El análisis elaborado por Carlos Zygier, Sustainable Hydrogen, Ammonia & Energy Storage Business Ideas Ignitor “Municipalities Waste to Methanol Opportunities” , concluye que corrientes de residuos municipales —combustible derivado de residuos (RDF), fracción seca de residuos sin clasificar y plásticos no reciclados— son elegibles como insumo para producir gas de síntesis y, a partir de él, metanol e hidrógeno. Dado que el metanol es un commodity versátil (insumo para olefinas, formaldehído y MTBE) y también un combustible alternativo, el estudio identifica un mercado con precio promedio y primas por biocombustible. La principal barrera sigue siendo el costo de producción.

Proceso y tecnologías
La producción de metanol contempla tres etapas: (i) generación de gas de síntesis (CO y H₂), (ii) síntesis de metanol y (iii) purificación por destilación con integración térmica. Para obtener syngas, el documento describe rutas industriales como reformado con vapor (SMR), oxidación parcial (POX) y reformado autotérmico (ATR), además de la gasificación de RDF/MSW. En los reactores de metanol ocurren la hidrogenación de CO y de CO₂, junto con la reacción de desplazamiento agua-gas. Dado el alto contenido de hidrógeno en la corriente de residuos, se incorpora purificación por adsorción por cambio de presión (PSA). El metanol, por su condición de líquido estable, funciona como portador de hidrógeno, es fácil de almacenar, transportar y distribuir con infraestructura existente y admite mezclas parciales con combustibles convencionales.

Economía del proyecto (cifras del documento)

• Sin reciclaje de hidrógeno, el CAPEX se estima en torno a 415 USD por tonelada de metanol; el OPEX —considerando suministro 100% renovable— debe precisarse caso a caso y escala.

• Objetivos de mercado: metanol en 0,70 USD/kg (~700 USD/t) e hidrógeno en 3,50 USD/kg, ambos por sobre los MSP de sus equivalentes fósiles.

• Rangos reportados para costo nivelado de metanol (LCO/MPS):

  • Bio-metanol desde RDF: ≈100 USD/t para una planta nueva de 100 t/d (estimación específica del documento).

  • Análisis conservadores: 255–1.200 USD/t, reduciéndose a ≈934 USD/t con adición de hidrógeno.

  • Evaluaciones a gran escala: ≈400–1.100 USD/t.

• Variables críticas: rendimiento de syngas y costo del feedstock plástico figuran entre los factores con mayor impacto económico.

Nota: el documento presenta un rango amplio de resultados según escala, supuestos de integración energética y costos del insumo; las cifras deben usarse como referencias orientativas.

Impacto ambiental
El estudio atribuye a la ruta de gasificación con energías renovables menores impactos que sus contrapartes fósiles en formación de smog, acidificación, efectos no cancerígenos en salud humana, agotamiento de ozono, eutrofización y material particulado. También recomienda evaluar exportaciones de vapor y electricidad cuando la integración lo permita.

Oportunidades y próximos pasos

• Optimizar la ruta de gasificación y la integración térmica para reducir costos.

• Gestionar contratos y logística del feedstock (RDF, fracción seca, plásticos no reciclados) dada su incidencia en el OPEX.

• Valorar el reciclaje de H₂ y esquemas de co-generación (vapor/energía) para mejorar márgenes.

• Explorar nichos de biometanol con prima y esquemas de certificación que capten valor de atributos ambientales.

Fuente: Municipalities Waste to Methanol Opportunities