¿Presente o futuro?
Eslabón necesario para la transición
No es la primera vez que el hidrógeno se posiciona para irrumpir en el panorama energético global. Su uso como fuente de energía comenzó en las primeras décadas del siglo XIX, utilizado como gas de iluminación y para inflar globos aerostáticos.
Posteriormente, cuando la perspectiva y preocupación por el agotamiento de las energías fósiles (estimación del “peak oil”) lideraba los análisis estratégicos en torno a la energía, las dos primeras olas de hype del hidrógeno se correlacionan temporalmente con las crisis del petróleo (1973 y 1979), y se centraban en el hidrógeno como alternativa para los combustibles convencionales.
Hoy en día, suena la voz de alarma por el exceso de emisiones derivadas de los recursos fósiles y su repercusión, cada vez más visible, en el cambio climático, las personas y el medio. La neutralidad climática es el objetivo marcado por ya más de 100 países para 2050 (incluyendo la UE, o países fuertemente emisores como China o EE.UU.) y pasa por la descarbonización de todos los sectores de nuestra economía: es un objetivo ambicioso en un contexto en el que la demanda de energía primaria sigue aumentando exponencialmente (y el sector de la energía es responsable de más del 44% de las emisiones!).
En este contexto, vivimos actualmente la tercera ola de hype del hidrógeno, del que se espera un rol significativo en la transición energética en curso por varias razones:
- Es el único combustible que no genera dióxido de carbono durante su utilización, ofreciendo la posibilidad de descarbonizar múltiples sectores (movilidad o energía).
- Existen reservas a priori inagotables, en cuanto es generado por fuentes renovables.
- Emerge como solución de aprovechamiento de los excedentes de energías renovables, y al tiempo favorece la descarbonización de la demanda energética no fácilmente electrificable (calor, movilidad pesada).
- Los colores del hidrógeno
El hidrógeno es el elemento químico más simple (un protón y un electrón) y el más abundante del universo, si bien no lo encontramos de forma libre en nuestro planeta sino formando compuestos (como el agua o el metano), por lo que se requiere aplicar tecnología específica y energía para su obtención. En condiciones normales se encuentra en forma diatómica gas (H2) y, aunque posee más densidad energética másica (energía por unidad de masa) que los combustibles tradicionales, es un gas muy ligero (densidad volumétrica 0.09 kg/Nm3), por lo que se requieren grandes volúmenes para su almacenamiento. Este punto determina el balance energético de toda su cadena de valor (producción, distribución, consumo).
Existen diferentes tipos de hidrógeno, que se clasifican según el proceso de producción y la fuente de energía utilizada.
El metano contenido en el gas natural es la materia prima más común utilizada en la producción industrial de hidrógeno (tanto puro como en forma de syngas) a través del proceso de reformado de vapor. Esta forma de hidrógeno, derivada de combustibles fósiles, también se conoce como hidrógeno gris, y conlleva la emisión de CO2 resultante del proceso (5.5 t CO2 por t de H2 producida). Si el CO2 emitido es captado (proceso CCS) el hidrógeno así generado se denomina azul.
El hidrógeno verde, libre de emisiones, se corresponde actualmente solo con el 0,3 por ciento del total, y se genera a través de electrólisis del agua con energía eléctrica renovable, como la fotovoltaica o eólica. El hidrógeno verde es uno de los elementos vertebradores de la descarbonización.
Figura 1. Producción de Hidrógeno. Datos 2020. (Otros incluye: 1.9% com subproducto de proceso de producción de cloro, 0.4% SMR con CCS, 03% electrólisis EERR, 0.1% gasificación carbón con CCS)
Demanda global actual y futura de hidrógeno
Bajo el Escenario de Compromisos Anunciados (ECA) de la AIE se estima una demanda global de en torno a 300 toneladas de hidrógeno a mitad de siglo, y de aproximadamente 520 toneladas en el año 2070, comparativamente a la actual demanda anual de 70 toneladas, para satisfacer principalmente el sector de refino y producción de fertilizantes (amoníaco).
Figura 2. Perspectiva evolución demanda de hidrógeno (escenario ECA de la AEI)
El sector que experimentará el mayor auge en su demanda es el del transporte, contabilizando más de 100 toneladas anuales en 2050, tanto para la movilidad directa (pila de combustible) como para la síntesis de e-fuels.
En Europa, dentro del sector industrial, se espera una redistribución en la demanda de aquí a 2050, marcada por la irrupción del hidrógeno en el sector del acero (estimada prospectivamente en 123 TWh/año) y la casi total desaparición de la demanda en refinerías.
Figura 3. Evolución de la distribución de la demanda del hidrógeno para el sector industrial en Europa
Expectativas de producción de hidrógeno verde
Para cumplir con los objetivos de descarbonización fijados, en la actualidad se está apostando desde las entidades supranacionales en favorecer la producción del hidrógeno verde, y en la creación de una infraestructura adecuada que permita sustituir en gran medida el gas natural.
A nivel global actualmente se cuenta con una capacidad total de electrólisis de 200 MW, y la planta de producción más grande genera 8 t/día de hidrógeno. Se han anunciado recientemente unos 350 proyectos de electrólisis para la generación de hidrógeno verde, que producirían en el año 2030 unos 8 Mt, frente a los 12 Mt H2 que proyecta el escenario ECA o frente a los 30 MtH2 que se corresponden al escenario aún más ambicioso de Cero Emisiones Netas (CEN).
En Europa, Francia lidera la previsión de instalación de capacidad de electrólisis en 2030 (6.5 GW), seguida por Alemania e Italia. En España se prevé una capacidad total de 4 GW de acuerdo con los escenarios de políticas y compromisos anunciados. Si se considera un escenario optimizado de coste de producción de hidrógeno, que asume un mayor despliegue de energía fotovoltaica y eólica, los valores de capacidad anunciados podrían verse multiplicados por un factor 10.
Figura 4. Forecast de capacidad y consumo en Europa en 2030.
Costes prospectivos en la producción de hidrógeno
Una de las barreras que hay que vencer para reducir el gap entre la producción de hidrógeno verde proyectada con la demanda prospectiva necesaria para cumplir los objetivos de descarbonización es su coste de generación.
En la mayor parte del mundo, la producción de hidrógeno gris es la opción más barata, oscilando según el precio del gas entre 0.5 y 1.7 €/kg. El coste nivelado de hidrógeno verde se sitúa entre 3 y 8 €/kg, representando el coste de la electricidad renovable un 50-90% del total (según coste de generación eléctrica y horas de disponibilidad).
Figura 5. LCOE en Europa basado en PV en 2020.
Los factores que se espera reduzcan la brecha de coste de producción del hidrógeno gris y verde a futuro son la bajada de precio de la electricidad renovable, la disminución de costes de equipos a medida que el despliegue de tecnología avanza (electrólisis) y el coste de emisión de CO2.
Además, la mejora tecnológica que redunde en una mayor eficiencia de producción (incluyendo el rendimiento global del equipo o BoP, no solo el stack de electrólisis) modificará el impacto del coste de electricidad sobre el precio nivelado. Aunque con el despliegue masivo de las energías renovables, la disponibilidad de energía excedentaria a bajo coste resultará en una bajada de precio de producción de electrolisis, la mayor parte de los escenarios proyectados que permiten bajar de 3 €/kg de hidrógeno contemplan la operación continua (instalación de EERR dedicadas a generación de hidrógeno).
A mayores de los costes de producción, es importante considerar los costes de transporte y distribución del hidrógeno. Aunque la canalización es el medio de transporte más directo, la conversión de gasoductos existentes es un reto desde el punto de vista técnico.
El hidrógeno puede almacenarse a su vez como gas comprimido, en forma líquida o por medio de portadores de hidrógeno orgánico líquido (como el metanol u otras moléculas aromáticas) y el amoníaco. Se estima que el transporte de hidrógeno líquido sea la opción más costosa, aunque la regasificación en las terminales de importación tendría costos significativamente más bajos que el craqueo de amoníaco.
Figura 6. Forecast de precios del Hidrogeno verde en 2030 según ruta de transporte y método.