Seguridad de la vacuna BNT162b2 mRNA Covid-19 en un entorno nacional
Los ensayos de preaprobación mostraron que las vacunas basadas en el ARN mensajero (ARNm) contra el coronavirus del síndrome respiratorio agudo severo 2 (SARS-CoV-2) tenían un buen perfil de seguridad, aunque estos ensayos estaban sujetos a limitaciones de tamaño y mezcla de pacientes. Se necesita una evaluación de la seguridad de la vacuna de ARNm BNT162b2 con respecto a una amplia gama de posibles eventos adversos
Safety of the BNT162b2 mRNA Covid-19 Vaccine in a Nationwide Setting
In
this study in a nationwide mass vaccination setting, the BNT162b2
vaccine was not associated with an elevated risk of most of the adverse
events examined. The vaccine was associated with an excess risk of
myocarditis (1 to 5 events per 100,000 persons). The risk of this
potentially serious adverse event and of many other serious adverse
events was substantially increased after SARS-CoV-2 infection. (Funded
by the Ivan and Francesca Berkowitz Family Living Laboratory
Collaboration at Harvard Medical School and Clalit Research Institute.)
More
than 1 year into the pandemic of coronavirus disease 2019 (Covid-19),
the disease caused by severe acute respiratory syndrome coronavirus 2
(SARS-CoV-2), an unprecedented number of mass vaccination efforts are
under way worldwide. Globally, nearly 3.4 billion doses of vaccine have
been administered over the 6-month period since the first vaccines were
approved.1
Phase 3 clinical trials showed that several Covid-19 vaccines were efficacious and had an acceptable safety profile.2-4
A number of potential adverse events were identified during these
trials, including lymphadenopathy and idiopathic facial-nerve (Bell’s)
palsy.2,3
Trials of the BNT162b2 vaccine (Pfizer–BioNTech) also showed a mild
imbalance between the vaccinated and placebo groups with respect to the
number of cases of appendicitis, hypersensitivity reactions, acute
myocardial infarction, and cerebrovascular accidents.5
However, phase 3 trials may have inherent limitations in assessing
vaccine safety because of a small number of participants and a
healthier-than-average sample population. Hence, they are often
underpowered to identify less common adverse events. Postmarketing
surveillance is required to monitor the safety of new vaccines in
real-world settings.
Much
effort is currently focused on characterizing the safety profiles of
the recently approved Covid-19 vaccines. Passive surveillance systems
such as the Vaccine Adverse Event Reporting System (VAERS)6
collect information about adverse events that are potentially related
to vaccination. This information is voluntarily reported by health care
providers and the public. These systems are useful for quickly
identifying potential safety signals, which, along with the findings of
phase 3 trials, can be translated to lists of adverse events of interest
for further exploration (such as that provided by the Safety Platform
for Emergency Vaccines [SPEAC]).7,8 Active surveillance systems such as the Biologics Effectiveness and Safety (BEST) system (part of the Sentinel Initiative)9
aim to compare the incidence of adverse events of interest in large
electronic health record databases with the background historical
incidence. Although active surveillance can help highlight suspicious
trends, the lack of a rigorously constructed comparable control group
limits the ability of such surveillance to identify causal effects of
vaccination.
The effectiveness of vaccines against SARS-CoV-2 has been confirmed in real-world studies,10,11
but high-quality real-world safety data on the messenger RNA
(mRNA)–based Covid-19 vaccines remain relatively sparse in the
literature. The results of a study based on data reported by more than
600,000 vaccinated persons were recently published12;
that study mainly assessed common and mild side effects. Two additional
studies, which were based on surveys of vaccinated participants,
involved small cohorts,13,14 and another study analyzed adverse events reported in the VAERS database.15
All these studies lacked controls. One study that did incorporate a
control group included 8533 long-term care facility residents who had
received the first dose of vaccine.16
The authors of this study concluded that the mRNA-based vaccines had an
acceptable safety profile, and no notable adverse events were reported.
As
of May 24, 2021, nearly 5 million people in Israel, comprising more
than 55% of the population, had received two doses of the BNT162b2
vaccine.1
In this study, we used the integrated data repositories of the largest
health care organization in Israel to evaluate the safety profile of the
BNT162b2 vaccine. We compared the incidence of a broad set of potential
short- and medium-term adverse events among vaccinated persons with the
incidence among matched unvaccinated persons. Potential adverse events
related to medical interventions are best understood in the context of
the risks associated with the disease that these interventions aim to
prevent or treat, so we also estimated the effects of SARS-CoV-2
infection on this same set of adverse events.
1-Nuevo paso para conseguir la ilimitada y limpia energía de fusión: crean un sistema de escape de calor
Un
desafío clave para que los reactores se conecten a la red eléctrica es
eliminar el exceso de calor producido durante las reacciones de fusión
Madrid
Actualizado:
«Embotellar» la
energía de las estrellas para luego iluminar ciudades enteras, sin apenas residuos y utilizando elementos tan comunes como el agua del mar, es la promesa de la energía de fusión. Y ahora está un paso más cerca. Así lo aseguran científicos británicos, quienes han creado un sistema «pionero en el mundo»
para poder controlar los escapes de calor y que los materiales de las
próximas centrales nucleares de fusión sean más eficientes y duraderas.
En concreto, el Centro Culham para la Energía de Fusión, situado cerca de Oxford, ha llevado a cabo el experimento 'MAST Upgrade'. La energía de fusión se basa en el mismo principio por el cual las estrellas crean calor y luz. Para ello, utilizaron un reactor de tipo 'tokamak'
–un modelo soviético ideado en los años 50–, que es una cámara de vacío
en forma de anillo en la que, mediante el calor y presiones extremas,
se produce la fusión de núcleos de hidrógeno para formar helio,
liberando en el proceso una gran cantidad de energía. Gracias a este
proceso se podría generar una gran potencia eléctrica, pero los modelos
actuales tienen un problema: antes de conectarlo a la red, habría que eliminar el exceso de calor que se produce durante las reacciones de fusión.
Es
justo ahí donde entra a formar parte este experimento: sin un sistema
de escape que pueda soportar este calor intenso, los materiales tendrían
que ser reemplazados con regularidad, lo que afectaría
significativamente la cantidad de tiempo que una planta de energía
podría operar. Es decir, reduciría su rendimiento. Por ello, los
científicos de Culham han creado el sistema llamado 'desviador Super-X',
que aumenta la capacidad de resistencia de la central eléctrica,
«mejorando su viabilidad económica y reduciendo el coste de la
electricidad de fusión», afirman en un
comunicado de la Autoridad de Energía Atómica del Reino Unido (UKAEA por sus siglas en inglés).
Objetivo: conseguir una planta de fusión en 2040
«Las pruebas del MAST Upgrade, experimento que comenzó a operar en octubre de 2020, han demostrado una reducción de al menos diez veces
en el calor de los materiales con el sistema Super-X», afirman los
científicos. Es decir, es un salto cualitativo a la hora de construir
las primeras plantas de energía de fusión a nivel comercial.
De
hecho, la idea es que UKAEA construya un prototipo de central de
fusión, conocida como STEP, a principios de la década de 2040. «El éxito
del desviador Super-X es un gran impulso para los ingenieros que
diseñan el dispositivo STEP, ya que es particularmente adecuado para el
tokamak esférico», afirman desde la UKAEA.
«Estos resultados son
fantásticos. Este es el momento par los que el equipo de UKAEA ha estado
trabajando casi durante una década», afirma Andrew Kirk,
científico principal del proyecto. «Super-X reduce el calor en el
sistema de escape desde un nivel que sería algo así como un soplete
hasta más como lo encontraríamos en el motor de un automóvil. Esto
podría significar que solo tendría que ser reemplazado una vez durante
la vida útil de una planta de energía».
Y
si no es la fusión por lo menos nuevas generaciones más seguras de
energía nuclear de fision, que el lobby petrolero fue muy hábil en
vilipendiar y destruir en tiempos pasados.
Sobre el reactor de IV Generación que China está poniendo en marcha, un didáctico hilo de Instructor Nuclear.(via Carlos Perez)
2-Retos de los reactores de fisión
Leemos
estos días que China está avanzando en el desarrollo de un reactor de
generación IV, conocido por las siglas HTR-PM. ¿Por qué despierta tanta
admiración en la industria nuclear?
¿Qué
significa HTR-PM? Es un Reactor de alta Temperatura refrigerado por gas
con un manto de partículas o High-Temperature Gas-Cooled Reactor
Pebble-Bed Module.
Todo reactor nuclear necesita 3 componentes esenciales:
1.Combustible nuclear
2.Moderador de neutrones (excepto los reactores rápidos)
3.Un refrigerante para extraer el calor generado
Pues bien, el HTR-PM utiliza un combustible innovador: partículas TRISO.
Uno
de los principales retos de la tecnología nuclear es minimizar la
probabilidad de accidentes. De hecho, un criterio de diseño básico en
reactores GEN-IV es no necesitar planes de emergencia exteriores y poder
disminuir el radio de baja densidad de población.
Ese
principio tiene dos ventajas: minimizar el riesgo y permitir el uso de
los reactores para “district heating” o como cogeneración.
Las
partículas de combustible TRISO, fabricadas con una capa de carburo de
silicio que es capaz de contener en su interior el combustible (UO2) a
temperaturas hasta 1800 ºC. Estas partículas de 1mm de diámetro se
insertan en una matriz de 60 mm de diámetro de grafito (moderador).
Un
reto que deben afrontar los reactores de fisión es la evacuación del
calor residual tras detener la reacción en cadena. Para ello suele ser
necesario la disponibilidad eléctrica para actuar componentes necesarios
para esa refrigeración (bombas, válvulas, etc).
Precisamente
eso es lo que falló en Fukushima. La falta de refrigeración del
combustible provocó que la temperatura aumentara hasta producir la
fusión (fundición) del núcleo.
Pues
el reactor HTR-PM, en ausencia de suministro eléctrico, es capaz de
refrigerarse por métodos pasivos (circulación natural) sin provocar la
fusión del combustible.
Esto
es posible también por la cantidad limitada de combustible dentro del
núcleo. En un reactor convencional se carga todo el combustible
necesario para operar durante 12, 18 o 24 meses. En el HTR-PM hay una
carga y descarga continua de combustible.
Las
esferas de combustible se insertan en el núcleo por el tubo superior y
se extraen por el inferior. Una máquina analiza el estado de estas
esferas. Las que estén agotadas o dañadas se desechan. El resto vuelven
al núcleo.
Así,
la cantidad de combustible presente en el núcleo es reducida, lo que
disminuye significativamente el calor residual a extraer.
Si
eliminamos la probabilidad de fusión del núcleo desaparece la necesidad
de proteger a la población y el medio ambiente de los potenciales
riesgos de la dispersión del material radiactivo contenido en núcleo del
reactor.
Pues
ya hemos visto que el combustible es UO2 en partículas TRISO contenidas
en una matriz de grafito que ejerce de moderador de neutrones. En el
seno de esas partículas se producen las fisiones y el calor generado se
debe extraer con el refrigerante.
El
manto de partículas de combustible está rodeado de una matriz de
grafito que ejerce de reflector (hace que los neutrones no escapen hacia
el exterior) y contiene los canales por donde se insertan las barras
de control (absorben neutrones para controlar la potencia).
El
HTR-PM se refrigera con gas Helio a 70 kg/cm2. El Helio entra en el
reactor a 250 ºC impulsado por una soplante y sale a 750ºC hacia un
generador de vapor. Esta alta temperatura facilita el uso de turbinas de
vapor supercrítico, con una eficiencia de un 45%.
Incluso se puede aumentar la eficiencia usando un ciclo combinado de gas helio y vapor.
De igual modo, las altas temperaturas pueden resultar útiles para distintos fines:
-Producción de hidrógeno
-Gasificación/licuefacción de carbón
-Calor industrial
¿Y
si el helio escapa de la vasija? En condiciones normales el helio no
será altamente radiactivo. Si este fugara a la atmósfera no habría
riesgo para personas ni medio ambiente. Por eso, no es necesario un
edificio de contención.
El
HTR-PM dispone de 2 reactores de 250 MWt que entregan un caudal de
vapor de 673 t/h a 566 ºC y 135 kg/cm2 a una turbina de vapor capaz de
accionar un alternador de 210 MWe.
¿Por
qué dos reactores de 250 MW en lugar de uno de 500 MW? Precisamente
para evitar que el calor residual provoque temperaturas en el
combustible superiores a los 1800 ºC que es capaz de resistir.
Hacer
los reactores más pequeños los hace más seguros, pero a la vez más
caros. Por ese motivo la idea es construir centrales con hasta 8
reactores con una potencia eléctrica de 1200 MW.
Con
esta configuración, se estima que el coste sea un 10-20% superior a un
PWR estándar de 1200 MW. El precio del kWh pasa de 0.4 CNY a 0,48 CNY,
muy inferior al coste del gas, eólica o solar en el mercado chino.
Aún falta la parte final del camino, pero ¡estamos muy cerca de ver la viabilidad de esta tecnología!
Fran Ramírez. Ingeniero nuclear. Instructor de operación nuclear.
El
primer reactor chino de 4ª generación refrigerado por gas de alta
temperatura de Shidaowan completó su primera carga de combustible el fin
de semana.
Se
espera que su primera criticidad se produzca dentro de un mes y que su
funcionamiento comercial se produzca antes de finales de 2021.
La
semana pasada Huaneng recibió su "licencia de conducir" para construir
centrales nucleares, concretamente para la fase 2 de la central nuclear
de Changjiang, en Hainan.
Pero este no es el primer proyecto de Huaneng en el ámbito nuclear. Se trata del muy interesante Shidaowan, en Shandong.
http://www.china-nea.cn/site/content/38937.html
El informe especifica que se trata de la primera licencia de construcción de un "reactor de agua a presión" de Huaneng.
Esto
se debe a que su primer proyecto *propio* es Shidaowan, que utiliza un
reactor de alta temperatura (HTR), que es una tecnología de nueva
generación totalmente diferente.
-
X-energy está desarrollando un reactor de lecho de guijarros que, según dicen, no puede fundirse
Approval Signifies Key Achievement for Public Health
For Immediate Release:
Today, the U.S. Food and Drug Administration approved the first
COVID-19 vaccine. The vaccine has been known as the Pfizer-BioNTech
COVID-19 Vaccine, and will now be marketed as Comirnaty
(koe-mir’-na-tee), for the prevention of COVID-19 disease in individuals
16 years of age and older. The vaccine also continues to be available
under emergency use authorization (EUA), including for individuals 12
through 15 years of age and for the administration of a third dose in
certain immunocompromised individuals.
La FDA aprueba la primera vacuna COVID-19
La aprobación supone un logro clave para la salud pública
Hoy, la Administración de Alimentos y Medicamentos de los Estados Unidos ha aprobado la primera vacuna contra la COVID-19. La vacuna ha sido conocida como la Vacuna COVID-19 de Pfizer-BioNTech, y ahora se comercializará como Comirnaty (koe-mir'-na-tee), para la prevención de la enfermedad COVID-19 en individuos de 16 años o más. La vacuna también sigue estando disponible bajo la autorización de uso de emergencia (EUA), incluso para individuos de 12 a 15 años de edad y para la administración de una tercera dosis en ciertos individuos inmunocomprometidos.
"La aprobación de esta vacuna por parte de la FDA es un hito en la lucha contra la pandemia de COVID-19. Aunque esta y otras vacunas han cumplido las rigurosas normas científicas de la FDA para la autorización de uso de emergencia, al ser la primera vacuna contra la COVID-19 aprobada por la FDA, el público puede estar muy seguro de que esta vacuna cumple los elevados estándares de seguridad, eficacia y calidad de fabricación que la FDA exige a un producto aprobado", ha declarado la doctora Janet Woodcock, comisionada interina de la FDA. El hito de hoy nos pone un paso más cerca de alterar el curso de esta pandemia en los Estados Unidos".
Desde el 11 de diciembre de 2020, la vacuna COVID-19 de Pfizer-BioNTech ha estado disponible bajo la EUA en individuos de 16 años o más, y la autorización se amplió para incluir a los de 12 a 15 años el 10 de mayo de 2021. La FDA puede utilizar las AEU durante las emergencias de salud pública para proporcionar acceso a productos médicos que pueden ser eficaces para prevenir, diagnosticar o tratar una enfermedad, siempre que la FDA determine que los beneficios conocidos y potenciales de un producto, cuando se utiliza para prevenir, diagnosticar o tratar la enfermedad, superan los riesgos conocidos y potenciales del producto.
Las vacunas aprobadas por la FDA se someten al proceso estándar de la agencia para revisar la calidad, seguridad y eficacia de los productos médicos. Para todas las vacunas, la FDA evalúa los datos y la información incluidos en la solicitud de licencia biológica (BLA) presentada por el fabricante. Una BLA es un documento exhaustivo que se presenta a la agencia con requisitos muy específicos. En el caso de Comirnaty, la BLA se basa en los amplios datos e información presentados previamente que respaldaban la EUA, como los datos e información preclínicos y clínicos, así como los detalles del proceso de fabricación, los resultados de las pruebas de la vacuna para garantizar su calidad y las inspecciones de los centros donde se fabrica. La agencia realiza sus propios análisis de la información contenida en el BLA para asegurarse de que la vacuna es segura y eficaz y cumple las normas de aprobación de la FDA.
“The FDA’s approval of this vaccine is a milestone as we
continue to battle the COVID-19 pandemic. While this and other vaccines
have met the FDA’s rigorous, scientific standards for emergency use
authorization, as the first FDA-approved COVID-19 vaccine, the public
can be very confident that this vaccine meets the high standards for
safety, effectiveness, and manufacturing quality the FDA requires of an
approved product,” said Acting FDA Commissioner Janet Woodcock, M.D.
“While millions of people have already safely received COVID-19
vaccines, we recognize that for some, the FDA approval of a vaccine may
now instill additional confidence to get vaccinated. Today’s milestone
puts us one step closer to altering the course of this pandemic in the
U.S.”
Since Dec. 11, 2020, the Pfizer-BioNTech COVID-19 Vaccine has been
available under EUA in individuals 16 years of age and older, and the
authorization was expanded to include those 12 through 15 years of age
on May 10, 2021. EUAs can be used by the FDA during public health
emergencies to provide access to medical products that may be effective
in preventing, diagnosing, or treating a disease, provided that the FDA
determines that the known and potential benefits of a product, when used
to prevent, diagnose, or treat the disease, outweigh the known and
potential risks of the product.
FDA-approved vaccines undergo the agency’s standard process for
reviewing the quality, safety and effectiveness of medical products. For
all vaccines, the FDA evaluates data and information included in the
manufacturer’s submission of a biologics license application (BLA). A
BLA is a comprehensive document that is submitted to the agency
providing very specific requirements. For Comirnaty, the BLA builds on
the extensive data and information previously submitted that supported
the EUA, such as preclinical and clinical data and information, as well
as details of the manufacturing process, vaccine testing results to
ensure vaccine quality, and inspections of the sites where the vaccine
is made. The agency conducts its own analyses of the information in the
BLA to make sure the vaccine is safe and effective and meets the FDA’s
standards for approval.
Comirnaty contains messenger RNA (mRNA), a kind of genetic material.
The mRNA is used by the body to make a mimic of one of the proteins in
the virus that causes COVID-19. The result of a person receiving this
vaccine is that their immune system will ultimately react defensively to
the virus that causes COVID-19. The mRNA in Comirnaty is only present
in the body for a short time and is not incorporated into - nor does it
alter - an individual’s genetic material. Comirnaty has the same
formulation as the EUA vaccine and is administered as a series of two
doses, three weeks apart.
“Our scientific and medical experts conducted an incredibly
thorough and thoughtful evaluation of this vaccine. We evaluated
scientific data and information included in hundreds of thousands of
pages, conducted our own analyses of Comirnaty’s safety and
effectiveness, and performed a detailed assessment of the manufacturing
processes, including inspections of the manufacturing facilities,” said
Peter Marks, M.D., Ph.D., director of FDA’s Center for Biologics
Evaluation and Research. “We have not lost sight that the COVID-19
public health crisis continues in the U.S. and that the public is
counting on safe and effective vaccines. The public and medical
community can be confident that although we approved this vaccine
expeditiously, it was fully in keeping with our existing high standards
for vaccines in the U.S."
FDA Evaluation of Safety and Effectiveness Data for Approval for 16 Years of Age and Older
The first EUA, issued Dec. 11, for the Pfizer-BioNTech COVID-19 Vaccine for individuals 16 years of age and older was based on safety and effectiveness data from a randomized, controlled, blinded ongoing clinical trial of thousands of individuals.
Comirnaty contiene ARN mensajero (ARNm), un tipo de material genético. El ARNm es utilizado por el organismo para fabricar una imitación de una de las proteínas del virus que causa la COVID-19. El resultado de que una persona reciba esta vacuna es que su sistema inmunitario acabará reaccionando de forma defensiva ante el virus que causa la COVID-19. El ARNm de Comirnaty sólo está presente en el organismo durante un breve periodo de tiempo y no se incorpora al material genético del individuo, ni lo altera. Comirnaty tiene la misma formulación que la vacuna EUA y se administra en una serie de dos dosis, con tres semanas de diferencia.
"Nuestros expertos científicos y médicos realizaron una evaluación increíblemente exhaustiva y reflexiva de esta vacuna. Evaluamos los datos científicos y la información incluida en cientos de miles de páginas, realizamos nuestros propios análisis sobre la seguridad y la eficacia de Comirnaty, y llevamos a cabo una evaluación detallada de los procesos de fabricación, incluyendo inspecciones de las instalaciones de fabricación", dijo el doctor Peter Marks, director del Centro de Evaluación e Investigación Biológica de la FDA. "No hemos perdido de vista que la crisis de salud pública del COVID-19 continúa en los Estados Unidos y que el público cuenta con vacunas seguras y eficaces. El público y la comunidad médica pueden estar seguros de que, aunque aprobamos esta vacuna de forma expeditiva, se ajustó plenamente a nuestros elevados estándares existentes para las vacunas en los Estados Unidos". Evaluación de la FDA de los datos de seguridad y eficacia para la aprobación para mayores de 16 años
La primera EUA, emitida el 11 de diciembre, para la vacuna COVID-19 de Pfizer-BioNTech para personas de 16 años o más, se basó en los datos de seguridad y eficacia de un ensayo clínico aleatorio, controlado y ciego en curso con miles de personas.
To support the FDA’s approval decision today, the FDA reviewed
updated data from the clinical trial which supported the EUA and
included a longer duration of follow-up in a larger clinical trial
population.
Specifically, in the FDA’s review for approval, the agency analyzed
effectiveness data from approximately 20,000 vaccine and 20,000 placebo
recipients ages 16 and older who did not have evidence of the COVID-19
virus infection within a week of receiving the second dose. The safety
of Comirnaty was evaluated in approximately 22,000 people who received
the vaccine and 22,000 people who received a placebo 16 years of age and
older.
Based on results from the clinical trial, the vaccine was 91% effective in preventing COVID-19 disease.
More than half of the clinical trial participants were followed for
safety outcomes for at least four months after the second dose. Overall,
approximately 12,000 recipients have been followed for at least 6
months.
The most commonly reported side effects by those clinical trial
participants who received Comirnaty were pain, redness and swelling at
the injection site, fatigue, headache, muscle or joint pain, chills, and
fever. The vaccine is effective in preventing COVID-19 and potentially
serious outcomes including hospitalization and death.
Additionally, the FDA conducted a rigorous evaluation of the
post-authorization safety surveillance data pertaining to myocarditis
and pericarditis following administration of the Pfizer-BioNTech
COVID-19 Vaccine and has determined that the data demonstrate increased
risks, particularly within the seven days following the second dose. The
observed risk is higher among males under 40 years of age compared to
females and older males. The observed risk is highest in males 12
through 17 years of age. Available data from short-term follow-up
suggest that most individuals have had resolution of symptoms. However,
some individuals required intensive care support. Information is not yet
available about potential long-term health outcomes. The Comirnaty
Prescribing Information includes a warning about these risks.
Para respaldar la decisión de aprobación tomada hoy por la FDA, ésta revisó los datos actualizados del ensayo clínico que respaldaron la EUA e incluyeron una mayor duración del seguimiento en una población de ensayo clínico más amplia.
En concreto, en la revisión de la FDA para la aprobación, la agencia analizó los datos de eficacia de aproximadamente 20.000 receptores de la vacuna y 20.000 receptores de placebo de 16 años o más que no tenían evidencia de la infección por el virus COVID-19 en la semana siguiente a la recepción de la segunda dosis. La seguridad de Comirnaty se evaluó en aproximadamente 22.000 personas que recibieron la vacuna y 22.000 que recibieron un placebo de 16 años o más.
Según los resultados del ensayo clínico, la vacuna tuvo una eficacia del 91% en la prevención de la enfermedad COVID-19.
Más de la mitad de los participantes en el ensayo clínico fueron sometidos a un seguimiento de los resultados de seguridad durante al menos cuatro meses después de la segunda dosis. En total, se ha realizado un seguimiento de aproximadamente 12.000 receptores durante al menos 6 meses.
Los efectos secundarios más frecuentes notificados por los participantes en el ensayo clínico que recibieron Comirnaty fueron dolor, enrojecimiento e hinchazón en el lugar de la inyección, fatiga, dolor de cabeza, dolor muscular o articular, escalofríos y fiebre. La vacuna es eficaz para prevenir el COVID-19 y resultados potencialmente graves, como la hospitalización y la muerte.
Además, la FDA llevó a cabo una evaluación rigurosa de los datos de vigilancia de la seguridad después de la autorización relativos a la miocarditis y la pericarditis después de la administración de la vacuna COVID-19 de Pfizer-BioNTech y ha determinado que los datos demuestran un aumento de los riesgos, especialmente en los siete días siguientes a la segunda dosis. El riesgo observado es mayor entre los varones menores de 40 años en comparación con las mujeres y los varones mayores. El riesgo observado es mayor en los varones de 12 a 17 años de edad. Los datos disponibles del seguimiento a corto plazo sugieren que la mayoría de los individuos han tenido una resolución de los síntomas. Sin embargo, algunos individuos requirieron apoyo de cuidados intensivos. Todavía no se dispone de información sobre los posibles resultados sanitarios a largo plazo. La información de prescripción de Comirnaty incluye una advertencia sobre estos riesgos.
Ongoing Safety Monitoring
The FDA and Centers for Disease Control and Prevention have
monitoring systems in place to ensure that any safety concerns continue
to be identified and evaluated in a timely manner. In addition, the FDA
is requiring the company to conduct postmarketing studies to further
assess the risks of myocarditis and pericarditis following vaccination
with Comirnaty. These studies will include an evaluation of long-term
outcomes among individuals who develop myocarditis following vaccination
with Comirnaty. In addition, although not FDA requirements, the company
has committed to additional post-marketing safety studies, including
conducting a pregnancy registry study to evaluate pregnancy and infant
outcomes after receipt of Comirnaty during pregnancy.
Vigilancia continua de la seguridad
La FDA y los Centros para el Control y la Prevención de Enfermedades cuentan con sistemas de supervisión para garantizar que se siga identificando y evaluando oportunamente cualquier problema de seguridad. Además, la FDA exige a la empresa que lleve a cabo estudios posteriores a la comercialización para seguir evaluando los riesgos de miocarditis y pericarditis tras la vacunación con Comirnaty. Estos estudios incluirán una evaluación de los resultados a largo plazo entre las personas que desarrollen miocarditis tras la vacunación con Comirnaty. Además, aunque no es un requisito de la FDA, la empresa se ha comprometido a realizar otros estudios de seguridad posteriores a la comercialización, incluida la realización de un estudio de registro de embarazos para evaluar los resultados del embarazo y del lactante después de recibir Comirnaty durante el embarazo.
The FDA granted this application Priority Review. The approval was granted to BioNTech Manufacturing GmbH.
The FDA, an agency within the U.S.
Department of Health and Human Services, protects the public health by
assuring the safety, effectiveness, and security of human and veterinary
drugs, vaccines and other biological products for human use, and
medical devices. The agency also is responsible for the safety and
security of our nation’s food supply, cosmetics, dietary supplements,
products that give off electronic radiation, and for regulating tobacco
products.
Mutaciones del SARS-CoV-2: ¿cómo será su evolución?
Las mutaciones de los virus ocurren por errores al azar en la
replicación de su genoma cuando se multiplican dentro de la célula. Esos
errores generan la diversidad biológica necesaria para que sobre ella
actúe la selección natural.
Los virus no tienen voluntad ni controlan sus mutaciones, pero el
proceso evolutivo siempre da como resultado una mejor adaptación al
medio. En este caso, a nosotros.
¿Cómo actúa la selección natural sobre el SARS-CoV-2? Básicamente de
dos formas: o bien hace desaparecer mutaciones que son deletéreas o
perjudiciales o bien selecciona mutaciones favorables porque tienen un
valor adaptativo.
Conocer las mutaciones del coronavirus SARS-CoV-2 es interesante para
realizar una vigilancia genómica de la pandemia, pero también para
conocer el impacto que pueda tener la evolución del virus sobre ella.
Lea información sobre COVID-19 escrita por especialistas.
Evolución del SARS-CoV-2 a lo largo de la pandemia
Desde que el SARS-CoV-2 realizó el salto a nuestra especie ha acumulado más de 12 700 mutaciones.
La mayoría no tienen consecuencias biológicas. Otras han dado lugar a
nuevas variantes. Algunas de ellas se denominan variante de interés (VOI) o de preocupación (VOC).
Variante de interés (VOI): variante del
SARS-CoV-2 que porta cambios genéticos que pueden causar una enfermedad
más severa, escapar al sistema inmune, afectar al diagnóstico de la
enfermedad o a su transmisibilidad, provocando transmisión comunitaria
en varios países, aumentando su prevalencia con un impacto notable sobre
la salud pública.
Variante de preocupación (VOC): es una VOI que
haya demostrado una mayor transmisibilidad, peor pronóstico, mayor
virulencia o una menor eficacia de las medidas de salud pública,
incluidos los tratamientos conocidos y las vacunas.
Al inicio de la pandemia (antes de febrero de 2020), cuando todavía
no se tenía un control sobre la transmisión comunitaria del virus, hubo
un periodo de rápida diversificación genética del virus coincidente con
su transmisión en cada región geográfica.
A partir de marzo de 2020, con la llegada de los confinamientos en
casi todo el mundo, ocurrió una extinción masiva y una homogeneización
de mutaciones (variantes). Los confinamientos frenaron la expansión de algunas variantes.
Tras la relajación de las restricciones, se produjo una nueva
diversificación, esta vez de forma más progresiva. Esta fase de la
evolución del coronavirus tuvo un importante componente geográfico, donde la aparición de mutaciones y variantes se agruparon por regiones geográficas.
¿Qué hubiese pasado sin confinamientos? No lo sabemos, pero
posiblemente habría ocasionado una mayor y más rápida diversificación de
las mutaciones. Y, por tanto, la aparición de un mayor número de
variantes. La evolución del virus se habría acelerado y con ella su
adaptación al ser humano. Esto hubiera sucedido con un alto coste en
vidas y pérdida de salud para millones de personas.
Selección convergente
Hasta la fecha han aparecido más de 100 mutaciones que dan lugar a cambios en la secuencia de aminoácidos de las proteínas del virus.
Algo a tener en cuenta es que algunas de estas mutaciones han surgido
recurrentemente durante la pandemia en diferentes variantes o linajes a
lo largo de todo el planeta de una manera completamente independiente.
Esto indica que hay una fuerte presión selectiva actuando sobre dichas
posiciones: es lo que se conoce como convergencia evolutiva. El virus
encuentra una y otra vez las mismas soluciones (mutaciones) para
adaptarse mejor al ser humano y asegurar su supervivencia.
También pueden ocurrir mutaciones que suponen una desventaja para la
supervivencia o replicación del virus. Esto es una selección
purificante. Por ejemplo, una mutación que sea reconocida por
determinado tipo de anticuerpo muy prevalente en una población hará que
esa variante desaparezca en favor de otras que no la tengan. Esos casos
son difíciles de detectar sin una secuenciación de todos los casos de la
población.
Hay tres posiciones
en el genoma que han sufrido mutaciones claves en la evolución de la
pandemia hasta la fecha. La primera es la mutación D614G en la proteína
de la espícula. Las otras dos son la R203K y la G204R, que han ocurrido
en la proteína de la nucleocápside del virus.
Mutaciones relevantes en la espícula
La espícula del virus es la llave que abre la entrada a la célula
humana. Así que no es de extrañar que haya habido una selección positiva
en el sitio de unión al receptor, favorecida por aquellas mutaciones
que son más eficientes en la infección.
La mutación D614G apareció hacia febrero de 2020. Esta mutación se ha detectado en la variante alfa,
contribuyendo a su expansión a otras zonas geográficas, principalmente
europeas en su inicio. Pero también surgió en prácticamente todas las
variantes de interés como la beta y la delta.
Curiosamente, este sitio es más propenso a cambios, y la mutación
podría ser debida a múltiples ganancias del aminoácido ácido aspártico,
para una posterior pérdida y substitución por la glicina. Algunas
regiones del genoma son más susceptibles a mutaciones que otras. Por
ejemplo, en el sitio de unión de la espícula han aparecido otras 31
mutaciones. Las diferentes variantes se determinan en función de estas
mutaciones. Son una huella de selección que aparecen en los diferentes
linajes del virus.
Otras mutaciones de la espícula que han aparecido en las VOC son la N501Y y la E484K,
que se ha asociado con una disminución de la respuesta de los
anticuerpos neutralizantes. Estas mutaciones indican una rápida
adaptación del virus a los humanos, permaneciendo aquellas que facilitan
el contagio entre personas, y su entrada en las células humanas.
Mutaciones en la nucleocápside
Si la espícula es la llave de entrada a la célula, la nucleocápside
es la armadura que protege su información dentro de la célula y asegura
su transcripción. La región que codifica para la proteína de la
nucleocápside parece acumular la mayor proporción de mutaciones positivas
en el genoma del SARS-CoV-2, como la R203K y la G204R. Las mutaciones
que ayudan a proteger este material genético del virus proporcionan una
ventaja evolutiva.
Aunque la nucleocápside ha recibido menos atención que la proteína de
la espícula, parece desempeñar un papel fundamental en la evolución del
virus y su adaptación para sobrevivir en las células humanas. Es
previsible que se sigan acumulando mutaciones en esta región del genoma a
lo largo de la pandemia. Estas mutaciones tendrán como resultado una
replicación más eficiente en nuestras células.
Futuro de la evolución del SARS-CoV-2
En el año y medio que ha pasado de pandemia, el SARS-CoV-2 está adaptándose a los humanos, así como a diferentes especies animales.
Las principales mutaciones están favoreciendo la transmisibilidad,
sobre todo en su rapidez (selección positiva). En menor medida están
favoreciendo la resistencia a la inmunidad (selección negativa).
La transmisibilidad del virus es alta en comparación
con otros virus respiratorios, lo que juega a favor de su
supervivencia, al igual que su ventana de contagio relativamente amplia
en algunos infectados asintomáticos o presintomáticos. Aunque la
mortalidad es relativamente baja en el conjunto global de la población,
el virus es capaz de saturar el sistema sanitario y tener una alta
letalidad en grupos de edades avanzadas.
Las tasas de letalidad globales del virus no son determinantes en la
supervivencia del SARS-CoV-2, ya que las principales tasas de ataque
ocurren en estadios menos graves de la enfermedad. Esta circunstancia
hace que la evolución del coronavirus no esté determinada por lo que
ocurre tras el proceso de infección, en el curso de la enfermedad y la
subsiguiente convalecencia en el hospedador.
Por tanto, es poco probable que ocurran mutaciones en el virus que
supongan un cambio drástico en su letalidad (mayor o menor). Será
cuestión de azar que algunas mutaciones acaben siendo más o menos
letales.
Sí que es esperable que surjan nuevas mutaciones que aumenten la
capacidad de transmisión del virus. También son posibles las mutaciones
que supongan una menor eficacia de las vacunas. Su éxito dependerá de lo rápido que se consiga inmunizar a un elevado porcentaje de la población mundial.
Cortar las cadenas de contagio con las medidas preventivas que
conocemos y las vacunas siguen siendo las medidas principales para
acabar con la pandemia. Aunque es pronto para saberlo, no se puede
descartar que haya que variar la composición de las vacunas en un futuro
para incluir variantes nuevas que puedan inducir una respuesta inmune
más eficaz.
Virólogo y profesor de Investigación, Instituto Nacional de Investigación y Tecnología Agraria y Alimentaria (INIA)
Óscar González-Recio como investigador principal, es
responsable de la ejecución de fondos para investigación de la Agencia
Estatal de Investigación y de la Comisión Europea, que recibe la
institución pública Instituto Nacional de Investigación y Tecnología
Agraria y Alimentaria (INIA-CSIC), para la que trabaja, y que le paga un
salario por ello
María de Toro, como investigadora principal, es
responsable de la ejecución de fondos para investigación del Instituto
de Salud Carlos III, que recibe la institución pública Fundación Rioja
Salud - Centro de Investigación Biomédica de la Rioja (FRS-CIBIR), para
la que trabaja, y que le paga un salario por ello. Colabora como
profesora externa de la Universidad Internacional de Valencia (VIU) y
Universidad de La Rioja (UR).
Miguel Ángel Jiménez Clavero, como investigador
principal, es reponsable de la ejecución de fondos para investigación de
la Agencia Estatal de Investigación y de la Comisión Europea, que
recibe la institución pública Instituto Nacional de Investigación y
Tecnología Agraria y Alimentaria (INIA-CSIC), para la que trabaja, y que
le paga un salario por ello
El
hidrógeno suele considerarse un importante vector energético en un
futuro mundo descarbonizado. Actualmente, la mayor parte del hidrógeno
se produce mediante el reformado al vapor del metano del gas natural
("hidrógeno gris"), con altas emisiones de dióxido de carbono. Cada vez
son más los que proponen utilizar la captura y el almacenamiento de
carbono para reducir estas emisiones, produciendo el llamado "hidrógeno
azul", frecuentemente promocionado como de bajas emisiones. En un
artículo revisado por expertos, se examina por primera vez el ciclo de
vida de las emisiones de gases de efecto invernadero del hidrógeno azul,
teniendo en cuenta las emisiones de dióxido de carbono y de metano
fugitivo no quemado. Lejos de ser bajas en carbono, las emisiones de
gases de efecto invernadero derivadas de la producción de hidrógeno azul
son bastante elevadas, especialmente debido a la liberación de metano
fugitivo. Para nuestros supuestos por defecto (tasa de emisión de metano
del gas natural del 3,5% y un potencial de calentamiento global de 20
años), las emisiones totales de dióxido de carbono equivalente para el
hidrógeno azul son sólo un 9%-12% menos que para el hidrógeno gris.
Mientras que las emisiones de dióxido de carbono son menores, las
emisiones fugitivas de metano del hidrógeno azul son mayores que las del
hidrógeno gris debido al mayor uso de gas natural para alimentar la
captura de carbono. Quizás sea sorprendente que la huella de gases de
efecto invernadero del hidrógeno azul sea más de un 20% mayor que la
quema de gas natural o carbón para calefacción y alrededor de un 60%
mayor que la quema de gasóleo para calefacción, de nuevo con nuestras
hipótesis por defecto. En un análisis de sensibilidad en el que la tasa
de emisión de metano del gas natural se reduce a un valor bajo de 1,54%,
las emisiones de gases de efecto invernadero del hidrógeno azul siguen
siendo mayores que las de la simple combustión de gas natural, y sólo
son un 18%-25% menores que las del hidrógeno gris. Nuestro análisis
supone que el dióxido de carbono capturado puede almacenarse
indefinidamente, una hipótesis optimista y no probada. Sin embargo,
incluso si fuera cierto, el uso del hidrógeno azul parece difícil de
justificar por motivos climático
Hydrogen is widely viewed as an important fuel for a future
energy transition. Currently, hydrogen is used mostly by industry during
oil-refining and synthetic nitrogen fertilizer production, and little
is used for energy because it is expensive relative to fossil fuels.1
However, hydrogen is increasingly being promoted as a way to address
climate change, as indicated by a recent article in the New York Times.2
In this view, hydrogen is to be used not only for hard to decarbonize
sectors of the economy such as long-distance transportation by trucks
and airplanes but also for heating and cooking, with hydrogen blended
with natural gas and distributed to homes and business through existing
pipeline systems.2
Utilities are also exploring the use of hydrogen, again blended with
natural gas, to power existing electric generating facilities.3
In Europe, a recent report from Gas for Climate, an association of
natural gas pipeline companies, envisions large scale use of hydrogen in
the future for heating and electricity generation.4
The Hydrogen Council, a group established in 2017 by British Petroleum,
Shell, and other oil and gas majors, has called for heating all homes
with hydrogen in the future.5
The vast majority of hydrogen (96%) is generated from fossil
fuels, particularly from steam methane reforming (SMR) of natural gas
but also from coal gasification.6 In SMR, which is responsible for approximately three quarters of all hydrogen production globally,7
heat and pressure are used to convert the methane in natural gas to
hydrogen and carbon dioxide. The hydrogen so produced is often referred
to as “gray hydrogen,” to contrast it with the “brown hydrogen” made
from coal gasification.8 Production of gray hydrogen is responsible for 6% of all natural gas consumption globally.7
Hydrogen can also be generated by electrolysis of water. When such
electricity is produced by a clean, renewable source, such as hydro,
wind, or solar, the hydrogen is termed “green hydrogen.” In 2019, green
hydrogen was not cost competitive with gray hydrogen,9
but that is changing as the cost of renewables is decreasing rapidly
and electrolyzers are becoming more efficient. Still, the supply of
green hydrogen in the future seems limited for at least the next several
decades.2, 5
Greenhouse gas emissions from gray hydrogen are high,10, 11 and so increasingly the natural gas industry and others are promoting “blue hydrogen”.5, 8, 9
Blue hydrogen is a relatively new concept and can refer to hydrogen
made either through SMR of natural gas or coal gasification, but with
carbon dioxide capture and storage. As of 2021, there were only two
blue-hydrogen facilities globally that used natural gas to produce
hydrogen at commercial scale, as far as we can ascertain, one operated
by Shell in Alberta, Canada, and the other operated by Air Products in
Texas, USA.12 Often, blue hydrogen is described as having zero or low greenhouse gas emissions.8, 9
However, this is not true: not all of carbon dioxide emissions can be
captured, and some carbon dioxide is emitted during the production of
blue hydrogen.1
Further, to date no peer-reviewed analysis has considered methane
emissions associated with producing the natural gas needed to generate
blue hydrogen.1
Methane is a powerful greenhouse gas. Compared mass-to-mass, it is more
than 100-times more powerful as a warming agent than carbon dioxide for
the time both gases are in the atmosphere and causes 86-times the
warming as carbon dioxide over an integrated 20-year time frame after a
pulsed emission of the two gases. Approximately 25% of the net global
warming that has occurred in recent decades is estimated to be due to
methane.13
In a recent report, the United Nations Environment Programme concluded
that methane emissions globally from all sources need to be reduced by
40%-45% by 2030 in order to achieve the least cost pathway for limiting
the increase in the Earth's temperature to 1.5°C, the target set by COP
21 in Paris in December 2015.14
Here, we explore the full greenhouse gas footprint of both
gray and blue hydrogen, accounting for emissions of both methane and
carbon dioxide. For blue hydrogen, we focus on that made from natural
gas rather than coal, that is gray hydrogen combined with carbon capture
and storage. In China, brown hydrogen from coal now dominates over gray
hydrogen from natural gas, due to the relative prices of natural gas
and coal, but globally and particular in Europe and North America, gray
hydrogen dominates.1
El
hidrógeno se considera un combustible importante para la futura
transición energética. En la actualidad, el hidrógeno se utiliza sobre
todo en la industria durante el refinado del petróleo y la producción de
fertilizantes nitrogenados sintéticos, y se utiliza poco para la
energía porque es caro en relación con los combustibles fósiles.1 Sin
embargo, el hidrógeno se promueve cada vez más como una forma de abordar
el cambio climático, como se indica en un artículo reciente en el New
York Times.2 En esta opinión, el hidrógeno se va a utilizar no sólo para
los sectores de la economía difíciles de descarbonizar, como el
transporte de larga distancia en camiones y aviones, sino también para
la calefacción y la cocina, con el hidrógeno mezclado con gas natural y
distribuido a los hogares y las empresas a través de los sistemas de
tuberías existentes.2 Las empresas de servicios públicos también están
explorando el uso de hidrógeno, de nuevo mezclado con gas natural, para
alimentar las instalaciones de generación eléctrica existentes.3 En
Europa, un informe reciente de Gas for Climate, una asociación de
empresas de gasoductos de gas natural, prevé el uso a gran escala del
hidrógeno en el futuro para la calefacción y la generación de
electricidad.4 El Consejo del Hidrógeno, un grupo creado en 2017 por
British Petroleum, Shell y otras grandes empresas de petróleo y gas, ha
pedido que se calienten todos los hogares con hidrógeno en el futuro.5
La
gran mayoría del hidrógeno (96%) se genera a partir de combustibles
fósiles, en particular del reformado de metano por vapor (SMR) del gas
natural, pero también de la gasificación del carbón.6 En el SMR, que es
responsable de aproximadamente tres cuartas partes de toda la producción
de hidrógeno a nivel mundial,7 se utiliza calor y presión para
convertir el metano del gas natural en hidrógeno y dióxido de carbono.
El hidrógeno así producido suele denominarse "hidrógeno gris", en
contraste con el "hidrógeno marrón" que se obtiene de la gasificación
del carbón.8 La producción de hidrógeno gris es responsable del 6% de
todo el consumo de gas natural en el mundo.7 El hidrógeno también puede
generarse por electrólisis del agua. Cuando dicha electricidad es
producida por una fuente limpia y renovable, como la hidráulica, la
eólica o la solar, el hidrógeno se denomina "hidrógeno verde." En 2019,
el hidrógeno verde no era competitivo en cuanto a costes con el
hidrógeno gris9 , pero eso está cambiando, ya que el coste de las
energías renovables está disminuyendo rápidamente y los electrolizadores
son cada vez más eficientes. Aun así, el suministro de hidrógeno verde
en el futuro parece limitado al menos durante las próximas décadas.2, 5
Las
emisiones de gases de efecto invernadero del hidrógeno gris son
elevadas,10, 11 por lo que cada vez más la industria del gas natural y
otros están promoviendo el "hidrógeno azul".5, 8, 9 El hidrógeno azul es
un concepto relativamente nuevo y puede referirse al hidrógeno
fabricado mediante SMR de gas natural o gasificación de carbón, pero con
captura y almacenamiento de dióxido de carbono. Hasta 2021, sólo había
dos instalaciones de hidrógeno azul en todo el mundo que utilizaban gas
natural para producir hidrógeno a escala comercial, por lo que hemos
podido comprobar, una operada por Shell en Alberta (Canadá) y la otra
por Air Products en Texas (EE.UU.).12 A menudo se describe el hidrógeno
azul como un producto con cero o bajas emisiones de gases de efecto
invernadero, 9 Sin embargo, esto no es cierto: no todas las emisiones de
dióxido de carbono pueden capturarse, y se emite algo de dióxido de
carbono durante la producción de hidrógeno azul.1 Además, hasta la fecha
ningún análisis revisado por expertos ha considerado las emisiones de
metano asociadas a la producción del gas natural necesario para generar
hidrógeno azul.1 El metano es un potente gas de efecto invernadero.
Comparado masa a masa, es más de 100 veces más potente como agente de
calentamiento que el dióxido de carbono durante el tiempo que ambos
gases están en la atmósfera y provoca un calentamiento 86 veces superior
al del dióxido de carbono en un periodo integrado de 20 años tras una
emisión pulsada de los dos gases. Se calcula que aproximadamente el 25%
del calentamiento global neto que se ha producido en las últimas décadas
se debe al metano.13 En un informe reciente, el Programa de las
Naciones Unidas para el Medio Ambiente concluyó que las emisiones de
metano a nivel mundial, procedentes de todas las fuentes, deben
reducirse entre un 40% y un 45% para el año 2030, con el fin de lograr
la vía de menor coste para limitar el aumento de la temperatura de la
Tierra a 1,5°C, el objetivo fijado por la COP 21 de París en diciembre
de 2015.14
Aquí
exploramos toda la huella de gases de efecto invernadero del hidrógeno
gris y azul, teniendo en cuenta las emisiones de metano y de dióxido de
carbono. En el caso del hidrógeno azul, nos centramos en el producido a
partir de gas natural y no de carbón, es decir, el hidrógeno gris
combinado con la captura y el almacenamiento de carbono. En China, el
hidrógeno marrón procedente del carbón domina ahora sobre el hidrógeno
gris procedente del gas natural, debido a los precios relativos del gas
natural y del carbón, pero a nivel mundial, y en particular en Europa y
Norteamérica, domina el hidrógeno gris.1
2 ESTIMATING EMISSIONS FROM PRODUCING GRAY HYDROGEN
Greenhouse gas emissions from the production of gray
hydrogen can be separated into two parts: (a) the SMR process in which
methane is converted to carbon dioxide and hydrogen; and (b) the energy
used to generate the heat and high pressure needed for the SMR process.
For blue hydrogen, which we discuss later in this paper, emissions from
the generation of electricity needed to run the carbon dioxide capture
equipment must also be included. In this analysis, we consider emissions
of only carbon dioxide and methane, and not of other greenhouse gases
such as nitrous oxide that are likely to be much smaller. For methane,
we consider the major components of its lifecycle emissions associated
with the mining, transport, storage, and use of the natural gas needed
to produce the hydrogen and power carbon capture. Emissions are
expressed per unit energy produced when combusting the hydrogen, to aid
in comparing the greenhouse gas footprint with other fuels.15, 16 In this paper, we use gross calorific values.
We start by estimating how much methane is consumed and how
much carbon dioxide is produced in the two aspects of production of gray
hydrogen. From this information, we can subsequently below estimate
emissions of unburned methane.
Las
emisiones de gases de efecto invernadero de la producción de hidrógeno
gris pueden separarse en dos partes: (a) el proceso de SMR en el que el
metano se convierte en dióxido de carbono e hidrógeno; y (b) la energía
utilizada para generar el calor y la alta presión necesarios para el
proceso de SMR. En el caso del hidrógeno azul, del que hablamos más
adelante, también hay que incluir las emisiones procedentes de la
generación de electricidad necesaria para el funcionamiento del equipo
de captura de dióxido de carbono. En este análisis, sólo consideramos
las emisiones de dióxido de carbono y de metano, y no las de otros gases
de efecto invernadero, como el óxido nitroso, que probablemente sean
mucho menores. En el caso del metano, tenemos en cuenta los principales
componentes de las emisiones de su ciclo de vida asociados a la
extracción, el transporte, el almacenamiento y el uso del gas natural
necesario para producir el hidrógeno y alimentar la captura de carbono.
Las emisiones se expresan por unidad de energía producida al quemar el
hidrógeno, para facilitar la comparación de la huella de gases de efecto
invernadero con otros combustibles.15, 16 En este trabajo, utilizamos
valores caloríficos brutos.
Comenzamos estimando cuánto metano se
consume y cuánto dióxido de carbono se produce en los dos aspectos de
la producción de hidrógeno gris. A partir de esta información, podemos
estimar a continuación las emisiones de metano no quemado.
2.1 Consumption of methane and production of carbon dioxide in SMR process
In the SMR process, 1 mole of carbon dioxide and 4 moles of hydrogen gas (H2) are produced per mole of methane consumed, according to this overall reaction:
(1)
The gross caloric calorific heat content of hydrogen is 0.286 MJ per mole,17 or inverting this value, 3.5 moles H2 per MJ. The carbon dioxide produced during the SMR process is given by:
(2)
With a molecular weight of 44.01 g per mole, the amount of carbon dioxide produced during the SMR process is 38.51 g CO2 per MJ (Table 1). The amount of methane consumed is given by:
(3)
TABLE 1.
Comparison of methane that is consumed, of carbon
dioxide that is produced, and of emissions of both methane and carbon
dioxide for each step in the processing of methane to hydrogen for gray
hydrogen, blue hydrogen with carbon dioxide capture from the SMR process
but not from the exhaust flue gases created from burning natural gas to
run the SMR equipment, and blue hydrogen with carbon dioxide capture
from both the SMR process and from the exhaust flue gases
Gray H2
Blue H2 (w/o flue-gas capture)
Blue H2 (w/flue-gas capture)
SMR process
CH4 consumed (g CH4/MJ)
14.0
14.0
14.0
CO2 produced (g CO2/MJ)
38.5
38.5
38.5
Fugitive CH4 emissions (g CH4/MJ)
0.49
0.49
0.49
Fugitive CH4 emissions (g CO2eq/MJ)
42.1
42.1
42.1
Direct CO2 emissions (g CO2/MJ)
38.5
5.8
5.8
CO2 capture rate
0%
85%
85%
Energy to drive SMR
CH4 consumed (g CH4/MJ)
11.6
11.6
11.6
CO2 produced (g CO2/MJ)
31.8
31.8
31.8
Fugitive CH4 emissions (g CH4/MJ)
0.41
0.41
0.41
Fugitive CH4 emissions (g CO2eq/MJ)
35.3
35.3
35.3
Direct CO2 emissions (g CO2/MJ)
31.8
31.8
11.1
CO2 capture rate
0%
0%
65%
Energy to power carbon capture
CH4 consumed (g CH4/MJ)
0
3.0
6.0
CO2 produced (g CO2/MJ)
0
8.2
16.3
Fugitive CH4 emissions (g CH4/MJ)
0
0.11
0.21
Fugitive CH4 emissions (g CO2eq/MJ)
0
9.5
1
Direct CO2 emissions (g CO2/MJ)
0
8.2
16.0
Indirect upstream CO2 emissions (g CO2/MJ)
5.3
5.9
6.5
Total CH4 consumed (g CH4/MJ)
25.6
28.6
31.6
Total CO2 emitted (g CO2/MJ)
75.6
51.7
39.7
Total fugitive CH4 emissions (g CO2eq/MJ)
77.4
86.9
95.4
Total emissions (g CO2eq/MJ)
153
139
135
Note
The methane leakage rate is 3.5%.
With a molecular weight of 16.04 g per mole, 14.04 g CH4 per MJ is consumed during the SMR process (Table 1).
There is essentially no uncertainty in these estimates of how much
methane is consumed, and how much carbon dioxide is produced during the
SMR process: the relationship is set by the chemical stoichiometry shown
in Equation (1).
2.2 Consumption of methane and production of carbon dioxide from energy needed to drive SMR process
The production of hydrogen
from methane is an endothermic reaction and requires significant input
of energy, between 2.0 and 2.5 kWh per m3 of hydrogen, to provide the necessary heat and pressure.18
This energy comes almost entirely from natural gas when producing gray
hydrogen, and therefore, also presumably when producing blue hydrogen
proposed for Europe or North America.1 Using a mean value of 2.25 kWh per m3 of hydrogen, we estimate the energy in natural gas (methane) required to produce a mole of hydrogen as follows:
(4)
That is, 0.1814 MJ of energy from burning methane is
required per mole of hydrogen produced. When burning natural gas for
heat, 50 g CO2 per MJ in emissions are produced, using gross calorific values.19 Note that higher carbon dioxide emission values are reported when using net calorific values.
Therefore,
(5)
As noted above, the gross calorific heat content of hydrogen is equivalent to 3.5 moles H2 per MJ. Therefore,
(6)
So 31.8 g of carbon dioxide
are produced to generate the heat and pressure to drive the SMR process
per MJ of hydrogen produced (Table 1).
Since one mole of methane in natural gas is burned to produce one mole
of carbon dioxide emissions, we can estimate the methane consumed as
follows:
2.3 Total carbon dioxide and methane emissions for gray hydrogen
The sum of the carbon dioxide from the SMR process (38.5 g CO2 per MJ) and from the energy used to generate the heat and electricity for the SMR (31.8 g CO2 per MJ) is 70.3 g CO2
per MJ. Additionally, it takes energy to produce, process, and
transport the natural gas used to generate the hydrogen. Using the
analysis of Santoro et al.20 as reported in Howarth et al,21
these indirect upstream emissions are approximately 7.5% of the direct
carbon dioxide emissions for natural gas, or an additional 5.3 g CO2 per MJ (7.5% of 70.3 g CO2 per MJ). Therefore, the total quantity of carbon dioxide produced is 75.6 g CO2 per MJ (Table 1).
The total quantity of methane
in natural gas consumed to generate gray hydrogen is the sum of that
used in the SMR process (14.04 g CH4 per MJ) and the amount burned to generate the heat and high pressure needed for the process (11.6 g CH4 per MJ) or 25.6 g CH4
per MJ. It is not possible to produce and use natural gas without
having some methane emitted unburned to the atmosphere, due both to
leaks and to purposeful emissions including venting.21, 22
Below, we briefly discuss the recent literature that characterizes
methane emissions from natural gas operations, and use a range of values
in a sensitivity analysis. Here, for our default estimation of the
greenhouse gas footprint of gray hydrogen, we rely on a recent synthesis
on “top–down” emission studies.16
Top–down estimates use information such as from satellites or airplane
flyovers that characterize an integrated flux. The mean value of
estimates from 20 different studies in 10 major natural gas fields in
the United States, normalized to gas production in those fields,
indicates that 2.6% of gas production is emitted to the atmosphere.16
This is a good estimate for the upstream emissions that occur in the
gas fields. Methane is also emitted from storage and transport to
consumers, and the data in the top–down study of Plant et al23 suggests this is an additional 0.8%.16, 24
Combined with the 2.6% for field-level emissions, we estimate a total
of 3.4% of production is emitted to the atmosphere overall. Note that in
addition to some methane being lost between production and consumption
due to leaks, methane is also burned by the natural gas industry to
power natural gas processing and transport. This is important to
consider, since we want to evaluate how much methane is emitted for the
methane in natural gas that is consumed in producing hydrogen. In 2015,
natural gas production in the United States was 817 billion m3, while consumption was 771 billion m3,25, 26
(converting cubic feet to cubic meters). Using this information, we can
estimate the methane emission as a percentage of gas consumption as
follows:
(8)
With this value and the
quantity of methane consumed to produce gray hydrogen, we can estimate
the upstream emissions of methane:
(9)
To compare methane emissions
with carbon dioxide emissions requires a specified time frame, since the
half-life of methane in the atmosphere is only 12 years or so, far less
than that of carbon dioxide.13
Greenhouse gas inventories often compare methane with carbon dioxide
for an integrated period of 100 years following pulsed emissions of both
gases. However, this underestimates the role of methane in global
warming over shorter time periods. An increasing number of scientists
have called for using a 20-year integrated time period instead of or in
addition to the 100-year period.15, 21, 24, 27, 28
The 20-year time frame is now mandated by law in the State of New York,
as part of the Climate Leadership and Community Protection Act of 2019.24
And a 20-year period is more appropriate than a 100-year time frame
given the urgency of reducing methane emissions globally over the coming
decade.14 Here, we use the 20-year time frame using the Global Warming Potential (GWP) for 20 years of 86.13
We also consider other GWP values in a sensitivity analysis presented
below. Using the 86 value, we estimate upstream methane emissions
associated with the production of gray hydrogen in units of carbon
dioxide equivalents (CO2eq) thus:
(10)
The sum of emissions of carbon dioxide (75.6.0 g CO2 per MJ) and unburned methane (77.4 g CO2eq per MJ) for the production of gray hydrogen is 153 g CO2eq per MJ (Table 1).
There are remarkably few published peer-reviewed papers
with which to compare our estimate. Many non peer-reviewed reports give
estimates for carbon dioxide emission from gray hydrogen that are in the
range of 10 tons carbon dioxide per ton of hydrogen,1, 7 although data in support of these values are generally absent, perhaps because they are based on confidential information.11 Since the gross calorific heat energy content of hydrogen is 0.286 MJ per mole,17 10 tons of carbon dioxide per ton of hydrogen corresponds to 70 g CO2 per MJ. This is similar to but somewhat lower than our value of 75.6 g CO2 per MJ. Most of these non peer-reviewed reports do not include methane in their estimates,1
or if they do, they provide no detail as to how they do so. The most
thorough peer-reviewed analysis of carbon dioxide emissions for gray
hydrogen is that of Sun et al11
who obtained data on both rates of hydrogen production and emissions of
carbon dioxide from many individual facilities across the United
States. They concluded that on average, carbon dioxide emissions for
gray hydrogen are 77.8 g CO2 per MJ, remarkably close to our value of 75.6 g CO2 per MJ. They did not estimate methane emissions.
3 ESTIMATING EMISSIONS FOR BLUE HYDROGEN
Blue hydrogen differs from gray hydrogen in that, with blue
hydrogen, some of the carbon dioxide released by the SMR process is
captured. In another version of the blue-hydrogen process, additional
carbon dioxide is removed from the flue gases created from burning
natural gas to provide the heat and high pressure needed to drive the
SMR process. A third set of emissions, not usually captured, is the
carbon dioxide and methane from the energy used to produce the
electricity for the carbon-capture equipment.
3.1 How much carbon dioxide is emitted after carbon capture?
As noted above, only two
facilities that produce blue hydrogen from natural gas are in commercial
operation in 2021. Thus, only limited data are available on the
percentage of carbon dioxide that can be captured. For the carbon
dioxide generated during SMR, the reported capture efficiencies range
from 53% to 90%.29
Actual data from one of the two commercially operating facilities, the
Shell plant in Alberta, show a capture a mean capture efficiency of
78.8%, with daily rates varying from 53% to 90% except for one outlier
of 15%.30
For our baseline analysis, we use a capture rate of 85%, roughly half
way between the 78.8% for the Shell plan and the best-case of 90%.
Applying 100% minus the capture efficiency to the carbon dioxide
produced in SMR:
(11)
That is, 5.8 g CO2 per MJ are emitted from the SMR process after emissions are treated for carbon capture (Table 1).
For the blue-hydrogen
facilities so far in commercial operation, carbon capture has focused
only on the SMR process, and no attempt has been made to capture the
carbon dioxide generated from the combustion of natural gas used to
provide the heat and high pressure. If these combustion emissions are
captured, the carbon dioxide capture efficiency may be lower than that
from the SMR process because the carbon dioxide is more dilute in the
former case. We are aware of no data on carbon-capture efficiency from
any plant, including any electric power plant, that combusts natural
gas, but capture efficiencies of carbon dioxide from the exhaust stream
of two coal-burning power plants are reported in the range of 55%-72%.31-33
Note that efficiencies of up to 90% have been observed in one of the
plants when running at full load. However, this does not reflect
long-term performance, which is evaluated at average load. Load is less
than full load either when the carbon-capture equipment is down for
repair or when the demand for carbon dioxide is lower than it is at full
load. In this analysis, we use a value of 65% capture efficiency from
flue gases for our baseline analysis. Applying 100% minus this factor
for emissions from the natural gas burned to produce the heat and
pressure:
(12)
Therefore, total carbon dioxide emissions from the SMR
process, including the energy used to drive the process, are in the
range of 16.9 g CO2 per MJ if the combustion flue is captured (5.8 g CO2 per MJ plus 11.1 g CO2 per MJ) to 37.6 g CO2 per MJ (5.8 g CO2 per MJ plus 31.8 g CO2 per MJ) if the flue gases are not treated (Table 1).
3.2 Consumption of methane and production of carbon dioxide from electricity used to capture carbon dioxide
Energy is required to capture the carbon dioxide, and
often this is provided by electricity generated from burning additional
natural gas.7
The existing blue-hydrogen facilities make no effort to capture the
carbon dioxide from the fuel burned to generate this electricity, nor
has there been any effort to do so in the case of carbon capture from
coal-burning power plants.31 Often, an energy penalty of 25% is assumed for this additional electricity.34-36
However, this estimate is based on very little publicly available,
verifiable information and may be optimistically low. A recent analysis
of carbon capture from the flue gases of a coal-burning power plant,
where the electricity for carbon capture came from a dedicated natural
gas plant, found that the carbon dioxide emissions from the natural gas
were 39% of the carbon dioxide captured from the coal-flue gases.31
Carbon dioxide is more concentrated in the gases produced through SMR
than in the flue exhaust from combustion, suggesting that it can be
captured more easily.
For this analysis, we assume
that the energy used in the carbon-capture results in carbon dioxide
emissions equal to 25% of the carbon dioxide captured from the stream
reforming process, based on IPCC,34 Jacobson,35 and Sgouridi et al.36 Therefore,
(13)
That is, emissions from the energy used to drive the carbon captured from the SMR process are themselves an additional 8.2 g CO2 per MJ (Table 1).
If carbon dioxide is also
captured from the flue gases used to generate heat and pressure, we
assume the emissions from the energy cost is equal to 39% of the
emissions captured, based on Jacobson.31 That is,
(14)
Therefore, the carbon dioxide emissions from the energy used to drive the carbon capture is between 8.2 g CO2 per MJ if only emissions from the SMR process are captured or an additional 8.1 g CO2 per MJ for a total of 16.3 g CO2 per MJ if emissions from the energy source used for heat and pressure are also captured (Table 1).
As above for Equation 7,
one mole of methane is burned for every mole of carbon dioxide emitted
from the burning. Therefore, we can estimate the methane burned to
produce the electricity required for the carbon dioxide capture as
follows, for the case where only the SMR carbon is captured:
(15)
That is, 3.0 g CH4
per MJ are consumed to generate the electricity used for carbon capture
if only the reforming process emissions are captured (Table 1). Similarly, if the emissions from the energy used for the heat and pressure are also captured,
(16)
Therefore, the quantify of methane used to drive carbon
capture when the flue gases from the combustion of the gas used to
generate heat and pressure for the SMR process are 3.0 g CH4 per MJ plus 3.0 g CH4 per MJ, for a total of 6.0 g CH4 per MJ when carbon capture is applied both to SMR and exhaust flue gases (Table 1).
If we again assume that 3.5% of the natural gas that is consumed is emitted unburned to the atmosphere (as in Equation 9), then for the case where only carbon dioxide emissions from SMR are captured, upstream methane emissions are:
(17)
For the case where flue gases are also treated for carbon capture, the upstream methane emissions are:
(18)
Converting these methane emissions to carbon dioxide equivalents:
(19)
And
(20)
Therefore, upstream emissions of unburned methane from the energy used to drive carbon capture are between 9.5 g CO2eq per MJ if only the SMR carbon is captured and 18 g CO2eq per MJ if the flue-gas emissions are also captured (Table 1).
3.3 Total carbon dioxide and methane emissions for blue hydrogen
The total emission of carbon
dioxide for the production of blue hydrogen is the sum of the emissions
from the SMR process after carbon capture, emissions from the energy
used for heat and pressure to drive SMR, emissions from the energy used
to power the carbon capture, and the indirect upstream emissions
associated with producing and transporting natural gas. The indirect
upstream carbon dioxide emissions result from the activity needed to
provide the natural gas, and so should be applied as a percentage to the
carbon dioxide produced from using natural gas, and not simply the
carbon dioxide emitted after carbon capture. Using the approach of
Howarth et al,21
this is 7.5% of the carbon dioxide produced in the SMR process plus
energy needed to fuel that process as for gray hydrogen (70.3 g CO2 per MJ) plus the emissions from the energy needed to drive the carbon capture (8.2-16.3 g CO2
per MJ depending on whether or not the flue gases from the SMR-energy
source is captured). Therefore, these indirect upstream carbon dioxide
emissions are between 5.9 g CO2 per MJ and 6.5 g CO2 per MJ depending on whether or not the flue-gas emissions are captured (Table 1).
For the case where only the emissions from the SMR processes are
treated for carbon capture, total emissions of carbon dioxide are:
(21)
When the emissions from exhaust flue gases are also treated for carbon capture:
(22)
To summarize, when only the carbon from the SMR process itself is captured, total emissions of carbon dioxide are 51.7 g CO2
per MJ. When efforts are also taken to capture the carbon dioxide from
the flue exhaust from the energy driving the reforming process, total
carbon dioxide emissions are 39.7 g CO2 per MJ (Table 1).
Treating the exhaust flue gases for carbon capture reduces total
lifecycle emissions of carbon dioxide by 23%, less than might have been
expected. This is due both to a relatively low efficiency for the carbon
capture of flue gases31 and to the increased combustion of natural gas needed to provide the electricity for the carbon capture.
The methane emissions from
blue hydrogen are the same as for gray hydrogen, except for those
associated with the increased use of energy from natural gas to drive
the carbon-capture process. The emissions for gray hydrogen are 77.4 g
CO2eq per MJ. The additional methane emissions from the gas used to drive carbon capture are given in Equations 19 and 20: 9.5 g CO2eq per MJ when only SMR is treated for carbon capture and 18 g CO2eq
per MJ when the exhaust flue gases are also captured. Therefore, the
total upstream methane emissions for the production of blue hydrogen
are:
(23)
when only emissions from the SMR process are captured (Table 1). When flue gases are also treated, total upstream methane emissions are:
(24)
Total emissions for blue
hydrogen when only the SMR process is treated are the sum of the carbon
dioxide emissions and the upstream methane emissions:
(25)
See Table 1. When the exhaust flue gases are also treated for carbon dioxide capture, total emissions for producing blue hydrogen are:
(26)
We are aware of no previously published, peer-reviewed
analyses on either total carbon dioxide or methane emissions associated
with producing blue hydrogen. Several non peer-reviewed reports suggest
that it may be possible to reduce carbon dioxide emissions for blue
hydrogen by 56% (when only the SMR process is treated) to 90% (when
exhaust flue gases are also treated) relative to gray hydrogen.1, 7
However, no data have been presented to support these estimates, and
they apparently do not include emissions associated with the energy
needed to drive carbon capture. Our results using a full lifecycle
assessment show the 56% to 90% assumptions are too optimistic.
In Figure 1,
we compare the greenhouse gas footprint of gray hydrogen with blue
hydrogen where only the SMR process is captured and with blue hydrogen
where carbon capture is also used for the exhaust flue gases. Because of
the increased methane emissions from increased use of natural gas when
flue gases are treated for carbon capture, total greenhouse gas
emissions are only very slightly less than when just the carbon dioxide
from the stream reforming process is treated, 135 vs 139 g CO2eq
per MJ. In both cases, total emissions from producing blue hydrogen are
only 9% to 12% less than for gray hydrogen, 135 or 139 g CO2eq per MJ compared with 153 g CO2eq
per MJ. Blue hydrogen is hardly “low emissions.” The lower, but
nonzero, carbon dioxide emissions from blue hydrogen compared with gray
hydrogen are partially offset by the higher methane emissions. We
further note that blue hydrogen as a strategy only works to the extent
it is possible to store carbon dioxide long term indefinitely into the
future without leakage back to the atmosphere.
Comparison
of carbon dioxide equivalent emissions from gray hydrogen, blue
hydrogen with carbon dioxide capture from the SMR process but not from
the exhaust flue gases created from burning natural gas to run the SMR
equipment, blue hydrogen with carbon dioxide capture from both the SMR
process and from the exhaust flue gases, natural gas burned for heat
generation, diesel oil burned for heat, and coal burned for heat. Carbon
dioxide emissions, including emissions from developing, processing, and
transporting the fuels, are shown in orange. Carbon dioxide equivalent
emissions of fugitive, unburned methane are shown in red. The methane
leakage rate is 3.5%. See text for detailed assumptions
4 COMPARISON OF EMISSIONS WITH OTHER FUELS AND SENSITIVITY ANALYSES
4.1 Emissions for fossil fuels
In Figure 1,
we also compare greenhouse gas emissions from gray and blue hydrogen
with those for other fuels per unit of energy produced when burned. The
carbon dioxide emissions shown for coal, diesel oil, and natural gas
include both direct and indirect emissions. The direct emissions are
based on gross calorific values from EIA.19 Indirect emissions are those required to develop and process the fuels and are based on Howarth et al.21 These indirect carbon dioxide emissions are 4 g CO2 per MJ for coal, 8 g CO2 per MJ, and 3.8 g CO2
per MJ for natural gas. Upstream fugitive emissions of unburned methane
are assumed to be 3.5% for natural gas, as we have assumed for the
hydrogen estimates. Methane emissions for coal and diesel oil are as
presented in Howarth24: 0.185 g CH4 per MJ for coal and 0.093 g CH4 per MJ for diesel oil, corresponding to 8.0 and 15.9 4 g CO2eq per MJ respectively based on a 20-year GWP of 86.
Combined emissions of carbon dioxide and methane are
greater for gray hydrogen and for blue hydrogen (whether or not exhaust
flue gases are treated for carbon capture) than for any of the fossil
fuels (Figure 1).
Methane emissions are a major contributor to this, and methane
emissions from both gray and blue hydrogen are larger than for any of
the fossil fuels. This reflects the large quantities of natural gas
consumed in the production of hydrogen. Carbon dioxide emissions are
less from either gray or blue hydrogen than from coal or diesel oil.
Carbon dioxide emissions from blue hydrogen are also less than from
using natural gas directly as a fuel, but not substantially so. Carbon
dioxide emissions from gray hydrogen are somewhat larger than from
natural gas (Figure 1).
4.2 Sensitivity analyses for methane emissions
Given the importance of methane emissions to the
greenhouse gas footprints of gray and blue hydrogen, we here present
sensitivity analyses on our estimates. We separately consider different
rates of fugitive methane emissions and different assigned GWP values.
Our default value for methane emissions used above for
gray hydrogen, blue hydrogen, and natural gas is 3.5% of consumption. As
noted above, this is based on top–down estimates for emissions from 20
different studies in 10 different gas fields plus a top–down estimate
for emissions from gas transport and storage.16
This is very close to an independent estimate of emissions from shale
gas production and consumption estimated from global trends in the 13C stable isotopic composition of methane in the atmosphere since 2005.37
For the sensitivity analysis, we also evaluate one higher rate and two
lower rates of methane emission. The higher rate is from the high-end
sensitivity analysis for shale gas emissions based on the global 13C data, or 4.3% of consumption.37 The lower rates we analyze are 2.54% and 1.45% of consumption. The 2.54% value is based on Alvarez et al22
who used “bottom–up” approaches to estimate the upstream and midstream
methane emissions for natural gas in the United States as 12.7 Tg per
year in 2015. This is 2.54% of consumption, based on annual gas
consumption for 2015 of 771 billion m3 of natural gas in the United States,26 assuming methane comprises 93% of the volume of gas.38 The bottom–up approach presented by Alvarez et al22 likely underestimates methane emissions.24, 39, 40 We also consider an even lower estimate based on Maasakkers et al.41
Using an inverse model in combination with satellite data and the US
EPA methane emissions inventory, they concluded that methane emissions
from natural gas operations in the United States were 8.5 T per year in
2012. This is 1.45% of gas consumption, based on again assuming methane
is 93% of gas and a national US consumption of gas of 723 billion m3 in 2012.26
Our baseline analysis is based on a 20-year GWP value of 86.13 There is uncertainty in this estimate, so here we also explore the higher 20-year GWP value of 105 presented in Shindell et al.42
Most traditional greenhouse gas inventories use a 100-year GWP, so we
explore that as well, using the latest value from the IPCC13 synthesis report of 34. However, the IPCC13
noted that the use of a 100-year time period is arbitrary. We prefer
the use of 20-year GWP, since it better captures the role of methane as a
driver of climate change over the time period of the next several
decades, and the 100-year time frame discounts the importance of methane
over these shorter time frames.15, 24
In our sensitivity analyses, we substitute emission rates of 4.3%, 2.54%, and 1.54% for our baseline value of 3.5% in Equations 9, 17, and 18 for gray and blue hydrogen and in our estimate for natural gas presented in Figure 1. We also substitute a 20-year GWP value of 105 and a 100-year GWP value of 34 for the 20-year GWP of 86 used in Equations 10, 19, and 20. The sensitivity estimates are shown in Table 2.
Across the full set of assumptions, both gray hydrogen and blue
hydrogen without flue-gas capture (where only the carbon dioxide from
SMR is captured) always have greater emissions than natural gas. The
differences between the greenhouse gas footprint of blue hydrogen with
or without the capture of carbon dioxide from the exhaust flue gases are
generally small across all assumptions concerning fugitive methane
emissions, with the total greenhouse gas emissions without the flue-gas
treatment usually higher. The emissions from blue hydrogen with full
carbon capture including the exhaust flue gases are higher than for
natural gas across all set of assumptions except for the analysis with
the 100-year GWP of 34 and low methane emissions, 2.54% or less (Table 2).
TABLE 2.
Sensitivity analysis for total emissions of carbon dioxide and methane (g CO2-equivalents
per MJ of heat generated in combustion) for different upstream fugitive
methane leakage rates and for either 20-year or 100-year global warming
potentials (GWP20, GWP100)
Gray H2
Blue H2 (w/o flue-gas capture)
Blue H2 (w/flue-gas capture)
Natural gas
Fugitive CH4 = 3.5%
GWP20 = 8
153
139
135
111
GWP20 = 105
170
158
155
123
GWP100 = 34
106
86
77
76
Fugitive CH4 = 4.3%
GWP20 = 86
171
159
156
124
GWP20 = 105
192
182
181
139
GWP100 = 34
113
94
86
81
Fugitive CH4 = 2.54%
GWP20 = 86
133
115
109
95
GWP20 = 105
144
129
124
104
GWP100 = 34
98
76
67
70
Fugitive CH4 = 1.54%
GWP20 = 86
110
90
82
79
GWP20 = 105
117
98
91
84
GWP100 = 34
89
67
57
64
We also evaluate the sensitivity of our conclusions to
the percentage of carbon dioxide that is captured from SMR and from the
flue exhaust from the natural gas burned to power the SMR process. Our
default values presented above are for 85% capture from the SMR process
and 65% capture from the flue gases, if an effort were made to capture
those. Our sensitivity analysis includes a low estimate for SMR capture
of 78.8% based on actual data from one commercial blue-hydrogen plant30 and a high estimate of 90%, the highest yet reported.31
For capture of the flue gases, we explore carbon dioxide capture
efficiencies of 55% at the low end and 90% at the high-end based on
actual facility performance for flue gases from coal-burning electric
plants.31-33
Note that the 90% rate is the best ever observed and does not reflect
likely actual performance under long-term commercial operations. We
present the results of this sensitivity analysis in Table 3.
Perhaps surprisingly, our conclusions are very insensitive to
assumptions about carbon dioxide capture rates. This is because capture
is very energy intensive: to capture more carbon dioxide takes more
energy, and if this energy comes from natural gas, the emissions of both
carbon dioxide and fugitive methane emissions from this increase in
such proportion as to offset a significant amount of the reduction in
carbon dioxide emission due to the carbon capture.
TABLE 3.
Sensitivity analysis for combined emissions of carbon dioxide and methane (g CO2-equivalents
per MJ of heat generated in combustion) while producing blue hydrogen
as a function of the percent carbon dioxide captured from the SMR
process and from flue gases for the energy that drives the SMR process
Total CO2
Total fugitive CH4
Total emissions
Blue H2 w/o flue-gas capture
85% SMR capture
51.7
86.9
139
90% SMR capture
50.2
86.9
137
78.8% SMR capture
53.5
85.7
139
Blue H2 w/flue-gas capture
85% SMR & 65% flue-gas capture
39.7
95.4
135
90% SMR & 90% flue-gas capture
33.3
98.9
132
78.8% SMR & 55% flue-gas capture
43.4
93.2
137
Note
The methane leakage rate is 3.5%. The first row in each case is from the baseline case in Table 1.
These sensitivity analyses show that our overall
conclusion is robust: the greenhouse gas footprint of blue hydrogen,
even with capture of carbon dioxide from exhaust flue gases, is as large
as or larger than that of natural gas.
5 IS THERE A PATH FOR TRULY “GREEN” BLUE HYDROGEN?
Some of the CO2eq emissions from blue hydrogen
are inherent in the extraction, processing, and use of natural gas as
the feedstock source of methane for the SMR process: fugitive methane
emissions and upstream emissions of carbon dioxide from the energy
needed to produce, process, and transport the natural gas that is
reformed into hydrogen are inescapable. On the other hand, the emissions
of methane and carbon dioxide from using natural gas to produce the
heat and high pressure needed for SMR and to capture carbon dioxide
could be reduced if these processes were instead driven by renewable
electricity from wind, solar, or hydro. If we assume essentially zero
emissions from the renewable electricity, then carbon dioxide emissions
from blue hydrogen could be reduced to the 5.8 g CO2 per MJ that is not captured from the SMR process (Equation 11)
plus the indirect emissions from extracting and processing the natural
gas used as feedstock for the SMR process, estimated as 2.9 g CO2 per M (7.5% of 38.5 g CO2 per MJ; see section on “total carbon dioxide and methane emissions for gray hydrogen”), for a total of 8.7 g CO2
per MJ. This is a substantial reduction compared with using natural gas
to power the production of blue hydrogen. However, the fugitive methane
emissions associated with the natural gas that is reformed to hydrogen
would remain if the process is powered by 100% renewable energy. These
emissions are substantial: 3.5% of 14 g CH4 per MJ (Equation 3). Using the 20-year GWP value of 86, these methane emissions equal 43 g CO2eq
per MJ of hydrogen produced. The total greenhouse gas emissions, then,
for this scenario of blue hydrogen produced with renewable electricity
are 52 g (8.7 g plus 43 g) CO2eq per MJ. This is not a low-emissions strategy, and emissions would still be 47% of the 111 g CO2eq per MJ for burning natural gas as a fuel, using the same methane emission estimates and GWP value (Table 1). Seemingly, the renewable electricity would be better used to produce green hydrogen through electrolysis.
This best-case scenario for producing blue hydrogen, using
renewable electricity instead of natural gas to power the processes,
suggests to us that there really is no role for blue hydrogen in a
carbon-free future. Greenhouse gas emissions remain high, and there
would also be a substantial consumption of renewable electricity, which
represents an opportunity cost. We believe the renewable electricity
could be better used by society in other ways, replacing the use of
fossil fuels.
Similarly, we see no advantage in using blue hydrogen
powered by natural gas compared with simply using the natural gas
directly for heat. As we have demonstrated, far from being low
emissions, blue hydrogen has emissions as large as or larger than those
of natural gas used for heat (Figure 1; Table 1; Table 2).
The small reduction in carbon dioxide emissions for blue hydrogen
compared with natural gas are more than made up for by the larger
emissions of fugitive methane. Society needs to move away from all
fossil fuels as quickly as possible, and the truly green hydrogen
produced by electrolysis driven by renewable electricity can play a
role. Blue hydrogen, though, provides no benefit. We suggest that blue
hydrogen is best viewed as a distraction, something than may delay
needed action to truly decarbonize the global energy economy, in the
same way that has been described for shale gas as a bridge fuel and for
carbon capture and storage in general.43
We further note that much of the push for using hydrogen for energy
since 2017 has come from the Hydrogen Council, a group established by
the oil and gas industry specifically to promote hydrogen, with a major
emphasis on blue hydrogen.5
From the industry perspective, switching from natural gas to blue
hydrogen may be viewed as economically beneficial since even more
natural gas is needed to generate the same amount of heat.
We emphasize that our analysis in this paper is a best-case
scenario for blue hydrogen. It assumes that the carbon dioxide that is
captured can indeed be stored indefinitely for decades and centuries
into the future. In fact, there is no experience at commercial scale
with storing carbon dioxide from carbon capture, and most carbon dioxide
that is currently captured is used for enhanced oil recovery and is
released back to the atmosphere.44
Further, our analysis does not consider the energy cost and associated
greenhouse gas emissions from transporting and storing the captured
carbon dioxide. Even without these considerations, though, blue hydrogen
has large climatic consequences. We see no way that blue hydrogen can
be considered “green.”
Algunas
de las emisiones de CO2eq del hidrógeno azul son inherentes a la
extracción, el procesamiento y el uso del gas natural como fuente de
alimentación de metano para el proceso de SMR: las emisiones fugitivas
de metano y las emisiones de dióxido de carbono procedentes de la
energía necesaria para producir, procesar y transportar el gas natural
que se transforma en hidrógeno son ineludibles. Por otro lado, las
emisiones de metano y dióxido de carbono derivadas del uso de gas
natural para producir el calor y la alta presión necesarios para la SMR y
para capturar el dióxido de carbono podrían reducirse si estos procesos
se impulsaran con electricidad renovable procedente de la energía
eólica, solar o hidráulica. Si suponemos que las emisiones de la
electricidad renovable son prácticamente nulas, las emisiones de dióxido
de carbono del hidrógeno azul podrían reducirse a los 5,8 g de CO2 por
MJ que no se capturan del proceso de SMR (ecuación 11) más las emisiones
indirectas de la extracción y el procesamiento del gas natural
utilizado como materia prima para el proceso de SMR, estimadas en 2,9 g
de CO2 por M (7,5% de 38,5 g de CO2 por MJ; véase la sección sobre
"emisiones totales de dióxido de carbono y metano para el hidrógeno
gris"), lo que supone un total de 8,7 g de CO2 por MJ. Se trata de una
reducción sustancial en comparación con el uso de gas natural para la
producción de hidrógeno azul. Sin embargo, las emisiones fugitivas de
metano asociadas al gas natural reformado en hidrógeno se mantendrían si
el proceso se alimentara con energía 100% renovable. Estas emisiones
son considerables: 3,5% de 14 g de CH4 por MJ (ecuación 3). Utilizando
el valor de GWP de 86 en 20 años, estas emisiones de metano equivalen a
43 g de CO2eq por MJ de hidrógeno producido. Las emisiones totales de
gases de efecto invernadero, por tanto, para este escenario de hidrógeno
azul producido con electricidad renovable son de 52 g (8,7 g más 43 g)
de CO2eq por MJ. Esta no es una estrategia de bajas emisiones, y las
emisiones seguirían siendo el 47% de los 111 g de CO2eq por MJ de la
quema de gas natural como combustible, utilizando las mismas
estimaciones de emisiones de metano y el mismo valor de GWP (Tabla 1).
Aparentemente, la electricidad renovable se utilizaría mejor para
producir hidrógeno verde mediante electrólisis.
Este escenario
óptimo para la producción de hidrógeno azul, utilizando electricidad
renovable en lugar de gas natural para alimentar los procesos, nos
sugiere que realmente no hay un papel para el hidrógeno azul en un
futuro libre de carbono. Las emisiones de gases de efecto invernadero
siguen siendo elevadas, y además habría un consumo importante de
electricidad renovable, lo que representa un coste de oportunidad.
Creemos que la sociedad podría utilizar mejor la electricidad renovable
de otras maneras, sustituyendo el uso de combustibles fósiles.
Del
mismo modo, no vemos ninguna ventaja en el uso de hidrógeno azul
alimentado por gas natural en comparación con el simple uso del gas
natural directamente para el calor. Como hemos demostrado, lejos de ser
bajo en emisiones, el hidrógeno azul tiene unas emisiones tan o más
grandes que las del gas natural utilizado para la calefacción (Figura 1;
Tabla 1; Tabla 2). La pequeña reducción de las emisiones de dióxido de
carbono del hidrógeno azul en comparación con el gas natural se compensa
con creces por las mayores emisiones de metano fugitivo. La sociedad
necesita alejarse de todos los combustibles fósiles lo antes posible, y
el hidrógeno verdaderamente ecológico producido por electrólisis
impulsada por electricidad renovable puede desempeñar un papel. Sin
embargo, el hidrógeno azul no aporta ningún beneficio. Sugerimos que el
hidrógeno azul se vea mejor como una distracción, algo que puede
retrasar la acción necesaria para descarbonizar realmente la economía
energética mundial, de la misma manera que se ha descrito para el gas de
esquisto como combustible puente y para la captura y el almacenamiento
de carbono en general.43 Además, observamos que gran parte del impulso
al uso del hidrógeno para la energía desde 2017 ha venido del Consejo
del Hidrógeno, un grupo creado por la industria del petróleo y el gas
específicamente para promover el hidrógeno, con un gran énfasis en el
hidrógeno azul.5 Desde la perspectiva de la industria, el cambio del gas
natural al hidrógeno azul puede considerarse económicamente
beneficioso, ya que se necesita incluso más gas natural para generar la
misma cantidad de calor.
Insistimos en que nuestro análisis en
este documento es el mejor escenario para el hidrógeno azul. Supone que
el dióxido de carbono capturado puede almacenarse indefinidamente
durante décadas y siglos en el futuro. De hecho, no hay experiencia a
escala comercial con el almacenamiento de dióxido de carbono procedente
de la captura de carbono, y la mayor parte del dióxido de carbono que se
captura actualmente se utiliza para la recuperación mejorada de
petróleo y se devuelve a la atmósfera.44 Además, nuestro análisis no
tiene en cuenta el coste energético y las emisiones de gases de efecto
invernadero asociadas al transporte y almacenamiento del dióxido de
carbono capturado. Pero incluso sin estas consideraciones, el hidrógeno
azul tiene grandes consecuencias climáticas. No vemos que el hidrógeno
azul pueda considerarse "verde".
ACKNOWLEDGMENTS
This research was supported by a grant from the Park
Foundation and by an endowment given by David R. Atkinson to Cornell
University that supports Robert Howarth. We thank Dominic Eagleton, Dan
Miller, and two anonymous reviewers for their valuable feedback on
earlier drafts of this paper.
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