Gases renovables

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Gases renovables: el futuro sostenible del gas natural

Los objetivos de descarbonización de la economía, que se vienen fijando mundialmente desde el Protocolo de Kioto para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en las siguientes décadas y así propender por la contención del calentamiento global de nuestro planeta, son tan ambiciosos y retadores que todas las posibles soluciones que contribuyan a su cumplimiento deben ser recibidas y analizadas de manera apropiada, bajo la consideración de que difícilmente existirán soluciones únicas para todo.

En este sentido, los gases renovables o verdes, como también son conocidos, se consideran un vector energético clave y una de las soluciones de mayor sostenibilidad futura que se están implementando en la actualidad como más efectivas en el ámbito energético, pues contribuyen a lo siguiente:

1. A satisfacer las necesidades energéticas de la sociedad.

2. A asegurar el suministro y la mayor confiabilidad al sistema.

3. A reducir en los países con escasos recursos energéticos su dependencia de las importaciones.

4. A mejorar la gestión ambiental de residuos orgánicos domésticos, ganaderos o agrícolas de difícil tratamiento e importante relevancia económica.

5. A disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al ser combustibles de cero o baja intensidad en carbono.

Este último ítem es el aspecto de nuestra competencia en este capítulo.

Por todo lo anteriormente expuesto, se consideró que este tópico cumple con las expectativas para ser escogido como cierre de nuestro aparte de temáticas relevantes y de actualidad en esta versión del Informe del Sector Gas Natural de Colombia.

En el desarrollo de este capítulo, se presenta inicialmente una sección con los antecedentes históricos en la materia. Una segunda que resalta el momento trascendente en que se determinó que existía evidencia de “una discernible influencia humana” en el clima de nuestro planeta.

Seguidamente, una sección en la que se presentan cifras energéticas mundiales y nacionales con el propósito de identificar los sectores donde es imprescindible iniciar la descarbonización. Por último, un recorrido por los gases combustibles de cero o de baja intensidad de carbono (renovables), que por su volumen y perspectiva presentan mayores posibilidades de implementación.

Para la construcción e impulso de este capítulo se contó con el irrestricto apoyo de la Gerencia de Innovación de Promigas, que por su conocimiento y experticia en el tema fue pieza clave para su concreción.

Antecedentes históricos

Mucho antes de la consolidación y expansión en el siglo XX de la vibrante industria del gas natural que conocemos hoy, los gases combustibles de ocurrencia natural tuvieron un importante rol en el crecimiento y en la evolución de la cultura de comunidades ancestrales.

Cerca del año 2000 a. C., en el reino mesopotámico de Asiria, para calentar el agua en los baños públicos se utilizaba biogás producido por la descomposición de residuos orgánicos.

Tomado de: <https://www.renewableenergyworld.com/baseload/gas-from-the-past-biogas-101/#gref>.

Uso de biogás en Asiria en baños termales

Un punto de vertimiento atmosférico de gas natural fue utilizado cerca del año 1000 a. C. para construir el oráculo de Delfos en Grecia, y cerca del año 500 a. C. en China se construían “tuberías” de bambú para transportar el gas natural que afloraba a la superficie hacia cocinas donde se utilizaba para hervir agua de mar y obtener agua potable.

Tomado de: <https://www.apga.org/apgamainsite/aboutus/facts/history-of-natural-gas>.

Uso de gas natural en la antigua China

Esta coexistencia de gases combustibles naturales y fósiles se redujo sustancialmente el siglo pasado por la mayor disponibilidad y simplicidad de la producción del gas natural, comparado con el biogás, lo que ha dado paso a una industria que soporta la producción de electricidad, fertilizantes, acero, alimentos y actividades humanas esenciales como movilidad, cocción y calefacción.

Durante gran parte del siglo XX, el sector energético, tanto con su componente térmico (combustibles) como con el eléctrico, fue el aliado silencioso e incondicional del desarrollo industrial y económico mundial, y sus prioridades dominantes fueron el acceso, la confiabilidad y el costo, sin que su origen fuese una variable relevante y preponderante para tener en cuenta.
Fuente: FACE Córdoba, “El uso del gas natural en la antigua China”, 2018.

La humanidad reconoce su influencia en el fenómeno del calentamiento global

A finales del siglo XX, en 1995, sobrevino a la humanidad un anuncio que transformaría la tecnología, la estructura y la concepción de la industria energética. En ese año, el segundo reporte de evaluación del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, por su sigla en inglés) determinó que existía evidencia de “una discernible influencia humana” en el clima de nuestro planeta, un hito en nuestra historia como especie.

Dos años después, 192 países, 84 firmantes, acordaron el Protocolo de Kioto, en el que por primera vez se constituía un acuerdo transnacional para reducir emisiones de gases de efecto invernadero. Posteriormente, en el quinto reporte del IPCC, o AR5, se confirmaba que el “calentamiento del sistema climático es inequívoco”, y que los cambios observados desde los años cincuenta no tenían precedentes. Además, afirmó que la temperatura promedio de la superficie del planeta para finales del siglo XXI estará fuertemente determinada por las emisiones acumuladas de carbono.

Tomado de: Climate Change 2014: Synthesis Report, Intergovernmental Panel on Climate Change, 2015.

Estos reportes iniciaron una carrera tecnológica, política, regulatoria, económica y ambiental por asegurar la coexistencia sostenible de la humanidad y el planeta, al menos en las condiciones climáticas que conocemos como civilización moderna. Ya han pasado 26 años desde el segundo reporte de IPCC, y es innegable la transformación, o transición, que vive el sector energético mundial, aún con una heterogénea intensidad y dinámica en las diferentes naciones.

Sin embargo, un punto en común es que gran parte del foco de la reducción de emisiones de CO₂ en el sector de energía, o descarbonización, se ha concentrado en la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Tal vez por esto, cuando pensamos en cómo descarbonizamos la energía, es frecuente imaginar sistemas fotovoltaicos o eólicos; no obstante, como se demostrará en la siguiente sección, la electricidad es solo una parte de la ecuación.

Cifras energéticas mundiales y nacionales para identificar dónde se debe descarbonizar

Según la Internacional Energy Agency (EIA), ente encargado de la información de energía en Estados Unidos, en su balance de energía mundial de 2018, globalmente, el consumo anual de energía fue de 9.021 Mtoe, y de estos, 21 % de la energía fue utilizada en forma de electricidad. En este sentido, el 79 % restante de la energía corresponde a lo que se conoce como uso térmico, como el que se les da a combustibles en un motor de combustión de un vehículo, en una caldera para producción de vapor, o en los hogares para cocción, si no es eléctrica.

Colombia no escapa a ese perfil de consumo térmico versus eléctrico, y el reporte de la EIA indica que en 2018, de los 28,1 Mtoe de energía térmica que nuestro país consumió, 5,3 Mtoe, un 19 %, fueron en forma de electricidad. Los restantes 22,8 Mtoe fueron aportados en un 80 % por combustibles fósiles, de los cuales el gas natural fue utilizado para generar 18 % de la energía térmica de Colombia, cerca de 4,1 Mtoe al año.

Diagrama de Sankey de Energía para Colombia 2015

Aunque hay una tendencia global hacia la electrificación de muchos sectores, incluidos transporte, residencial e industrial, la velocidad a la que se da esta electrificación, altamente dependiente de inversiones de capital por parte de los consumidores, no permite anticipar una reversión de la dominancia de energía térmica sobre energía eléctrica en la demanda final.

La EIA, en su sitio web <https: //www.eia.gov/ todayinenergy/detail.php?id=42555>, proyecta para 2050, una demanda global de energía de 45.000 TWh, unos 3.860 Mtoe, que corresponden a un 43 % de la demanda de energía global de 2018. Es decir, incluso si la demanda de energía global no creciera, en los próximos 30 años los usos térmicos de la energía seguirán dominando sobre los usos eléctricos.

Lo anterior indica que la descarbonización de la energía depende más de la reducción de emisiones asociadas al uso térmico de la energía que de lo renovable que sea nuestra electricidad. Adicionalmente, la electrificación no es igualmente viable en todos los sectores de la economía, por la limitada eficiencia de la conversión de electricidad en calor, especialmente cuando se requieren medias y altas temperaturas.

Otro reto que enfrenta la electrificación es que el almacenamiento “abordo” de energía usualmente se realiza en baterías, cuya capacidad de almacenamiento está asociada a la masa de los sólidos o líquidos que la componen, que generan “cargas muertas” en los sistemas de transporte, lo que las hace ideales para sistemas de baja demanda de energía, pero de limitada aplicabilidad en casos como la carga pesada.

En estos sistemas, es preferible utilizar combustibles renovables, que, al almacenar la energía en los enlaces atómicos de las moléculas que los componen, logran mayores densidades energéticas. Además, es importante considerar que existen usos no energéticos de combustibles fósiles, que constituyen 10 % de su demanda global en Mtoe, en los cuales la electrificación no es coherente con el uso productivo, como la producción de amoníaco, fertilizantes y polímeros.

Para segmentos como el transporte de pasajeros, el estudio “Hydrogen: ¿The next wave for electric vehicles?”, desarrollado por el McKinsey Center for Future Mobility®, 2017, proyecta que para 2030 el costo total de propiedad de vehículos eléctricos basados en combustibles gaseosos, o vehículos de celdas de combustibles, será competitivo comparado con vehículos eléctricos de baterías y vehículos basados en motores de combustión interna. En la siguiente figura se muestran cálculos del estudio, que soportan dicha competitividad.

Costo total de propiedad proyectado para vehículos de pasajeros

Por lo anterior, se identifican sectores de difícil electrificación, o difíciles de abatir, en los que los esfuerzos se centran en obtener combustibles de baja o cero emisiones, y no en su conversión a operación eléctrica.

Algunos de estos sectores son transporte aéreo, marítimo o de carga terrestre; acero; químico; refinación, y de almacenamiento de energía, los cuales requieren para su descarbonización combustibles gaseosos o líquidos de baja intensidad de carbono, y tecnologías asociadas que permitan su combustión eficiente o producción de electricidad por conversión electroquímica.

Gases combustibles de cero o baja intensidad de carbono

En el contexto expuesto en la sección anterior, surgen la necesidad y la oportunidad para que gases combustibles de cero o de baja intensidad de carbono, también conocidos como renovables o verdes, permitan la descarbonización de sectores de difícil electrificación, o de sectores en vías de electrificación, como movilidad, con la ventaja de un almacenamiento más eficiente. La integración de estos gases renovables tiene dos ventajas estructurales importantes:

i) Hacen uso de infraestructura instalada de transporte y distribución de combustibles gaseosos, con lo que evitan el costo económico masivo de activos estacionados (stranded assets), y ii) El grueso de la inversión de la descarbonización la hace la industria y no el consumidor final.

Los principales gases renovables, por volumen y perspectiva, son el biometano y el hidrógeno azul o verde, y, con mucho menor nivel de penetración, el gas natural sintético biológico.

Principales gases combustibles renovables

Los gases renovables se obtienen por dos rutas principales: procesos inorgánicos en los que no se emite CO₂, como es el caso del hidrógeno verde, o procesos orgánicos en los que el CO₂ se emite y se captura, como es el caso del biometano. En esta última ruta, la captura del CO₂ se puede dar por un proceso biológico, típicamente fotosíntesis en las plantas, o por un proceso tecnológico, en los sistemas CCS (captura y secuestro de carbono) o CCUS (captura, secuestro y uso de carbono).

La EIA contempla para el escenario de desarrollo sostenible (SDS) que en 2050 la producción de biogás, biometano e hidrógeno alcance 180 Mtoe, y en el escenario de carbono neutro (NZE2050) cerca de 280 Mtoe, en ambos casos con mayor participación de biogás y biometano que de hidrógeno, como se puede apreciar en la siguiente gráfica:

Gases combustibles de baja intensidad de carbono

La incorporación a la economía de los gases renovables implica un cambio de paradigma respecto al análisis de las emisiones de carbono, que históricamente se ha concentrado en el equipo final que consume energía y no en el ciclo de vida del energético.

Biometano

Este gas renovable tiene como su componente principal al metano (CH₄), tal como en el gas natural, pero, a diferencia de este último, su origen es la descomposición en ciclos biológicos cortos de material orgánico. El proceso de obtención del biometano tiene comúnmente dos puntos de partida:

i) Residuos orgánicos húmedos, que pueden ser de origen agrícola, animal, o de tratamiento de aguas, y
ii) Residuos sólidos urbanos en rellenos sanitarios.

Proceso de producción de biometano

En la figura anterior, se ilustra el proceso de obtención del biometano a partir de material orgánico húmedo, el cual se lleva a un biodigestor donde en un proceso biológico anaerobio se produce biogás, que es un gas combustible de bajo poder calorífico, con contenido de metano entre 40 % y 60 %, dependiendo de la fuente.

Este biogás puede ser utilizado para producción de electricidad o calor en sitio, pero no es apto para ser inyectado a redes de gas natural. Por esto, el biogás se lleva a una unidad de limpieza (upgrading), donde se retira gran parte del agua, el CO₂ y el H₂S, y se llega a contenidos de metano superiores a 95 %, que ya cumplen los requerimientos regulatorios para ingresar a una red de gas natural.

Crecimiento de la capacidad mundial de producción de biometano

La capacidad de producción de biometano instalada en el mundo viene creciendo exponencialmente, y en 2017 alcanzó 450.000 m3/h, con más de la mitad instalada en Europa y la gran mayoría inyectándose a las redes de gas natural.

Ya en 2019, se estimaba que existían más de 1.000 plantas en todo el mundo. En América Latina hay publicaciones de plantas de producción de biometano en Brasil y en Chile, a partir de residuos agrícolas y plantas de tratamiento de agua.

Planta de producción de biometano en St. Gérand, Bretaña (Francia)

A mediados de 2019, el fabricante de instalaciones de biogás Weltec Biopower creó una planta de biometano para el fabricante francés de patatas fritas Altho. La instalación fue diseñada e instalada por el fabricante alemán con su socio Weltec France. Con los residuos de producción y los lodos de su planta de depuración de agua se generan allí 200 m3/h de biometano, lo que equivale al consumo de gas de una ciudad de 5.000 habitantes.
Tomado de <https://energetica21.com/noticia/weltec-construye-en-francia-una-planta-de-biometano>.

La principal ventaja del biometano es el elevado nivel de intercambiabilidad con el gas natural; además, su origen vegetal implica que el CO₂ que emite su combustión se encuentre en un ciclo cerrado de fijación vegetal. El principal reto que aborda es el costo de producción de biogás en unidades de digestión anaerobia (AD), los cuales, usualmente, requieren subsidios para viabilizar su producción.

El biometano nos permite imaginar un vehículo de combustión interna de baja intensidad de carbono, pues el CO₂ emitido está en un ciclo cerrado, característico de economía circular, en el que se fija la producción vegetal o animal de la cual se obtienen los residuos.

Gas natural sintético

Este gas renovable denominado SNG, por su sigla en inglés, tiene como componente principal al metano (CH₄), el cual puede ser obtenido a partir de combustibles fósiles como el carbón, o a partir de residuos orgánicos secos. En este último caso, para destacar su origen biológico, se le conoce como bioSNG, por su sigla en inglés biological synthetic natural gas.

Proceso de producción de biogás natural sintético

El proceso de obtención de bioSNG parte de la gasificación térmica de biomasa seca, comúnmente residuos forestales, en la que se obtiene gas de síntesis o syngas, mezcla de hidrógeno, CO y CO₂ en proporciones que varían dependiendo de la biomasa y las condiciones de proceso.

Este gas de síntesis se puede utilizar para producir hidrógeno, combustibles líquidos biológicos, o, a través de un proceso de metanación, para obtener metano de origen biológico o bioSNG.

Planta de producción de SNG, Gotemburgo (Suecia)

Esta planta, puesta en marcha en 2012, cuenta con un proceso de producción que implica la gasificación indirecta de residuos forestales. La materia prima alimenta al gasificador de lecho fluidizado circulante y se gasifica aproximadamente a unos 850 °C mediante inyección de vapor desde una cámara de combustión separada, produciendo gas inflamable libre de nitrógeno.
Tomado de <https://www.unit-4.com/en/projects/high-tech-industry/bio-methane-sng-gas-plant-production-facility-gothenburg/>.

Aunque en este tipo de gas aún no se alcanzan niveles de competitividad comparables con el biometano, la diversidad y flexibilidad de los procesos de gasificación, así como la naturaleza misma del proceso, los potencia como solución competitiva para proyectos de producción a gran escala. Este gas renovable es parte esencial de configuraciones conocidas como Power-to-Gas (P2G), en las que excedentes de electricidad renovables son almacenados en la molécula de metano del bioSNG a través de electrólisis del agua y metanación del hidrógeno con CO₂.

Hidrógeno azul y verde

El hidrógeno es un elemento químico portador de energía de alta densidad por unidad de masa, que alcanza 120.000 Btu/kg, comparados con 43.000 Btu/kg de la gasolina o 46.000 Btu/kg del gas natural. Sin embargo, al considerar su comportamiento volumétrico en fase gaseosa, este elemento contiene 300 Btu/ft3 comparado con cerca de 1.000 Btu/ft3 del gas natural.

Debido a que el hidrógeno tiene menor densidad que el gas natural a las mismas condiciones de presión y diámetro de tubería, se puede transportar tres veces más el volumen de hidrógeno que el de gas natural, por lo que la energía transportada de hidrógeno en una línea es solo ligeramente menor que la transportada en gas natural.
Tomado de Siemens Energy, “Hydrogen infrastructure – the pillar of energy transition”, 2020.

Adicionalmente, una tubería de hidrógeno o gas natural puede transportar hasta 10 veces la potencia que una línea doble de transmisión eléctrica a 380 kV a menos de una décima parte de los costos específicos.

El hidrógeno puede ser obtenido de fuentes fósiles como el carbón y el gas natural, o por la electrólisis del agua utilizando electricidad. La mayor parte del hidrógeno en el mundo se produce a partir de gas natural por reformado del metano, y se denomina hidrógeno gris. Cuando a este proceso se adiciona una etapa de captura y secuestro de CO₂, al producto se le denomina hidrógeno azul, un gas de baja intensidad de carbono. Cuando se utiliza electricidad renovable para electrolizar agua y producir hidrógeno, a este se le denomina hidrógeno verde o de cero carbono.

Tanto el hidrógeno azul como el verde son considerados gases renovables y energéticos determinantes para la descarbonización de sectores difíciles de electrificar. Desde el punto de vista económico, el hidrógeno gris se produce en instalaciones centralizadas entre 1 y 2 US$/kg (entre 8 y 16 US$/Mbtu), el hidrógeno azul a 2,5 US$/kg (cerca de 20 US$/Mbtu) y el hidrógeno verde a cerca de 5,5 US$/kg (cerca de 44 US$/Mbtu).

Proceso de producción de hidrógeno

1. Por encima de 10 % a 12 %, el acero de la tubería puede presentar fragilización por inclusión de hidrógeno atómico.

2. Entre 10 % y 30 % de mezcla de hidrógeno, las unidades compresoras tradicionales requieren ajustes en impellers.

3. Al tener el hidrógeno menor poder calorífico que el gas natural, el índice de Wobbe, parámetro importante cuando se quiere mezclar gases combustibles y el aire (en una combustión), cae por debajo de valores aceptados en la regulación colombiana.

A pesar de estas restricciones, considerando los sustanciales volúmenes transportados en Colombia, este mecanismo resulta favorable para la transición energética que priorice la descarbonización de los gases combustibles en el país.

No obstante, dos de las aplicaciones más atractivas del hidrógeno no incluyen su combustión. Primero, considerando su capacidad de producir electricidad de manera directa por un proceso electroquímico en celdas de combustible, se pueden desarrollar vehículos eléctricos de celdas de combustible, que producen la electricidad a bordo, pueden ser tanqueados en cuestión de minutos y tienen mayor autonomía que los vehículos eléctricos a baterías.

Segundo, el hidrógeno tiene la capacidad de interconectar oferta y demanda de electricidad renovable a través de grandes distancias. En este último caso, se produce electricidad renovable en una instalación, y esta electricidad se utiliza para producir hidrógeno, que luego se transporta en buques, y se convierte nuevamente en electricidad en el punto de destino. Este último concepto es la base de lo que se considera sería un mercado internacional de hidrógeno verde.

La demanda global de hidrógeno ha venido creciendo y alcanzó 74 Mtoe en 2018. Sus dos principales usos son la desulfuración de crudos y la producción de amoníaco. En ambos casos, el hidrógeno es utilizado como materia prima y no como energético, por lo que el desarrollo de una economía de hidrógeno como fuente de energía requiere transformaciones en la demanda.

Demanda global de hidrógeno - Mt

Planta de hidrógeno verde en Namie Town, Fukushima (Japón)

Un consorcio japonés, liderado por Toshiba, inauguró, en marzo de 2020, el Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R), del que se afirma que es la planta más grande del mundo de producción de hidrógeno verde a partir de energía solar. El FH2R utiliza una matriz solar de 20 MW, respaldada por energía renovable, para ejecutar un electrolizador de 10 MW que produce H₂ a una rata hasta de 1.200 Nm3/h.

Este proyecto se utiliza como banco de pruebas para producir hidrógeno verde en masa, dirigido a alimentar sistemas de celdas de combustible de hidrógeno estacionarias y al parque automotor japonés de pila de hidrógeno.

Tomado de: <https://elperiodicodelaenergia.com/un-consorcio-japones-pone-en-marcha-la-planta-de-hidrogeno-verde-mas-grande-del-mundo-en-fukushima/>.

Apertura de la 92ª EDS de hidrógeno en Saarbrücken (Alemania)

Desde el 7 abril de 2021, los propietarios de coches de hidrógeno en Alemania pueden tanquear en dos regiones más de su país, Neuruppin y Saarbrücken, tras la apertura de dos nuevas EDS de H₂ TOTAL, las No. 91 y 92.

Los socios responsables de la puesta en marcha son TOTAL, Air Liquide, Linde y H2 MOBILITY.

Tomado de: <https://www.petrolplaza.com/news/26985>.

Retos para la incorporación de gases renovables

Los principales retos del sector energético de cualquier país es definir la arquitectura deseada de su mercado futuro de energía de baja intensidad de carbono y la hoja de ruta para llegar a ese futuro deseado, garantizando eficiencia, acceso y viabilidad económica de la energía a lo largo de ese recorrido.

Los gases verdes, o de baja intensidad de carbono, tienen un papel determinante en la descarbonización de la energía térmica, con la ventaja de que hacen uso de activos existentes y no requieren una transformación radical de la demanda.

En el caso del biometano y el bioSNG, la no existencia de estímulos para su producción e inyección a las redes, limita el desarrollo de este mercado energético que, así como ocurre con biocombustibles, conecta la agroindustria con el mercado de energía como productor, no solo como consumidor, y promueve una industrialización del campo y una economía circular energética.

Para el hidrógeno, los retos no son menores. Tal vez el más importante es desarrollar un mercado nacional de hidrógeno como energético, en el que sea más importante la generación de demanda que el color del hidrógeno que se produzca, transporte y distribuya.

Sobre un mercado existente, el siguiente paso sería la descarbonización del hidrógeno promoviendo la transición, económicamente responsable, hacia hidrógeno azul y verde. Al no ser el hidrógeno directamente intercambiable con el gas natural, esta transición requerirá acciones regulatorias adicionales.

En todo caso, es relevante una articulación intersectorial, que integre actores públicos y privados que promuevan la inversión, la investigación, el desarrollo y la innovación, que nos conduzca no solo a una matriz energética más verde, sino a un desarrollo industrial nacional que convierta los gases renovables en una plataforma de desarrollo económico y exportación de talento, conocimiento y tecnología nacional.

Comentarios finales

Al evidenciar que la electrificación completa de la economía no es viable ni esperada en los próximos 30 años, la utilización de combustibles fósiles limpios, como el gas natural, y de baja o cero emisiones, como los gases renovables, es un imperativo para hacer viable técnica y económicamente, la transición energética hacia matrices de menor huella de carbono.

Los primeros pasos hacia la descarbonización deben considerar la sustitución de otros combustibles fósiles por gas natural, que genera menos huella de carbono y requiere menos energía para su obtención que los combustibles líquidos. Luego, es clave promover la mezcla de gas natural con una gradual y creciente fracción de gases renovables de manera que reduzcamos la huella de carbono, aprovechando la infraestructura existente mientras se consolidan nuevas formas de producción de energía. Y en años venideros, será posible descarbonizar muchos sectores sin abandonar el uso de gas natural, adicionando sistemas de captura y secuestro de carbono, que permitan atrapar las emisiones de CO₂ para reducir la huella de carbono de plantas térmicas e instalaciones industriales.

Ciertamente, la búsqueda de la carbono-neutralidad requiere una amplia diversidad de soluciones, y los gases combustibles, tanto fósiles como renovables, tienen un papel preponderante e insustituible en un futuro energético sostenible. Entre ellos, el gas natural es el combustible fósil que acompañará y hará viable la transición energética que todos anhelamos.