Las refinerías de la costa oeste de Estados Unidos están utilizando más hidrógeno comprado a proveedores comerciales que de su propia producción. De 2012 a 2022, el hidrógeno comprado por las refinerías de la región aumentó un 29% a aproximadamente 550 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d). Durante el mismo período, la producción de hidrógeno a partir de gas natural producido en refinerías in situ cayó un 20% a aproximadamente 330 MMcf/d. Los proveedores comerciales representaron más del 62% del hidrógeno consumido por las refinerías de la costa oeste en 2022, informó la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos.
La demanda de hidrógeno en la industria de refinación de EE. UU. aumentó significativamente entre 2006 y 2010 a medida que se incorporó gradualmente el diésel con contenido ultrabajo de azufre (ULSD) a todo el diésel de carretera. El hidrógeno es particularmente importante en el procesamiento de pizarras de petróleo crudo amargo y de baja calidad con altos contenidos de azufre. Las refinerías suelen satisfacer la demanda incremental de hidrógeno produciéndolo ellas mismas in situ mediante el reformado con vapor de metano del gas natural o comprándolo a proveedores comerciales.
La tendencia hacia un mayor uso del hidrógeno comprado también es evidente a nivel nacional, pero a menor escala. Los proveedores comerciales cubrieron el 70 % de la demanda de hidrógeno de las refinerías de EE. UU. en 2022, el porcentaje más alto desde que comenzamos a publicar estos datos en 2009. A modo de comparación, los proveedores comerciales cubrieron el 63 % de la demanda de hidrógeno de las refinerías de EE. UU. en 2019.
El hidrógeno suministrado por los comerciantes para la producción de productos derivados del petróleo y diésel renovable se origina en procesos industriales en los que es un subproducto; Los productores industriales de gas natural utilizan reformadores de vapor de metano (SMR) para convertir la materia prima de gas natural en hidrógeno. Estos productores externos de gas natural industrial a veces se encuentran fuera de la refinería, pero algunos poseen y operan las unidades SMR dentro de la refinería.
El hidrógeno como subproducto se puede obtener de una planta química u otra instalación donde el hidrógeno no sea el producto principal. En la industria química, por ejemplo, la industria cloro-álcalina produce hidrógeno como subproducto de la producción de cloro, y las plantas petroquímicas liberan hidrógeno como subproducto de la producción de olefinas. Según un estudio interno de la EIA de 2018, el hidrógeno subproducto representa al menos el 50 % de todo el hidrógeno comprado por las refinerías de EE. UU. y al menos el 30 % de todo el hidrógeno que necesitan las refinerías y que no se produce a partir del reformado de subproductos.
Las refinerías también utilizan hidrógeno procedente de sus propios reformadores catalíticos; sin embargo, no recopilamos estos datos porque el aporte de hidrógeno proveniente de las unidades reformadoras de refinerías se cuenta indirectamente como petróleo crudo y aportes de petróleo sin terminar. Solo recopilamos datos sobre el hidrógeno producido por unidades SMR.
