Todo lo que necesita saber sobre el papel del hidrógeno como el futuro del combustible

EnergíaSustentabilidad

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Marzo 18th, 2021

Este estudio explica el papel del hidrógeno verde y el hidrógeno azul en la transición energética como el futuro del combustible, una perspectiva tecnológica y geopolítica.

 

by
michel noussan Muelle Paolo Raimondi rossana scita manfred hafner

Fondazione Eni Enrico Mattei, Corso Magenta 63, 20123 Milán, Italia


 

Resumen

El hidrógeno está disfrutando actualmente de un impulso renovado y generalizado en muchas estrategias climáticas nacionales e internacionales. Este artículo de revisión se centra en analizar los desafíos y oportunidades relacionados con el hidrógeno verde y azul, que están en la base de diferentes perspectivas de una sociedad potencial del hidrógeno. Si bien muchos gobiernos y empresas privadas están invirtiendo importantes recursos en el desarrollo de tecnologías de hidrógeno, todavía queda un gran número de problemas sin resolver, incluidos desafíos técnicos e implicaciones económicas y geopolíticas.

 

La cadena de suministro de hidrógeno incluye una gran cantidad de pasos, lo que resulta en pérdidas de energía adicionales, y aunque se pone mucho énfasis en los costos de generación de hidrógeno, su transporte y almacenamiento no deben descuidarse. Una economía de hidrógeno bajo en carbono ofrece oportunidades prometedoras no solo para luchar contra el cambio climático, sino también para mejorar la seguridad energética y desarrollar industrias locales en muchos países. Sin embargo, para enfrentar los enormes desafíos de una transición hacia un sistema energético de cero emisiones de carbono, se debe permitir que todas las tecnologías disponibles contribuyan sobre la base de indicadores mensurables, que requieren un fuerte consenso internacional basado en estándares y objetivos transparentes.

 

1. Introducción

Los sistemas energéticos se enfrentan a una transición hacia tecnologías que permitan disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), para enfrentar el enorme desafío del cambio climático. El hidrógeno se considera cada vez más como un actor potencial en las estrategias nacionales e internacionales, para ser aplicado a diferentes sectores, desde la industria hasta el transporte. Las principales economías mundiales, como Japón [1], Alemania [2], Australia [3] y la Unión Europea [4] están desarrollando estrategias y hojas de ruta dedicadas al hidrógeno. Los proyectos de investigación y las aplicaciones industriales abordan diferentes componentes de la vía del hidrógeno, que incluyen generación, transmisión, almacenamiento, distribución y usos finales.

 

El hidrógeno ya es un producto básico que se utiliza como materia prima en diferentes aplicaciones industriales, que van desde las refinerías hasta la producción de amoníaco y metanol. La demanda mundial de hidrógeno puro ha aumentado de menos de 20 Mt en 1975 a más de 70 Mt en 2018 [5]. Sin embargo, la demanda actual de hidrógeno proviene principalmente de combustibles fósiles, incluidos el gas natural, el petróleo y el carbón, ya que representan hoy la vía más barata, con costos de hidrógeno que oscilan entre 1 y 3 USD por kg [6].

 

Sin embargo, también se ha propuesto el hidrógeno como un portador de energía potencial para apoyar un despliegue más amplio de energía baja en carbono, principalmente producida a partir de fuentes de energía renovables (FER). Distintas oleadas de entusiasmo han apoyado la narrativa del hidrógeno limpio de bajo coste como base de una alternativa a los combustibles fósiles, explotando principalmente las aplicaciones de pilas de combustible en el sector del transporte. Anteriormente, tres momentos diferentes han visto un interés científico e industrial en el potencial de las tecnologías del hidrógeno [5]. La primera vez ocurrió durante la crisis del petróleo de la década de 1970, cuando el mundo buscaba soluciones alternativas para enfrentar la posible escasez de petróleo y abordar problemas ambientales como la contaminación local y las lluvias ácidas.

 

Se implementaron programas y actividades de investigación sobre hidrógeno, pero no tuvieron efectos significativos ya que debido a los nuevos descubrimientos de petróleo, los precios del petróleo finalmente bajaron y desapareció el miedo a la escasez. Las otras dos olas de entusiasmo ocurrieron en la década de 1990 y en la de 2000 [7], con preocupaciones crecientes relacionadas con los problemas del cambio climático y los escenarios del pico del petróleo. Una vez más, los bajos precios del petróleo limitaron la difusión de las tecnologías del hidrógeno, al igual que la crisis económica y financiera de finales de la década de 2000.

 

Hoy en día, se está construyendo nuevamente un consenso creciente sobre el potencial del hidrógeno, principalmente debido a una agenda climática más sólida con objetivos desafiantes. El hidrógeno limpio forma parte de un grupo de tecnologías que deben desplegarse en los usos finales para garantizar una transición hacia fuentes de energía respetuosas con el clima [8]. Las tecnologías de hidrógeno también se están considerando como una oportunidad para desarrollar los sectores industriales nacionales, en una perspectiva de recuperación después de la pandemia de COVID-19.

 

Las tecnologías de producción de hidrógeno se codifican cada vez más haciendo referencia a un esquema basado en diferentes colores [9, 10]. Los colores principales que se están considerando son los siguientes:

Hidrógeno gris (o marrón / negro), producido por combustibles fósiles (principalmente gas natural y carbón), y provocando la emisión de dióxido de carbono en el proceso;

Hidrógeno azul, mediante la combinación de hidrógeno gris y captura y almacenamiento de carbono (CAC), para evitar la mayoría de las emisiones de GEI del proceso;

Hidrógeno turquesa, mediante la pirólisis de un combustible fósil, donde el subproducto es carbono sólido;

Hidrógeno verde, cuando se producen mediante electrolizadores suministrados por electricidad renovable (y en algunos casos a través de otras vías basadas en la bioenergía, como el reformado de biometano o la gasificación de biomasa sólida);

Hidrógeno amarillo (o morado), cuando son producidos por electrolizadores alimentados por electricidad de centrales nucleares.

 

Además de estos colores, a menudo se utilizan diferentes nomenclaturas cuando se hace referencia a grupos de vías de hidrógeno, que incluyen "hidrógeno limpio", "hidrógeno con bajo contenido de carbono", "hidrógeno renovable". En ocasiones, estas definiciones pueden resultar confusas, ya que no existe un estándar único que proporcione una referencia común. En este artículo, el término hidrógeno bajo en carbono incluye hidrógeno verde, azul, turquesa y amarillo. Sin embargo, es importante recordar que también dentro de cada "color", puede haber una variabilidad significativa de la intensidad del carbono, debido a una gran cantidad de parámetros. En algunos casos, el hidrógeno puede incluso ser negativo en carbono, como en las vías que involucran bioenergía y CCS juntas.

 

En la Figura 1 se presenta un esquema de las principales vías diferentes. Existen vías adicionales, pero aún se encuentran en la etapa de investigación y no se han incluido.

 

Figura 1: Diferentes métodos de producción de hidrógeno divididos por color. SMR: reformado con vapor de metano, ATR: reformado térmico automático, CCS: captura y secuestro de carbono.

Diferentes métodos de producción de hidrógeno.

 

Si bien cada vía tecnológica presenta oportunidades y limitaciones, es importante recordar que la elección de una solución específica a menudo está relacionada con aspectos adicionales, incluidas las opciones geopolíticas basadas en estrategias nacionales impulsadas por la disponibilidad de recursos, preocupaciones de seguridad energética o el apoyo a sectores industriales específicos [11]. Además, el comercio transfronterizo de hidrógeno, debido a la necesidad de una descarbonización muy fuerte de los sistemas energéticos en las próximas décadas, puede convertirse en un factor de cambio potencial en la geopolítica energética global [12].

 

El desarrollo generalizado y eficaz del hidrógeno verde requiere una cantidad notable de electricidad renovable, lo que puede ser un problema a corto plazo, ya que las FER ya son necesarias para descarbonizar la demanda de electricidad existente. Por esta razón, el hidrógeno azul puede representar una opción útil a corto y mediano plazo, al ayudar a allanar el camino para el hidrógeno verde en una etapa posterior [13].

 

Este artículo de revisión presenta los principales aspectos relacionados con la evolución potencial de las tecnologías basadas en hidrógeno en las próximas décadas. Este documento se centra en las vías del hidrógeno verde y azul, que son los dos enfoques que los países del mundo están considerando principalmente para respaldar una economía de hidrógeno baja en carbono. El trabajo analiza los desafíos y oportunidades tecnológicos, que estarán entre los principales impulsores de los costos del hidrógeno, los desarrollos en curso a nivel mundial, así como las consecuencias en la geopolítica. El objetivo es presentar una descripción imparcial de las diferentes perspectivas que existen en todo el mundo, así como proporcionar una imagen de la complejidad de la cadena de suministro que debe desarrollarse.

 

El documento está organizado de la siguiente manera: la Sección 2 proporciona una descripción de los principales aspectos tecnológicos relacionados con el hidrógeno, incluidas las tecnologías para la generación, distribución y almacenamiento, así como las posibles aplicaciones del hidrógeno en diferentes sectores finales, incluida la industria, el transporte. , edificios y generación de energía. La sección 3 se centra en la dimensión geopolítica del hidrógeno, con una discusión y comparación de diferentes estrategias nacionales, el papel potencial de las empresas privadas y los acuerdos entre países. Finalmente, la Sección 4 presenta una discusión crítica sobre los principales temas que se han abordado, junto con algunas recomendaciones de políticas para apoyar el uso sostenible y eficaz del hidrógeno en el contexto de la transición energética.

 

2. Aspectos tecnológicos

Es necesario abordar varios desafíos tecnológicos a lo largo de la larga y compleja cadena de suministro de hidrógeno, que en general se ve afectada por una eficiencia relativamente baja que genera altos costos para los usuarios finales. Si bien generalmente se presta mucha atención a la generación de hidrógeno, ya sea a través de vías verdes o azules, también los equipos de almacenamiento, transporte y usos finales pueden implicar costos y barreras adicionales. Esta sección presenta los principales aspectos que están en juego a lo largo de toda la cadena de suministro, discutiendo la situación actual y la posible evolución futura.

 

2.1. Producción de hidrógeno

Aunque el hidrógeno es el tercer elemento químico más abundante en la superficie de la Tierra, después del oxígeno y el silicio, no está disponible en su forma pura y, por lo tanto, no puede considerarse una fuente de energía. Por el contrario, el hidrógeno es un portador de energía que debería producirse a partir de otras fuentes. Aunque la producción de hidrógeno a partir del agua a través de la electrólisis se remonta al siglo XIX, la demanda actual de hidrógeno se satisface principalmente mediante otros procesos basados ​​en combustibles fósiles (gas natural, carbón y petróleo), incluido el reformado de metano con vapor (SMR), el reformado térmico automático (ATR). ), oxidación parcial y gasificación del carbón. Estos procesos se denominan generalmente vías de hidrógeno gris. Cuando se acoplan a CCS, se pueden transformar en soluciones bajas en carbono y se denominan vías de hidrógeno azul.

 

Producción de hidrógeno

 

Por el contrario, la producción de hidrógeno a partir de la electrólisis del agua, que se abandonó debido a los costos más altos, se puede acoplar a la generación de energía a partir de RES para producir hidrógeno verde. Si bien los costos actuales siguen siendo más altos que las soluciones basadas en fósiles, las curvas de aprendizaje esperadas tanto para la generación de electricidad FER como para los electrolizadores podrían convertirla en una solución viable en las próximas décadas.

 

En la Figura 2 se presenta una estimación de las tendencias futuras de los costos del hidrógeno verde y azul, basada en estimaciones de datos de BNEF [14]. La figura informa los costos tanto en términos de masa de hidrógeno, en el eje izquierdo, como en términos de contenido de energía, considerando el poder calorífico más bajo del hidrógeno (120 MJ por kg, o 33.3 kWh por kg). Los costos del hidrógeno renovable se basan en grandes proyectos con proyecciones optimistas para los gastos de capital. El hidrógeno azul se basa en los precios del gas natural de USD 1.1–10.3 / MMBtu y los precios del carbón de USD 40-116 / t. La incertidumbre de los rangos de costos futuros está relacionada con múltiples aspectos.

 

Figura 2: Estimación de los costos futuros del hidrógeno para diferentes vías. Cifras de energía basadas en el poder calorífico inferior del hidrógeno (LHV). Elaboración de los autores sobre los datos de BNEF, 2020 [14].

Estimación de los costos futuros de producción de hidrógeno para diferentes vías.

 

Otros estudios reportan valores comparables y estimaciones futuras. La Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) estima un costo nivelado del hidrógeno para 2050 tan bajo como 0.95 USD por kg cuando se produce a partir de electricidad eólica, y tan bajo como 1.2 USD por kg cuando se basa en electricidad solar [8]. Los detalles adicionales sobre esas vías se discuten en la Sección 2.1.1 y la Sección 2.1.2.

 

Además de las vías del hidrógeno verde y azul, es importante señalar que se pueden considerar otras opciones, en particular en países o regiones específicos. La producción de hidrógeno a partir de la electricidad nuclear [15, 16] rara vez se menciona en las estrategias europeas, pero puede convertirse en una alternativa viable en diferentes regiones del mundo, como China [17] y Rusia [18]. Otras soluciones para el hidrógeno renovable pueden basarse en la gasificación de biomasa o SMR basado en materia prima de biogás, aunque estas soluciones pueden ser más difíciles de escalar que la electrólisis.

 

2.1.1. Producción de hidrógeno verde

La vía de producción de hidrógeno verde se define como la combinación de generación de energía a partir de fuentes renovables y electrólisis del agua. Al suministrar electricidad y agua pura a un electrolizador, se producen flujos de salida de hidrógeno y oxígeno.

 

Métodos de producción de hidrógeno marrón / negro, gris y verde

 

Hay diferentes tecnologías disponibles para la electrólisis del agua. Los electrolizadores alcalinos representan el estado de la técnica, y las tecnologías de membranas de intercambio de protones (PEM) se encuentran en una fase de demostración, mientras que los electrolizadores de óxido sólido todavía están en proceso de I + D [19]. Los electrolizadores PEM pueden proporcionar una serie de ventajas para un consumo de energía comparable, incluidas presiones de salida más altas, un mejor rango de carga parcial y variaciones de carga y arranque más rápidas [20]. Teniendo en cuenta el despliegue global de electrolizadores, las adiciones de capacidad anuales han alcanzado los 25 MW en 2019, pero los proyectos anunciados están aumentando rápidamente y alcanzarán 1.5 GW de nueva capacidad en 2023, y el proyecto más grande representará solo 540 MW [21].

 

Las soluciones industriales actuales muestran un rango de consumo eléctrico en función del tamaño y tipo de electrolizador, así como de la presión de salida que se considere. La eficiencia de electrólisis promedio, definida como la relación entre el contenido de energía de hidrógeno (medido como valor calorífico superior) y el consumo de energía de electrólisis, está en el rango de 65% a 70% (cuando se consideran presiones de salida de 10 a 30 barg) [22].

 

Energía de hidrógeno verde

 

Un problema adicional relacionado con la electrólisis es el consumo de agua. El consumo de agua pura está generalmente en el rango de 10-15 L por kg de producción de hidrógeno [23], y el agua de entrada debe desionizarse. En ausencia de fuentes de agua dulce, las opciones incluyen la desalinización de agua de mar o la recuperación de aguas residuales. Ya se han implementado comercialmente diferentes tecnologías para la desalación de agua de mar, y podrían combinarse con la electrólisis con un aumento muy limitado del consumo de energía [24].

 

Sin embargo, la disponibilidad de agua en sitios no marítimos puede convertirse en un problema serio en muchas regiones del mundo, especialmente debido al hecho de que la escasez de agua es una preocupación seria que empeorará aún más debido al cambio climático. Este aspecto puede convertirse en una barrera crítica para el éxito de los proyectos de hidrógeno verde en áreas que tienen un fuerte potencial solar, como los desiertos.

 

El costo de producción de hidrógeno verde generalmente se considera en el rango de 2.5 a 4.5 USD por kg [14], aunque otras fuentes estiman valores más altos. Los dos componentes más importantes del costo son el costo de inversión del electrolizador y el costo de la electricidad, que representa alrededor del 90% de los costos OPEX. Los costes actuales de CAPEX de los electrolizadores alcalinos se sitúan en torno a los 750 EUR / kW (unos 900 USD / kW) y se espera que disminuyan a unos 500 EUR / kW (unos 600 USD / kW) para 2025 [20]. Los expertos estiman que alrededor del 80% del costo es atribuible a OPEX (al considerar 4000 horas operativas por año), por lo que el costo de la electricidad es un factor crucial del costo del hidrógeno verde.

 

Comparación de costos de producción de hidrógeno

 

Sin embargo, existe una compensación entre el precio de la electricidad y las horas operativas anuales. Los modelos de negocio basados ​​en la explotación de cortes de electricidad en las redes eléctricas pueden beneficiarse de precios de la electricidad nulos o incluso negativos, pero por un número muy limitado de horas, con un peso insostenible de CAPEX. Además, Cloete et al. [25] Los resultados sugieren que, dependiendo de la ubicación de los electrolizadores, también pueden ser necesarios mayores gastos de capital para las tuberías de hidrógeno y la infraestructura de almacenamiento (para manejar la producción intermitente de hidrógeno), así como las redes de transmisión de electricidad (para transmitir el excedente de electricidad a los electrolizadores). Otros académicos informan sobre posibles limitaciones adicionales relacionadas con la configuración actual de los sistemas de energía [26].

 

Por el contrario, operar un electrolizador de electricidad en la red significa pagar impuestos y gravámenes adicionales, además de la necesidad de comprar certificados verdes para garantizar que se use electricidad renovable. La mejor solución parece integrar la producción de hidrógeno en plantas de energía solar o eólica dedicadas, que pueden alcanzar factores de carga anual aceptables en ubicaciones seleccionadas. En este caso, las curvas de aprendizaje favorables tanto para la generación de energía de las fuentes de energía renovables como para los electrolizadores, también impulsadas por una fabricación de alto nivel, pueden traer importantes reducciones de costos.

 

BNEF estima que los precios del hidrógeno verde serán tan bajos como 1–2.6 USD para 2030 y 0.8–1.6 USD para 2050 [14]. Sin embargo, otros estudios muestran que en algunos contextos la producción de hidrógeno verde ya puede ser competitiva hoy en día en comparación con la producción tradicional a través de combustibles fósiles [27]. Algunos académicos también proponen combinar la energía solar y eólica para obtener precios de generación más bajos [28].

 

Hidrógeno verde y posible futuro de la energía

 

Es importante recordar que esos costos solo tienen en cuenta la producción de hidrógeno. Hay costos adicionales relacionados con la transmisión, el almacenamiento y la distribución. Como se analiza a continuación, en algunos casos esos costos pueden alcanzar incluso la mitad del costo final para los usuarios.

 

2.1.2. Producción de hidrógeno azul

La producción de hidrógeno azul se basa en la idea de que los procesos actuales utilizados para producir hidrógeno a partir de combustibles fósiles podrían acoplarse a tecnologías CCS para disminuir la mayor parte de sus emisiones de GEI. Si bien este enfoque parece ser menos costoso que cambiar hacia el hidrógeno verde, es importante recordar que la implementación de la CAC puede implicar barreras técnicas, además de problemas relacionados con la aceptabilidad social. Las vías del hidrógeno azul tienen actualmente niveles de disponibilidad tecnológica (TRL) entre 7 (gasificación de carbón + CCS) y 8 (SMR + CCS) [29].

 

No parece haber una definición estándar de la tasa de captura de CO2 que se requiere para cambiar la definición de hidrógeno gris a azul. La mayoría de los estudios citan tasas máximas de captura en el rango del 70% al 95%, dependiendo de la tecnología y las etapas en las que se aplica la captura de CO2 [9]. Al considerar el hidrógeno azul basado en gas natural, es importante recordar el impacto adicional causado por la fuga de metano en las fases ascendentes. Aunque es difícil de cuantificar con precisión, este aspecto a menudo se pasa por alto en los estudios de investigación.

 

El Grupo Directivo de CertifHy propuso un umbral de referencia para definir el hidrógeno bajo en carbono (es decir, hidrógeno azul) en 2019 (un proyecto desarrollado para alcanzar una definición común a nivel europeo de hidrógeno verde y bajo en carbono), considerando un 60 % de reducción de las emisiones de GEI en comparación con un proceso de referencia basado en SMR [30]. Este umbral se ha fijado en 36.4 gCO2e / MJ (131 gCO2e / kWh), partiendo de un valor de referencia de 91 gCO2e / MJ de hidrógeno (328 gCO2e / kWh).

 

Las rutas de producción de hidrógeno azul tienen la ventaja de basarse en la experiencia industrial existente a partir del hidrógeno gris y, en algunos casos, la modernización de las plantas existentes podría realizarse agregando sistemas CCS. Sin embargo, se deben cumplir condiciones específicas para garantizar un almacenamiento eficaz y duradero de CO2. A menudo, puede ser necesaria una infraestructura adicional para conectar la instalación de generación con el sitio de almacenamiento, que puede no estar disponible en el lugar. Una infraestructura dedicada al CO2 puede incrementar significativamente el costo total, aspecto que es difícil de generalizar ya que depende de cada planta. Además, el funcionamiento de un sistema CCS puede reducir la eficiencia energética de un proceso SMR entre un 5% y un 14% [29].

 

También para las vías de producción de hidrógeno azul, el consumo de agua es un aspecto que a menudo se pasa por alto. Si bien el consumo de agua a menudo se asocia con el proceso de electrólisis, también las vías del hidrógeno azul consumen una cantidad significativa de agua y, en algunos casos, incluso más. Al comparar el agua incorporada siguiendo un inventario del ciclo de vida, los resultados muestran que el consumo de agua por kg de H2 puede ser tan alto como 24 L para SMR y 38 L para gasificación de carbón [23].

 

Por último, una vía adicional que a veces se denomina hidrógeno turquesa, y que todavía tiene un TRL de 3-5 [23], es la pirólisis del metano. Actualmente se están desarrollando diferentes soluciones tecnológicas en varios lugares del mundo, incluidos Australia, Alemania y Francia [31]. En el proceso, el gas natural se utiliza como materia prima, mientras que el consumo de energía provendría de la electricidad, presumiblemente de fuentes bajas en carbono. El metano se divide a altas temperaturas en hidrógeno y carbón sólido (también llamado negro de carbón), que sería más fácil de almacenar y administrar que el CO2 gaseoso.

 

Además, el carbono sólido puede tener usos industriales y, por tanto, ser visto como un recurso en lugar de un subproducto. El mercado industrial actual de negro de humo, incluidas las aplicaciones en la producción de neumáticos y tintas para impresoras, podría soportar hasta 5 Mt por año de hidrógeno azul, alrededor del 7% del mercado mundial actual de hidrógeno puro [31].

 

2.2. Transporte y almacenamiento de hidrógeno

El transporte de hidrógeno es un aspecto crucial en la sostenibilidad de la cadena de suministro, tanto desde el punto de vista medioambiental como económico. El transporte de hidrógeno podría requerir un consumo de energía significativo, ya sea para comprimirlo o licuarlo o para convertirlo en otro químico más fácil de manipular, como el amoníaco u otros portadores de hidrógeno orgánico líquido (LOHC). Otra opción, aunque principalmente en las primeras etapas de desarrollo, es la posibilidad de mezclar hidrógeno en las redes de gas natural existentes.

 

Un aspecto adicional de la cadena de suministro de hidrógeno es su almacenamiento, que se requiere en diferentes niveles y debe abordarse adecuadamente para respetar los procedimientos de seguridad y minimizar el consumo y las pérdidas de energía.

 

2.2.1. Mezcla de hidrógeno en redes de gas natural

Una opción potencial para escalar gradualmente las vías del hidrógeno es la integración de las redes de gas natural existentes. Esto se está proponiendo en diferentes países europeos [32, 33, 34] para explotar los activos existentes y comenzar a disminuir la intensidad de carbono del gas natural mediante el uso de hidrógeno limpio. Sin embargo, tal estrategia tiene la fuerte limitación de no explotar completamente el valor más alto asociado con el hidrógeno puro, mezclándolo con gas natural para ser utilizado en procesos de combustión. Por lo tanto, su sostenibilidad económica puede ser difícil de probar, incluso cuando se tienen en cuenta los beneficios ambientales.

 

Al considerar la mezcla de hidrógeno en las redes de gas natural, es importante destacar el hecho de que las proporciones de mezcla habituales se expresan como partes volumétricas. Sin embargo, el hidrógeno tiene una densidad de energía volumétrica que es aproximadamente un tercio de la del metano. Por lo tanto, cuando se considera una mezcla de gases contabilizando la proporción de energía, es decir, considerando la proporción del poder calorífico del hidrógeno, la proporción de hidrógeno es mucho menor, al igual que los ahorros potenciales de emisiones de CO2 asociados con ella. Como referencia, las proporciones de mezcla de hidrógeno volumétricas comúnmente consideradas de 10% y 20% corresponden a proporciones de energía de 3.5% y 7.6% respectivamente. En la Figura 2 se representa una representación de la variación de las emisiones de CO3 con diferentes tasas de mezcla, comparando el hidrógeno verde y el hidrógeno azul con una tasa de captura del 90%.

 

Figura 3: Ahorro potencial de CO2 para diferentes proporciones de mezcla volumétrica de H2 en la red de gas natural (considerando metano puro).

Reducción de emisiones de CO2 frente a mezcla volumétrica de H2

 

Las reducciones de emisiones se calculan comparando el factor de emisión de la mezcla de metano-hidrógeno con las emisiones de gas natural. El gráfico se basa en emisiones de gas natural de 200 g / kWh y emisiones de hidrógeno azul de 32.8 g / kWh, según la hipótesis del 90% de CCS. Por lo tanto, una sustitución completa de gas natural por hidrógeno podría conducir a un ahorro de emisiones del 100% cuando se usa hidrógeno verde y del 84% cuando se usa hidrógeno azul (que es inferior al 90% debido a la eficiencia de conversión del gas natural en hidrógeno azul). . Las emisiones de metano aguas arriba de gas natural e hidrógeno azul no se consideran en este cuadro.

 

Si bien este aspecto puede parecer un detalle técnico, es importante recordar que las proporciones de mezcla que generalmente se discuten no representan los correspondientes ahorros de emisiones y, por lo tanto, su función potencial a menudo puede sobrestimarse.

 

Una conversión de la cadena de suministro de gas natural actual para aceptar grandes cantidades de hidrógeno requeriría la actualización de una gran cantidad de componentes, incluidas las redes de transmisión y distribución, medidores de gas, compresores y usuarios finales.

 

Los estudios de investigación destacan que la conversión de las redes existentes en redes de hidrógeno podría generar importantes beneficios económicos en comparación con la instalación de nuevas tuberías [35]. Sin embargo, además de la necesidad de adaptar los materiales para hacer frente a los problemas relacionados con la corrosión y la fragilización por hidrógeno [36], es importante señalar que dada la menor densidad energética del hidrógeno en comparación con el metano, los tamaños actuales de las tuberías no podrán para gestionar la misma demanda energética que actualmente abastece el gas natural. Por lo tanto, la demanda de energía actual debería reducirse mediante medidas de eficiencia energética o, en parte, abastecerse con otras opciones, como la electrificación.

 

2.2.2. Transporte de larga distancia

El hidrógeno se considera cada vez más como un portador de energía potencial para comercializarse a nivel mundial, similar a la logística actual del gas natural licuado (GNL). Como se analiza con más detalle en las siguientes secciones, muchas estrategias y hojas de ruta internacionales se basan en la idea de generar hidrógeno en regiones favorables (por ejemplo, con la abundancia de fuentes renovables de bajo costo) y enviarlo a países con alta demanda y pocas opciones locales para su generación.

 

La opción más barata para transportar hidrógeno a distancias medias suele ser a través de gasoductos, y ya existen redes de hidrógeno que dan servicio a instalaciones industriales en diferentes países. Sin embargo, dado que los costos de transporte por tubería aumentan linealmente con la distancia, en distancias muy largas el transporte por barco se vuelve menos costoso (además de otras ventajas relacionadas con la flexibilidad, etc.). En cuanto al gas natural, la sostenibilidad económica de los gasoductos se ve mejorada por altos volúmenes y un suministro continuo durante varios años. Esto resulta en la necesidad de una planificación a largo plazo y una flexibilidad reducida.

 

Por el contrario, el transporte marítimo ofrece una mayor flexibilidad, gracias a la posibilidad de que un solo exportador abastezca a varios países, siempre que cuenten con la infraestructura adecuada. Este aspecto ha fomentado el auge del GNL en los últimos años, y una lógica similar podría aplicarse al hidrógeno en el futuro. Diferentes estudios comparan las alternativas disponibles para el transporte marítimo de hidrógeno [37], considerando aspectos ambientales y económicos. Algunos estudios presentan evaluaciones detalladas que se centran en rutas específicas, incluidas Noruega a Europa o Japón [38], Australia a Japón y Corea [39], Chile-Japón [40] y Argentina-Japón [41]. El transporte de hidrógeno en barcos requiere la mayor densidad energética posible por unidad de volumen, para evitar costes excesivos. Dado que el hidrógeno no se puede transportar en barcos en forma gaseosa, se están considerando otras soluciones.

 

Las opciones que se están evaluando para el transporte de hidrógeno a larga distancia incluyen hidrógeno líquido, amoníaco o LOHC. Los LOHC son compuestos orgánicos que pueden absorber y liberar hidrógeno mediante reacciones químicas. El hidrógeno líquido implica un alto consumo de energía para licuar y mantenerlo a temperaturas criogénicas. Por el contrario, la transformación a otros productos químicos, como el amoníaco, o el almacenamiento en LOHC, requiere procesos adicionales que están asociados con un mayor consumo de energía. Estos compuestos, que pueden almacenarse más fácilmente que el hidrógeno líquido, pueden tener una ventaja en distancias muy largas.

 

La comparación de medios alternativos de transporte marítimo en la literatura disponible muestra una fuerte dependencia de los volúmenes y distancias de suministro. Si bien las tendencias futuras pueden ser alentadoras, es importante destacar que actualmente no existen opciones comerciales para el transporte internacional de hidrógeno líquido a larga distancia. Se están desarrollando algunos proyectos de demostración, como entre Australia y Japón, y se probarán en los próximos años.

 

Por el contrario, el amoníaco ya es un producto básico que se produce y transporta actualmente a escala mundial, aunque a partir de combustibles fósiles [42]. Por lo tanto, la elección del amoníaco sobre el hidrógeno líquido podría aprovechar las tecnologías y los estándares existentes y probados a lo largo de la cadena de suministro. Sin embargo, la producción de amoníaco todavía implica un consumo de energía adicional, y cuando los usuarios finales requieren hidrógeno puro, se necesita un paso de conversión adicional. Las tecnologías específicas, como las pilas de combustible de membrana permeable, son susceptibles al envenenamiento por amoniaco y necesitan niveles muy altos de pureza de hidrógeno [43].

 

La economía del transporte de buques de hidrógeno intercontinental deberá afrontar densidades de energía volumétricas más bajas en comparación con el transporte actual de combustibles fósiles. Los petroleros, que en algunos casos son los buques más grandes en funcionamiento, pueden transportar alrededor de 10.3 MWh de crudo por metro cúbico de volumen. El transporte de GNL requiere más espacio para el mismo contenido energético, ya que el GNL tiene una densidad de energía de 6.2 MWh por metro cúbico. Esta cifra es aún peor para el hidrógeno líquido y el amoníaco, que tienen densidades de energía de 2.4 y 3.2 MWh por metro cúbico, respectivamente.

 

Además, será necesario mantener el hidrógeno líquido a temperaturas muy bajas (es decir, alrededor de 20 K). Esto requerirá un aislamiento de muy alta calidad, y las pérdidas de energía durante un viaje largo pueden ser significativas (como se analiza con más detalle en la Sección 2.2.4). Hay opciones de mitigación disponibles, incluido el uso de hidrógeno evaporado para suministrar sistemas de energía a bordo, y se está investigando la posibilidad de aplicarlas en barcos grandes, aunque se debe garantizar la eliminación correcta del hidrógeno evaporado para evitar cualquier problema de seguridad.

 

2.2.3. Distribución de hidrógeno

Además del transporte de larga distancia, también será necesario suministrar hidrógeno a los usuarios finales. Las opciones disponibles incluyen transporte de H2 gaseoso a través de tuberías o hidrógeno líquido o comprimido a través de camiones. Los estudios bibliográficos centrados en países específicos, como Alemania [44] o Francia [45], destacan que la elección de la mejor solución para el suministro de hidrógeno a los usuarios finales depende de múltiples factores. Al considerar el uso de hidrógeno para el transporte [44], un parámetro crítico es la densidad de las estaciones de servicio: en el caso de una alta densidad de plantas, la ventaja económica de desplegar tuberías de distribución se hace evidente. Por el contrario, en áreas con una demanda menor o menos regular, los remolques comprimidos gaseosos son la mejor opción.

 

Al considerar los camiones de gas, el nivel de presión es un parámetro adicional que puede afectar significativamente el costo final del hidrógeno [46]. Al considerar varios niveles de presión que van desde 250 a 540 bar, la solución óptima depende tanto de la distancia como de los volúmenes, ya que los costos de transporte, almacenamiento y compresión representan varias partes del costo final. El suministro de hidrógeno a larga distancia y grandes volúmenes depende de camiones de alta presión, mientras que para distancias inferiores a 200 km, los camiones que almacenan hidrógeno a presiones más bajas muestran un mejor rendimiento económico.

 

La elección de la mejor solución para cada área también estará relacionada con la ubicación de las instalaciones de generación de hidrógeno. Al considerar el hidrógeno verde, la estrategia óptima de ubicación y tamaño de los electrolizadores dependerá de la disponibilidad de electricidad renovable, pero también de una compensación entre la transmisión de electricidad a través de redes eléctricas y el transporte de hidrógeno a través de tuberías o camiones. Se requerirá una perspectiva del sistema que abarque ambos vectores de energía para elegir las soluciones óptimas.

 

2.2.4. Almacenamiento

El almacenamiento de hidrógeno debe garantizarse en diferentes niveles de la cadena de suministro, y las tecnologías y soluciones dependen de la forma física del hidrógeno (líquido / gaseoso), su volumen, la duración del almacenamiento y otros parámetros operativos que deben garantizarse. Surge una distinción importante entre el almacenamiento de hidrógeno necesario para operar su cadena de suministro y el gran almacenamiento estacional de hidrógeno para hacer frente a la variabilidad de las plantas de energía FER.

 

El almacenamiento de hidrógeno a lo largo de la cadena de suministro incluye su almacenamiento en terminales, como puertos, en estaciones de servicio, y también en los diferentes vehículos que se utilizan a lo largo de la vía, incluidos barcos, camiones, y también en los vehículos que lo utilizan para propulsión. .

 

El almacenamiento de gas hidrógeno a alta presión se realiza generalmente en recipientes de diferentes materiales, entre ellos acero, fibra de vidrio, fibra de carbono y polímeros. Actualmente existen 4 tipos de recipientes, dependiendo del tipo de material que se utilice, lo que resulta en pesos, presiones y costos variables. Las presiones operativas varían en el rango de 50-100 MPa, y para una presión dada, las soluciones estacionarias generalmente se diseñan minimizando el precio, mientras que para los sistemas de almacenamiento en vehículos tanto el peso como el costo se consideran parámetros de diseño [47].

 

Otra opción es almacenar hidrógeno en estado líquido, pero esta solución generalmente se limita a situaciones en las que el hidrógeno ya está disponible en forma líquida ya que la licuefacción ad-hoc conlleva un consumo energético importante. La licuefacción de hidrógeno en grandes instalaciones industriales consume generalmente de 12.5 a 15 kWh de electricidad por kg de H2 [48], que es una proporción significativa en comparación con el valor calorífico inferior del hidrógeno de 33.3 kWh por kg. Las mejoras tecnológicas podrían reducir el consumo de electricidad a 7.5–9 kWh por kg de H2, que sigue siendo alrededor de una cuarta parte del contenido energético del hidrógeno.

 

El almacenamiento de H2 líquido suele verse afectado por ebulliciones de 0.2% a 0.3% por día. La evaporación del hidrógeno, que es provocada por diferentes fenómenos, conduce al aumento de la presión en el tanque y, por lo tanto, debe ser expulsado para evitar problemas de seguridad. El almacenamiento de hidrógeno líquido en sistemas de transporte, como camiones y barcos, muestra niveles más altos de ebullición, pero el hidrógeno se puede recuperar para alimentar el vehículo. Se han propuesto diferentes soluciones para limitar la evaporación, incluido el aislamiento al vacío, sistemas de refrigeración adicionales o refrigeración con nitrógeno líquido [49].

 

El almacenamiento de hidrógeno a través de otros productos químicos, como el amoníaco y LOHC, presenta desafíos menores en términos de parámetros operativos (es decir, temperatura y presión), y esta es la razón principal que justifica los pasos adicionales de la cadena de suministro y el consumo de energía que requieren los procesos de conversión. . El amoníaco se puede almacenar en estado líquido a 25 ∘C y presión moderada (10 bar), utilizando tanques de acero estándar. LOHC incluye varios compuestos y soluciones químicas [50], pero su característica común es que pueden almacenarse y manipularse en estado líquido a temperatura ambiente.

 

Se requiere un almacenamiento a pequeña y mediana escala para operar la cadena de suministro de hidrógeno. Por el contrario, el almacenamiento estacional de hidrógeno a gran escala se ha propuesto como una solución para optimizar la generación de energía de las FER, especialmente para aquellas que muestran una variabilidad significativa de producción durante el año en algunas regiones, como la solar [51]. El almacenamiento estacional de hidrógeno requiere altas capacidades de almacenamiento y su funcionamiento implica un número reducido de ciclos durante el año. Por tanto, su rentabilidad económica está relacionada con las bajas pérdidas de energía durante un almacenamiento prolongado y un bajo coste de la capacidad de almacenamiento [52].

 

Existen diferentes opciones subterráneas para el almacenamiento de hidrógeno, incluidas las cavernas de sal, los acuíferos o los depósitos de petróleo y gas agotados. Actualmente, el hidrógeno puro se almacena en cuatro ubicaciones en todo el mundo, en los EE. UU. Y el Reino Unido, todas basadas en cavernas de sal [53]. Los estudios de la literatura han evaluado el potencial de almacenamiento en diferentes regiones, incluida Europa [54, 55], China [56] y Canadá [57].

 

Una opción adicional para el almacenamiento de hidrógeno, que está encontrando un gran interés en varias iniciativas de investigación [58], es la posibilidad de aprovechar una gama de materiales adsorbentes para disminuir la presión de almacenamiento de hidrógeno gaseoso. Los materiales de almacenamiento de hidrógeno en estado sólido se agrupan generalmente en dos clases: hidruros metálicos, que almacenan hidrógeno mediante la formación de enlaces químicos, y materiales porosos, que implican la adsorción física de hidrógeno [59]. El principal objetivo de la investigación es minimizar aún más el peso de estos materiales para competir con el almacenamiento de hidrógeno gaseoso.

 

Las aplicaciones actuales todavía se limitan a casos específicos en los que el peso no es un parámetro crítico, como el almacenamiento estacionario [60] o las carretillas elevadoras [61]. Investigaciones adicionales están investigando la posibilidad de nanodimensionar diferentes materiales, con el objetivo de controlar la fuerza de unión del hidrógeno, evitando así altas temperaturas y presiones [59].

 

2.3. Demanda de Hidrógeno

Si bien la mayor parte de la atención se centra en la posible demanda futura de energía, es importante tener en cuenta que la demanda mundial actual de hidrógeno ha estado aumentando durante varias décadas. Según la AIE [5], la demanda mundial de hidrógeno ha aumentado de menos de 30 Mt de H2 en 1975 a 115 Mt en 2018, incluidos ambos hidrógenos en forma pura o mezclados con otros gases (con hidrógeno puro sumando más de 70 Mt en 2018). La mayor parte de la demanda está relacionada con aplicaciones industriales, principalmente de refinerías de petróleo o producción química (amoníaco y metanol).

 

Un estudio reciente centrado en la Unión Europea [62] informa que el cambio de la producción actual de hidrógeno hacia la generación de hidrógeno verde está muy por debajo del potencial de generación renovable de todos los países considerados. La actual producción anual de hidrógeno de la UE de 9.75 Mt, si se cambiara a la electrólisis, requeriría alrededor de 290 TWh de electricidad, que es aproximadamente el 10% de la producción total actual.

 

Sin embargo, se espera que la demanda de hidrógeno aumente significativamente en el futuro para descarbonizar el sistema energético, y la ampliación de las FER que se requiere para respaldar la generación de energía limpia puede no ser suficiente. Por esta razón, el hidrógeno azul es necesario para satisfacer la demanda de hidrógeno en una fase de transición, ya que la ampliación de las fuentes de energía renovable deberá dedicarse a descarbonizar la demanda de energía existente [13].

 

2.3.1. Industria

La industria es prácticamente responsable de todo el consumo mundial actual de hidrógeno, y las refinerías y la industria química son los sectores más exigentes. El hidrógeno se usa actualmente en las refinerías para reducir el contenido de azufre en los productos petrolíferos para cumplir con estándares ambientales específicos y, en algunos casos, para mejorar el petróleo pesado de baja calidad. A escala mundial, alrededor de un tercio de la demanda está cubierta por hidrógeno obtenido como subproducto de otros procesos de refinería, mientras que el resto se produce localmente a través de SMR o se suministra por productores externos [5].

 

En algunos casos, el costo del hidrógeno puede ser significativo en comparación con los estrechos márgenes económicos de refinación de los últimos años. Las instalaciones de producción de hidrógeno existentes probablemente seguirán siendo la mayor parte de la capacidad futura total en las refinerías, y puede ser más fácil integrar CCS en las plantas SMR locales actuales que implementar nueva capacidad de electrólisis. Sin embargo, las instalaciones de CCS deben cumplir con condiciones específicas, que pueden no estar disponibles en algunos sitios.

 

El hidrógeno también se utiliza como materia prima para la producción de amoníaco y metanol. La producción de amoníaco se usa principalmente para fertilizantes, mientras que el metanol se usa para una variedad de aplicaciones, que incluyen productos químicos de alto valor para plásticos o su mezcla con combustibles para aumentar su rendimiento. En 2018, la producción de amoníaco consumió más de 30 Mt de H2 y el metanol alrededor de 12 Mt [5]. Las tendencias históricas para estas aplicaciones no energéticas pueden llevar a 42 Mt y 23 Mt para 2050, respectivamente. Sin embargo, esas cifras solo consideran las aplicaciones actuales y, en el caso de un mayor uso de amoníaco y metanol como combustibles, esas cantidades pueden aumentar significativamente.

 

Otra aplicación industrial que depende del hidrógeno es la producción de acero mediante la reducción directa de hierro (DRI). Esta técnica está actualmente limitada a menos del 10% de la producción mundial de acero primario, pero su participación puede aumentar en el futuro, debido a la necesidad de descarbonizar todos los sectores y si los costos del hidrógeno disminuyen [63]. El consumo actual de H2 generalmente se produce in situ, ya sea a partir de gas natural o carbón. Los usos futuros del hidrógeno en la industria también podrían extenderse a otras aplicaciones, incluida la posibilidad de usarlo para generar calor a alta temperatura, donde la electrificación directa no es una opción.

 

2.3.2. Transporte de hidrógeno

Si bien el transporte representa actualmente una parte marginal de la demanda mundial de hidrógeno, este sector se encuentra entre los más prometedores para el desarrollo de tecnologías de hidrógeno, debido a su gran dependencia de los productos petrolíferos y a las pocas opciones de bajas emisiones de carbono en algunas aplicaciones.

 

Uno de los primeros segmentos en los que se han centrado las aplicaciones del hidrógeno es el de los turismos. En algunos países, ya existe un mercado para los automóviles de hidrógeno, incluidos Japón, Corea del Sur, EE. UU. (Principalmente en California) y Alemania, como se informa en la Figura 4. El aumento de diez veces de la flota mundial de automóviles de hidrógeno de 2015 a 2019, que alcanzó casi las 19,000 unidades, debe ponerse en perspectiva teniendo en cuenta que la flota mundial de vehículos eléctricos con batería alcanzó los 4.8 millones de unidades en 2019, frente a los 17,000 coches eléctricos en las carreteras en 2010 [64]. Si bien algunas empresas venden modelos de hidrógeno en países seleccionados, los vehículos eléctricos de batería están siendo elegidos por un número cada vez mayor de fabricantes de automóviles en todo el mundo.

 

Figura 4: Existencias de turismos de hidrógeno en diferentes países. Elaboración de los autores en Referencias [64, 65, 66].

Stock de turismos de hidrógeno en diferentes países

 

Los vehículos de hidrógeno tienen ventajas específicas en comparación con los vehículos eléctricos, especialmente en el rango más largo y la duración de repostaje más corta. El alto precio actual del hidrógeno está obstaculizando fuertemente su desarrollo, y esto también es una consecuencia de su menor eficiencia que los vehículos eléctricos cuando se considera toda la cadena de suministro. Mientras que un automóvil eléctrico puede convertir aproximadamente tres cuartas partes de la electricidad en energía útil, la misma cifra para un automóvil de hidrógeno es tan baja como un tercio. Los automóviles eléctricos con batería incurren en pérdidas por transmisión y almacenamiento de energía, mientras que los automóviles de hidrógeno necesitan componentes adicionales, incluidos electrolizadores, compresión y almacenamiento de hidrógeno y celdas de combustible a bordo. Sin embargo, teniendo en cuenta las posibles incertidumbres en el desarrollo futuro de tecnologías alternativas, puede ser pronto para elegir una solución específica; todas las opciones disponibles deben avanzar una junto a la otra para evitar decisiones de bloqueo [67].

 

Además de los automóviles privados, algunos países también están experimentando con aplicaciones específicas, como flotas de taxis. Un ejemplo notable es la ciudad de París, en la que ya está en funcionamiento una flota de taxis de hidrógeno de 100 coches, con el objetivo de llegar a 600 taxis a finales de 2020 [68]. Un proyecto bajo consulta de la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) tiene como objetivo aumentar esta flota a 50,000 taxis en París para 2030, como parte de una inversión de mil millones de euros para agregar 11 GWh de capacidad de almacenamiento de hidrógeno en el ciudad [69].

 

Un paso crucial en el despliegue de coches de hidrógeno, especialmente en áreas urbanas de alta densidad, es la disponibilidad de una red eficaz de estaciones de servicio [70]. La planificación óptima de la ubicación de las estaciones de servicio debe desarrollarse considerando la disponibilidad de generación de hidrógeno de diferentes fuentes en las diversas fases de penetración. En particular, mientras que en la primera fase varios países pueden explotar una generación de hidrógeno basada en fósiles, el cambio hacia el hidrógeno verde puede afectar a toda la cadena de suministro. Por ello, es importante que el diseño de las estaciones de servicio se haga con una perspectiva a medio y largo plazo. Además, el despliegue de estaciones de servicio también podría acoplarse a aplicaciones específicas, como los sistemas de uso compartido de vehículos basados ​​en hidrógeno [71].

 

Las ventajas actuales del hidrógeno en comparación con las baterías conducen a un potencial de esta tecnología en el transporte de mercancías por carretera, especialmente en operaciones de larga distancia. Las ventajas de los camiones de hidrógeno en comparación con el diésel se han demostrado desde la perspectiva del ciclo de vida [72], pero el consumo de electricidad para la compresión y licuefacción tiene un peso significativo en el resultado final. Una posible oportunidad a corto plazo para adoptar gradualmente el hidrógeno en el transporte de mercancías por carretera es adoptar camiones de combustible dual mediante la modernización de los sistemas de inyección de combustible existentes [73]. Se encuentra que las reducciones de emisiones esperadas son proporcionales a la relación de desplazamiento de diesel. Sin embargo, algunos expertos estiman que las reducciones de costes previstas en las baterías eléctricas las convertirán en la solución estándar de bajas emisiones de carbono para camiones [74], posiblemente junto con otras tecnologías como las carreteras eléctricas [75].

 

Las empresas industriales se están moviendo gradualmente hacia la prueba de aplicaciones de hidrógeno en camiones, pero todavía no hay modelos comerciales en la carretera. Paralelamente al despliegue de vehículos, es importante garantizar la disponibilidad de una infraestructura de repostaje adecuada. Los camiones de hidrógeno se están probando en Noruega [76] y en los Países Bajos [77], y una empresa alemana está trabajando para convertir camiones pesados ​​diésel en transmisiones híbridas de hidrógeno [78]. Además, se están desplegando iniciativas a mayor escala, como la del puerto de Rotterdam, cuyo objetivo es llegar a un millar de camiones con pilas de combustible en la carretera para 2025, con la participación de varios socios de toda la cadena de suministro [79]. Su objetivo es proporcionar un corredor de hidrógeno a través de los Países Bajos, Bélgica y Alemania. Otros estudios también están evaluando los beneficios de los camiones de hidrógeno en otras regiones del mundo, como China [80] y Estados Unidos [81].

 

Además de los coches privados y el transporte de mercancías, una aplicación que ha despertado un gran interés ha sido el desarrollo de autobuses de hidrógeno. Se han realizado casos de prueba en diferentes países (incluidos Italia, Alemania, Suecia, el Reino Unido [82, 83], Japón y los EE. UU. [84]), y los autobuses de hidrógeno son una tecnología probada y confiable, aunque su sostenibilidad económica es difícil de lograr con los precios actuales del hidrógeno [85, 86].

 

Más allá del transporte por carretera, el hidrógeno puede representar una solución potencial también para trenes, barcos y aviones. Las pilas de combustible alimentadas por hidrógeno representan una solución interesante para alimentar líneas ferroviarias de pasajeros y mercancías que son difíciles de electrificar debido a barreras técnicas o económicas. La infraestructura de reabastecimiento de combustible y el diseño de los vehículos deben evaluarse cuidadosamente mediante la evaluación de los programas de operación y el rango esperado, para optimizar el rendimiento del sistema [87]. Las aplicaciones comerciales para trenes regionales de pasajeros están experimentando un interés creciente en varios países europeos, incluidos Alemania [88], el Reino Unido [89], Italia [90] y Francia.

 

También se ha propuesto el hidrógeno como una posible solución para la descarbonización del sector marítimo, aunque principalmente mediante el uso de amoníaco, que sería más fácil de almacenar en los buques en forma líquida sin necesidad de alcanzar temperaturas muy bajas [91]. El hidrógeno también se está evaluando como una solución baja en carbono para el transporte aéreo, aunque la operación a gran altitud requiere un estándar de seguridad muy estricto, así como una alta densidad de energía [92]. Airbus ha declarado recientemente la ambición de construir el primer avión comercial propulsado por hidrógeno para 2035, aunque hasta ahora solo se han presentado conceptos preliminares [93].

 

2.3.3. Edificios

Algunos proyectos están considerando el uso potencial de hidrógeno en el sector de la construcción, ya sea mezclando hidrógeno en redes de gas natural o desarrollando calderas de hidrógeno dedicadas. Sin embargo, las aplicaciones para la calefacción de edificios tienen menores ventajas en comparación con otras tecnologías bajas en carbono, como las bombas de calor (acopladas a la electricidad de las FER), excepto en contextos muy específicos.

 

Se han realizado diferentes estudios para evaluar el comportamiento de diferentes tecnologías con concentraciones volumétricas crecientes de hidrógeno en el gas natural, incluidas calderas de pequeño tamaño [94, 95], calderas industriales, motores de gas [96] y microturbinas [97] para Generación de energía estacionaria. Teniendo en cuenta las calderas residenciales de hidrógeno, las aplicaciones más avanzadas se están probando actualmente en los Países Bajos y el Reino Unido.

 

El Reino Unido ha sido objeto de diferentes estudios para integrar el hidrógeno en la infraestructura energética actual. El más conocido es probablemente el Proyecto H21 [98], que comenzó en 2016 estimando la viabilidad técnica de convertir la red de gas existente para transportar hidrógeno al 100% en la ciudad de Leeds. El gobierno del Reino Unido está apoyando actualmente con 25 millones de libras el proyecto Hy4Heat [99], cuya misión es “establecer si es técnicamente posible, seguro y conveniente reemplazar el gas natural (metano) con hidrógeno en edificios residenciales y comerciales y aparatos de gas ”.

 

Paralelamente, algunas empresas ya están proponiendo calderas comerciales que pueden funcionar con hidrógeno al 100% [100], dirigidas a las aplicaciones potenciales que pueden no descarbonizarse fácilmente mediante bombas de calor, debido a barreras y limitaciones técnicas (incluido el espacio limitado, la dificultad de aislar edificios históricos y el cambio hacia sistemas de calefacción de baja temperatura). Sin embargo, aunque ya se están desarrollando algunos sitios de demostración para probar la tecnología [101], el despliegue de una infraestructura eficaz para suministrar hidrógeno a los usuarios residenciales puede requerir algo de tiempo, y la ventaja económica sobre la calefacción eléctrica directa no es evidente.

 

Otra opción para el uso del hidrógeno en los edificios sería aprovechar la alta eficiencia eléctrica de las pilas de combustible para alimentar plantas combinadas de calor y energía (CHP) in situ. Los estudios anteriores eran optimistas sobre el potencial de la explotación del hidrógeno para micro-CHP [102], bajo el supuesto de que los costos del hidrógeno eran muy bajos y los costos más altos de otros combustibles. Sin embargo, en la situación actual, el potencial de la microcogeneración en edificios parece menos prometedor, también debido al escaso éxito que ha tenido la microcogeneración de gas natural, especialmente en el sector residencial.

 

Por último, algunos investigadores han propuesto el almacenamiento local de hidrógeno para garantizar la autosuficiencia anual de los edificios equipados con sistemas fotovoltaicos (FV), para compensar la producción estacional, aunque reconociendo los altísimos costes de inversión relacionados con las pilas de combustible y los sistemas de almacenamiento de hidrógeno [103 ].

 

2.3.4. Generación de energía

Además del uso directo en los sectores finales, también se está considerando el uso de hidrógeno como generación de energía despachable. Si bien la eficiencia de la generación de electricidad en sí suele ser alta, ya sea a través de celdas de combustible o turbinas de gas adaptadas y ciclos combinados, al considerar todo el proceso, incluida la producción y el almacenamiento de hidrógeno, las pérdidas de energía pueden llegar al 70%. La sostenibilidad económica podría garantizarse con electricidad a costos cero o negativos, pero incluso en tal situación, las horas operativas anuales deberían ser lo suficientemente altas como para justificar los gastos de capital.

 

Sin embargo, para alcanzar un sistema energético totalmente descarbonizado, el almacenamiento de electricidad a largo plazo parece ser inevitable, y el hidrógeno puede estar entre las pocas soluciones disponibles. Se necesitan inversiones adicionales en investigación para reducir los costes de ciclo completo del almacenamiento de electricidad a través del hidrógeno y apoyar una transición energética más eficaz [104].

 

Se han propuesto estrategias climáticas basadas en la generación de energía a partir de hidrógeno importado para regiones con bajo potencial renovable local, principalmente en Japón [105, 106]. Las aplicaciones adicionales incluyen la posibilidad de garantizar el suministro de energía limpia a lugares remotos como minas, ciudades portuarias o islas con bajo potencial renovable, como la región ártica [107]. El uso de electrolizadores y pilas de combustible acoplados a fuentes renovables variables se ha evaluado en múltiples estudios para evaluar la viabilidad de evitar la dependencia de combustibles fósiles importados en islas remotas o microrredes aisladas [108, 109, 110].

 

3. Aspectos geopolíticos

El renovado interés en el hidrógeno ha encendido varios análisis sobre las posibles consecuencias geopolíticas causadas por el desarrollo del hidrógeno [12, 111]. Numerosos países están tomando en consideración el uso de hidrógeno, tanto azul como verde, en sectores difíciles de abatir en sus esfuerzos por alcanzar sus objetivos climáticos y la descarbonización total para mediados de siglo. Debido a su alto potencial y múltiples aplicaciones, el hidrógeno también podría convertirse en un problema geopolítico importante. Se espera que los conocimientos tecnológicos se conviertan en un tema más relevante de la geopolítica energética en el futuro con bajas emisiones de carbono. Tanto los países como las empresas privadas se comprometen a adquirir conocimientos técnicos específicos y competitividad para convertirse en protagonistas del esfuerzo de descarbonización.

 

A medida que avance la tecnología del hidrógeno, surgirán nuevos "importadores" y "exportadores". Mientras tanto, los productores y exportadores de combustibles fósiles están considerando futuros proyectos y planes de hidrógeno para compensar las posibles pérdidas geopolíticas y económicas causadas por la transición energética. El objetivo de esta sección es ofrecer una breve descripción de las implicaciones geopolíticas del hidrógeno, presentando las principales estrategias nacionales de hidrógeno, destacando los posibles actores del hidrógeno, el papel de los actores privados en los proyectos de desarrollo del hidrógeno y los acuerdos internacionales sobre el comercio del hidrógeno.

 

3.1. Estrategias Nacionales

Un número creciente de países ha lanzado o ha estado trabajando en estrategias nacionales de hidrógeno destinadas a desarrollar tecnologías y mercados del hidrógeno [11]. Estas estrategias reflejan las diferentes ambiciones y necesidades energéticas de los países, así como la posible división entre "importadores" y "exportadores". Como se describe en un documento reciente de IRENA [112], las estrategias nacionales son solo el último paso de un proceso más largo. De hecho, los países establecen inicialmente programas de I + D para comprender los fundamentos de la tecnología del hidrógeno, para pasar a un documento de visión a largo plazo. Un paso más es una "hoja de ruta" que define un plan integrado con las actividades necesarias para evaluar mejor el potencial del hidrógeno. Una hoja de ruta identifica las acciones a corto y medio plazo necesarias para avanzar en el despliegue del hidrógeno, definiendo las más altas prioridades en las áreas de investigación. El paso final es que la estrategia define los objetivos, aborda políticas concretas y evalúa su coherencia con la política energética existente.

Actualmente, Asia y Europa son los dos continentes que dominan la creación de demanda de hidrógeno.

 

Japón es el principal líder en la economía del hidrógeno. En diciembre de 2017, Japón presentó su estrategia de hidrógeno. Además, en 2019 Japón actualizó su Hoja de ruta estratégica para el hidrógeno y las pilas de combustible. Actualmente, Japón depende en gran medida de las importaciones de energía, principalmente combustibles fósiles. En 2019, Japón fue el cuarto mayor importador de petróleo crudo, el principal importador de GNL y el tercer mayor importador de carbón. Esta condición se ha visto agravada por el cierre de los planes nucleares de Japón tras el accidente nuclear de Fukushima de 2011. Tras el accidente nuclear, la combinación de energía y la generación de energía de Japón han cambiado sustancialmente. El gas natural, el petróleo y las energías renovables aumentaron su participación en el consumo total de energía para reemplazar la participación nuclear. Aunque Japón decidió reabrir algunas de sus plantas nucleares, los combustibles fósiles contribuyen a más del 87 por ciento del suministro de energía primaria de Japón, lo que socava su objetivo climático nacional. Por lo tanto, el hidrógeno podría proporcionar una solución viable para implementar sus objetivos climáticos (es decir, neutralidad de carbono para 2050).

 

En Japón, se ha gastado mucho presupuesto en la investigación de pilas de combustible en las últimas décadas, aunque con poco impacto en el despliegue real de aplicaciones comerciales [113]. Por el contrario, se ha prestado poca atención a otros pasos de la cadena de suministro, lo que ha dado lugar a una escasa experiencia nacional en generación y suministro. La extremadamente alta dependencia de las importaciones de Japón (el país está importando todas sus necesidades de petróleo y gas) no desaparecerá, ya que planea importar la mayor parte de su hidrógeno. Japón no anunció claramente su preferencia por una ruta específica del hidrógeno.

 

Otros países están centrando sus estrategias en sectores específicos. Por ejemplo, China ha desarrollado su estrategia de hidrógeno en el sector del transporte [114], incluida la aplicación de incentivos específicos para fomentar la adopción de vehículos de pila de combustible.

 

En 2020, China anunció su plan para alcanzar la neutralidad de carbono para 2060. En este esfuerzo, la energía nuclear podría ganar más relevancia en la combinación energética china. China está construyendo o planificando actualmente más de cincuenta nuevos reactores nucleares. El sector nuclear podría convertirse en una fuente adicional de hidrógeno en el esfuerzo por compensar los altos costos económicos de la energía nuclear y desarrollar hidrógeno limpio.

 

Actualmente, China es el mayor productor de hidrógeno del mundo: más de 20 millones de toneladas por año, lo que corresponde a casi un tercio de la producción total mundial. Sin embargo, la mayor parte del hidrógeno de China proviene del carbón. La Alianza del Hidrógeno de China espera que la demanda de hidrógeno aumente en 35 millones de toneladas en 2030 y que el hidrógeno verde represente el 15 por ciento de la demanda interna total. En 2040, se espera que la demanda de hidrógeno aumente a 45 millones de toneladas (con el hidrógeno verde representando el 40 por ciento), y en 2050 a 60 millones de toneladas (el hidrógeno verde representando el 75 por ciento) [115].

 

Otro país asiático que lanzó una estrategia de hidrógeno en Corea del Sur. A principios de 2019, Corea del Sur anunció su Hoja de ruta para la economía del hidrógeno. Sus prioridades son el liderazgo en pilas de combustible para automóviles y pilas de combustible estacionarias a gran escala para energía, dado también el fuerte papel del sector automotriz coreano. La Hoja de Ruta apunta a producir 6.2 millones de FCEV para 2040. De esta cifra, 2.9 millones de unidades deberían dedicarse al mercado interno, mientras que 3.3 millones a la exportación. Además, la hoja de ruta prevé suministrar 15 GW de pilas de combustible para la generación de energía para 2040, incluidos 7 GW para la exportación [116].

 

En Europa, el hidrógeno ha despertado un interés especial tanto a nivel europeo como nacional. En julio de 2020, la Unión Europea publicó su estrategia de hidrógeno. La estrategia de la UE establece el hidrógeno verde como la máxima prioridad europea, mientras que el hidrógeno azul se considera solo una solución temporal a medio plazo. Para 2030, la UE se compromete a tener 40 GW de capacidad de electrolizador de hidrógeno, para ponerlo en perspectiva, casi el doble de la capacidad de la presa de las Tres Gargantas de China, la planta de energía más grande del mundo. Para lograr este objetivo, la UE prevé hasta 470 2050 millones de euros de inversiones públicas y privadas para 40. Además, durante el mismo período, anunció la construcción de una cadena de suministro de importación con XNUMX GW adicionales de los países vecinos del este y del sur ( es decir, Ucrania y países del norte de África).

 

Paralelamente, algunos Estados miembros europeos han lanzado sus propias estrategias de hidrógeno. Entre ellos, España, Alemania y Francia anunciaron su compromiso de instalar 4, 5 y 6.5 GW de hidrógeno verde para 2030, respectivamente [117]. Los objetivos nacionales de hidrógeno verde de Alemania, Francia, Portugal, los Países Bajos y España ya representan más del 50 por ciento de los 40 GW de capacidad instalada de electrolizadores de la UE en 2030. Estos países anunciaron inversiones multimillonarias en hidrógeno. Tras el COVID-19 y la desaceleración económica, los gobiernos podrían considerar la asignación de fondos al hidrógeno como una forma viable de fomentar la recuperación económica mientras se implementan los objetivos climáticos.

 

Los diferentes importadores potenciales de hidrógeno se basan en diferentes estrategias de hidrógeno. Si bien Europa ha anunciado claramente su preferencia por el hidrógeno verde, los mercados asiáticos (es decir, Corea del Sur, Japón y China) tienen una estrategia gris-azul-verde más diversificada para las próximas décadas.

 

Si bien la mayoría de los países han desarrollado estrategias de hidrógeno impulsadas por objetivos nacionales de descarbonización, otros están comenzando a centrarse en el hidrógeno bajo en carbono como un recurso potencial para exportar.

 

Los países que dependen de las exportaciones de petróleo y gas para obtener ingresos públicos están particularmente interesados ​​en desarrollar hidrógeno para la exportación.

 

Un ejemplo notable es Australia, que está desarrollando varios proyectos con el objetivo de convertirse en un exportador de clase mundial. Dada su ubicación geográfica y gran disponibilidad de recursos, Australia busca suministrar hidrógeno limpio a los mercados asiáticos, especialmente Japón y Corea. En febrero de 2020, el Ministro de Energía y Reducción de Emisiones de Australia anunció un ambicioso objetivo de "H2 menos de 2", con el objetivo de reducir los costos de producción de hidrógeno a menos de 2 AUD por kg (es decir, 1.5 USD por kg). Este desafiante objetivo requerirá políticas de apoyo coordinadas con estrategias industriales y actividades de investigación [118].

 

Los principales productores de petróleo y gas de la región de Oriente Medio y África del Norte (MENA) están evaluando cada vez más los proyectos y planes de hidrógeno. Estos países son la piedra angular del sistema energético mundial existente, basado en combustibles fósiles. Los combustibles fósiles, especialmente el petróleo, son la principal fuente de ingresos gubernamentales y de exportación para muchos de estos países. Por lo tanto, la transición energética global, con el papel creciente de las FER, plantea una amenaza existencial para su estabilidad interna. Estos países están considerando formas de compensar los efectos macroeconómicos negativos y la reducción del papel geopolítico en un futuro mundo descarbonizado. Dado su abundante potencial renovable y CAC, los productores de petróleo y gas de MENA podrían posicionarse como los principales países exportadores de hidrógeno verde. A pesar del gran potencial, las ambiciones de hidrógeno de los países MENA podrían verse socavadas por la alta escasez de agua en la región. Se espera que el estrés hídrico en MENA solo empeore debido al cambio climático. Para abordar su déficit de agua, los países MENA podrían desarrollar proyectos de hidrógeno junto con planes de desalinización como en Neom. Eso desarrollaría aún más la capacidad de desalación de MENA, que actualmente representa casi la mitad de la capacidad de desalación mundial.

 

A día de hoy, tres países del Golfo han anunciado proyectos de hidrógeno: Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y Omán. En julio de 2020, Air Products, Saudi ACWA y Neom firmaron un acuerdo de empresa conjunta para desarrollar una planta de hidrógeno verde y amoníaco verde de USD 5 mil millones (considerada la más grande del mundo) impulsada por energía solar y eólica. El proyecto debería estar en funcionamiento en 2025. La planta se alimentará mediante la integración de más de 4 GW de energía renovable procedente de energía solar y eólica [119]. Aunque podría posicionar a Arabia Saudita como uno de los principales exportadores de hidrógeno verde, el proyecto enfrenta serios desafíos. La capacidad renovable anunciada que impulsaría el plan de hidrógeno es significativa.

 

Además, el proyecto requerirá un importante apoyo financiero, a pesar de las limitaciones macroeconómicas y financieras saudíes causadas por la caída del precio del petróleo en 2020.

 

Los EAU están invirtiendo en proyectos de hidrógeno verde y azul en un esfuerzo por desarrollar nuevas fuentes de energía limpia. Aunque los EAU todavía están trabajando en su hoja de ruta oficial del hidrógeno, la Autoridad de Agua y Electricidad de Dubai (DEWA), de propiedad estatal, se ha comprometido a desarrollar un proyecto de movilidad de hidrógeno verde, aprovechando la instalación de electrólisis impulsada por energía solar en Mohammed bin Rashid Al Maktoum. Parque Solar. Se espera que el parque solar tenga una capacidad instalada de 5 GW para 2030. Los Emiratos Árabes Unidos confían en que los precios competitivos de la energía solar permitirán reducir los precios del hidrógeno verde [120]. A pesar de sus ambiciones sobre las energías renovables, los Emiratos Árabes Unidos también están considerando el hidrógeno azul capitalizando su potencial CCUS.

 

Omán es el tercer país del Golfo que ha estado estudiando el potencial para el uso doméstico del hidrógeno. Para hacerlo, Omán anunció la construcción de una planta de hidrógeno verde en el puerto de Duqm, donde se está desarrollando una gran refinería y una planta petroquímica enfocada en la exportación. Se espera que la instalación de Hyport Duqm tenga una capacidad de electrolizador de 250 a 500 MW desde la primera fase, con productos destinados a la exportación. Petroleum Development Oman, de propiedad estatal, busca atraer inversiones también de países asiáticos, especialmente Japón, lo que sugiere que una parte de la producción futura probablemente se destinaría a exportaciones a Asia. Omán anunció una próxima estrategia de hidrógeno.

 

Otro país de MENA que planea convertirse en un importante exportador de hidrógeno es Marruecos. Marruecos no posee reservas de hidrocarburos conocidas, pero busca explotar su gran potencial solar y eólico para desarrollar hidrógeno. Marruecos ya ha invertido de manera importante en energía renovable (eólica, solar fotovoltaica y energía solar concentrada) para reducir su alta dependencia de las importaciones. Para 2030, el país tiene como objetivo producir el 52 por ciento de su electricidad a partir de fuentes renovables, lo que corresponde a alrededor de 11 GW de energía renovable instalada [121]. La ambición es dedicar un tercio del hidrógeno verde de Marruecos al mercado interno, mientras que dos tercios a las exportaciones. Dados sus vastos recursos solares y eólicos y su proximidad a Europa, Marruecos podría convertirse en una fuente clave de hidrógeno verde para Europa. Los estrechos vínculos con Alemania son un ejemplo del futuro panorama geopolítico, como se describe en la Sección 3.3.

 

A medida que se desarrolla la descarbonización europea, Rusia es otro importante exportador de petróleo y gas que deberá considerar posibles proyectos de hidrógeno para preservar sus ingresos y su influencia geopolítica. Rusia podría beneficiarse de sus principales reservas de gas natural para convertirse en un actor importante en la economía del hidrógeno. En noviembre de 2020, el viceministro ruso de Energía, Pavel Sorokin, dio a conocer una nueva política gubernamental para exportar 200,000 toneladas de hidrógeno al año para 2024, incrementándolas a 2 millones de toneladas para 2035 [122]. Rusia también podría beneficiarse de su capacidad nuclear para producir hidrógeno. Además de su potencial nuclear y de gas, las grandes reservas de agua dulce y su ubicación geoestratégica entre Europa y Asia podrían contribuir aún más a posicionar a Rusia como uno de los principales actores del hidrógeno.

 

Además, están surgiendo otros posibles exportadores de hidrógeno verde en todo el mundo. Chile es uno de ellos. El país sudamericano, que ya es un importante proveedor de minerales, tiene el potencial de exportar hidrógeno verde, produciendo 25 millones de toneladas por año de hidrógeno verde para 2050. Las exportaciones de hidrógeno limpio podrían generar ingresos significativos, estimados en más de USD 30 mil millones [ 11]. Dada su ubicación geográfica, Chile podría convertirse en un actor importante en el comercio del hidrógeno, entregando energía limpia a los mercados asiáticos (Corea, Japón y potencialmente también China) además de América del Norte y Europa Occidental.

 

Por último, las estrategias nacionales de hidrógeno reflejan el papel potencial que podría desempeñar cada país. El consumo interno y el potencial de producción renovable son solo algunos de los principales factores que definirán a los futuros 'importadores' y 'exportadores', como ilustra la Figura 5.

 

Figura 5:  Comparación de países seleccionados según el consumo interno y el potencial de producción de hidrógeno verde. CCG significa Consejo de Cooperación del Golfo (incluidos Bahrein, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos). Fuente: [123].

Potencial de producción y consumo interno de hidrógeno verde

 

3.2. El papel de las empresas privadas

El hidrógeno ha despertado el interés no solo de los gobiernos nacionales sino también del sector privado.

 

En primer lugar, las compañías petroleras internacionales (COI) han comenzado a considerar posibles proyectos de hidrógeno a la luz de sus compromisos climáticos y la creciente presión política. Es importante señalar una tendencia general entre las IOC: la creciente divergencia entre las grandes empresas energéticas europeas y estadounidenses. Si bien las IOC europeas han invertido cada vez más en fuentes de energía renovable, las IOC estadounidenses continúan centrándose en los activos tradicionales de combustibles fósiles.

 

En febrero de 2020, NortH2 fue lanzado por un consorcio compuesto por Shell, Gasunie y Groningen Seaports. El proyecto tiene como objetivo producir hidrógeno verde utilizando electricidad renovable generada por una mega granja en alta mar en el Mar del Norte. El proyecto tendrá una capacidad de 1 GW en 2027, 4 GW para 2030 y tiene la ambición de crecer a unos 10 GW para 2040. Este proyecto obtuvo el apoyo de Equinor y RWE, que se convirtieron en nuevos socios en diciembre de 2020. Para 2021 , el proyecto completará un estudio de viabilidad, con el objetivo de iniciar las actividades de desarrollo del proyecto en la segunda mitad de 2021.

 

En noviembre de 2020, BP comenzó a trabajar junto con Ørsted para desarrollar un proyecto, Lingen Green Hydrogen, para la producción a escala industrial de hidrógeno verde. Bajo este proyecto, las dos compañías apuntan a construir un electrolizador inicial de 50 MW y la infraestructura asociada en la refinería Lingen de BP en el noroeste de Alemania. Este será impulsado por energía renovable generada por un parque eólico marino Ørsted en el Mar del Norte y el hidrógeno producido se utilizará en la refinería. BP y Ørsted planean tomar una decisión final de inversión (FID) a principios de 2022 y el proyecto podría estar operativo para 2024.

 

También la mayor empresa energética de España, Repsol, está aumentando las inversiones en hidrógeno. Invertirá 60 millones de euros para construir una planta en España que cree combustibles de emisiones ultrabajas combinando hidrógeno verde procedente de energía eólica con CCS en una refinería cercana de Petronor.

 

En segundo lugar, las empresas eléctricas están especialmente interesadas en invertir en hidrógeno. Están presionando por el hidrógeno verde tanto en casa como en el extranjero. Un ejemplo es la italiana Enel, que planea construir el primer proyecto para producir hidrógeno verde en Chile. El proyecto funcionará con energía eólica y podría entrar en producción en 2022. Otras importantes empresas de servicios públicos, como la española Iberdrola, la estadounidense NextEra y la alemana Uniper, han lanzado proyectos de hidrógeno. Las empresas de servicios eléctricos están ganando cada vez más relevancia, a medida que la electrificación y la descarbonización ganan terreno. El hidrógeno les proporciona un campo adicional para mejorar su papel como principales actores energéticos de la descarbonización.

 

En tercer lugar, los operadores de redes de gas podrían ver una reducción de los ingresos y la influencia debido al crecimiento de las fuentes de energía renovable. El hidrógeno les brinda la oportunidad de ser parte de los esfuerzos climáticos. Los operadores de la red de gas han propuesto convertir los gasoductos existentes para transportar hidrógeno. Aunque existen algunos desafíos para el uso de hidrógeno en los gasoductos, los operadores de redes de gas europeas lanzaron un plan (el llamado "European Hydrogen Backbone") en julio de 2020 [124], que presenta una red de infraestructura emergente de mediados de la década de 2020. adelante. Para 2030, una red de tuberías inicial de 6800 km se limitaría a valles de hidrógeno seleccionados, mientras que para 2040 esa red se ampliaría a casi 23,000 km, extendiéndose por todo el continente.

 

Los operadores de redes de gas, como el italiano Snam, están apostando por el hidrógeno en un esfuerzo por ser parte del proceso de descarbonización con su infraestructura y evitar posibles activos varados. En 2020, Snam se comprometió con un plan para invertir 7.4 millones de euros durante los próximos cuatro años. Snam se compromete a dedicar el 50 por ciento de ese total a crear una infraestructura "preparada para el hidrógeno", o al reemplazo y desarrollo de nuevos activos con estándares preparados para el hidrógeno. Snam cree que Italia está bien posicionada para convertirse en un centro de hidrógeno para los mercados europeos, importando hidrógeno verde y azul de los países del norte de África.

 

El desarrollo de una economía del hidrógeno asequible se enfrenta a importantes desafíos. Por lo tanto, numerosas empresas, de diferentes sectores, han comenzado a coordinar sus esfuerzos. Un ejemplo es la iniciativa Green Hydrogen Catapult, que fue fundada por siete empresas: la española Iberdrola, la danesa Orsted, la italiana Snam, la saudí ACWA, CWP Renewables y Yara. Green Hydrogen Catapult tiene como objetivo desarrollar hasta 25 GW de capacidad mundial de producción de hidrógeno basada en energías renovables y reducir a la mitad los costos de producción actuales por debajo de USD 2 / kg para 2026. Este objetivo requerirá una inversión de aproximadamente USD 110 mil millones [125].

 

3.3. Acuerdos internacionales

El hidrógeno puede rediseñar los futuros intercambios energéticos internacionales. De hecho, en paralelo con las estrategias nacionales de hidrógeno, algunos países ya están estableciendo acuerdos bilaterales específicos para unir países con alto potencial de producción con países con alta demanda de hidrógeno. Entre los posibles importadores, Alemania está trabajando con Marruecos para apoyar la producción de hidrógeno verde en el país, con el primer proyecto de 100 MW alimentado con energía solar.

 

En septiembre de 2020, Alemania también firmó un acuerdo bilateral con Australia con el objetivo de aumentar las importaciones de producción de hidrógeno con plantas de energía solar en Australia. Entre los exportadores potenciales, Australia está a la cabeza. Con su reciente acuerdo con Alemania, Australia ha dado un paso más en su ambición de convertirse en una potencia en la producción y exportación de hidrógeno. Como se mencionó anteriormente, Australia también está buscando exportar su hidrógeno a los mercados energéticos asiáticos de rápido crecimiento. La asociación con Alemania se suma a los compromisos existentes que Australia ya ha buscado con otros países, incluidos Japón, Corea del Sur y Singapur.

 

En septiembre de 2020, el primer envío de amoníaco azul del mundo desde Arabia Saudita a Japón marcó un hito importante en el comercio futuro de amoníaco como vector energético. El primer cargamento de amoníaco azul de 40 t enviado a Japón se utilizó para la generación de energía [126]. Japón anunció que el amoníaco desempeñará un papel importante en la generación de energía térmica de Japón, como parte de los esfuerzos japoneses para lograr la neutralidad de carbono en 2050.

 

4. Conclusiones y recomendaciones de política

Actualmente existe un impulso significativo hacia el desarrollo de futuras estrategias de hidrógeno en todo el mundo. En este trabajo se han presentado los principales aspectos relacionados con la implementación de un sistema energético basado en tecnologías de hidrógeno, así como las perspectivas de mercado y geopolíticas relacionadas con la generación de hidrógeno, ya sea por vías verdes o azules, su transporte, almacenamiento y uso final en diferentes sectores. .

 

El éxito de una futura economía del hidrógeno requerirá abordar múltiples aspectos, mejorando las tecnologías actuales para suministrar hidrógeno a los usuarios interesados ​​a un costo competitivo. El objetivo no es el uso de hidrógeno en sí, sino una transición del sistema energético actual hacia alternativas bajas en carbono. Por lo tanto, el hidrógeno es un componente clave de un panorama más amplio y es importante que las estrategias futuras para su implementación estén bien integradas con otras soluciones.

 

En esta perspectiva, la comparación de las rutas del hidrógeno verde y azul debe abordarse considerando la contribución potencial de ambas soluciones para respaldar un sistema energético bajo en carbono. En muchos países, la ampliación de la capacidad de energía de las fuentes de energía renovable puede no ser suficiente para soportar la demanda de hidrógeno bajo en carbono, y el hidrógeno azul puede usarse para llenar este vacío durante la transición.

 

Además de la generación de hidrógeno, es importante considerar toda su cadena de valor. Si bien la mayoría de las tecnologías ya están maduras en diferentes niveles de la cadena de suministro de hidrógeno, su complejidad provoca una eficiencia energética relativamente baja, debido a los numerosos procesos que se necesitan para suministrar hidrógeno a los usuarios finales. A menudo, la atención se centra en los costos de generación, pero la evidencia muestra que tanto el transporte como el almacenamiento de hidrógeno representan desafíos clave en términos de pérdidas de energía e infraestructura requerida. El éxito en abordar las limitaciones técnicas y en la implementación de estrategias claras y coherentes serán dos aspectos clave para alcanzar costos aceptables para el hidrógeno bajo en carbono.

 

Sin embargo, la complejidad de la cadena de suministro de hidrógeno sugiere que el hidrógeno es un portador valioso que debe usarse principalmente en aplicaciones que tienen pocas alternativas viables para la descarbonización. Esto suele reflejarse en los precios, ya que cuanto menor es la posibilidad de sustituir un recurso por otras alternativas, mayor es su precio.

 

Dado que el cambio climático es un problema mundial, una estrategia eficaz requiere acuerdos internacionales sólidos para reconocer y cuantificar plenamente los beneficios potenciales en términos de reducción de las emisiones de GEI [127]. En particular, es importante definir estándares y objetivos transparentes y claros para el desarrollo de las vías del hidrógeno y los impactos esperados, incluidas las tecnologías que se consideran, los límites del sistema (ya sea la operación del sistema o las evaluaciones del ciclo de vida) y los umbrales que se asumen. para definir hidrógeno bajo en carbono. Sin una alineación clara entre países, existe el riesgo de que las diferentes visiones se superpongan entre sí y no conduzcan a un despliegue óptimo de los recursos disponibles. Además, es fundamental evitar el establecimiento de objetivos finales, sin una presentación seria de un cronograma realista y objetivos intermedios. Para hacerlo, las políticas y las hojas de ruta deben tener en cuenta las incertidumbres y los desafíos y adaptarse periódicamente a los nuevos conocimientos y realidades.

 

El hidrógeno podría trazar un nuevo mapa geopolítico. También en la geopolítica del hidrógeno, los países considerarán cuestiones geopolíticas energéticas clásicas, como la seguridad de la oferta / demanda y la diversificación. La geopolítica tendrá cada vez más en cuenta el dominio tecnológico, junto con la disponibilidad de recursos. Los principales productores actuales de petróleo y gas, junto con otros países dotados de FER, intentarán posicionarse como exportadores de hidrógeno seguros y confiables, con el fin de preservar o ganar un rol geopolítico (así como los consiguientes ingresos). Algunos países o regiones necesitarán importar hidrógeno (verde y / o azul) para cumplir con sus objetivos climáticos, además de producir parte de sus necesidades de hidrógeno a nivel nacional.

 

Está surgiendo un comercio internacional de hidrógeno. Si bien el hidrógeno puede contribuir a reducir las emisiones y descarbonizar sectores difíciles de eliminar en algunas regiones, no se debe olvidar que todos los países deben centrarse en proporcionar energía limpia a sus ciudadanos. Por lo tanto, los gobiernos y las empresas deben cooperar para evitar una situación en la que se exporta hidrógeno verde mientras que las necesidades energéticas locales se satisfacen parcialmente con fuentes de energía más contaminantes.

 

Si bien el impulsor principal del desarrollo del hidrógeno es la descarbonización del sistema energético, es importante considerar impactos adicionales que a menudo se pasan por alto, incluida la necesidad de agua dulce para producir hidrógeno verde y azul, aunque con diferentes demandas específicas de agua. De hecho, aunque ciertas soluciones, como la desalinización del agua de mar o la reutilización de aguas residuales, pueden ayudar a abordar este problema crítico, se necesita un análisis integral para evitar impactos negativos en los ecosistemas locales y limitaciones a la disponibilidad de agua dulce para otros usos.

 

Los autores creen que el desarrollo de vías de hidrógeno bajas en carbono, al igual que para otras tecnologías destinadas a combatir el cambio climático, debe estar respaldado por visiones claras basadas en una perspectiva global. Las estrategias nacionales pueden tener poco efecto sin un enfoque más amplio en el panorama mundial, ya que corren el riesgo de ampliar la brecha entre países y empeorar las desigualdades existentes. En un mundo tan dividido, alcanzar los desafiantes objetivos necesarios para limitar el cambio climático será una tarea aún más difícil.

 

Contribuciones de autor

MN, PPR, RS y MH han conceptualizado conjuntamente el estudio y han contribuido en diferentes grados a todas las secciones del trabajo. MN es el autor principal en la sección tecnológica y PPR en la sección geopolítica. MN, PPR, RS y MH han contribuido a la redacción y revisión del artículo final. Todos los autores han leído y aceptado la versión publicada del manuscrito.
Los autores declaran no tener conflicto de intereses.

 

Abreviaturas

Las siguientes abreviaturas se utilizan en este manuscrito:
Reformado térmico ATR-Auto
BNEF-Bloomberg New Energy Finance
Energía y calor combinados con CHP
DRI-Reducción directa de hierro
VE-vehículos eléctricos
GEI-Gas de efecto invernadero
IEA-Agencia Internacional de Energía
IRENA-Agencia Internacional de Energías Renovables
LHV-Poder calorífico inferior
GNL-gas natural licuado
Portadores de hidrógeno orgánico líquido LOHC
Membrana de intercambio PEM-Proton
Fotovoltaica
RES-Fuentes de energía renovable
Reformado de metano SMR-Steam
Nivel de preparación de TRL-Technology

 

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Este artículo fue publicado originalmente por MDPI, Basilea, Suiza el 31 de diciembre de 2020, y ha sido vuelto a publicar por Aks Kuldeep Singh de acuerdo con el Licencia pública internacional Reconocimiento-No comercial-Sin derivados 4.0 de Creative Commons. Puedes leer el artículo original aquí. Las opiniones expresadas en este artículo son solo del autor y no de WorldRef.


 

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