En otras ocasiones hemos comentado acerca de las oportunidades para Uruguay del desarrollo del sector hidrógeno, sus potenciales usos, y algunosriesgos para el desarrollo de los proyectos. En esta columna repasamos el estado de desarrollo del sector a nivel global en último año, algunos desafíos, y recomendaciones para su despegue, ante un nuevo reporte de revisión del sector publicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés).

Uruguay en el mapa

La IEA compiló en el siguiente mapa los proyectos de hidrógeno bajo en emisiones* anunciados en el mundo, donde pueden verse dos cuadrados amarillos sobre Uruguay. Estos representan los proyectos que han completado estudios de factibilidad anunciados en el país, para producir hidrógeno a partir de electrólisis de agua y energía eléctrica generada con fuentes renovables: Tambor, que busca producir 15 mil toneladas anuales de hidrógeno en Tacuarembó para luego transformarlo en e-metanol, y el proyecto de HIF Global que planea producir 100 mil toneladas de hidrógeno por año en Paysandú para también transformarlo en e-metanol, y subsiguientemente en gasolina sintética.

.

Como puede apreciarse en el mapa, prácticamente tres cuartas partes de los proyectos planean producir hidrógeno mediante electrólisis (representados con cuadrados), mientras que el restante corresponde a proyectos que integran tecnologías de captura, utilización y secuestro de carbono (triángulos).

La capacidad de producción de los proyectos anunciados aumentó 50% respecto al año pasado, esperándose que produzcan 38 millones de toneladas (Mt) de hidrógeno por año en 2030. Para ese entonces la capacidad de electrolisis totalizaría entre 175 y 420 GW (si se consideran proyectos en etapas iniciales de desarrollo).

China está liderando el despliegue de proyectos de electrólisis. En 2020 concentraba 10% de la capacidad instalada a nivel global, incrementando a 30% en 2022 (se construyó la más grande del mundo: 150 MW), y se espera que hacia el final del año concentre 50% (ya habiendo alcanzado un nuevo récord en julio de este año: 260 MW). El dominio en despliegue probablemente perdure, dado que 40% de los proyectos con decisión final de inversión están en ese país (cuadrados en color azul en el mapa).

Algunas tendencias a destacar

Si bien el consumo de hidrógeno creció 3% en 2022, siguió la tendencia energética global, y no solo estuvo concentrado en usos tradicionales (refinería e industria química), sino que fue abastecido por fuentes fósiles sin mitigación de dióxido de carbono (CO₂). Es decir, no hubo beneficio ambiental asociado. El hidrógeno bajo en emisiones sigue representando menos de 1% del total consumido: 0,1% producido a partir de electrólisis (menos de 100 mil toneladas), y 0,6% a partir de combustibles fósiles con CCUS.

Los nuevos usos requeridos para la transición energética, entre los que se destaca aplicaciones en la industria pesada, transporte de larga distancia, combustibles sintéticos, y almacenamiento, representan menos del 0,1% de la demanda actual. Para alcanzar cero emisiones netas, la IEA estima que los nuevos usos deben alcanzar 40% de 150 millones de toneladas de consumo en 2030.

La tecnología alcalina continúa liderando en capacidad de electrolisis instalada (60%), seguido por los de membrana de intercambio protónico, o PEM, por sus siglas en inglés (30%), esperándose un crecimiento en la participación de estos últimos en los próximos años. La actual capacidad de producción declarada por los productores de electrolizadores asciende a 14 GW/año, aunque alrededor de 1 GW/año está siendo entregado a proyectos de electrolisis de agua (el mercado histórico de cloro-alkali continúa dominando). Se proyecta un incremento a 155 GW/año hacia 2030, concentrada en China (25%), Estados Unidos (20%), Europa (20%), e India (6%).

El costo de los electrolizadores subió en promedio 9% respecto a 2021 debido a la presión inflacionaria y la suba del precio de los commodities, alcanzando entre 1700 y 2000 USD/kW. Se espera sin embargo que caiga 50% hacia 2025 y 60% hacia 2030.

Respecto al comercio internacional de hidrógeno, 80% de los proyectos de exportación está priorizando hacerlo mediante el derivado amoniaco. En muchos casos apuntando a usos directos, ya que la reconversión a hidrógeno requiere energía y conllevaría a significativos costos adicionales. No obstante, el transporte en gasoductos se mantiene como la opción más económica, hasta una distancia de hasta 2500 kms., especialmente aquellos de gas natural reconvertidos.

El ímpetu perdura, pero la materialización es lenta

Si bien 41 gobiernos han lanzado estrategias de hidrógeno, tan solo un 4% de los proyectos anunciados se encuentran en operación, construcción o cuentan decisión de inversión final (colores celeste y verde en el mapa). La foto respecto a la infraestructura necesaria para el comercio internacional también es lenta: de las 50 terminales e infraestructuras portuarias anunciadas, ninguna ha alcanzado decisión de inversión final.

Parte de la demora se debe a que los diferentes apoyos y programas gubernamentales anunciados para proyectos pioneros están demorando en ser implementados y efectivamente otorgar fondos.

Otro factor importante es el aumento del costo del capital y de financiamiento resultado de la ola inflacionaria post pandemia, que afecta particularmente a proyectos capital-intensivos. Por ejemplo, una suba de 3 puntos porcentuales en el costo del capital ponderado (WACC, por sus siglas en inglés) eleva aproximadamente un tercio los costos totales de un proyecto de hidrógeno a partir de electrolisis y fuentes renovables. A su vez, el precio del gas natural está volviendo a niveles razonables, por lo que la brecha entre estas tecnologías está volviendo a niveles previos.

Se destaca por último que, hasta ahora, el esfuerzo de los gobiernos se ha focalizado en promover la producción de hidrógeno, pero la falta de una demanda robusta pone en riesgo la viabilidad de las cadenas logísticas y de la industria. Si bien el desbalance puede estar presente en países que apunten a ser exportadores (como Uruguay, Chile, Australia, y países en el norte de África y Medio Oriente), debe ser compensado con demanda por encima de capacidad de producción en países importadores (como Alemania, Japón y Corea). Sin embargo, al momento, los objetivos de producción a 2030 (entre 27 y 35 Mt) más que duplican los de consumo (17 Mt; que debería subir a 70 Mt para alcanzar emisiones cero netas).

Diez recomendaciones para el despegue del sector

Destacamos como conclusión diez recomendaciones si el ímpetu global ha de materializarse más rápidamente:

1) Implementar los programas de apoyo, que han sido anunciados, pero no han sido puestos en marcha.

2) Apoyar en controlar la presión inflacionaria mediante apoyo gubernamental en garantías crediticias, facilidades de crédito a la exportación, y subsidios parciales o participación en costos de capital.

3) Fomentar iniciativas que sustituyan consumo actual de hidrógeno producido a partir de fuentes fósiles no mitigadas por hidrógeno bajo en emisiones. Por ejemplo, sustituir las actuales instalaciones de producción dedicada (80 Mt) implicaría instalar entre 730 y 940 GW de capacidad de electrolizadores. Esto implicaría incrementar la capacidad estimada a finales de 2023 (2 GW) entre 365 y 470 veces.

4) Desarrollar políticas para promover la demanda de nuevos usos, sobre todo en sectores para los que el hidrógeno es la única alternativa para descarbonizar (refinería, amoniaco, metanol), mediante mecanismos que cierren la brecha con el costo del hidrógeno tradicional, como poner precio a las emisiones de CO2, adoptar cuotas en usos, implementar sistemas de pago a productores o consumidores de hidrógeno bajo en emisiones, y reducir subsidios a la producción combustibles fósiles.

5) Evitar que nuevos usos de hidrógeno sean abastecidos con combustibles fósiles no mitigados, dado que se terminaría en el absurdo de incrementar emisiones respecto al sistema actual en lugar de reducirlas.

6) En otros sectores prioritarios (por ejemplo, acero, transporte marítimo, aviación, y transporte carretero de larga distancia), establecer incentivos tecnología-neutros, pudiendo jugar un rol importante también las compras públicas en términos de infraestructura, transporte público y servicios como recolección de basura.

7) Sincronizar objetivos de producción y demanda, siendo estos últimos aun significativamente menores.

8) Diseñar regulaciones claras, junto con estándares y certificaciones asociadas que demuestren los atributos ambientales del hidrógeno.

9) Cooperación internacional en alinear regulación, por ejemplo, en el reconocimiento mutuo de certificados en el corto plazo, y armonización en el largo plazo. Considerar una metodología común para el cálculo de las emisiones del proceso de producción sería un paso en esa dirección.

10) Acción por parte de órganos reguladores internacionales como la Agencia Marítima Internacional y la Organización de Aviación Civil Internacional, para implementar mandatos de combustibles sostenibles. Un ejemplo es la cuota de SAF establecida en el programa RefuelEU de la Unión Europea para el sector aviación.

*La IEA incluye en la definición de hidrógeno bajo en emisiones (de CO₂) tanto a aquel producido por electrolisis de agua usando fuentes renovables de energía eléctrica (denominado en otros lados hidrógeno verde), energía nuclear (hidrógeno rosado), biomasa, o combustibles fósiles con captura, utilización y secuestro de carbono (CCUS) (hidrógeno azul). Este último es considerado bajo en emisiones siempre y cuando las emisiones upstream sean bajas, la captura de CO₂ sea de elevada eficiencia, y el mismo sea secuestrado a largo plazo previniendo su fuga a la atmósfera.

- Felipe Bastarrica es Economista, Director Ejecutivo del Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU).