BP dijo el 18 de marzo que considerará desarrollar lo que se convertiría en la planta de hidrógeno azul más grande del Reino Unido en la costa noreste de Inglaterra como parte de un plan para transformar la región en un centro para el combustible bajo en carbono.
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La compañía petrolera dijo que el proyecto produciría potencialmente el equivalente a 1 GW de hidrógeno para 2030 y capturaría CO2 igual a las emisiones generadas por calentar 1 millón de hogares en la sexta economía más grande del mundo, reseña S&P Global Platts
BP está llevando a cabo un estudio de factibilidad del proyecto, con una decisión de inversión final programada para 2024. Si se aprueba, el proyecto, que tiene como objetivo producir hidrógeno a partir de gas natural y luego almacenar el CO2 producido en el proceso, estaría operativo para 2027. .
“El desarrollo propuesto, H2Teesside, sería un paso significativo en el desarrollo del negocio de hidrógeno de BP y haría una contribución importante al objetivo del gobierno del Reino Unido de desarrollar 5 GW de producción de hidrógeno para 2030”, dijo la compañía en un comunicado el 18 de marzo.
Se desplegará una capacidad inicial de 500 MW de hidrógeno azul para 2027 o antes, dijo BP, con capacidad adicional en línea para 2030.
S&P Global Platts evaluó por última vez el costo de producción de hidrógeno azul a través del reformado de metano con vapor en los Países Bajos con captura y almacenamiento de carbono a EUR 1,75 / kg, incluido el gasto de capital y el carbono, el 16 de marzo.
El hidrógeno verde, producido mediante electrólisis alcalina, se evaluó en EUR 3,35 / kg.
Platts planea lanzar un precio de costo de producción de hidrógeno en el Reino Unido el 1 de abril. Platts considerará el costo diario de producción de hidrógeno a través de tres vías: reformado autotérmico con CCS, electrólisis de membrana de intercambio de protones y electrólisis alcalina, con un segundo conjunto de evaluaciones que incluirán suposiciones. para el capex.
El gas natural junto con la tecnología de captura de carbono “proporciona un suministro de hidrógeno de bajo costo y bajo contenido de carbono que puede escalar rápidamente sin desacelerar los esfuerzos de descarbonización del sector energético”, dijo Zane McDonald de S&P Global Platts Analytics.
“Para hacer realidad este futuro, necesitamos ver una comercialización más amplia de la tecnología de captura de carbono. Según la base de datos de activos de producción de hidrógeno de Platts, la mayoría del hidrógeno fósil con capacidad CCS desplegada hoy se encuentra en América del Norte, donde las regulaciones 45Q de EE. UU. apoyo financiero a proyectos de captura de carbono “, dijo.
Clúster industrial
El gobierno del Reino Unido otorgó GBP 171 millones (USD 238 millones) en fondos el 17 de marzo para nueve proyectos en cinco grupos industriales para acelerar su estrategia de descarbonización, centrada en CAC e hidrógeno azul.
Los proyectos, ubicados en Escocia, Gales del Sur, Merseyside, Humber y Teesside, respaldan los estudios de ingeniería y diseño sobre el uso y almacenamiento de captura de carbono y la infraestructura de hidrógeno. Estos incluyen el proyecto HyNet North West en Merseyside, Net Zero Teesside y H2H Saltend en Humberside.
En Teesside, Net Zero Teesside y Northern Endurance Partnership recibirán 52 millones de libras esterlinas netas en apoyo de un proyecto CCS de cadena completa, que incluye una planta de gas de 850 MW equipada con captura de carbono y un sistema de almacenamiento y transporte de CO2 en alta mar.
H2Teesside se integrará con Net Zero Teesside y el proyecto de almacenamiento y uso de captura de carbono de Northern Endurance Partnership (CCUS), en los cuales BP es el operador principal. El área está cerca de los sitios de almacenamiento del Mar del Norte, las tuberías y el almacenamiento y distribución de hidrógeno operativo existente.
“La producción de hidrógeno del proyecto podría proporcionar energía limpia a la industria y los hogares residenciales, utilizarse como combustible para el transporte pesado y apoyar la creación de combustibles sostenibles, incluidos los biocombustibles y los e-combustibles”, dijo la compañía.
“El hidrógeno limpio es un complemento esencial para la electrificación en el camino hacia el cero neto”, dijo el vicepresidente ejecutivo de gas y energía baja en carbono de BP, Dev Sanyal.
“El hidrógeno azul, integrado con la captura y almacenamiento de carbono, puede proporcionar la escala y la confiabilidad que necesitan los procesos industriales”, dijo. “También puede desempeñar un papel esencial en la descarbonización de industrias difíciles de electrificar y reducir el costo de la transición energética”.
Hidrógeno verde
Por otra parte, BP ha firmado un memorando de entendimiento con la Autoridad Combinada de Tees Valley para “explorar el potencial” del hidrógeno verde, producido por electrólisis de agua con energía renovable, en la región, dijo. Los planes incluyen el desarrollo de Teesside como el primer centro de transporte de hidrógeno del Reino Unido, como lo describió el Departamento de Transporte en septiembre de 2020.
Los proyectos de hidrógeno verde, incluido el proyecto de hidrógeno verde Gigastack en Humberside, que involucra a Orsted, Phillips 66 e ITM Power, estaban ausentes de la lista de ganadores de proyectos de descarbonización industrial.
La demanda mundial actual de hidrógeno es de aproximadamente 70 millones de tm / año, según la Agencia Internacional de Energía. S&P Global Platts Analytics estima que un cambio a hidrógeno sin carbono en las aplicaciones existentes, junto con una penetración modesta en gasoductos y camiones, puede reducir las emisiones de CO2 de la combustión de energía global en más del 7%.