A medida que el coste del hidrógeno azul y gris se dispara en consonancia con el aumento de los precios de los combustibles fósiles, crece la viabilidad del hidrógeno verde como fuente de energía renovable asequible y segura en Europa, según predice la investigación de Rystad Energy.
La producción de hidrógeno verde ya estaba preparada para despegar este año en todo el mundo y superar el hito de 1 GW en 2022. Sin embargo, la guerra de Ucrania ha acelerado el sector.
El potencial triunfo del hidrógeno verde se produce a expensas de sus alternativas azul y gris vinculadas a los combustibles fósiles, cuyos costes han aumentado más del 70% desde el inicio de la guerra en Ucrania, pasando de unos 8 dólares/kg a 12 dólares/kg en cuestión de días.
La UE ha anunciado planes para un paquete de financiación de 300 millones de euros para el hidrógeno, así como la iniciativa del acelerador de hidrógeno de REPowerEU, cuyo objetivo es reducir la dependencia de la región del gas ruso, y es probable que surja otra oleada de paquetes de apoyo al hidrógeno verde. Los Estados miembros también han acelerado sus planes nacionales. Desde la invasión rusa de Ucrania, la economía del hidrógeno verde es cada vez más atractiva, con costes de producción más bajos, de 4 dólares/kg (especialmente en la Península Ibérica), frente a los 14 dólares/kg del azul y los 12 dólares/kg del gris en otras partes de Europa.
El hidrógeno verde promete seguridad energética, así como nuevas economías regionales potenciales para las energías renovables. Mientras que algunos países se centran en el uso doméstico, otros se centran en la exportación, lo que sugiere que podemos estar pasando de un mundo en el que la energía se obtiene en unas pocas regiones clave, a un mundo en el que la producción está más repartida. La década que se avecina es decisiva para el sector del hidrógeno verde: si se consigue aumentar la producción a más de 10 millones de toneladas en todo el mundo para 2030 y reducir los costes a 1,5 dólares por kilo o menos, la industria se convertirá en un elemento permanente de la combinación energética mundial.
«Aunque la industria y los gobiernos van en la dirección correcta, su reto es reducir los riesgos para los inversores en hidrógeno verde y crear los incentivos necesarios para aumentar rápidamente tanto la demanda como la oferta. Fundamentalmente, un mundo en el que el hidrógeno verde cumpla el papel que actualmente desempeñan el petróleo, el gas y el carbón tendrá un aspecto muy diferente», afirma Minh Khoi Le, jefe de investigación sobre el hidrógeno de Rystad Energy.
Para Europa, en particular, el hidrógeno verde es una alternativa atractiva, ya que Alemania planea producir 25 gigavatios (GW) para 2040 y España está en camino de producir más de 4 GW para 2030.
Sin embargo, además de las aplicaciones industriales en las que el hidrógeno es ya una materia prima clave, la cantidad de hidrógeno necesaria para sustituir al gas y al carbón en el sector energético europeo es enorme: su propio uso de gas y carbón representará 1.020 TWh y 602 TWh en 2030 y 2040, respectivamente, en el caso base del mix energético europeo. Si esto se generara sólo con hidrógeno, se necesitarían unos 54 millones de toneladas de hidrógeno en 2030.
Actualmente, Europa está en vías de producir 3 millones de toneladas de hidrógeno verde al año para 2030, por lo que la diferencia es considerable. El nuevo objetivo de RePowerEU lo sitúa en 15 millones de toneladas para Europa, por lo que cabe esperar un aumento significativo. Aunque es difícil y poco probable que el hidrógeno se utilice como combustible de sustitución completo para las centrales térmicas, la mezcla de hidrógeno con gas natural o la co-combustión de amoníaco y carbón para generar energía puede ser un paso hacia la reducción del uso de combustibles fósiles. Este enfoque se ha probado con éxito en Europa, China y Japón y no requeriría grandes cambios de infraestructura siempre que el contenido de hidrógeno sea inferior al 20%.
India ha anunciado una nueva política de hidrógeno verde que va a impulsar la producción. Los costes ya son bajos, entre 5 y 6 dólares por kilogramo, y se espera que bajen un 40% con las nuevas directrices del país, hasta llegar a 1 dólar por kilogramo a finales de la década. La producción prevista se destina a uso doméstico.
En África, Mauritania se sitúa a la cabeza de la región con su proyecto AMAN, de 40 GW, que pretende exportar hidrógeno y derivados a Europa y otros mercados.En América Latina, Chile también tiene planes para convertirse en un gran exportador con una capacidad de 24 GW para 2030, y en Asia Central, Kazajstán está planeando una instalación de 30 GW.
La inversión extranjera directa y el apoyo financiero serán clave para poner en marcha estos proyectos, con un abundante potencial renovable, espacio para mega instalaciones y bajos costes laborales que pesan en el lado positivo.
El hidrógeno verde domina
El hidrógeno verde está llamado a dominar sobre la producción derivada de los fósiles con captura y almacenamiento de carbono (hidrógeno azul). En 2021, se anunciaron 188 proyectos de electrólisis frente a 24 de métodos basados en los fósiles con bajas emisiones de carbono.
El hidrógeno turquesa, que se deriva del gas natural o del hidrógeno de introducción del biometano y del carbono sólido, no requiere un costoso gasto de capital en soluciones de captura y almacenamiento de carbono. A pesar de que sólo hay un puñado de proyectos a escala comercial en marcha, se han prometido más de 1.000 millones de dólares de financiación para el sector.
El amoníaco como portador
El amoníaco está destacando rápidamente como uno de los principales portadores de hidrógeno. La infraestructura existente para los 150 millones de toneladas que utiliza la industria de los fertilizantes cada año puede facilitar el comercio mundial. Con la aparición de los motores de amoníaco, se espera que su demanda como combustible para el transporte marítimo aumente rápidamente, duplicando el nivel actual de 150 millones de toneladas a partir de 2040.
La demanda del sector energético es menos segura. El gigante estatal China Energy ha probado con éxito una mezcla de amoníaco del 35% para una caldera de carbón de 40 MW. Japón y Corea del Sur han fijado un objetivo de mezcla de amoníaco del 20% para 2025 y 2035, respectivamente. Si se aumentara al 35%, la demanda global de amoníaco podría duplicarse hasta superar los 300 millones de toneladas ya en 2030.
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