FLOR LUCIA DE LA CRUZ
Etiquetar el hidrógeno por color es una forma popular de diferenciar su proceso de producción. El 'arco iris' del hidrógeno incluye el hidrógeno marrón, elaborado a partir de carbón, y el hidrógeno gris, producido a partir de gas natural. El hidrógeno azul es hidrógeno gris o marrón producido mediante captura y almacenamiento de carbono (CAC) para reducir las emisiones de dióxido de carbono, mientras que el hidrógeno verde, producido a partir de agua mediante electrólisis alimentada por energía renovable, ofrece un potencial de emisiones casi nulas.
A medida que crece el impulso en torno al hidrógeno bajo en carbono, la industria tiene que mirar más allá de las etiquetas de colores. El futuro del hidrógeno con bajas emisiones de carbono depende de que los gobiernos establezcan regulaciones, subsidios y otros incentivos que estén cada vez más vinculados a la intensidad de carbono, más que al color, del hidrógeno producido.
Calcular la intensidad de carbono del hidrógeno es complejo. En el caso del hidrógeno verde (electrolítico), las emisiones pueden variar desde casi cero hasta niveles superiores a los del hidrógeno marrón. El hidrógeno verde se produce, en principio, con energía 100% renovable. En la práctica, sin embargo, lo que se describe como "verde" también se puede producir utilizando energía de una red que depende en gran medida de combustibles fósiles.
Es más, la intensidad de carbono del hidrógeno no se limita a su producción. Dado que más del 40% de la capacidad anunciada del proyecto está destinada a las exportaciones, es importante comprender las emisiones de su ciclo de vida completo, incluidos el procesamiento y el transporte.
La Unión Europea (UE) ya está utilizando emisiones de ciclo completo para evaluar la elegibilidad para sus incentivos y el cumplimiento normativo, y es probable que otros mercados del hidrógeno sigan su ejemplo. Pero diferentes importadores pueden tener incentivos y estándares muy diferentes, lo que lleva a un mercado de hidrógeno con bajas emisiones de carbono de dos niveles.
Por lo tanto, la industria requiere una certificación de la intensidad de carbono a nivel de proyecto cada vez más precisa a medida que evoluciona el mercado de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Dado que el sector requiere niveles masivos de inversión de capital y subsidios para respaldar el crecimiento de la oferta y la demanda, es hora de ir más allá del arco iris y establecer los verdaderos colores del hidrógeno.
DESCIFRANDO LA INTENSIDAD DE CARBONO DEL ARCO IRIS DE HIDRÓGENO
El mercado mundial del hidrógeno hoy en día ronda los 90 millones de toneladas por año (Mtpa), casi en su totalidad hidrógeno gris o marrón con alto contenido de carbono. El volumen y la composición de la oferta están a punto de cambiar drásticamente.
En nuestro pronóstico base, proyectamos que la producción se triplicará a 270 Mtpa para 2050, de los cuales 200 Mtpa serán de hidrógeno verde y azul con bajas emisiones de carbono. En un mundo en camino hacia cero emisiones netas para 2050, ese crecimiento tendría que ser aún más rápido: nuestro escenario Net Zero 2050 (detallado en nuestra perspectiva de transición energética ) requiere 500 Mtpa de hidrógeno bajo en carbono para 2050.
El impulso para una mejor medición de los esfuerzos para reducir las emisiones a nivel mundial está poniendo de relieve la intensidad precisa de carbono de las diferentes fuentes de suministro de hidrógeno. Debido a su potencial para entregar hidrógeno casi libre de carbono, el hidrógeno verde es el que genera el mayor interés en la industria, pero es importante observar más de cerca todas las cadenas de valor del hidrógeno azul y verde.
En el caso del hidrógeno azul, las emisiones pueden provenir de la producción, el transporte, el reformado y el uso de energía de gas natural. La mayor parte de las emisiones de dióxido de carbono se producen en el reformador, que separa el hidrógeno de los hidrocarburos. En principio, casi todas estas emisiones pueden capturarse y almacenarse. Sin embargo, capturar más del 60% del dióxido de carbono procedente de la producción de hidrógeno es costoso y aún no se ha demostrado a escala.
La nueva tecnología de reformado autotérmico (ATR) puede lograr una captura del 95% de dióxido de carbono a un costo menor. Desafortunadamente, las emisiones totales de ATR con una captura del 95% de dióxido de carbono aún podrían ser mayores que las de un reformador de metano con vapor (SMR) con una captura del 95%, ya que requiere una unidad de separación de aire que consume mucha energía.
Los desarrolladores tendrán que evaluar el costo para el potencial de reducción de emisiones de todas las opciones de reducción de emisiones. Algunos desarrolladores utilizarán energía renovable para reducir las emisiones de la electricidad utilizada en la reforma y la captura, pero esto también debe equilibrarse con costos potencialmente más altos.
¿QUÉ TAN VERDE ES EL HIDRÓGENO VERDE?
En el caso del hidrógeno verde, casi todas las emisiones son atribuibles a la electricidad utilizada por el electrolizador. En principio, el hidrógeno sólo debería considerarse verde si utiliza energía 100% renovable.
Sin embargo, debido a la variabilidad de las energías renovables como la eólica y la solar, muchos proyectos de hidrógeno electrolítico en todo el mundo están planeando conectarse a la red para maximizar la utilización de los electrolizadores y reducir los costos unitarios del hidrógeno. En el rastreador de proyectos Lens Hydrogen de Wood Mackenzie, al menos el 30% de los 565 GWe de proyectos de hidrógeno verde anunciados u operativos planean estar conectados a la red.
Si bien los proyectos capaces de asegurar todo su suministro de energía a partir de fuentes renovables certificables tendrán emisiones de producción insignificantes, este no será el caso de los proyectos que requieren acceso a la red eléctrica.
En el extremo opuesto del espectro de CI, estimamos que las emisiones del hidrógeno electrolítico producido hoy a partir del 100% de la energía de la red podrían llegar a 50 kgCO 2 e/kgH 2 (peor que el hidrógeno marrón en nuestro estudio) si el electrolizador está conectado a una red dominada por los combustibles fósiles.
A medida que las redes se descarbonicen, los niveles de intensidad de carbono disminuirán en consecuencia, lo que reforzará la importancia de la certificación periódica de las emisiones procedentes de la producción de hidrógeno.
También vale la pena señalar que la demanda de energía limpia por parte de los electrolizadores también podría conducir inadvertidamente a una generación adicional basada en fósiles para satisfacer otras demandas en la red, aumentando las emisiones generales, especialmente en los mercados que carecen de reglas sobre adicionalidad (agregar nueva capacidad renovable junto con la producción de hidrógeno). y correlación temporal (hacer coincidir la generación renovable con la producción de hidrógeno).
¿PODRÍA SURGIR UN MERCADO DE HIDRÓGENO DE DOS NIVELES CON BAJAS EMISIONES DE CARBONO?
Los formuladores de políticas en muchas partes del mundo están deseosos de evitar un mercado de hidrógeno de dos niveles con bajas emisiones de carbono y han implementado una variedad de reglas diferentes sobre adicionalidad, correlación temporal y ubicación geográfica de las energías renovables.
Sin embargo, la regulación varía significativamente según el país, y esta variación corre el riesgo de que surja un mercado de dos niveles para el hidrógeno electrolítico.
La UE ha liderado el camino, estableciendo el primer conjunto de normas para la electricidad utilizada para producir hidrógeno electrolítico, que permite electrolizadores conectados a la red sólo en condiciones muy específicas. De manera similar, Estados Unidos ha anunciado reglas estrictas para el uso de energía de la red y energías renovables en electrolizadores para regular la elegibilidad para créditos fiscales basados en la intensidad de carbono.
Otros mercados importantes, como Japón, Corea del Sur, Canadá e India, tienen actualmente normas menos estrictas sobre los electrolizadores conectados a la red, pero exigen que los desarrolladores cuenten con un acuerdo de compra de energía verde (PPA, por sus siglas en inglés). Sin embargo, la disponibilidad y capacidad de entrega de un PPA verdaderamente ecológico sigue siendo un desafío, incluso en los mercados más dispuestos.
En algunas economías en desarrollo, como la India, el rápido despliegue de energías renovables está teniendo dificultades para seguir el ritmo del crecimiento de la demanda de energía, lo que limita la disponibilidad de PPA verdes para el hidrógeno electrolítico.
Además, los mercados con congestión de la red enfrentan obstáculos para entregar energía verde, a pesar de que los desarrolladores han firmado un PPA. En estos mercados, permitir cierto suministro de red puede verse como el enfoque pragmático para impulsar la economía del hidrógeno.
CHINA INEVITABLEMENTE DESEMPEÑARÁ UN PAPEL
Inevitablemente, China también afectará las perspectivas de la producción de hidrógeno electrolítico. El país ya cuenta con 0,3 Mtpa de electrolizadores conectados a la red en funcionamiento, en gran parte basados en tecnología alcalina china. Los electrolizadores alcalinos chinos tienen límites inferiores del 20% al 50% para funcionar de forma segura, lo que significa que requieren cierta carga eléctrica continua.
La tecnología PEM, más comercializada por los OEM occidentales, puede operar en límites más bajos, cercanos al 0%, lo que permite a los desarrolladores trasladar la producción de hidrógeno a la generación renovable. Pero esto tiene un costo mayor. El papel de China será fundamental, ya que el país representa el 57% de los 45 GW actuales de capacidad mundial de fabricación de electrolizadores y 15 GW adicionales previstos para 2024.
Dado que los altamente competitivos fabricantes de equipos originales de electrolizadores de China buscan dominar el mercado global de manera similar a sus fabricantes de energías renovables y baterías, los electrolizadores alcalinos eficientes y de bajo costo de China podrían proliferar.
Esto podría tener consecuencias tanto para las opciones tecnológicas como para las emisiones. Una expansión significativa de los proyectos de hidrógeno alimentados por redes que operan con tecnología alcalina de China en economías emergentes sensibles a los precios podría dar como resultado un mercado de hidrógeno de dos niveles.
EMISIONES DEL TRANSPORTE Y PROCESAMIENTO DE HIDRÓGENO
Si el hidrógeno se produce cerca del consumidor final, entonces centrarse en las emisiones de producción es una buena tarea para contabilizar la mayoría de las emisiones en la cadena de valor del hidrógeno.
Pero cualquier comercio futuro de hidrógeno entre Australia y el noreste de Asia o Oriente Medio y Europa significa distancias de envío significativas. Y una vez que se requiere transporte, las emisiones de producción solo cuentan una parte de la historia, ya que las emisiones no contabilizadas, a menudo sustanciales, ocurren en el resto de la cadena de valor.
Muchos países ya han establecido umbrales de intensidad de carbono para el hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Pero la mayoría, incluidos futuros importadores como Japón y Corea del Sur, sólo cuentan la producción o las emisiones de pozo a puerto. Para los futuros desarrolladores y compradores de hidrógeno azul y verde, es fundamental considerar estrategias de reducción de emisiones en cada paso de la cadena de valor.
En la actualidad, sólo la UE contabiliza las emisiones del ciclo de vida completo derivadas de la conversión, compresión, transporte y reconversión del hidrógeno. Esto crea desafíos adicionales para los desarrolladores de proyectos de hidrógeno que buscan exportar hidrógeno al bloque.
Los desarrolladores deben gestionar las emisiones procedentes de la síntesis y el transporte de amoníaco para garantizar que no superen el umbral de la UE, y al mismo tiempo estar sujetos a las normas del Mecanismo de Ajuste en Frontera de Carbono (CBAM).
Debido a su baja densidad, el transporte de hidrógeno requiere compresión de iones o acción de licuefacción (procesos que consumen mucha energía y emisiones) o su conversión en derivados. Para largas distancias por mar, sólo los vehículos como el amoníaco y el metanol ofrecen la preparación tecnológica para transportar hidrógeno a escala en esta década.
EMISIONES DE AMONÍACO
La mayoría de los desarrolladores de proyectos de exportación de hidrógeno pretenden utilizar amoníaco como vehículo. El hidrógeno se convertiría en amoníaco, se enviaría a un puerto cercano al consumidor final y luego se volvería a descomponer en hidrógeno.
Aunque el amoníaco es el vehículo más prometedor desde una perspectiva de costo y disponibilidad tecnológica, sus emisiones totales en la cadena de valor (síntesis, transporte y craqueo de amoníaco) son significativas y podrían agregar entre 1 y 4,5 kgCO 2 e/kgH 2 al CI del producto final.
El amoníaco se sintetiza mediante el proceso Haber-Bosch, que consume mucha energía, y se transporta en buques que hoy funcionan casi exclusivamente con fueloil. Las emisiones de amoníaco del envío variarán según el tamaño del transportista (25.000 a 65.000 m3) y la distancia recorrida.
Algunos sectores, como el energético, pueden utilizar amoníaco directamente, pero otros necesitarán descomponer el amoníaco para convertirlo nuevamente en hidrógeno. El craqueo de amoníaco requiere una fuente de energía y, normalmente, se quema una corriente de amoníaco sin craquear para proporcionar el calor necesario para la reacción. Existen alternativas, pero de cualquier manera, se necesitará algo de energía en el proceso, lo que podría generar emisiones adicionales.
Las emisiones provenientes del transporte y el procesamiento pueden marcar una diferencia crítica en cuanto a si las fuentes de hidrógeno pueden cumplir con los requisitos regulatorios. El hidrógeno verde con un 20% de suministro a la red y el hidrógeno azul con un 60% de captura no pasan el corte en la UE.
Pero incluso el hidrógeno azul estadounidense con un 95% de captura convertido en amoníaco y enviado a la UE tendría una intensidad de emisiones desembarcadas en el límite mismo del umbral de intensidad de carbono europeo. Descomponer el amoníaco nuevamente en hidrógeno en los Países Bajos, por ejemplo, llevaría al hidrógeno al límite.
El hidrógeno verde fabricado con energía 100% renovable y convertido en amoníaco verde tendría una intensidad de emisiones inferior al umbral de la UE, incluso si se enviara desde Australia. Pero si el hidrógeno importado se produce utilizando incluso una pequeña cantidad de energía de la red, podría tener dificultades para mantenerse por debajo de los límites de la UE.
Por lo tanto, los exportadores deberán centrarse en tecnologías para reducir las emisiones procedentes del amoníaco, el transporte y el procesamiento. La producción de amoníaco y las emisiones de craqueo se pueden reducir mediante el uso de electricidad renovable en las instalaciones, mientras que las emisiones del transporte marítimo se pueden reducir operando buques con un combustible bajo en carbono, incluido el propio amoníaco.
INCENTIVOS VINCULADOS A UNA SERIE DE POLÍTICAS DE EMISIONES
Los subsidios serán vitales para respaldar el suministro y la demanda de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en los próximos años y contribuirán al éxito o al fracaso de la economía del proyecto.
Dado que los umbrales de intensidad de carbono y las reglas asociadas forman la base de los marcos de incentivos en la mayoría de los mercados, una cuestión clave para la industria ahora es hasta qué punto estas reglas incorporarán las emisiones de ciclo completo, incluidos el transporte y el procesamiento.
Sólo la UE define la intensidad de carbono incluyendo las emisiones a lo largo de todo el ciclo de vida. En Estados Unidos, las orientaciones emitidas por el Tesoro en diciembre de 2023 establecen requisitos cada vez más exigentes para que los proyectos sean elegibles para el crédito fiscal máximo de producción de US$ 3/kgH 2 disponible en virtud de la Ley de Reducción de la Inflación.
Sin embargo, bajo el alcance actual de pozo a puerta, los desarrolladores de proyectos de hidrógeno verde en EE.UU. necesitan obtener electricidad renovable solo para su producción, no para ninguna conversión a amoníaco u otro derivado.
En Asia, Japón y Corea del Sur han señalado que ampliarán gradualmente el alcance de las emisiones a "aterrizadas" para incluir la conversión de amoníaco y las emisiones del transporte, aunque ninguno de ellos lo ha implementado todavía.
Parece inevitable que los desarrolladores de proyectos requieran una certificación detallada en toda la cadena de valor para vender el producto entregado en un número cada vez mayor de mercados. Esto no será barato.
Han surgido varios organismos que están dispuestos a certificar cadenas de valor enteras del hidrógeno por una tarifa considerable. Y sin un acuerdo global sobre mediciones de intensidad de carbono, alcances de emisiones, metodología y reglas, los desarrolladores pueden requerir múltiples certificados para acceder a diferentes mercados.
CONCLUSIÓN: LOS COLORES DEL HIDRÓGENO SON TAN DEL AÑO PASADO
El etiquetado por colores ha contribuido a definir los distintos procesos de producción de hidrógeno, pero no cuenta toda la historia. La intensidad del carbono de hidrógeno varía según el proyecto y la ubicación (no simplemente según el color) y también puede cambiar con el tiempo.
Los esfuerzos para minimizar la intensidad de carbono de un proyecto a lo largo de la cadena de valor afectarán tanto sus costos como su elegibilidad para recibir subsidios. Los desarrolladores sopesarán los beneficios de desarrollar la molécula con menor contenido de carbono que pueda capturar precios superiores en lugar de centrarse únicamente en la producción y apuntar a mercados de menor valor.
Los compradores también deben ir más allá de la producción y comprender las emisiones de toda la cadena de suministro de hidrógeno. Cada proyecto, ubicación y cadena de suministro tiene riesgos únicos, todos los cuales deben cuantificarse.
A medida que aumenta la demanda de hidrógeno con bajas emisiones de carbono, sólo si se comprenden tanto los proyectos como las cadenas de valor y cómo cambiarán con el tiempo, los compradores podrán estar realmente seguros de lo que están comprando.
