Los escenarios que muestran su participación en el mix de energía en el año 2050 varían considerablemente. La Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) habla de un 12%, el Consejo del Hidrógeno, con sede en Bruselas, de un 18%, mientras que el objetivo anunciado por la Unión Europea es del 24%.

Sin importar cual sea el resultado, los observadores del sector coinciden en que hay dos ámbitos en los que los costos deben bajar para que haya un avance importante en el hidrógeno sin CO2.

El costo de la energía renovable, que ya ha sido objeto de notables reducciones en la última década, debe seguir bajando. También debe ocurrir con el costo de la electrólisis del agua para la producción de hidrógeno, que incluye el hardware básico del hidrógeno verde y el electrolizador.

Muchos ven que ambas cosas están a punto de suceder. De hecho, los dos están íntimamente relacionados, ya que los gastos de explotación y los costos de capital forman parte del coste total del funcionamiento del electrolizador.

Se espera que el descenso de los precios de la energía renovable continúe, con el despliegue acelerado de las renovables en las redes.

Aunque el precio de la energía solar fotovoltaica ha bajado aproximadamente un 90% en los últimos 10 años, tiene que bajar aún más y los gobiernos parecen decididos a ayudar. Por ejemplo, en marzo, el Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) anunció su objetivo de que el coste de la energía solar a escala de servicio público se reduzca a más de la mitad en 10 años, pasando de un coste actual de 4,6 céntimos por kilovatio-hora (kWh) a 3 céntimos/kWh en 2025 y a 2 céntimos/kWh en 2030.

El DOE anunció una serie de proyectos de I+D y capital inicial para mejorar la energía fotovoltaica (perovskitas, películas finas) y la energía solar concentrada para lograr mayores eficiencias y menores costos.

El costo de la tecnología de electrólisis también ha disminuido, con mejoras en el diseño para lograr una mayor eficiencia. Se están instalando unidades alcalinas mejoradas, aunque los compradores se decantan cada vez más por los electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM) de mayor eficiencia.

Mientras tanto, la tecnología de las células de electrolizadores de óxido sólido (SOEC) avanza y promete alcanzar una eficiencia muy alta a partir de un gran aporte de calor, de fuentes de calor industriales y, potencialmente, de reactores nucleares.

La cuestión que se plantea ahora es si la electrólisis del agua para la producción de hidrógeno puede seguir la curva de costos a la baja que ha seguido la energía solar fotovoltaica en los últimos diez años.

Será fundamental seguir bajando el costo, ya que el hidrógeno electrolítico tendrá que competir con el "hidrógeno azul" producido con gas natural y captura de CO2, que ahora es menos costoso.

El éxito conducirá a la esperada adopción generalizada de lo que los defensores han llamado el "Santo Grial" del hidrógeno, que es el hidrógeno electrolítico producido con electricidad renovable, es decir, el hidrógeno verde.

Aumento de la escala

La creencia generalizada hoy en día es que el hidrógeno sin carbono se iniciará en las aplicaciones industriales, en los grandes grupos industriales, primero en forma de azul y después en forma de verde.

Para el hidrógeno verde, los electrolizadores son fundamentales y siguen fabricándose a pequeña escala con mucha mano de obra, incluso por parte de los grandes fabricantes. Sin embargo, los fabricantes mundiales tienen previsto aumentar su escala para reducir los costos.

Uno de los principales actores a los que hay que prestar atención es el gigante industrial alemán Thyssenkrupp, que, como fabricante de acero y productor de hidrógeno, ve la cuestión del hidrógeno tanto desde el punto de vista del productor como del usuario.

La unidad de electrólisis de agua alcalina estándar de la empresa es un módulo de 20MW, que produce aproximadamente 4000 metros cúbicos de hidrógeno por hora.

Este módulo es la piedra angular de la empresa para la producción de hidrógeno, de modo que una unidad de 100MW requiere la combinación de 5 bloques. A partir de ahí se puede seguir construyendo. Por ejemplo, para alcanzar los 2,2GW de capacidad de electrólisis del gigantesco proyecto de NEOM, la empresa necesitará ensamblar 110 bloques.

El aumento de la producción de electrolizadores de la empresa no tiene un calendario estricto y se producirá a medida que lleguen los pedidos. Sin embargo, afirman que la empresa está dispuesta a invertir en un aumento de la producción.

Otro actor importante en este campo es el fabricante de motores estadounidense Cummins Inc., que amplió enormemente sus capacidades de producción de hidrógeno hace dos años cuando adquirió la empresa canadiense Hydrogenics Corporation.

La adquisición proporcionó a Cummins una nueva experiencia en pilas de combustible de hidrógeno y en electrólisis, lo que la posicionó mejor para el trabajo relacionado con la transición energética. Desde entonces, Cummins ha participado en una serie de proyectos de hidrógeno verde a pequeña escala.

Otros grandes actores que pretenden llegar a la fabricación a escala de gigavatios son la empresa británica ITM Power, que se encuentra en las primeras fases de planificación de una nueva gran fábrica de electrolizadores. Otra es la empresa noruega Nel ASA, que está ampliando su producción de electrolizadores hasta los 500MW este año, y tiene prevista una mayor expansión.

Nel ASA anunció recientemente su objetivo de producir hidrógeno verde a 1,50 dólares por kilogramo en 2025, lo que haría que su costo fuera comparable al del hidrógeno convencional de origen fósil. Por su parte, la empresa danesa Haldbor Topsoe y la española Iberlyzer también están ampliando su capacidad de producción en los próximos dos años.

Ninguna de estas empresas está preparada para superar la producción anual de 1GW en un futuro próximo.

Las nuevas tecnologías llevarán la innovación al campo de la electrólisis. En este campo, se ha pasado del montaje manual a una producción en gran medida automatizada, combinada con importantes avances en I+D.

Por otra parte, la creciente cartera de proyectos de hidrógeno en todo el mundo requerirá una capacidad de electrolizadores de casi 140GW, lo que empezará a estimular niveles más altos de producción de electrolizadores que reducirán los costos.

¿Seguir el camino de la energía fotovoltaica?

El hidrógeno verde existe hoy en día en cantidades ínfimas. Su costo es al menos el doble que el del hidrógeno de origen fósil. No existe prácticamente ningún mercado para él. Por lo tanto, aún es muy pronto para la industria.

En la actualidad, las industrias de Estados Unidos producen aproximadamente 10 millones de toneladas métricas (Mt) de hidrógeno al año, mientras que a nivel mundial se producen aproximadamente 120 Mt de hidrógeno, con China como el mayor productor. Casi todo esto se produce con procesos que causan altas emisiones de CO2.

Se ha calculado que para alcanzar la producción actual de hidrógeno en Estados Unidos con electricidad renovable se necesitarían 115GW de energía eólica marina. La dificultad de hacerlo se hace evidente si se tiene en cuenta que EE.UU. se está esforzando oficialmente por tener 30GW de energía eólica marina para el año 2030.

IRENA, en su hoja de ruta para la transición energética hasta 2050, estima que la producción mundial de hidrógeno verde debe alcanzar aproximadamente 400 Mt, lo que requeriría una capacidad total instalada de electrolizadores de 5 teravatios (TW) para 2050. En la actualidad, la capacidad total instalada de electrolizadores en todo el mundo es de aproximadamente 8 GW.

Estas cifras demuestran la magnitud del aumento de la producción que se debe producir para alcanzar los objetivos de hidrógeno verde fijados por los gobiernos y los organismos internacionales.

Se necesitará una iniciativa pública sostenida para establecer objetivos y reducir los costos del hidrógeno verde a lo largo de su cadena de valor, incluido el campo crítico de la electrólisis.