Hidrógeno

La burbuja del hidrógeno verde se desinfla en Europa

Sólo 3 GW de proyectos han empezado a construirse o alcanzado la decisión final de inversión

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El ambicioso objetivo de la Unión Europea de convertirse en líder mundial en la producción de hidrógeno verde parece perder fuerza y desinflarse poco a poco, según advierte un reciente informe de la consultora PwC. A pesar de los altos niveles de entusiasmo y las grandes proyecciones, Europa está muy rezagada en la materialización de proyectos de producción de hidrógeno renovable, lo que plantea serias dudas sobre su capacidad para alcanzar las metas establecidas para 2030.

La UE se ha fijado la meta de tener una capacidad de producción anual de 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable para el año 2030. Sin embargo, el informe de PwC resalta que el bloque está considerablemente atrasado en la construcción de infraestructuras necesarias para lograr este objetivo. Se estima que se requeriría la instalación de 120 gigavatios (GW) de electrolizadores en los próximos 6 años para cumplir con la demanda proyectada.

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Aunque se han anunciado proyectos que suman 205 GW en el bloque, solo una fracción mínima —3 GW a finales de 2023— ha avanzado hacia una decisión final de inversión o construcción. Este ritmo lento de progreso plantea serias dudas sobre la capacidad de Europa para alcanzar su objetivo para 2030.

Brecha

Uno de los principales obstáculos para el avance del hidrógeno verde es la brecha entre el costo de producción y el precio que los compradores están dispuestos a pagar. Según PwC, el hidrógeno verde en la UE tiene un costo significativamente más alto en comparación con el gas natural, lo que dificulta su competitividad en el mercado.

PwC calcula que el H2 'verde' cuesta entre 200 y 250 euros (213-266 dólares) por megavatio hora (MWh) —o 6-7,50 euros (6,38-7,98 dólares) por kilo— en la UE, frente a un coste del gas natural de 25-40 euros/MWh (con un coste adicional de 15-20 euros/MWh según el sistema europeo de comercio de derechos de emisión). Mientras tanto, se calcula que el hidrógeno "bajo en carbono", es decir, el H2 'azul', en el que las emisiones de la producción de gas natural se reducen con la captura y almacenamiento de carbono (CAC), costará entre 100 y 150 euros/MWh (entre 3,19 y 4,79 dólares/kg).

Aunque se espera que los costos disminuyan con el tiempo y las economías de escala, los altos costos iniciales y las dificultades financieras actuales están desacelerando el progreso. Además, la falta de apoyo gubernamental suficiente y los retrasos en las subvenciones importantes, como las ayudas a Proyectos de Interés Común Europeo (IPCEI), están obstaculizando aún más el desarrollo de proyectos de hidrógeno renovable en Europa.

Infraestructura

Otro desafío importante es la infraestructura necesaria para almacenar y transportar grandes volúmenes de hidrógeno, especialmente para proyectos orientados a la exportación. La construcción de estas infraestructuras es costosa y requiere un tiempo considerable, lo que añade más presión al cronograma de desarrollo del hidrógeno verde en Europa. PwC calcula que los electrolizadores cuestan actualmente entre 2 y 3 millones de euros por MW (o entre 2 y 3.000 millones de euros por GW) de media.

Además, la transición hacia una mayor producción de hidrógeno renovable se ve obstaculizada por el ritmo lento de despliegue de nuevas instalaciones eólicas y solares en Europa, que son necesarias para proporcionar la electricidad requerida para la producción de hidrógeno.

Panorama internacional

En medio de estas preocupaciones, Estados Unidos emerge como un competidor potencial en el mercado global de hidrógeno. Con desgravaciones fiscales significativas y una capacidad de producción en aumento, Estados Unidos podría convertirse en uno de los principales exportadores de hidrógeno a Europa en los próximos años.

En lo que respecta a Australia, PwC destaca que para que el país aproveche su potencial de energías renovables para producir hidrógeno verde destinado a la exportación, sería necesario construir instalaciones de energías renovables, electrolizadores a gran escala, acceso al agua o a conductos de agua, y conductos de hidrógeno, instalaciones de almacenamiento y portuarias, así como infraestructuras para el hidrógeno azul.

Mientras tanto, aunque algunos lugares como Argelia o Túnez, en el norte de África, podrían aprovechar los gasoductos existentes para exportar volúmenes de H2 a Europa, PwC señala que la falta de incentivos directos o el riesgo político han impedido a las empresas invertir en estas regiones.

Sin embargo, de los 2,8 millones de toneladas anuales de capacidad de producción que se pondrán en marcha el año que viene, 2 millones de toneladas serán de hidrógeno azul en lugar de verde, destinado al consumo local y a la exportación a Asia. Incluso para 2030, cuando se espera completar la capacidad de producción anual de 9,3 millones de toneladas, siete millones de toneladas serán azules, según PwC.

Y aunque a menudo se destaca a América Latina como potencial exportador de hidrógeno verde 'barato', PwC señala que la región podría centrar sus esfuerzos de descarbonización en la expansión de su actual sector bioenergético, más que en el desarrollo del H2 bajo en carbono.

5 comentarios

  • Carlos

    25/04/2024

    El hidrógeno verde es un pozo negro de exergía, subenciones (a empresas amigas) y material (Pt, Ir, Li, etc). Es preferible meter todo ese dinero y esfuerzo en aislar edificios y ahorrar en climatización para el resto de vida del mismo.
  • Javier

    25/04/2024

    Somos idiotas o que? El coste es EN EL MOMENTO ACTUAL! Si se completan las infraestructuras ha de bajar el precio! Y se puede fabricar eternamente! Puedes fabricar gas natural? O petróleo? No! Son recursos finitos! Hay que dar un paso adelante de una vez!
  • Verde Claro

    25/04/2024

    El mercado nos está diciendo que cada vez vamos a tener más horas de excedentes fotovoltaicos, eólicos y nuclear especialmente francesa a precios muy bajos.

    Todavía tenemos pendientes el almacenamientos hidráulico y de baterías que nos permitirá aprovechar excedentes para reducir cada vez más el uso del gas en la generación eléctrica. Este objetivo es prioritario.

    Para la descarbonización del transporte por carretera, es necesario evaluar la competitividad técnica y económica del hidrógeno con los vehículos con baterías.

    Madrid y otras ciudades, tiene una oportunidad de sustituir sus autobuses urbanos de gas natural, por hidrógeno, la generación va incluida en este proyecto.

    Si hay políticos y técnicos interesados en este proyecto, se avanzará.
  • Miguel

    25/04/2024

    No acabo de ver en Madrid ni en las ciudades buses con hidrógeno. En buses urbanos creo que sí tienen cabida los buses eléctricos. Eso sí, de tecnología LFP, o tal vez si funciona bien las de iones de sodio. Nada de iones de litio con cobalto. La seguridad es lo primero.
    Posiblemente, con una batería de 200 kWh, paneles en el techo, cargadores en las cocheras y en los puntos de inicio y final de trayecto, les permitan una correcto funcionamiento diario y una larga vida de uso.
  • TRKuwait

    27/04/2024

    La presunción de Tunez y Argelia de usar los gasoductos actuales para exportar hidrógeno es absurda porque el acero del que están construidos se corroe rapidamente con el H2, en dos o tres años se quedarían sin gasoducto. El que quiera exportar H2 no tiene más remedio que construir nuevos gasoductos de acero aleado con cromo y molibdeno.

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