Tecnologías para la transición energética: El hidrógeno de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono

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Este informe se basa en el webinar Technologies of the energy transition: Low and zero-carbon hydrogen, organizado por EsadeGeo y la Fundación Repsol. Para la elaboración de este informe, las ideas que expusieron los ponentes en dicho encuentro se han complementado con las conclusiones de la literatura más reciente sobre la materia. Descargar el informe en pdf.

La tecnología

El hidrógeno, un vector de energía muy versátil, puede producirse principalmente a través de tres vías tecnológicas, que suelen identificarse con un código de color:

  1. La generación directa a partir de los combustibles fósiles como el gas natural y el carbón (hidrógeno “gris”).
  2. La generación a partir de combustibles fósiles con la incorporación de tecnologías de captura del carbono para mitigar las emisiones de CO2 resultantes (hidrógeno “azul”).
  3. La electrolisis del agua utilizando electricidad renovable (hidrógeno “verde”).

El hidrógeno producido a través de esta tercera vía genera cero emisiones de carbono, mientras que el hidrógeno “azul” es bajo en emisiones de carbono [1].

En la actualidad, aproximadamente el 95 % del hidrógeno mundial se produce a partir del gas natural y del carbón, y solo el 5 % restante se genera como un subproducto de la producción de cloro (IRENA, 2019). La IEA (2019) estima que la generación específica de hidrógeno a partir de la electrólisis del agua es inferior al 0,1% de la producción global actual.

La oportunidad: ¿Qué sectores puede contribuir a descarbonizar esta tecnología?

A medida que aumenta la urgencia de la descarbonización y se reducen los precios de la generación de electricidad renovable, el hidrógeno “azul” y el “verde” son considerados cada vez más como importantes “facilitadores” de la transición energética. El hidrógeno es un vector de energía muy versátil: cuando se produce en sus variantes de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono, tiene el potencial de descarbonizar cuatro sectores en concreto: el eléctrico, el industrial, el del transporte y el de las aplicaciones de calefacción.

  1. En el sector eléctrico, el hidrógeno ofrece una vía para almacenar los excedentes de la generación de electricidad renovable e incrementa la flexibilidad del sistema eléctrico. De esta forma, puede actuar como facilitador de un sistema energético cada vez más electrificado y renovable, a) equilibrando las intermitencias de la generación de electricidad renovable (p. ej., a través del almacenamiento de hidrógeno en cavernas de sal) y b) conectando mejor los hubs de generación de electricidad renovable con los centros de demanda. En este sentido, algunos autores señalan que resulta más barato transportar hidrógeno a través de gasoductos que transportar la cantidad equivalente de electricidad por cable (puede ser hasta diez veces más barato, aunque el rendimiento de conversión es, por supuesto, esencial (van Wijk, 2020)).
  2. En el sector industrial, el hidrógeno de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono ofrece un gran potencial para la descarbonización. Por una parte, en la actualidad, el consumo de hidrógeno se concentra en este sector, principalmente en el refinado del petróleo y en la producción de amoníaco, metanol y acero. Cambiando este hidrógeno –que actualmente es producido principalmente como hidrógeno “gris”– por hidrógeno “azul” y “verde”, se consigue una vía directa para la descarbonización. Por otra parte, el hidrógeno puede ayudar a descarbonizar varios sectores en los que es especialmente difícil reducir las emisiones, porque requieren un calor intenso para la producción, como las industrias metalúrgica y petroquímica.
  3. En el sector del transporte, el hidrógeno de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono ofrece múltiples soluciones, desde las pilas de combustible de hidrógeno (p. ej., en los Países Bajos, se están realizando pruebas con trenes de hidrógeno, y en Japón y Corea del Sur, con vehículos ligeros propulsados por hidrógeno) hasta aplicaciones con combustibles sintéticos y buques que funcionan con amoníaco.
  4. Finalmente, el hidrógeno también puede contribuir a descarbonizar la calefacción de los edificios, por ejemplo, a través de las pilas de combustible residencial, o como una alternativa de bajas emisiones de carbono frente a la calefacción de gas natural cuando se combina con el suministro de gas natural.

Una ventaja asociada al hidrógeno es que puede utilizar parcialmente las infraestructuras existentes, mezclándolo hasta un 10-20% en la mayoría de los gasoductos de gas natural (IRENA, 2019) e inyectándolo hasta el 100% en las tuberías de distribución de polietileno (IEA, 2019).

La realidad: ¿En qué fase de desarrollo y de despliegue se encuentra esta tecnología en la actualidad?

La producción y el consumo de hidrógeno –en su variante “gris”– son habituales en la industria desde hace décadas. En cuanto al nivel de madurez tecnológica, el hidrógeno “verde” y “azul” se hallan en fases anteriores de desarrollo. La producción de hidrógeno “verde” mediante electrolizadores alcalinos o membranas de intercambio de protones se halla en los niveles 9 (despliegue inicial) y 8 (demostración) de madurez tecnológica (TRL), respectivamente, mientras que la electrólisis a través de celdas electrolíticas de óxido sólido, que se distinguen por su alta eficiencia, se encuentra en una fase menos avanzada (6-7: desarrollo de prototipos/demostración).

En el caso del hidrógeno “azul”, el reformado autotérmico del gas natural y el reformado de metano con vapor con captura y almacenamiento de carbono se hallan en las fases de demostración y de despliegue inicial (TRL 8-9), mientras que la gasificación del carbón y de residuos/biomasa con captura y almacenamiento de carbono se halla en la fase de desarrollo de prototipos (TRL 5) (IEA, 2020).

Fuel cell car
El principal desafío actual es incrementar la producción de hidrógeno “azul” y “verde” (Foto: Getty Images)

En cuanto a la producción, menos del 0,1% del hidrógeno de todo el mundo se produce por electrólisis del agua (IEA, 2019). Teniendo presente el objetivo de la descarbonización, el principal desafío actual es incrementar la producción de hidrógeno “azul” y “verde”. Algunos autores consideran que el hidrógeno “azul” es un paso intermedio hacia un sector dominado eventualmente por el hidrógeno “verde”, mientras que otros sostienen que las inversiones en hidrógeno “azul” pueden tener un efecto de lock-in (Abnett, 2020).

Los defensores del hidrógeno “azul” afirman que la ampliación gradual de las aplicaciones de hidrógeno fomentará la construcción de nuevas infraestructuras que podrán utilizarse finalmente para facilitar el desarrollo del hidrógeno “verde” (Dickel, 2020).

Las barreras: ¿Cuáles son los principales obstáculos/problemas que pueden impedir su mayor despliegue?

Uno de los principales obstáculos a una mayor adopción del hidrógeno “verde” y “azul” es el coste: ninguno de los dos puede competir hoy en día con el hidrógeno “gris”. El hidrógeno producido a partir del gas natural sin captura y almacenamiento de carbono (el hidrógeno “gris”) cuesta actualmente entre 1,5 y 3 dólares/kg (IEA, 2019). En aquellas regiones en que el precio del gas natural es muy bajo, como en Oriente Medio, este coste pueden reducirse a 1 dólar/kg (IEA, 2019), mientras que, en la UE, el coste es de 1,5 euros/kg (Comisión Europea, 2020). Añadir la captura y el almacenamiento de carbono para crear el hidrógeno “azul” supone incrementar el coste hasta los 2 euros/kg (Comisión Europea, 2020a). En Oriente Medio, para que el hidrógeno creado a partir del gas natural con captura y almacenamiento de carbono fuera competitivo frente a su versión “gris”, el precio del CO2 debería situarse en torno a los 50 dólares/tonelada (IEA, 2019). Finalmente, se estima que el hidrógeno generado a partir de la electricidad renovable (hidrógeno “verde”) costaría entre 2,5 y 5,5 euros/kg.

Un factor importante que puede determinar la competitividad del hidrógeno “verde” en particular son los precios de la electricidad y del gas natural. Si los precios del gas son bajos, la electricidad renovable ha de estar disponible a menos de 10 dólares/MWh para que sea rentable frente al hidrógeno producido con gas natural con captura, uso y almacenamiento de carbono. Si los precios del gas son más altos, el hidrógeno “verde” podría ser competitivo a partir de un precio de la electricidad en torno a los 30-45 dólares/MWh (IEA, 2019). 

Un factor importante que puede determinar la competitividad del hidrógeno 'verde' son los precios de la electricidad y del gas natural

El precio, el tamaño, la frecuencia de funcionamiento y la eficiencia de los electrolizadores son otros factores críticos. En este sentido, será esencial su escala: si, entre los años 2000 y 2009, el tamaño medio de los electrolizadores se situaba en el rango de los 0,1 MWe, recientemente han aumentado de escala hasta 1 MWe, y en la actualidad se están desarrollando o debatiendo proyectos de 10-100 MWe de rango (IEA, 2019).

La escala también será un factor crítico en la generación de electricidad renovable para el hidrógeno “verde” (según la IEA (2019), “generar toda la producción actual de hidrógeno a partir de la electricidad supondría una demanda eléctrica de 3.600 TWh, una cifra superior a toda la electricidad que se genera en la Unión Europea en un año”). Para el hidrógeno “azul”, serán esenciales la escala y la disponibilidad de captura y almacenamiento de carbono.

Otros desafíos importantes están relacionados con el rendimiento de conversión y la distancia geográfica entre los centros de gran demanda industrial y las zonas donde se puede generar la electricidad renovable a muy bajo coste (Hydrogen Council, 2020). El desarrollo o la readaptación de las infraestructuras para generar, transportar y distribuir el hidrógeno es otro aspecto sumamente importante, como también la cuestión crítica del desarrollo de los mercados. En esta fase de desarrollo del hidrógeno “verde” y “azul”, serán muy importantes los temas relativos a la secuenciación. Las políticas y las regulaciones pueden jugar un papel esencial para superar muchos de estos desafíos.

¿Cuál es el panorama actual para el hidrógeno de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono en la Unión Europea?

En los últimos meses, la UE ha expresado su intención de convertirse en líder mundial de la tecnología del hidrógeno de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono. En el ámbito nacional, la actividad en este sentido también ha sido al más alto nivel: los ministros del Foro Pentalateral de la Energía suscribieron una declaración política conjunta para expresar su compromiso a favor del despliegue del hidrógeno (Joint Political Declaration, 2020) [2]; el gobierno español aprobó su Hoja de Ruta del Hidrógeno en octubre de 2020; Alemania publicó su Estrategia Nacional de Hidrógeno en junio de 2020, y Francia ya lanzó su Plan de despliegue del hidrógeno en 2018. Y prácticamente todos los Estados miembros de la UE incluyen el hidrógeno en sus planes nacionales integrados de Energía y Clima (PNIEC).

EU
La UE ha expresado su intención de convertirse en líder mundial de la tecnología del hidrógeno de bajas emisiones o de cero emisiones de carbono (Foto: Alexandros Michailidis/Getty Images)

Antes del 2020, no existía ninguna política que englobara el desarrollo del hidrógeno en la UE y no había disposiciones legales reguladoras sobre la materia, pese a que algunos planes nacionales y comunitarios apoyaban determinadas áreas y proyectos de I+D y experimentales (Conti, 2020b). Todo esto ha cambiado este año: en julio de 2020, la Comisión Europea anunció, en un mismo día, dos planes interrelacionados: una Estrategia de la UE para la Integración del Sistema Energético (Comisión Europea, 2020b) y la Estrategia del Hidrógeno (Comisión Europea, 2020a).

La Estrategia del Hidrógeno presenta una visión del desarrollo del hidrógeno en la UE por fases. En la primera fase (2020-2024), el objetivo es instalar como mínimo 6 GW de electrolizadores de hidrógeno renovable (“verde”) en la UE para 2024 (que produzcan hasta 1 millón de toneladas de hidrógeno). En esta fase, es esencial incrementar la fabricación de electrolizadores, también los de gran tamaño (hasta 100 MW), y el planteamiento sería bastante local (generación local de electricidad renovable alimentando a los electrolizadores situados junto a los centros de demanda existentes). Esta fase también incluye la descarbonización de las plantas de hidrógeno existentes mediante la readaptación con tecnologías de captura y almacenamiento de carbono, la planificación de la infraestructura de transmisión troncal y de medio alcance y la creación del marco regulatorio para el mercado del hidrógeno, todo ello mientras se incentiva la oferta y la demanda en los principales mercados.

La Estrategia del Hidrógeno presenta una visión del desarrollo del hidrógeno en la UE por fases

En la segunda fase (2025-2030), el hidrógeno se convierte en un componente intrínseco del sistema energético integrado, con 40 GW de electrolizadores de hidrógeno renovable para 2030 y una producción de hasta 100 millones de toneladas de hidrógeno. Mientras las instalaciones de hidrógeno “gris” se seguirían readaptando, el hidrógeno “verde” en la UE tendría un coste cada vez más competitivo con otras formas de producción en esos cinco años. El hidrógeno “verde” empezaría a jugar un papel importante para equilibrar el sistema eléctrico, ofreciendo flexibilidad, y se desarrollarían clústeres locales de hidrógeno (los “valles de hidrógeno”) con la posibilidad de ofrecer aplicaciones para el consumo residencial. Al mismo tiempo, surgiría la necesidad de una infraestructura logística a escala de la Unión, y una parte de la red gasística existente podría readaptarse para el transporte a más larga distancia. Otra opción también podría ser el comercio internacional con los países situados al este y al sur de la UE. En cuanto a las políticas, serían esenciales las de demanda, junto con la inversión y el apoyo de la UE para seguir desarrollando el ecosistema de hidrógeno. 

En la tercera fase (2030-2050), las tecnologías del hidrógeno “verde” alcanzarían su madurez y se desplegarían a gran escala, lo cual requeriría incrementar masivamente la generación de electricidad renovable. El hidrógeno y los combustibles sintéticos derivados del hidrógeno lograrían integrarse en la aviación y en el transporte marítimo, así como en los edificios comerciales e industriales donde la descarbonización resulta más difícil.

Toda esta estrategia requerirá inversiones de miles de millones de euros en capacidad de producción, estaciones de repostaje y adaptación de los sectores de consumo final, entre otros. El informe describe numerosos instrumentos para apoyar estas inversiones, como una nueva Alianza por un Hidrógeno Limpio (que fue anunciada por la Comisión en su Estrategia Industrial presentada en marzo de 2020). Esta alianza buscará repetir el éxito de la “Alianza Europea de las Baterías”, reuniendo a expertos del sector industrial, el ámbito académico y las finanzas (Comisión Europea, 2020c).

Una de las cuestiones pendientes en materia de regulación es proporcionar una terminología completa y unos criterios de certificación (Conti, 2020a), y este aspecto también se subraya en el informe. Finalmente, la estrategia describe asimismo una serie de líneas de apoyo a la investigación y la innovación, y concluye subrayando la dimensión internacional del hidrógeno, señalando las oportunidades de cooperación con los países vecinos de la UE –como Ucrania y los vecinos meridionales– y el desarrollo de un mercado internacional del hidrógeno estructurado en euros.

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Notas

[1] Según las proyecciones de IRENA (2019), se espera que la eficacia de captura del CO2 alcance un máximo del 85-95 %; la Comisión Europea (2020a) calcula la eficacia de captura de gases de efecto invernadero en un máximo de 90 %.

[2] El 15 de junio, los ministros de Austria, Bélgica, Francia, Alemania, Luxemburgo y los Países Bajos, más Suiza (país que no es miembro de la UE), se comprometieron a “facilitar una infraestructura europea del hidrógeno orientada al futuro y un mercado líquido en el futuro próximo”.

Referencias

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