Howard y Jacobson (2021, p. 1679) consideraron
más realista tomar un valor de 3.5% de emisiones
fugitivas de metano para toda la cadena logística
del gas natural, desde la extracción hasta la
distribución. Los autores, al proponer que se
calcule sobre veinte años, y no a cien, el efecto
invernadero del metano en la atmosfera, incluso
llegaron a concluir que la combustión de este
hidrocarburo emite tanto GEI como la del carbón
(Howard y Jacobson, 2021, p. 1683). Esto resalta
la importancia que tienen las emisiones fugitivas
de metano para calcular la huella de carbono de
cualquier proceso que utiliza gas natural.
Figura 4. Huella de carbono del amoniaco importado por Japón desde Argentina para consumo
directo y como hidrógeno.
Fuente: Elaboración propia
La gura 5 muestra el valor máximo de f_CH4
para las distintas opciones analizadas en este
trabajo, donde el gas natural es un insumo en el
proceso de síntesis del amoniaco, con la hipótesis
adicional de un suministro eléctrico totalmente
descarbonizado en las etapas 1 y 2. Si bien es
posible trabajar en la reducción de la huella de
carbono en las etapas 3 y 4, las guras 2, 3 y 4
muestran que el margen ahí es menor, además
de ya no depender de Argentina. Se observa que
con un valor de superior a 2.35%, ningún
proceso de síntesis de amoniaco que use gas
natural permitiría respetar los umbrales de huella
de carbono considerados por la Unión Europea,
Corea del Sur o Japón.
22
5. CONSIDERACIONES FINALES
Figura 5. Valores máximos de f_CH4 en Argentina en función del proceso
considerado de síntesis del amoniaco con gas natural.
Fuente: Elaboración propia
Argentina tiene muchas posibilidades para
exportar hidrógeno de bajas emisiones de
carbono a través del amoniaco. Por un lado, tiene
importantes recursos naturales para producir
este vector energético, como el gas natural o la
disponibilidad de vientos y radiación solar de alta
calidad (Wilkinson et al., 2020, p. 19). Por otro
lado, tiene capacidades tecnológicas propias en el
sector nuclear, eólico y en electrolizadores de tipo
alcalino (Secretaría de Asuntos Estratégicos de
Argentina, 2023, p. 37). Tomando este punto de
partida, se analizaron cinco procesos alternativos
de síntesis de amoniaco a partir de la producción
de hidrógeno de bajas emisiones de carbono:
reformado de metano con vapor y captura de
carbono, reformado autotérmico de metano
con captura de carbono, pirólisis de metano,
electrólisis de agua con fuentes renovables y
electrólisis de agua a alta temperatura con fuente
nuclear. De esta forma, se pudo estimar la huella
de carbono de la cadena logística para importar
amoniaco desde Argentina en Europa, Corea del
Sur y Japón tanto para su consumo directo como
bajo forma de hidrógeno.
Los resultados muestran en primera instancia que
solamente la síntesis de amoniaco con hidrógeno
obtenido por electrólisis de agua con fuentes
renovables o nuclear permite no superar el
umbral de huella de carbono tomado para estos
potenciales mercados. Sin embargo, si se usa
una electricidad totalmente descarbonizada en los
procesos de síntesis del amoniaco que usan gas
natural, la huella de carbono de la cadena logística
total puede volver a ser aceptable de acuerdo
con los estándares de los países importadores.
El proceso de pirólisis de metano en particular
se muestra como el más eciente para reducir la
huella de carbono del amoniaco sintetizado con
gas natural. Esto evidencia la importancia del
contenido en carbono que tiene la electricidad
usada para sintetizar amoniaco, cualquiera sea la
opción de producción de hidrógeno elegida.
El otro factor clave para aprovechar el potencial
gasífero de Argentina en la exportación de
amoniaco de bajas emisiones de carbono es el
porcentaje de emisiones fugitivas de metano. Se
pudo mostrar que si esta variable supera 2.35%,
23
aun usando un suministro eléctrico totalmente
descarbonizado durante la etapa de síntesis del
amoniaco, la huella de carbono de la cadena
logística es superior a los umbrales considerados
en todos los casos. Solamente quedaría reducir
la huella de carbono en las etapas de transporte
por buque o luego de su arribo en los países
importadores.
Si bien lograr tener una cadena logística que cumpla
con los estándares en términos de emisiones
de GEI de los países a los cuales se pretende
exportar es un primer paso imprescindible, queda
por analizar la competitividad de cada una de las
opciones que pasaron este primer ltro. También
es importante tener en cuenta las implicancias en
términos de desarrollo productivo de cada una
de las alternativas si se quiere que el despegue
de la economía del hidrógeno sea sinónimo de
desarrollo para Argentina y no termine en una
forma de enclave.
Finalmente, quedaría por ver las posibilidades que
tiene Argentina en la producción de hidrógeno de
bajas emisiones de carbono, aceites vegetales
y residuos agropecuarios valorizables. Es
por ejemplo posible combinar estos insumos
en procesos Fischer-Tropsch para obtener
carburantes aptos para la aviación y el transporte
marítimo. La multiplicación en el mundo de
normas apuntando a cuotas mínimas de estos
tipos de combustibles sostenibles ofrecen nuevas
oportunidades para explorar.
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