Los microorganismos que se encuentran en las profundidades de la superficie producen metano respetuoso con el clima a partir del hidrógeno. Esto posiblemente podría usarse industrialmente. Porque la infraestructura para el metano ya existe.
El metano se produce a partir de hidrógeno y dióxido de carbono en la zona de Aarmatt de la Regio Energie Solothurn en Zuchwil (foto de 2020).
El hidrógeno, este gas ligero y combustible, se considera una fuente de energía del futuro. Pero todavía falta mucho: faltan grandes almacenes, cables y, sobre todo, clientes. Porque los sistemas de calefacción y las centrales eléctricas se construyeron para funcionar con gas natural, no con hidrógeno. A menudo no son «H2-listo”, como se le llama en la jerga técnica.
Pero los científicos han descubierto una alternativa. En las capas profundas de la tierra, los microorganismos convierten el hidrógeno en metano, el principal componente del gas natural. De esta forma se crea un sustituto respetuoso con el clima del gas fósil que los aparatos existentes pueden quemar sin problemas.
El almacenamiento de hidrógeno resultó una sorpresa
Los expertos de la empresa de almacenamiento RAG Austria no se propusieron hacerlo. Al contrario: en un yacimiento de gas natural vacío (en muchos países ya se utilizan para almacenar gas natural), querían saber si allí también se podía almacenar hidrógeno.
Hace diez años, para una prueba, bombearon hidrógeno al depósito de Pilsbach, en Alta Austria: una arenisca de 20 millones de años que se encuentra a mil metros bajo la superficie y que durante la prueba también contenía gas natural entre los granos. Al cabo de un tiempo, los expertos se sorprendieron al comprobar que el hidrógeno había desaparecido.
Juntaron las piezas del rompecabezas. En el depósito viven microorganismos productores de metano, las llamadas arqueas. Convirtieron el hidrógeno añadido junto con el dióxido de carbono contenido en el gas natural sobrante en metano, el componente principal del gas natural. «Los microorganismos viven en el depósito desde hace millones de años y simplemente esperan alimento», recuerda Benedikt Hasibar, director de proyectos de RAG Austria.
El gas natural verde podría complementar el biogás de forma respetuosa con el clima
Por más molesta que en este caso haya sido la llamada geometanización para el almacenamiento de hidrógeno, las esperanzas que ahora tienen los investigadores al respecto son igualmente grandes. A partir del hidrógeno verde, creado mediante electrólisis utilizando electricidad libre de fósiles, se podría producir gas natural verde en el reactor subterráneo gracias a los microorganismos y al dióxido de carbono añadido. «Lo veo como un complemento al biogás para satisfacer la demanda de forma respetuosa con el clima», afirma Hasibar.
Ciertos microorganismos, los llamados arqueas, convierten el hidrógeno y el CO2 en metano. Esta imagen microscópica de arqueas se logró mediante un proceso de fluorescencia.
La ventaja: la infraestructura de gas existente se puede seguir utilizando y no es necesario adaptarla para el funcionamiento con hidrógeno. Eso no significa que el camino del hidrógeno sea incorrecto, afirma Hasibar. «Queremos seguir siendo flexibles y avanzar en ambos».
Para descubrir qué favorece la formación de metano, RAG Austria investiga los procesos subterráneos con socios como la Universidad de Recursos Naturales y Ciencias de la Vida de Viena. Los factores decisivos son temperaturas de hasta 80 grados centígrados como máximo y un valor de pH superior a 6, lo que indica condiciones ligeramente ácidas. En el laboratorio la metanización se logró en una semana, informa Hasibar, y en el almacén de Pilsbach en uno o dos meses, con una eficiencia de hasta el 90 por ciento.
La mayor duración en el reactor natural se debe, entre otras cosas, al transporte de masa en la arenisca, que es más complejo que en las pruebas de laboratorio. Pero eso no es un problema. Los almacenes subterráneos se llenan normalmente en verano y no se vuelven a utilizar hasta el invierno. Esto deja tiempo para que se forme metano.
El dióxido de carbono se captura durante la producción de acero.
El siguiente paso es examinar un ciclo completo de cómo podría funcionar en un sistema energético respetuoso con el clima. El dióxido de carbono se captura de los gases de escape de una fábrica de acero y se transporta a Pilsbach. El hidrógeno se produce mediante electrólisis y la electricidad proviene de una central hidroeléctrica. Luego, los microorganismos deben producir metano a partir de ambos gases. Este último se vierte finalmente a la red de gas natural.
Todo esto todavía está sucediendo a escala de investigación. El método aún no es rentable, como explica Hasibar. Sin embargo, despertó un gran interés. A partir de 2020, la empresa eléctrica de Zurich Energie 360° participó con otras instituciones suizas en un proyecto de investigación para comprender mejor el potencial de la geometanización. Además de trabajar en Pilsbach, geólogos de la Universidad de Berna investigaron si en Suiza existen capas de roca adecuadas para ello.
«A diferencia de Austria, Suiza no tiene yacimientos de gas agotado que sean adecuados», afirma Simon Lerch, que dirigió el proyecto de Energie 360°. En general, el nivel de conocimiento sobre las profundidades del país es bastante débil porque la industria del gas natural no lo ha explorado mucho. Utilizando los datos de perforación disponibles, los investigadores crearon un modelo del subsuelo de la llamada cuenca de Molasse, que se encuentra en el extremo norte de los Alpes. Allí identificaron áreas con capas prometedoras, al menos sobre el papel. No se llevaron a cabo perforaciones exploratorias costosas que pudieran confirmar la sospecha.
Sería más barato utilizar el almacenamiento en el extranjero.
“En cualquier caso, para implementar aquí la geometanización sería necesario construir nuevos almacenes”, afirma Lerch. Los costes alcanzaron rápidamente los 100 millones de francos. Naturalmente, un depósito subterráneo de este tipo aportaría más independencia, afirma. «Desde el punto de vista económico, es mucho más barato utilizar el almacenamiento que ya existe en los países vecinos e importarlo desde allí». Por lo tanto, Energie 360° ha decidido no continuar con la geometanización por el momento.
En Alemania las condiciones son mejores. Allí existen instalaciones de almacenamiento de gas o depósitos agotados que podrían utilizarse para este fin. Así lo señala Leonhard Ganzer, director del Instituto de Sistemas Energéticos Subsuperficiales de la Universidad Tecnológica de Clausthal, donde también se investiga la geometanización. Sin embargo, hay algunas limitaciones. «La temperatura óptima para los productores de metano es de 35 a 45 grados, lo que elimina la necesidad de depósitos por debajo de los 2.000 metros de profundidad», afirma Ganzer. Además, el contenido de sal en las aguas profundas no debería ser demasiado alto, ya que las arqueas son sensibles.
Si una capa resulta adecuada, será necesario realizar un segundo taladro. «Las instalaciones de almacenamiento de gas actuales se inyectan y extraen a través de un pozo», explica Ganzer. Para el funcionamiento eficaz del biorreactor subterráneo son mejores dos perforaciones: a través de la primera se introducen los gases hidrógeno y dióxido de carbono en una proporción de 4:1, fluyen a través de los espacios porosos y los microorganismos los transforman en metano. , que sale de la segunda Perforación se puede obtener.
Un argumento a favor del metano es su alto poder calorífico.
El esfuerzo adicional todavía podría tener sentido, afirma el científico, y no se refiere sólo a la infraestructura existente para el gas natural. “El poder calorífico de un metro cúbico de metano es tres veces mayor que el del hidrógeno”, afirma. Esto significa que este último requiere tres veces más volumen de almacenamiento. «En comparación con el gas natural, el operador de una instalación de almacenamiento de hidrógeno sólo puede vender una fracción del poder calorífico a pesar de unos costes operativos igualmente elevados», explica Ganzer. Esto habla del metano procedente de la metanización subterránea.
Hans Böhm, del Instituto de Energía de la Universidad Johannes Kepler de Linz, también destaca la mayor densidad de almacenamiento del metano. Se supone que seguirán necesitándose grandes cantidades de fuentes de energía gaseosas y que el metano es más adecuado para algunas aplicaciones, como los hornos rotatorios de alta temperatura.
La desventaja, sin embargo, es que al convertir el hidrógeno en metano se pierde alrededor del 20 por ciento de la energía. A esto se suma la ya mencionada segunda perforación, que eleva los costes de inversión en millones de dos dígitos. «Según nuestros cálculos, la geometanización es entre 1,5 y 2 veces más cara que la metanización catalítica en una planta química», afirma Böhm.
En el futuro también será necesario el almacenamiento estacional
Sin embargo, desde una perspectiva macroeconómica, según Böhm, sin duda hay que tener en cuenta el efecto de almacenamiento del geometano. «Seguiremos necesitando instalaciones de almacenamiento estacionales en las que se puedan almacenar grandes cantidades», afirma. Este servicio también es de pago, lo que hace que la geometanización sea más atractiva.
La variante verde todavía está lejos de poder competir con el gas natural fósil, al menos en términos de costes. Es probable que esto siga así durante algún tiempo, porque «el factor limitante es la electricidad respetuosa con el clima necesaria para producir hidrógeno», como dice Benedikt Hasibar.
RAG Austria, que tiene varias patentes sobre geometanización, continúa investigándola y buscando mejoras. «Si fuera necesario», afirma Benedikt Hasibar, «podríamos equipar una instalación de almacenamiento para producir metano en un plazo de cinco a siete años».