E-metano en Japón: objetivo del 1 % en el gas ciudad para 2030 y del 90 % para 2050

Las empresas gasísticas japonesas apuestan por el e-metano —metano sintético producido a partir de hidrógeno verde y dióxido de carbono— como principal vía para la descarbonización del gas ciudad. En el plan de acción de la Japan Gas Association (JGA), aprobado en junio de 2021, se establecieron dos objetivos: para 2030, construir una cadena de valor con importación de e-metano y alcanzar un 1 % de e-metano en el suministro de gas ciudad; y para 2050, lograr un gas ciudad neutro en carbono, donde el e-metano sea la materia prima principal, complementado con el uso directo de hidrógeno, biogás y otras medidas. Argus informó en mayo de 2024 que el Ministerio de Industria busca que el e-metano represente el 1 % del gas ciudad en 2030 y el 90 % en 2050.

¿Por qué el e-metano?

Los socios del proyecto en los EAU destacan (LNG Prime) que el e-metano es compatible con la infraestructura existente de GNL —buques cisterna y terminales— y con la infraestructura de gas ciudad, incluyendo gasoductos y equipos de los usuarios. Por tanto, no requiere la remodelación de las instalaciones, a diferencia del hidrógeno puro. Según la JGA, el precio del e-metano viene determinado principalmente por el coste de la energía eléctrica, por lo que los estudios de viabilidad se llevan a cabo en regiones con abundante energía renovable y cerca de terminales de GNL existentes.

Proyectos clave (a agosto de 2024)

• Cameron LNG (EE. UU., Luisiana). Mitsubishi Corporation, Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas y Sempra Infrastructure Partners planean producir e-metano en EE. UU. y licuarlo en la terminal existente de Cameron LNG. La producción objetivo es de 130 000 t de CH₄ al año (aprox. 180 millones de Nm³ de CH₄), lo que equivale a alrededor del 1 % de la demanda conjunta de las tres empresas en 2030. Según la JGA, es necesaria una decisión final de inversión (FID) en 2025 para que el objetivo del 1 % en 2030 sea viable; el inicio de la producción está previsto para el año fiscal 2030.
• Medio Oeste de EE. UU. Osaka Gas, Tallgrass y Green Plains estudian un proyecto con capacidad de hasta 200 000 t de CH₄ al año, utilizando hidrógeno azul y CO₂ biogénico.
• EAU. Tokyo Gas, Osaka Gas, Inpex y Masdar firmaron un acuerdo para un estudio conjunto de viabilidad sobre la producción de e-metano en Abu Dabi (23 de enero de 2024); Masdar e Inpex ya realizaban un estudio similar desde julio de 2023. Tokyo Gas y Osaka Gas prevén recibir e-metano en una cantidad equivalente al 1 % de su demanda anual.
• Australia. Santos, Tokyo Gas, Osaka Gas y Toho Gas llevan a cabo un estudio pre-FEED en la cuenca de Cooper.
• Japón. En Nagaoka, en octubre de 2023, comenzó la construcción principal de una instalación piloto de metanización (aprox. 400 Nm³/h, inyección en gasoductos a partir del año fiscal 2025); Hitachi Zosen probó en 2022 la producción de 125 Nm³/h con la ciudad de Odawara; JFE Steel e IHI construirán una instalación de 500 Nm³/h para finales del año fiscal 2024; en mayo de 2024, se iniciaron estudios sobre producción nacional en la papelera Oji Paper en Tomakomai; también se evaluó una escala de 10 000 Nm³/h en la zona portuaria de Osaka.

Escalado de la tecnología

La JGA presenta una hoja de ruta para el escalado de las instalaciones de producción, desde 400 Nm³/h hasta 10 000 Nm³/h y 60 000 Nm³/h, donde el coste depende del precio de la energía eléctrica, la obtención de CO₂ y el coste de los equipos de metanización. En Chita, en 2024, se inició la metanización biológica a escala de 5 Nm³/h en colaboración con el gobierno local, lo que demuestra la relación de esta tecnología con el biogás.

Barreras

• Coste. La JGA señala que la energía eléctrica (dependiente de la producción de hidrógeno), la obtención de CO₂ y el coste de los equipos de metanización son los principales componentes del coste.
• Fuente de CO₂. En los proyectos se considera el CO₂ biogénico (Medio Oeste de EE. UU. y estudio de viabilidad de e-metano biogénico de Osaka Gas, IHI y Petronas).
• Escala. El objetivo del 90 % en 2050 es un escenario político, no una previsión de mercado, y requiere la construcción de una cadena de suministro global.

El papel del biogás

En la estrategia de la JGA, el biogás sigue siendo un complemento: en 2050, junto con el uso directo de hidrógeno, cubrirá la parte del gas ciudad que no provenga del e-metano. Para Polonia, con un gran potencial agrícola, la vía del biometano sigue siendo más relevante a medio plazo, pero las experiencias de Japón con el e-metano muestran cómo aprovechar la infraestructura gasista existente.