MURRAY DOUGLAS

La electrificación de los sectores de uso final sigue siendo el objetivo principal. La capacidad de la electricidad para reducir las emisiones y ofrecer eficiencia en la mayoría de los sectores la convierte en la opción de descarbonización más atractiva.

Wood Mackenzie pronostica que la electricidad aumentará su participación en TFC del 20% actual al 31% para 2050. El 75% de esa generación de energía provendrá de fuentes bajas en carbono para 2050. 

Recientemente se presentaron los hallazgos sobre las perspectivas a largo plazo para el hidrógeno y el amoníaco en la Conferencia sobre el Hidrógeno de Londres 2023.

LA PROMESA DEL HIDRÓGENO 
Europa tiene actualmente el mayor número de proyectos de hidrógeno anunciados y más de la mitad están planificados en todo el continente. Pero Estados Unidos ha tomado la delantera en la capacidad anunciada de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Respaldado por la generosidad de la Ley de Reducción de la Inflación, parece que la ventaja de Estados Unidos sobre otros países se mantendrá. 

Los operadores establecidos del hidrógeno, como Air Products, Air Liquide y Linde, han comenzado a aumentar sus ambiciones en toda la cadena de valor del hidrógeno con bajas emisiones de carbono. 

Las grandes empresas energéticas están construyendo proyectos cada vez más grandes, al igual que varias empresas de servicios públicos importantes. De hecho, el rápido crecimiento de los anuncios de hidrógeno con bajas emisiones de carbono ha traído consigo una gran cantidad de posibles desarrolladores de proyectos. En la actualidad hay más de 750 empresas con participaciones en proyectos de hidrógeno con bajas emisiones de carbono.

Aunque muchos proyectos anunciados quedarán en el camino, el sector está cada vez más maduro para la consolidación, especialmente para aquellos proyectos más favorecidos que pueden asegurar las opciones de materias primas más competitivas y el apoyo gubernamental. 

EL LENTO AVANCE
Un punto aleccionador de la gran revolución del hidrógeno es que avanza demasiado lentamente. Más del 60% de los proyectos de capacidad anunciados no han avanzado. Los proyectos en construcción o en desarrollo avanzado tienden a ser pequeños y solo avanzan algunos de los actores más establecidos. Además, los proyectos de hidrógeno azul representan más de la mitad de la capacidad en las etapas más avanzadas de desarrollo. 

De los proyectos en etapa avanzada de desarrollo, esperamos que 1 Mtpa de capacidad alcance FID en los próximos 12 meses. Esa cifra podría extenderse a 5 Mtpa a finales del próximo año, pero requeriría un rápido avance en algunos proyectos de hidrógeno azul a gran escala, particularmente en la costa del Golfo de Estados Unidos y en Medio Oriente. 

Pero gran parte de esto dependerá de si los desarrolladores pueden superar los numerosos desafíos que enfrentan. 

Desde la falta de claridad sobre la política global hasta la volatilidad de los precios del gas y los costos de las energías renovables, no faltan desafíos en la cadena de valor del hidrógeno azul y electrolítico. La financiación de nuevas industrias puede ser un desafío ya que los prestamistas necesitan tiempo para comprender el perfil de riesgo completo.

Por ejemplo, la mayoría de los proyectos de hidrógeno electrolítico en el corto plazo buscan abastecerse a través de PPA, pero estos son difíciles de conseguir en muchos mercados. Cada uno de los proyectos más grandes plantea diferentes desafíos de ingeniería y en muchos casos apuntan a exportaciones que requieren infraestructura adicional. Todo esto dificulta el control de los costos del proyecto. Es posible que los gobiernos tengan que ofrecer préstamos y garantías además de otros incentivos financieros. 

Y, por supuesto, asegurar la captación: ¿pueden los desarrolladores asegurar una captación suficiente, durante cuánto tiempo y a qué precio? 

LOS COSTES SIGUEN SIENDO UN DESAFÍO PARA EL HIDRÓGENO 
Pero el desafío común al que seguimos volviendo es el costo. Gran parte de los comentarios que hemos recopilado de los desarrolladores se refieren a los costos más altos de los EPC y que estos, junto con un LCOE más alto en insumos, han elevado nuestra previsión del coste nivelado del hidrógeno (LCOH). 

Si bien hay muchas variables en el cálculo del LCOH, lo que más importa es el costo de la materia prima eléctrica. La presión de los costos sobre el desarrollo de las energías renovables prevalece, especialmente en Europa, por lo que el gran desafío para el sector es llevar el LCOH a niveles más asequibles reduciendo el costo de la electricidad subyacente o de las energías renovables. 

La disposición de los compradores a pagar debe aumentar: aplicar un costo a las emisiones a sectores potenciales es un primer paso importante. Y ayudará a cerrar la diferencia entre el costo de producción y el precio para los compradores, ayudando a reducir la carga sobre las finanzas gubernamentales que respaldan los esquemas de tipo contrato por diferencia. 

El panorama energético está lleno de oportunidades. La diferencia entre la demanda tradicional y los nuevos sectores de uso final seguirá creciendo, con nuevas oportunidades de demanda de energía dominando hasta 2050. Gran parte del potencial positivo de esto proviene del mayor sector consumidor en este momento: el amoníaco.