IRO IRO
Implicaciones Riesgos Oportunidades Ciudades Inteligentes
El Hidrógeno como fuente de energía emergente para la transición energética y la evolución de las ciudades.
Equipo de Vigilancia Estratégica INFORME IRO No.3
Ciudades Inteligentes: El Hidrógeno como fuente de energía emergente para la transición energética y la evolución de las ciudades
Julio - Diciembre 2023
ISSN: 2954-8187 (En línea)
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El equipo de Vigilancia Estratégica hace parte del proceso de Gestión de Información de la Biblioteca EPM. Utilizando métodos de observación del entorno y estructuración de datos, realiza actividades de recolección, análisis y difusión de información de diversa índole: económica, tecnológica, política, social, cultural, legislativa, etc. Esto con el n de identi car y anticipar oportunidades o riesgos en temáticas de interés, mejorar la formulación y ejecución de la estrategia de la organización y acompañar la toma de decisiones en diferentes estados de la planeación empresarial tanto de proyectos como de estrategia.
En esta ocasión, se ha realizado este Informe de Implicaciones Riesgos y Oportunidades (IRO) enfocado en el tema “Ciudades Inteligentes: El Hidrógeno como fuente de energía emergente para la transición energética”, para responder a una necesidad amplia de la organización, del sector de servicios públicos y de la comunidad en general. Es importante destacar que este es el tercer informe sobre ciudades inteligentes, siendo el almacenamiento de energía y AMI los temas de anteriores versiones.
Se destaca que este documento es diferente a un trabajo de investigación y su estructura tampoco responde a la de un artículo o reporte. Se usa el formato de un informe de Vigilancia Estratégica e Inteligencia Competitiva (VT/IC) en el cual se realiza una recopilación, análisis y consolidación de datos e información de fuentes con ables, tales como universidades, grupos de investigación, empresas consultoras, agremiaciones y organizaciones que trabajan en el desarrollo de temáticas relacionadas, en este caso, con la gestión e implementación del hidrógeno.
El informe IRO es un documento plani cado y desarrollado por profesionales de diversas disciplinas, con el n de contribuir a la consecución de los objetivos de negocio del Grupo EPM y el desarrollo de la ciudad, brindando información de alto valor en un tema pertinente, clave y de tendencia.
Resumen
En la búsqueda de soluciones sostenibles para la generación de energía y la evolución de las ciudades inteligentes, el hidrógeno ha emergido como una fuente prometedora de energía limpia. Este documento aborda diversas dimensiones de este tema. La primera sección del documento se sumerge en un análisis cienciométrico que examina la tendencia de investigaciones relacionadas con el hidrógeno como fuente de energía, abordando temas como la generación, el almacenamiento y la movilidad. Este enfoque permite identi car patrones, destacar áreas de interés y comprender la evolución del conocimiento en este campo.
Este informe explora el papel del hidrógeno como fuente de energía emergente, detalla su capacidad para abastecer una demanda creciente de energía en un contexto urbano. Se examinan casos de estudio que ilustran la proyección de cómo el hidrógeno puede integrarse en sistemas energéticos urbanos para lograr una transición más sostenible.
La segunda sección se centra en los diversos métodos de producción, desde la electrólisis hasta la reforma de gas natural. Se destacan las implicaciones de la demanda del hidrógeno a nivel mundial y de las tecnologías de cada método, proporcionando una visión de las opciones disponibles de generación de hidrógeno.
La tercera sección contiene una síntesis global del mercado de hidrógeno y examina proyectos destacados en todo el mundo. Se analizan los desarrollos del mercado, la comercialización internacional, los modelos de negocio y su cadena de valor. Esta sección proporciona una perspectiva de cómo la adopción del hidrógeno está evolucionando en diferentes regiones y sectores industriales a nivel local e internacional.
Luego se aborda la regulación y normatividad que ayuda a un desarrollo seguro y e ciente de cualquier nueva tecnología, de esta manera se examinan las regulaciones existentes y emergentes relacionadas con el hidrógeno, se abordan temas como estándares de certi cación y normas y políticas gubernamentales locales que in uyen en la implementación y expansión de tecnologías asociadas.
Igualmente, el documento presenta una visión ambiental del uso del hidrógeno, explorando sus impactos positivos y desafíos ambientales. Se aborda la mirada prospectiva y las consecuencias ambientales de su producción con bajas emisiones de CO2, los limites planetarios y el hidrógeno como línea estratégica para el cumplimiento de los ODS. Finalmente, la última sección del documento explora las implicaciones más amplias de la adopción del hidrógeno, se examinan los riesgos potenciales, los económicos y regulatorios, junto con las oportunidades económicas y tecnológicas que surgen de esta transición.
En conjunto, este informe ofrece un panorama integral del hidrógeno como fuente emergente de energía, aborda aspectos cientí cos, tecnológicos, regulatorios y ambientales, proporcionando así una base para la comprensión y toma de decisiones en el contexto de la transición energética y el desarrollo urbano sostenible del Grupo EPM y las ciudades de Colombia.
Palabras clave:
Hidrógeno, Ciudades inteligentes, Transición energética, Proyectos, Regulación, Mercados, Modelos de negocio.
Keywords:
Hydrogen, Smart cities, Energy transition, Projects, Regulation, Markets, Business models.
siglas
Microlitro
Membrana de intercambio de aniones
Agencia internacional de Energía
Captura, utilización y almacenamiento de carbono
Monóxido de carbono
Compuestos Orgánicos Volátiles
Hierro metálico por reducción de minerales de hierro
Engineering, Procurement and Construction o Llave en mano
Fuel Cell Electric Vehicle
Diseño de ingeniería avanzado
Decisión nal de inversión
gramos de dióxido de carbono
Hidrogeno
Kilotones
Millones de toneladas
Megavatio
Material Particulado
Óxido de nitrógeno
Fabricante de equipo original
Membrana de intercambio de protones
Dióxido de azufre
Celdas de electrolizador de óxido de sólido
ANÁLISIS CIENCIOMÉTRICO
- Generación de energía con hidrógeno.
- Movilidad con hidrógeno
- Almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno
Contenido
Página 007 a la 0011
CAPÍTULO 1
El hidrógeno como fuente de energía emergente para la transición energética y la evolución de las ciudades
- La producción y el uso de energía son centro de desafíos
- La molécula más simple se enfrenta al desafío más complejo (reducir emisiones y abrir nuevas oportunidades comerciales)
- Un modelo conceptual de urbanismo de hidrógeno desde una perspectiva de la política energética
- Energía de hidrógeno mediante un sistema integrado para futuras ciudades inteligentes
- Proyectos iniciales de ciudades de hidrógeno
Página 012 a la 019
CAPÍTULO 2
¿Cómo se produce el hidrógeno?
- Demanda de hidrógeno a nivel mundial
- Estimación de los costos de producción de hidrógeno con fuentes renovables
- Tecnologías para la producción e implementación de hidrógeno
CAPÍTULO 3
Una mirada del mercado y proyectos a nivel mundial del H2
- Desarrollo del mercado de hidrogeno
- Desarrollo de la industria mundial del hidrógeno
- Comercialización Internacional del hidrógeno
- Proyectos de hidrógeno a nivel mundial
- Proyectos de hidrógeno en Colombia
- Perspectivas del hidrógeno 2023
- El impulso al hidrógeno es fuerte
- Modelos de negocios para proyectos hidrógeno verde
- Principales tendencias del hidrógeno en 2024
- Las 20 empresas emergentes prometedoras
- Cadena de valor del hidrógeno
- Tendencias claves del hidrógeno y las nuevas fuentes de ingresos para servicios públicos
Página 020 a la 037
Página 038 a la 067
Contenido
CAPÍTULO 4
La Regulación y la Normatividad en el hidrógeno
- Regulación y políticas claves
- Estandarización y normas de procesos en relación con la producción del hidrógeno
- Lineamientos para la promoción de la electrólisis
- Lineamientos para la elaboración de políticas con relación al apoyo de la infraestructura del hidrógeno
- Pilares de la Hoja de Ruta para la implementación del hidrógeno en Colombia
- Marco regulatorio del hidrógeno en Colombia
- Incentivos para las Fuentes de Energía No Convencionales
Página 068 a la 095
Página 096 a la 105
- Decretos reglamentarios de la Ley 1715 y regulación secundaria
CAPÍTULO 5
Una Visión Ambiental
- El hidrógeno en la Transición Energética
- Mirando al 2050 producción de H2 con bajas emisiones de CO2
- Comparación de tecnologías de producción de hidrógeno bajas en carbono
- Consecuencias ambientales de la producción de hidrógeno
- Límites planetarios y calentamiento global
- El hidrógeno en la línea estratégica para el cumplimiento de los ODS
- Objetivo de Desarrollo Sostenible 7: Garantizar disponibilidad de energía asequible y segura, sostenible y moderna
Página 106 a la 117
CAPÍTULO 6
Implicaciones, Riesgos y Oportunidades
- Implicaciones y Riesgos
- Oportunidades: Drivers y Habilitadores
- Radar de innovación H2
Análisis cienciométrico
•Generación de energía con hidrógeno.
•Movilidad con hidrógeno
•Almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno
Generación de energía con hidrógeno
La siguiente Figura presenta un mapa mundial que ilustra la distribución geográ ca de la producción de conocimiento cientí co en el ámbito de la generación de energía con hidrógeno, según Lens. En la representación se destaca China como el líder principal en este campo. Siguiendo a China, se observa a Estados Unidos como un actor signi cativo mostrando una presencia destacada en términos de investigación y avances en esta área.
En la cima de la lista de autores se encuentra Ibrahim Dincer, según Lens, señalando su destacada contribución y liderazgo en este campo especí co. Dincer es reconocido profesor del Instituto de Tecnología de la Universidad de Ontario por sus contribuciones en los ámbitos de la energía con hidrógeno, medio ambiente y desarrollo sostenible. El segundo lugar está ocupado por Qiang Lu, investigador de la Universidad de Beihang y ha participado de investigaciones relacionadas con e ciencia energética y tecnologías de generación de energía con hidrógeno. Así mismo, las instituciones que más han generado información cientí ca son en primer lugar la Academia Rusa de Ciencias y la Academia China de Ciencias, como se observa en las siguientes guras.
Principales autores
Figura 4: Número de publicaciones por año sobre generación de energía con hidrógeno. Elaboración propia.
Figura 2: Principales autores de documentos cientí cos acerca de la generación de energía con hidrógeno. Elaboración propia.
Los principales solicitantes de patentes en el ámbito de la generación de energía con hidrógeno son, Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha ocupando la posición principal, seguido por General Electric Company, los cual demuestran su liderazgo en la innovación y desarrollo de tecnologías relacionadas con la energía de hidrógeno, seguidos de Honda Motor Co y Samsung Sdi Co LTD.
Principales solicitantes
Figura 1: Distribución geográ ca de generación de conocimiento cientí co relacionado con generación de energía con hidrógeno. Elaboración propia.
Figura 3: Instituciones que más han generado documentos cientí cos acerca de la generación de energía con hidrógeno. Elaboración propia.
En la Figura 4 se revela un patrón creciente anual en el número de publicaciones sobre generación de energía con hidrógeno. A medida que se avanza en los años, se observa un aumento sostenido en la producción y difusión de conocimiento cientí co en este campo especí co, lo que se puede traducir como un interés vigente en la investigación y que aún existen posibilidades de desarrollo.
Figura 5: Principales solicitantes de patentes sobre generación de energía con hidrógeno. Elaboración propia.
En términos de jurisdicciones los mayores solicitantes centran sus esfuerzos en Estados Unidos y en las Patentes Europeas, esto sugiere una competencia signi cativa y una concentración estratégica en estas regiones para liderar avances tecnológicos en la generación de energía con hidrógeno.
Principales jurisdicciones
Figura 6: Principales jurisdicciones de las patentes relacionadas con generación de energía con hidrógeno. Elaboración propia.
Movilidad con hidrógeno
Para la distribución geográ ca del conocimiento cientí co en el ámbito de la movilidad con hidrógeno, en primer lugar, se observa una concentración de actividades de investigación y desarrollo en Estados Unidos; en segundo lugar, Rusia también se destaca como un importante contribuyente al conocimiento cientí co en este campo.
Figura 7: Distribución geográ ca de generación de conocimiento cientí co relacionado con movilidad con hidrógeno. Elaboración propia.
Se destaca Andrei Borisovich Yaroslavtsev a liado a la Academia Rusa de Ciencias, como el autor más destacado en este ámbito, su contribución signi cativa se centra en generación de energía con hidrógeno para movilidad, producción de hidrógeno y desarrollo de celdas de combustibles. En segundo lugar, se per la Stephen J. Pearton de la Universidad de Florida como otro líder destacado en la investigación, con aportes en estudios sobre interacciones químicas de hidrógeno. Así mismo, la Academia Rusa de Ciencia es líder en la generación de conocimiento en la temática, seguido de la Academia China de Ciencia, como se observa en las siguientes guras.
Principales autores
8: Principales autores de documentos cientí cos relacionados con la movilidad con hidrógeno. Elaboración propia.
Principales instituciones
Figura 9: Instituciones que más han generado documentos cientí cos relacionados con movilidad con hidrógeno. Elaboración propia.
La Figura 10 muestra un aumento anual en la cantidad de publicaciones relacionadas con la movilidad con hidrógeno. A medida que transcurren los años, se evidencia un constante incremento en la generación y divulgación de conocimiento cientí co en este ámbito, lo cual demuestra que también es un tema vigente con muchas posibilidades tanto en el presente como en el futuro cercano. La Figura 10 muestra un aumento anual en la cantidad de publicaciones relacionadas con la movilidad con hidrógeno. A medida que transcurren los años, se evidencia un constante incremento en la generación y divulgación de conocimiento cientí co en este ámbito, lo cual demuestra que también es un tema vigente con muchas posibilidades tanto en el presente como en el futuro cercano.
Publicaciones por año
Figura 10: Número de publicaciones por año sobre movilidad con hidrógeno. Elaboración propia
Figura
Principales autores
Patentes sobre movilidad con hidrógeno
Los principales solicitantes de patentes en el área de la movilidad con hidrógeno son Semiconductor Energy Lab ocupando la posición principal, seguido de Idemitsu Kosan Co, las dos de origen japonés.
Principales solicitantes
Almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno
La siguiente Figura representa la distribución geográ ca del conocimiento cientí co en el campo del almacenamiento de energía relacionado con el hidrógeno, según Lens. En el mapa, China se destaca como el principal líder en este ámbito, después se encuentra Estados Unidos per lándose como un participante importante.
Figura 11: Principales solicitantes de patentes sobre movilidad con hidrógeno. Elaboración propia.
Los principales solicitantes de patentes en el área de la movilidad con hidrógeno son Semiconductor Energy Lab ocupando la posición principal, seguido de Idemitsu Kosan Co, las dos de origen japonés.
Principales jurisdicciones
Figura 12: Principales jurisdicciones de las patentes relacionadas con movilidad con hidrógeno. Elaboración propia
Figura 13: Distribución geográ ca de generación de conocimiento cientí co relacionado con almacenamiento de energía ligado al hidrógeno. Elaboración propia.
Los autores más destacados en cuanto a publicaciones sobre el almacenamiento de energía vinculado al hidrógeno están, Hui Wang de la Universidad de Saskatchewan en Canadá y Yanghuan Zhang de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Mongolia Interior en China, los autores han adelantado investigaciones especialmente sobre las propiedades y mejora del almacenamiento de hidrógeno. Así mismo, la Academia China de Ciencia y la Academia Rusa de Ciencia, se muestran como claros líderes en la investigación de esta temática, como se observa en las siguientes guras.
Figura 14: Principales autores de documentos cientí cos relacionados con almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno. Elaboración propia.
Principales instituciones
Figura 15: Instituciones que más han generado documentos cientí cos relacionados con almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno. Elaboración propia.
La siguiente gura muestra un crecimiento anual en el número de publicaciones relacionadas con el almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno. También, se observa un aumento continuo en la producción y difusión de conocimiento cientí co en este campo.
Publicaciones por año
Figura 16: Número de publicaciones por año sobre almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno. Elaboración propia.
Patentes sobre almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno
Los principales solicitantes de patentes en el ámbito del almacenamiento de hidrógeno son, Fuji lm Corp. ocupando la posición principal, seguido por seguido por Canon Kk, las dos de origen japonés.
Principales solicitantes
Las jurisdicciones donde se centran los principales solicitantes y sus actividades está principalmente Estados Unidos que se per la como líder y en segundo lugar la WIPO. Esto indica una focalización estratégica en Estados Unidos para liderar los avances tecnológicos en lo relacionado con el almacenamiento de energía con hidrógeno.
Publicaciones jurisdicciones
Figura 17: Principales solicitantes de patentes sobre almacenamiento de energía vinculado con el hidrógeno. Elaboración propia.
Figura 18: Principales jurisdicciones de las patentes relacionadas con almacenamiento de hidrógeno. Elaboración propia.
Capítulo 1
El hidrógeno como fuente de energía emergente para la transición energética y la evolución de las ciudades
•Producción y el uso
•Molécula simple, desafío complejo
•Modelo conceptual de urbanismo de hidrógeno
•Energía de hidrógeno, sistema integrado, ciudades inteligentes
•Proyectos iniciales de ciudades de hidrógeno
Ideas clave
Una posible solución a situaciones como: problemas ambientales, crisis relacionadas con el riesgo climático, desigualdad y pérdida de biodiversidad, entre otras, una economía libre de carbono debe plani carse de manera razonable, de modo que se utilicen fuentes de energía renovables y tecnologías sostenibles (Rivera, 2022)
La forma en que se produce y consume la energía en el mundo debe sufrir cambios radicales, ya que las tres cuartas partes de las emisiones de gases de efecto invernadero del planeta son producidas por este sector y provienen principalmente del uso de combustibles fósiles (Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020).
El hidrógeno es una molécula limpia y versátil con múltiples funciones de uso nal, va de la mano con otros medios para reducir las emisiones de dióxido de carbono, como la electri cación directa, la captura y el almacenamiento de carbono, los biocombustibles y las medidas de e ciencia energética (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2022).
Los impactos ambientales deben reducirse urgentemente mediante el uso de opciones de plani cación sostenible/colaborativa para la infraestructura urbana, al tiempo que se mejora la e ciencia energética de los sistemas. Dicha plani cación, también debe tener en cuenta aspectos tales como la demanda total de energía de los entornos/edi cios urbanos, el transporte/movilidad y la infraestructura energética de las ciudades (Balta & Balta, 2022).
Un sistema integrado de energía de hidrógeno en ciudades inteligentes podría incluir los siguientes componentes planteados por (Hassan et al., 2023): producción de hidrógeno, almacenamiento de hidrógeno, celdas de combustible, integración de red inteligente y aplicaciones de uso nal.
El concepto de ciudades sostenibles ha cobrado cada vez más importancia debido a los graves problemas ambientales que se están presentando últimamente, gran parte de estas complicaciones están relacionadas con las crecientes necesidades energéticas de las ciudades que aún tienen una dependencia de las fuentes de energía no renovables. El uso de fuentes fósiles como el petróleo, carbón y gas natural para la generación de electricidad y para el transporte generan gran parte de dichos problemas ambientales, algunos ejemplos de los principales contaminantes del aire emitidos por carros, camiones y buses son: el Material Particulado (MP), Óxido de nitrógeno (NOx), Monóxido de carbono (CO), Dióxido de azufre (SO2), Gases de efecto invernadero y por último los Compuestos Orgánicos Volátiles (COV) los cuales reaccionan con los óxidos de nitrógeno en la presencia de luz solar para formar ozono a nivel del suelo (el principal ingrediente del smog), estos contaminantes tóxicos en el aire están asociados con cáncer y enfermedades cardiovasculares, respiratorias y neurológicas (Quintero, 2021).|
De otra parte, la globalización ha desencadenado crisis relacionadas con el riesgo climático, desigualdad y pérdida de biodiversidad, las cuales van de la mano y se retroalimentan, disminuyendo la resiliencia de los ecosistemas naturales y sociales. La vulnerabilidad al cambio climático varía considerablemente entre regiones y está in uenciada por las condiciones de los ecosistemas naturales y los patrones actuales e históricos de desigualdad y marginación, así, las personas más pobres son las más vulnerables a sus efectos (Rivera, 2022).
Como una posible solución a estas situaciones, una economía libre de carbono debe plani carse de manera razonable, de modo que se utilicen fuentes de energía renovables y tecnologías sostenibles. En este contexto, plani car e implementar una economía del hidrógeno puede ser una solución para prevenir estos problemas, si se tiene en cuenta que el sistema actual energético lo necesita, ya que este puede acelerar la transición energética, permitiendo el almacenamiento de energía limpia y el transporte de grandes cantidades a largas distancias por tuberías y barcos; esto puede promover una mayor exibilidad, rentabilidad y optimización a nivel del sistema.
Acelerar la producción de fuentes de energía renovable es una de las medidas más importantes para mitigar el cambio climático, sin embargo, la demanda de materiales y terrenos necesarios para utilizar dichas fuentes puede exacerbar los con ictos regionales y representar una amenaza para la biodiversidad, esto debe abordarse no sólo a nivel nacional, sino también a nivel internacional, considerando que regiones como la Unión Europea dependen de la importación de materias primas de importancia crítica para el desarrollo de la tecnología necesaria para la implementación de energías renovables (Rivera, 2022).
Producción y uso de energía como centro de desafíos
La forma en que se produce y consume la energía en el mundo debe sufrir cambios radicales, ya que las tres cuartas partes de las emisiones de gases de efecto invernadero del planeta son producidas por este sector y provienen principalmente del uso de combustibles fósiles (Figura 19). Muchos países han manifestado en su plan de gobierno trabajar hacia la e ciencia energética y la electri cación con energías renovables; sin embargo, existe la necesidad de desarrollar soluciones adicionales para reducir las emisiones de dióxido de carbono en sectores y aplicaciones donde la electricidad directa u otras soluciones no son rentables, con ables, disponibles o factibles (Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020).
La ciencia ha advertido que el mundo pronto experimentará una crisis climática sin precedentes causada por el hombre si no hay un cambio a escala integral, en la siguiente gura se puede apreciar que el calentamiento global ha aumentado considerablemente a partir de 2017 y según las proyecciones lo seguirá haciendo, lo cual representa una alerta importante que requiere implementar cambios drásticos para disminuir el peligro.
Agricultura, silvicultura y uso de tierra
Calentamiento antropogénico estimado y probable
Emisiones globales de CO2eq llegan a cero en 2055
Emisiones globales de CO2eq llegan a cero en 2040
Forzamiento radiativo no-CO2 no se reduce después de 2030
Figura 20: Calentamiento global respecto a 1850-1900 (°C) ) (Guilyardi et al., 2018, como se citó en Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020)
Figura 19: Emisiones globales de gases de efecto invernadero por sector (Ritchie, 2020, como se citó en Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020).
Una molécula
simple, un desafío complejo: reducir emisiones y abrir nuevas oportunidades
comerciales
El hidrógeno es una molécula limpia y versátil con múltiples funciones de uso nal, va de la mano con otros medios para reducir las emisiones de dióxido de carbono, como la electri cación directa, la captura y el almacenamiento de carbono, los biocombustibles y las medidas de e ciencia energética. Puede funcionar, por ejemplo, como combustible de uso directo en celdas de combustible utilizadas en electricidad móvil o estacionaria, o como calor de alta calidad necesario para la producción de cemento o la producción de electricidad de la red. Es una materia prima para la producción de amoníaco o combustibles sintéticos en los sectores marítimo y de aviación o para otros productos químicos puros (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2022).
La energía limpia y el transporte verde son elementos clave del Acuerdo de París para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. En la conferencia COP26 realizada en Glasgow, se presentaron nuevos compromisos para acelerar la transición hacia el transporte de cero emisiones. De este modo, el urbanismo sostenible se ha convertido en un tema complejo cuando se analizan todos estos asuntos en conjunto. Además, La urbanización ha causado muchos problemas ambientales y económicos, que se han vuelto cada vez más evidentes. El rápido crecimiento demográ co, la urbanización y la industrialización han aumentado la demanda de recursos energéticos en todo el mundo (Balta & Balta, 2022).
Este rápido crecimiento ha dado lugar a una serie de problemas ambientales importantes, como una mayor demanda de alimentos, agua y energía, así como la deforestación y la degradación de la tierra. El consumo de energía del trá co, los edi cios y la industria tienen un gran impacto en el desarrollo urbano. Sin embargo, el mayor problema ambiental es el cambio climático, que debe tomarse en serio, ya que es una crisis que no tiene reversa, pero podemos evitar que avance.
Los problemas ambientales ocasionados por la generación y consumo de energía se pueden solventar utilizando sistemas, comportamientos y procedimientos energéticos, tales como: •
Optimizar el consumo de energía
Utilizar Sistemas Energéticos Sostenibles
Hacer un uso e ciente de la energía
Ser autosu cientes e incluso prosumidores
La implementación de sistemas energéticos estratégicos y resilientes
Energía asequible
Sistemas de generación de energía ecológicos y amigables ambientalmente.
Los sistemas e caces, e cientes y respetuosos con el medio ambiente basados en energías renovables juegan un papel importante para garantizar la evolución y transformación de las ciudades en un entorno urbano sostenible e inteligente. El entorno urbano se puede salvar reduciendo las emisiones de CO 2 y aumentando la e ciencia energética de los sistemas de generación, teniendo en cuenta la plani cación urbana basada para el consumo de energía.
La energía de hidrógeno tiene el potencial de abordar los desafíos climáticos y los avances tecnológicos son fundamentales para gestionar esta transición energética. En todo el mundo, cada vez más ciudades están implementando activamente estrategias de hidrógeno.
Un modelo conceptual de urbanismo de hidrógeno desde una perspectiva de política energética
La mayoría de los estudios e investigaciones relacionadas en el campo de las ciudades inteligentes y/o sostenibles se han centrado en el sector del transporte, la plani cación de infraestructuras o la utilización de energía en los edi cios. Sin embargo, uno de los principales efectos negativos sobre el medio ambiente urbano son las emisiones de CO 2 a la atmósfera. Por lo tanto, la disminución de la utilización de combustibles fósiles en edi cios y entornos urbanos puede reducir estos efectos en las ciudades. En este sentido, la demanda total de energía de los entornos/edi cios urbanos, el transporte/movilidad y la infraestructura energética debe determinarse para la gestión energética de las ciudades, esto mediante una plani cación sostenible/colaborativa la cual busca sumar las capacidades aprovechables de personas y organizaciones para aportar a las metas planteadas en los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la agenda 2030 (Balta & Balta, 2022).
Se deben considerar varios componentes y aspectos en conjunto para que las ciudades tengan sistemas de energía inteligente, estos deben ser con ables, e cientes, e caces y seguros, de manera que la energía utilizada sea limpia, renovable, abundante y ambientalmente benigna. Por eso, los sistemas energéticos existentes de las ciudades deben desarrollarse y mejorarse para lograr ciudades sostenibles.
En este sentido, los hogares inteligentes son un componente básico de las ciudades inteligentes que pueden desempeñar un papel crucial en el desarrollo de ciudades sostenibles, por lo tanto, los propietarios de viviendas deben fomentar el uso de tecnologías energéticamente e cientes.
El hidrógeno es un portador de energía nuevo y atractivo que ha atraído una gran atención en todo el mundo debido a sus diversas ventajas si se produce utilizando energía renovable. Sin embargo, hoy en día, el hidrógeno todavía se produce predominantemente a partir de fuentes de energía de origen fósil y emite CO2 a la atmósfera, lo que causa varios problemas ambientales y económicos.
Una solución efectiva para abordar el desafío de los problemas ambientales y económicos es la transición a una economía libre de carbono basada en hidrógeno verde. En este contexto, la evaluación de la economía del hidrógeno puede ofrecer muchas oportunidades, algunos de los principales bene cios de la transición a una economía libre de carbono basada en el sistema de suministro de energía de hidrógeno según (Balta & Balta, 2022) son:
Revitalización de las actividades económicas en las ciudades
Lograr un futuro urbano sostenible
Garantizar la seguridad energética
Resolver las consecuencias ambientales y de otro tipo
Mejorar la calidad de las condiciones ambientales para los habitantes de la ciudad
Así pues, el modelo propuesto para la plani cación de una ciudad del hidrógeno la cual busca obtener mediante el H2 una ciudad sostenible que funcione con energía 100% renovable, se presenta en la siguiente Figura:
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De nir el sistema energético nacional:
La estimación del potencial energético total (oferta y demanda) debe priorizarse y las políticas y estrategias energéticas actuales deben expresarse.
Se de nen tres subsistemas como los potenciales energéticos: locales/regionales (oferta y demanda), la recopilación de datos y las decisiones de ubicación.
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De nición del sistema energético local/regional:
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Transición a una economía baja en carbono:
El hidrógeno debe producirse a través de energías renovables para evitar la liberación de gases de efecto invernadero. Considerando diferentes escenarios para la transición a una economía baja en carbono y/o libre de carbono, por ejemplo, cómo se pueden reducir las emisiones de carbono mediante el uso e ciente de recursos energéticos renovables.
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Estrategias de diseño para la producción y suministro de hidrógeno renovable: Ciudad del hidrógeno:
En este paso, la ciudad del hidrógeno se plani ca considerando los diversos subsistemas como plani cación económica, ambiental, energética y urbana.
de ciudades de hidrógeno (Balta & Balta, 2022).
Figura 21: Un modelo conceptual para la plani cación
Para garantizar una economía sostenible del hidrógeno, este debe producirse utilizando recursos renovables y respetuosos con el medio ambiente. Por esta razón, muchos cientí cos y grupos de investigación han publicado información sobre varios métodos nuevos para producirlo de forma ecológica y cómo mejorar la e ciencia de los métodos existentes. Recientemente, las técnicas de almacenamiento y utilización de la producción sostenible de hidrógeno se han estudiado ampliamente en los países desarrollados, los países en desarrollo también han mostrado un gran interés en el hidrógeno y sus formas de producción y almacenamiento sostenibles.
Los impactos ambientales deben reducirse urgentemente, una alternativa puede ser el uso de la plani cación sostenible/colaborativa para la infraestructura urbana, al tiempo que se mejora la e ciencia energética de los sistemas. Dicha plani cación, también debe tener en cuenta aspectos tales como la demanda total de energía de los entornos/edi cios urbanos, el transporte/movilidad y la infraestructura energética de las ciudades.
Energía de hidrógeno mediante un sistema integrado para futuras ciudades inteligentes
Un sistema integrado de energía de hidrógeno en ciudades inteligentes podría incluir los siguientes componentes planteados por (Hassan et al., 2023):
• Producción de hidrógeno: las fuentes renovables, como la energía solar o eólica, se pueden utilizar para producir hidrógeno a través de la electrólisis. Este proceso divide el agua en hidrógeno y oxígeno, produciendo una fuente de combustible limpia y sostenible.
• Almacenamiento de hidrógeno: el hidrógeno se puede almacenar en tanques o tuberías para su uso posterior. Esto permite exibilidad en el uso de la energía del hidrógeno, ya que se puede producir y almacenar durante los períodos de exceso de producción de energía renovable y se puede utilizar durante los períodos de máxima demanda de energía.
• Celdas de combustible: las celdas de combustible utilizan hidrógeno y oxígeno para producir electricidad, con solo agua y calor como subproductos. Las celdas de combustible se pueden utilizar para alimentar una variedad de aplicaciones, desde edi cios hasta transporte.
• Integración de red inteligente: se puede utilizar una red inteligente para gestionar el ujo de energía de hidrógeno y optimizar su uso. Esto incluye monitorear la demanda de energía, administrar el almacenamiento y la distribución de energía y garantizar la seguridad energética.
• Aplicaciones de uso nal: la energía del hidrógeno se puede utilizar en una variedad de aplicaciones, incluidos los sistemas de calefacción y refrigeración, el transporte y la generación de energía para edi cios y otras infraestructuras.
Un sistema integrado de energía de hidrógeno en ciudades inteligentes puede ayudar a reducir las emisiones de carbono y mejorar la seguridad energética. Sin embargo, se requerirán importantes inversiones en infraestructura para desarrollar e implementar este sistema a escala.
Nombre del proyecto
Ciudad de ensueño danesa (H2PIA)
Glasgow, Escocia
Harumi Flag, Japón
Noém, Arabia
Saudita
Isla Omkey, Escocia
Corea del Sur
Wuham, China
Proyectos iniciales de ciudades de hidrógeno
Lograr un estilo de vita totalmente sostenible
Proporcionar una economía libre de carbono.
Convertirse en la primera ciudad neta cero
Suministro de energía autosostenible. Obtener confort de vida con bajas emisiones. Implementar una ciudad modelo de sostenibilidad avanzada
Construir una ciudad sostenible e inteligente llamada Noém
Crear un modelo de economía de hidrógeno de muestra para otros territorios
Convertirse en la primera ciudad piloto de hidrógeno
Convertirse en una “ciudad del hidrógeno” mediante el desarrollo de la industria de la energía del hidrógeno
El hidrógeno de origen renovable se produce mediante la disociación del agua a través de la energía solar y la energía eólica
La electricidad renovable obtenida de la energía eólica y solar se utiliza para operar un electrolizador de 10 MW para producir hidrógeno verde
Proyecto de tres pilares. (a) se construirá una estación de suministro de hidrógeno para sistemas de autobuses de tránsito rápido y vehículos de celdas de combustible, (b) se instalarán celdas de combustible de próxima generación para uso común y edi cios comerciales, (c) se instalará un sistema de celdas de combustible residencial
Se requiere una capacidad de energía de 4 GW para este proyecto, que será alimentado por energía solar y eólica junto con almacenamiento de batería
La electricidad renovable de las turbinas eólicas y mareomotrices se utiliza para producir hidrógeno verde por medio de dos electrolizadores en dos islas diferentes, con capacidad total de 1.5 MW
La infraestructura relacionada, como celdas de combustible de 9.9 MW, 670 vehículos eléctricos de pasajeros con celdas de combustible de hidrógeno y 30 autobuses de hidrógeno, estarán disponibles en las ciudades plani cadas
Construir hasta 20 estaciones de servicio de hidrógeno para respaldar la operación de aproximadamente 3000 vehículos impulsados por celdas de combustible de hidrógeno
Tabla 1. Proyectos iniciales de ciudad de hidrógeno (Balta & Balta, 2022)
Capítulo 2
¿Cómo se produce el hidrógeno?
•Demanda de hidrógeno a nivel mundial
▪Re nación, industrial, transporte, construcción, generación de energía
▪Estimación de los costos de producción de hidrógeno con fuentes renovables
•Tecnologías para la producción e implementación de H2
▪Electrolizadores
▪Almacenamiento
▪Transporte
Ideas clave
China es el mayor consumidor del mundo, con una demanda de aproximadamente 28 millones de toneladas en 2021. EE. UU. es el segundo consumidor y Oriente Medio el tercer consumidor con aproximadamente 12 millones de toneladas de demanda en 2021; Europa por su parte es el cuarto consumidor con una demanda de más de 8 millones de toneladas en el segundo semestre de 2021, India le sigue con una demanda de 8 millones de toneladas en la segunda mitad del año (International Energy Agency, 2022).
La demanda de hidrógeno podría aumentar a 115 millones de toneladas para 2030. La mayor parte de ese crecimiento provendría de aplicaciones tradicionales con baja demanda (menos de 2 Mt) para nuevos usos o para reemplazar el hidrógeno fósil sin reducir los usos tradicionales (International Energy Agency, 2022).
Las perspectivas muestran que la demanda mundial de hidrógeno crecerá fuertemente, alcanzando alrededor de 47 millones de toneladas para 2030. Esta demanda se reparte en los diferentes sectores que lo utilizan así (International Energy Agency, 2022):
•Re nación aumenta alrededor de 43 millones de toneladas para 2030
•Industria, la producción mundial de amoníaco aumentó un 3%, el metanol un 12% y la producción de DRI (Direct Reduction Iron) un 12%
•Transporte alcanzará casi los 8 Mt en 2030, de los cuales más del 60% será transporte marítimo.
•Construcción puede aumentar a aproximadamente 2 millones de toneladas de H2 para 2030, lo que representa menos del 0,2% de la demanda energética total del sector
•Producción de electricidad se puede mantener bastante baja de aquí a 2030, aproximadamente 0,3 Mt
Se detalla el estado de la demanda de hidrógeno en los sectores de re nación, industrial, transporte, construcción y generación de energía según lo planteado por (International Energy Agency, 2022)
Se detallan los costos de producción y e ciencia aproximados asociados a los métodos de producción de hidrógeno renovable (Aravindan y Kumar, 2023)
Se identi can las principales características y costos estimados de aspectos del Hidrógeno como la producción y los electrolizadores como elemento fundamental, el almacenamiento y el transporte.
¿Sabías que el hidrógeno puede clasi carse por distintos colores?
Para empezar, es importante diferenciar los tipos de hidrógeno, que se clasi can según su forma de producción ya sea que utilicen fuentes de origen fósil o renovables; las variedades de hidrógeno verde, azul, gris, negro, marrón, amarillo, turquesa, blanco y rosa lo con guran como un auténtico arcoíris (ver Tabla 2); el color del hidrógeno además de estar determinado por su forma de producción es un indicador de la cantidad de emisiones que genera en el proceso (Figura 22).
Una característica importante se re ere a que el hidrógeno es un vector energético que produce agua como subproducto y a pesar de que el hidrógeno puro quemado con oxígeno puede respaldar esta a rmación, la verdad es que para con rmarla es necesario conocer la fuente de su energía, el método aplicado y, además, el método de eliminación de los subproductos generados. Esto se evidencia según la tipología en la que se ubique, ya que la ciencia y el mercado de este sector energético han sido los encargados de categorizar las formas de producir hidrógeno utilizando los colores ya mencionados; además, debido al desarrollo del elemento y su abundancia, a medida que avanza su implementación, existen cada vez más tipologías que combinan los métodos de producción.
Los colores del hidrógeno
Bajas (La captura de CO2 no es totalmente efectiva)
EMISIONES EMISIONES PROCESO
Dependerá de las fuentes empleadas
PROCESO
Reformado de metano con vapor + Captura de CO2
Reformado de metano con vapor
Electrolisis
Electrolisis Residuos nucleares
Gas natural o pretróleo
Gas natural o petróleo
Fuente mixtas (electricidad de la red eléctrica)
Nuclear
Fuentes origen fósil (sobre todo gas natural)
Renovables
Carbón
FUENTES
Electrolisis Pirólisis
Nulas o bajas (Carbono sólido y dependiendo de la fuente que impulse la pirólisis
Nulas
Gasificación
Altas emisiones de CO2
Negativas
Figura 22: Los colores del hidrógeno (Peñas, 2023)
Hidrógeno gris/marrón/negroHidrógeno Verde
Producido mediante fuentes de energía de origen fósil (gas natural, petróleo, carbón…) con emisiones contaminantes asociadas. Existen distintos métodos de producción, aunque los más habituales son el reformado con vapor del gas natural (del cual proviene en la actualidad la mayor parte del hidrógeno producido en el mundo) y la gasi cación de carbón.
Existen métodos de clasi cación (como el proyecto CertifHy) que incluyen también en esta categoría todo el hidrógeno producido a partir de cualquier fuente que no pueda garantizar su origen renovable mediante certi cados o garantías de origen (ejemplo: electricidad procedente del mix eléctrico).
También conocido como hidrógeno renovable, producido a partir de fuentes de energía renovables y con bajas (o nulas) emisiones contaminantes asociadas. El método de producción de hidrógeno verde más conocido es la electrólisis del agua, que consiste en la separación de la molécula de agua en sus componentes (hidrógeno y oxígeno) mediante la aplicación de corriente eléctrica en un dispositivo electroquímico denominado electrolizador. Existen también otros métodos de producción de hidrógeno renovable como el reformado con vapor de biogases, bioalcoholes o residuos orgánicos, la fotocatálisis, la termólisis del agua, la producción por microorganismos, etc.
Hidrógeno TurquesaHidrógeno Azul
Terminología reciente. Se dice del hidrógeno producido a partir de fuentes de energía de origen fósil, sin emisiones contaminantes asociadas. Sería el caso de la pirólisis del gas natural que produce hidrógeno y carbono sólido (evitando las emisiones contaminantes de CO2).
Terminología reciente. Se dice del hidrógeno producido a partir de fuentes de energía de origen fósil, sin emisiones contaminantes asociadas. Sería el caso de la pirólisis del gas natural que produce hidrógeno y carbono sólido (evitando las emisiones contaminantes de CO2).
Hidrógeno RosaHidrógeno Amarilla
Producido mediante fuentes de energía nuclear, se obtiene por el método de la electrolisis del agua, asimismo genera residuos nucleares difíciles de eliminar.
El hidrógeno amarillo es aquel en el que la electricidad utilizada para la electrólisis procede de fuentes mixtas, desde energías renovables hasta combustibles fósiles, la producción de emisiones dependerá de las fuentes usadas para generar energía, El hidrógeno verde que se obtiene de la energía solar también se considera hidrógeno amarillo.
Hidrógeno DoradoHidrógeno Blanco
Es una novedosa fuente de hidrógeno basada en Amoniaco, biogás (biometano), gas natural, el método de obtención es mediante membranas cerámicas protónicas, Reformado de Gas Metano con Vapor (SMR) y Tecnología de Captura, Almacenamiento y Uso del Carbono (CCUS, por sus siglas en inglés) y sus emisiones son Bajas o negativas (si se consideran las capturadas y/o evitadas por la descomposición del biogás).
Tabla 2: Tipos de hidrógeno, según su origen (Asociación Española del Hidrógeno AEH2, s.f.)
Es un tipo de hidrógeno que encontramos en la naturaleza, normalmente en forma gaseosa (H2). se produce en la corteza terrestre y se encuentra en depósitos subterráneos, a menudo a través del fracking. Actualmente no existe una estrategia a gran escala para aprovechar este recurso.
El llamado hidrógeno "verde", que es el más puro, se obtiene por electrólisis del agua alimentada por energías renovables. Este método ideal es costoso, por lo que la mayor parte del hidrógeno del mundo se produce mediante un proceso más económico llamado reformado con vapor, que utiliza gas natural como materia prima y hace reaccionar metano con agua para producir dióxido de carbono, el resultado es hidrógeno "gris", que no contribuye a mitigar el cambio climático porque su producción aún requiere de combustibles fósiles. Sin embargo, el hidrógeno "gris" se puede convertir en hidrógeno "azul" si el CO2 producido es capturado por tecnologías de almacenamiento de carbono (CCUS). Actualmente, solo 21 litros de hidrógeno son "verdes" en el mundo, pero solo el 0,1% proviene del método de producción por electrólisis del agua (Peñas, 2023).
Actualmente, existen dos tecnologías principales y comerciales para la producción de hidrógeno a partir de electrólisis en combinación con la electricidad renovable, las cuales son las más difundidas:
Membrana de intercambio de protones (PEM)
1
Proceso un poco menos maduro y que usa una membrana sólida para separar el hidrógeno de las moléculas de agua a través de una carga eléctrica. Mayormente empleada en el sector automotriz, por su potencial de portabilidad.
Alcalina
2
Actualmente es la tecnología más madura, utiliza una solución salina para separar el hidrógeno de las moléculas de agua mediante la aplicación de electricidad. Ampliamente utilizada en la industria aeroespacial y militar.
Reformado de metano con vapor (SMR),
Por otra parte, para producir hidrógeno azul con bajo contenido de carbono a partir de gas natural con CCS - Sistema de Captura de Carbono, existen dos opciones tecnológicas según (Hydrogen Council, 2020):
1 2
Combina gas natural y vapor presurizado para producir gas de síntesis, que es una mezcla de monóxido de carbono e hidrógeno. Los proveedores pueden capturar alrededor del 60% del carbono total separando el CO2 del hidrógeno; el adicional debe extraerse del gas de escape, que es relativamente caro en la actualidad, lo que permite una tasa de captura total de hasta el 90%.
Reformado autotérmino (ATR)
Combina oxígeno y gas natural para producir gas de síntesis. Este proceso puede capturar fácilmente hasta el 95% de las emisiones de CO2. La tecnología ATR se utiliza normalmente para plantas más grandescomparadas con la tecnología SMR.
La gasi cación del carbón produce hidrógeno al hacer reaccionar el carbón con oxígeno y vapor, lo que, al igual que la planta ATR, permite una captura de CO2 relativamente fácil. Sin embargo, la planta de gasi cación de carbón emite aproximadamente cuatro veces más CO2 por kg de hidrógeno producido que la planta ATR, lo que aumenta la cantidad de carbono que debe transportarse y almacenarse.
En cuanto a los costos actuales (2021) del hidrógeno verde se encuentran entre US$4-6/kg. En comparación, con los costos del hidrógeno gris, que se encuentra entre US$1-2/kg (IRENA, 2021).
Demanda de hidrógeno a nivel mundial
La demanda mundial de hidrógeno superó los 94 Mt (millones de toneladas) en 2021, un 5% más que el año 2020 y los 91 Mt de 2019 (nivel prepandémico). La mayor parte del aumento provino del uso de hidrógeno en aplicaciones tradicionales, especialmente químicas, que crecieron casi 3 Mt, y re nación, que creció alrededor de 2 Mt desde 2020. Esos subsectores, especialmente la re nación, se vieron muy afectados por la pandemia del covid-19. La actividad limitada debido a los cierres y la crisis económica general comenzó a recuperarse en 2021, lo que se re eja en una mayor demanda de hidrógeno. La mayor parte del hidrógeno suministrado se produjo a partir de combustibles fósiles sin favorecer el cambio climático.
La demanda de hidrógeno en nuevas aplicaciones como la industria pesada, el transporte, la generación de energía y la construcción, o la producción de combustibles a base de hidrógeno fue muy baja en 2021, alrededor de 40 kilotones (kt) de H2 (alrededor del 0,04% de la demanda mundial). Estaba destinado a utilizarse principalmente en el trá co rodado, que ha crecido signi cativamente y re eja la adopción acelerada de los FCEV (Fuel Cell Electric Vehicle), especialmente para vehículos pesados en China (International Energy Agency, 2022)
China es el mayor consumidor del mundo, con una demanda de aproximadamente 28 millones de toneladas en 2021, un 5% más que en 2020.
China es el mayor consumidor del mundo, con una demanda de aproximadamente 28 millones de toneladas en 2021, es decir un 5% más que en 2020. EE. UU. es el segundo consumidor y Oriente Medio el tercer consumidor con aproximadamente 12 millones de toneladas de demanda en 2021; respecto a 2020, el crecimiento es del 8% y del 11%. Europa por su parte es el cuarto consumidor con una demanda de más de 8 millones de toneladas en el segundo semestre de 2021, casi al mismo nivel que en 2020. India le sigue con una demanda de 8 millones de toneladas en la segunda mitad del año, un aumento interanual del 7%, a medida que la recuperación económica se aceleró en la re nación y especialmente en la producción de acero en dos regiones muy afectadas por la pandemia en 2020 (International Energy Agency, 2022).
La demanda de hidrógeno podría aumentar a 115 millones de toneladas para 2030. La mayor parte de ese crecimiento provendría de aplicaciones tradicionales con baja demanda (menos de 2 Mt) para nuevos usos o para reemplazar el hidrógeno fósil sin reducir los usos tradicionales. Esto contribuiría poco a cumplir las obligaciones climáticas. El Escenario de Compromisos Anunciados (APS) de la AIE supone que todos los compromisos relacionados con el clima de los gobiernos de todo el mundo, incluidas las contribuciones determinadas a nivel nacional y los objetivos cero a largo plazo, se cumplen en su totalidad y a tiempo. La perspectiva de demanda de hidrógeno de APS es de 130 Mt para 2030, de los cuales alrededor del 25% se destinaría a nuevas aplicaciones y al uso de hidrógeno de bajas emisiones en aplicaciones tradicionales
La demanda de hidrógeno podría aumentar a 115 millones de toneladas para 2030
Esto requeriría un cambio radical para aumentar la demanda de hidrógeno, respaldado por medidas políticas ambiciosas y concretas. A continuación, se detallará el estado de la demanda de hidrógeno en los sectores de re nación, industrial, transporte, construcción y generación de energía según lo planteado por (International Energy Agency, 2022).
Re nación
Las re nerías utilizan hidrógeno para eliminar impurezas, especialmente azufre, y convertir fracciones de petróleo pesado en productos más ligeros. La demanda de hidrógeno de las re nerías alcanzó un máximo histórico de 40 Mt en 2019, cuando la capacidad de las re nerías estaba en su punto más alto. Cayó bruscamente alrededor de 38 millones de toneladas en 2020, mientras la pandemia obstaculizó la actividad de re no cuando la demanda de movilidad, el principal consumidor de productos petrolíferos cayó bruscamente. A medida que la situación mejoró en 2021, la demanda de productos re nados del petróleo, especialmente diésel, aumentó hasta alcanzar un máximo histórico en el último trimestre de 2021. Esto respaldó una rápida recuperación de la demanda de hidrógeno en el re nado hasta casi 40 millones de toneladas (International Energy Agency, 2022).
Las re nerías operan a partir de combustibles fósiles no reducidos, lo que generó más de 200 Mt de emisiones de CO2 en 2021. Esto se debe a la recuperación de la re nación mundial de petróleo y al impacto de las regulaciones sobre menores emisiones de azufre de los combustibles que entraron en vigor en 2018. En 2020 la elevada volatilidad del mercado de combustibles fósiles generó una gran incertidumbre sobre la posible evolución de la demanda de hidrógeno en el re no.
Casi la mitad de la demanda mundial de hidrógeno re nado en 2021 provino de dos regiones: América del Norte (casi 10 millones de toneladas) y China (con más de 9 millones de toneladas). La demanda en ambas regiones se ha recuperado completamente a niveles previos a la pandemia (International Energy Agency, 2022).
La participación de China en las adiciones netas de re nerías del mundo entre 2019 y 2023 es casi el 70 por ciento. Sin embargo, América del Norte sigue siendo el mayor usuario de hidrógeno en la re nación. Sólo Europa, entre otras importantes regiones de re nación, no se ha recuperado de la demanda de hidrógeno en re nación antes de la pandemia y no se espera que lo haga en 2022
y 2023. La capacidad de re nación europea ha disminuido signi cativamente en los últimos años, no se esperan cambios en 2022 y 2023. Además, las sanciones impuestas a Rusia debido a la ocupación de Ucrania crearon incertidumbre entre las re nerías rusas que no recibieron exenciones.
Las perspectivas muestran que la demanda mundial de hidrógeno crecerá fuertemente, alcanzando alrededor de 47 millones de toneladas para 2030. La demanda proyectada de hidrógeno en re nación es más modesta, aumentando alrededor de 43 millones de toneladas para 2030, lo que re eja una mayor penetración de la industria, tecnologías limpias en el sector del transporte, electri cación directa, hidrógeno y combustibles a base de hidrógeno y biocombustibles (International Energy Agency, 2022).
Figura 23: Producción prevista de hidrógeno para re nación por tecnología y región, 2018-2030, (International Energy Agency, 2022)
Los principales usos del hidrógeno en la industria son el amoníaco (34 Mt de demanda de hidrógeno), el metanol (15 Mt) y la producción de DRI (Direct Reduction Iron) en la industria del acero (5 Mt). Otras aplicaciones industriales con cantidades relativamente pequeñas de hidrógeno, fabricado localmente o importado por un proveedor comercial, incluyen diversos procesos en las industrias electrónica, del vidrio y química. Como subproducto de los procesos industriales cloro-álcali y durante el funcionamiento de craqueadores de vapor, altos hornos y hornos de coque, se producen grandes cantidades de hidrógeno, que normalmente se quema o utiliza de otras formas in situ, como por ejemplo para la hidrogenación o la electricidad. La demanda de hidrógeno en grandes aplicaciones industriales se mantuvo relativamente alta durante el 2021 (International Energy Agency, 2022).
La producción de amoníaco, la mayor aplicación industrial del hidrógeno, aumentó un 2% en 2021 en comparación con los niveles de 2020. La producción mundial de hidrógeno para la producción de metanol disminuyó un 4% en 2020, en parte debido a una reducción drástica de la actividad en el sector del transporte: alrededor de un tercio de la demanda mundial de metanol (incluidos sus derivados) se destina a aplicaciones de combustible.
Aunque el acero se produce en todo el mundo, la producción de DRI está altamente concentrada en Medio Oriente (alrededor del 40% de la producción mundial) y la India (alrededor del 30%). La producción de acero bruto en la India se vio muy afectada en 2020, ya que el país sufrió los efectos de la pandemia, y la producción cayó alrededor del 10%. (International Energy Agency, 2022)
Figura 24: Demanda mundial de hidrógeno en la industria, 2015-2030, (International Energy Agency, 2022)
En el 2021, la demanda de hidrógeno en la industria se recuperó y superó ligeramente los niveles prepandemia. Las tasas de crecimiento económico más altas jamás registradas en muchos países se re ejan, en parte, en un aumento de la demanda de productos derivados del hidrógeno. La producción mundial de amoníaco aumentó un 3%, el metanol un 12% y la producción de DRI un 12% (Figura 24). (International Energy Agency, 2022).
Transporte
La demanda de hidrógeno en el transporte por carretera ha aumentado un 60% desde el 2020, los vehículos de carretera son probablemente la mayor fuente de demanda de hidrógeno en el transporte. La mayor parte se consume en camiones y autobuses debido a su elevado kilometraje y peso en comparación con los vehículos eléctricos de pila de combustible. En 2021, el número de camiones pesados de hidrógeno aumentó signi cativamente y la demanda estimada de hidrógeno para vehículos comerciales, es decir, furgonetas y camiones, también aumentó (International Energy Agency, 2022).
En 2021, la demanda de hidrógeno de los vehículos comerciales superó por primera vez a la de los autobuses y representó el 45% de la demanda total de hidrógeno del sector del transporte.
Las pruebas exitosas de trenes de pasajeros propulsados por hidrógeno en Alemania llevaron a que en agosto de 2022 se fabricaran los primeros trenes de pila de combustible (14 trenes) en
Baja Sajonia. El interés está creciendo en todo el mundo. Otros países están llevando a cabo sus propios experimentos.
El hidrógeno ofrece una solución para eliminar el dióxido de carbono de las líneas ferroviarias diésel, donde la electri cación con trenes eléctricos de batería es difícil y las distancias son demasiado largas. Dado que el uso de trenes de hidrógeno es limitado, el consumo de hidrógeno en los ferrocarriles se mantuvo por debajo de 0,1 kt. en 2021 (International Energy Agency, 2022).
El interés en el uso del hidrógeno y en combustibles sintéticos derivados del hidrógeno también ha aumentado en el transporte marítimo y la aviación, aunque las tecnologías son menos avanzadas que las tecnologías de carreteras y ferrocarriles. En la próxima década se completarán varios proyectos y pedidos de barcos propulsados por hidrógeno, amoniaco y metanol. También hay varias empresas, como Airbus, que están desarrollando aviones propulsados por hidrógeno, aunque es probable que la comercialización se produzca después de 2030.
La demanda de hidrógeno en el transporte será de 0,7 Mt para 2030. La mayor parte de la demanda corresponde al transporte por carretera, especialmente en el uso de automóviles de hidrógeno. La penetración del hidrógeno en otros modos de transporte, principalmente el transporte marítimo, aún es baja. Según el escenario planteado, la demanda de hidrógeno en el transporte alcanzará casi los 8 Mt en 2030, de los cuales más del 60% será transporte marítimo. (International Energy Agency, 2022)
Figura 25: Consumo de hidrógeno en el transporte por carretera por segmento de vehículos, 2019-2021, (International Energy Agency, 2022).
Construcción
El hidrógeno representa una proporción pequeña de la demanda de energía en el sector de la construcción. Las tecnologías que utilizan gas natural para calentar y cocinar representan casi una cuarta parte de las necesidades energéticas mundiales de la industria de la construcción.
Como parte de la actual crisis energética y de los compromisos mundiales para lograr cero emisiones, varios países están introduciendo prohibiciones sobre el uso de combustibles fósiles en edi cios nuevos, por ejemplo, en Francia a partir de 2022 y Austria a partir de 2023. Algunos países están endureciendo los requisitos de e ciencia energética para los edi cios.
La expectativa general es que el uso actual de combustibles fósiles en los edi cios antes de la tecnología del hidrógeno sea reemplazado por usos con bajas emisiones de CO2, como electricidad, calefacción urbana y energía renovable distribuida, para lograr los objetivos climáticos. La razón principal es que, dadas las pérdidas de energía asociadas con la conversión, el transporte y el uso del hidrógeno, las tecnologías de hidrógeno para edi cios son mucho menos e cientes que otras alternativas existentes y también requieren nuevas infraestructuras y equipos. Sin embargo, las aplicaciones del hidrógeno se pueden encontrar en edi cios donde ya existe infraestructura de gas natural y donde, por ejemplo, los climas fríos, los centros urbanos antiguos y los edi cios mal aislados di cultan la eliminación de las emisiones de dióxido de carbono derivadas del uso de energía (International Energy Agency, 2022).
La demanda de hidrógeno podría aumentar a 115 millones de toneladas para 2030
Se están llevando a cabo proyectos de demostración para el uso de hidrógeno (variedades puras o mixtas) en edi cios, y se están desarrollando estándares para tecnologías listas para usar hidrógeno cuando se necesiten aplicaciones especiales. El uso de hidrógeno en la industria de la construcción depende de muchos factores.
Las perspectivas para la demanda mundial de hidrógeno en la industria de la construcción podrían alcanzar 0,15 millones de toneladas para 2030, lo que representa alrededor del 0,01 por ciento de la demanda energética total de la industria, según las políticas y anuncios actuales (International Energy Agency, 2022). La demanda de hidrógeno en el sector de la construcción puede aumentar a aproximadamente 2 millones de toneladas de H2 para 2030, lo que representa menos del 0,2% de la demanda energética total del sector. A corto plazo, la demanda vendría principalmente en forma de hidrógeno mezclado con las redes de gas natural existentes, en cuyo caso las aplicaciones de hidrógeno puro no se lanzarían hasta después de 2030.
Pilas de combustible
En la actualidad, las pilas de combustible se instalan en la industria de la construcción principalmente en Europa, Japón, Corea y Estados Unidos. Gracias al programa ENE-FARM, las ventas acumuladas de equipos de generación de micropilas de combustible (CHP) en Japón superaron las 430.000 unidades a nales de 2021. Japón es el líder mundial en la construcción de tecnología de micropilas de combustible, también lidera el despliegue de pequeñas pilas de combustible de menos de 5 kW, mientras que Estados Unidos domina en términos de energía total utilizada (International Energy Agency, 2022).
Generación de energía
Actualmente, el hidrógeno juega un papel menor como combustible en el sector energético. Representa menos del 0,2 por ciento de la producción mundial de electricidad y utiliza principalmente mezclas de gases con alto contenido de hidrógeno procedentes de acerías, re nerías y plantas petroquímicas, así como gases de escape de la industria cloro-alcalina. Hoy en día, las tecnologías de generación de electricidad que utilizan hidrógeno están disponibles comercialmente. Algunos diseños actuales de motores de pistón de gas, pilas de combustible y turbinas de gas son técnicamente capaces de utilizar gases que contienen hidrógeno o incluso hidrógeno puro (International Energy Agency, 2022).
Los motores de gas alternativos pueden manejar gases con hasta un 70% de contenido de hidrógeno (en volumen) varios fabricantes han demostrado motores 100% de hidrógeno que deberían estar a la venta en los próximos años. Las turbinas de gas también pueden funcionar con gases que contienen hidrógeno.
En Corea, la turbina de gas de 45 MW de una re nería funciona desde hace 25 años con gases que contienen hasta un 95% de hidrógeno. Esta experiencia de combustión de casi el 100% de hidrógeno se ha logrado en gran medida mediante tecnologías de bajas emisiones (conocidas como turbinas de gas), que ayudan a reducir las altas emisiones de NOx derivadas de la quema de hidrógeno, pero también requieren agua desmineralizada y desmineralizadores de agua asociados (International Energy Agency, 2022).
Las turbinas de gas de próxima generación evitan esta desventaja de e ciencia mediante el uso de tecnologías bajas en NOx para controlar las emisiones. La proporción máxima permitida de co-combustión de hidrógeno en turbinas de gas bajas en NOx (DLN) puede variar signi cativamente entre otas de diferentes fabricantes debido a los diferentes diseños de cámaras de combustión y estrategias de combustión, con valores típicos del 30-60% en volumen.
Se están realizando actividades de investigación y desarrollo para desarrollar turbinas de gas DLN capaces de procesar hasta el 100% de cualquier mezcla de hidrógeno. En Japón, se demostró con éxito la combustión 100% de hidrógeno utilizando tecnología DLN a una escala de 1 MW. Los fabricantes esperan ofrecer turbinas de gas estándar que puedan funcionar con hidrógeno puro para 2030. En Estados Unidos, actualmente se están desarrollando cámaras de combustión que pueden adaptarse a las turbinas de gas existentes, permitiendo el uso de mezclas de combustible de hidrógeno de hasta 100 grados. En Corea, el fabricante de turbinas de gas Doosan está trabajando para comercializar turbinas de gas que utilizan hidrógeno extraído del amoníaco. Varios nuevos proyectos de energía de gas natural ya han tenido en cuenta la posibilidad de quemar hidrógeno en paralelo o de una conversión completa a hidrógeno en el futuro, por ejemplo, en Alemania y Estados Unidos. Las pilas de combustible pueden convertir el hidrógeno en electricidad y calor, logrando una e ciencia eléctrica de hasta el 50-60%. Mantienen una alta e ciencia incluso con carga parcial, lo que los hace particularmente atractivos como proveedores de exibilidad en sistemas eléctricos (International Energy Agency, 2022).
En 2021, la capacidad de las pilas de combustible permanentes se incrementó en 348 MW en todo el mundo. Teniendo en cuenta el despliegue acumulado desde 2007, la capacidad instalada global de pilas de combustible sólido en 2021 fue de unos 2,5 GW, aunque no todas pueden funcionar y sólo unos 90 MW utilizan hidrógeno como combustible, mientras que la mayoría funciona con gas natural (International Energy Agency, 2022).
Adiciones de capacidad por región
201920202021202220232024202520262027202820292030
América del norte Europa
Asia Pací co
Adiciones de capacidad por tecnología
201920202021202220232024202520262027202820292030
Celdas de combustible Ciclo de vapor Turbina de gas de ciclo combinado
Motor de combustión interna Turbina de Gas
Figura 26: Proyectos previstos para utilizar hidrógeno para la generación de electricidad, (International Energy Agency, 2022)
El hidrógeno gana terreno en la generación de energía
A pesar de la baja tasa actual de implementación de hidrógeno en energía, el interés en el uso de hidrógeno y amoníaco está creciendo, la combustión con alguno de los dos puede reducir las emisiones a corto plazo en las centrales eléctricas de gas y carbón existentes. A largo plazo, las centrales eléctricas de hidrógeno y amoníaco pueden respaldar la integración de energías renovables variables proporcionando exibilidad en los sistemas energéticos o almacenamiento estacional a gran escala.
Se han anunciado o están en desarrollo varios proyectos que podrían representar aproximadamente 3.500 MW de capacidad de plantas de energía de hidrógeno y amoníaco en todo el mundo para 2030. Aproximadamente el 85% de estos proyectos se centran en el uso de hidrógeno en turbinas de gas, de ciclo combinado o de ciclo abierto (International Energy Agency, 2022).
El uso de hidrógeno en pilas de combustible y la combustión conjunta de amoníaco en centrales eléctricas alimentadas con carbón representarán aproximadamente el 10% y el 6% de la capacidad de los oleoductos para 2030, respectivamente. La mayoría de los proyectos de turbinas de gas comenzarán inicialmente con una proporción de co-combustión de hidrógeno del 5-10% de la energía medida (15-30% en volumen), pero se están haciendo planes para pasar a proporciones más altas y, en algunos casos, incluso 100% de co-combustión de hidrógeno.
Estos proyectos se concentran principalmente en Asia Pací co (40%), Europa (33%) y América del Norte (26%). En Estados Unidos, la combustión conjunta de hidrógeno y gas natural (en volumen) se demostró con éxito en la terminal de energía Long-Ridge Energy de 485 MW en Ohio en marzo de 2022. En Reino Unido, para 2028, está previsto el 30% del hidrógeno (en volumen) en la planta de cogeneración Saltend existente de 1.200 MW. Otro ejemplo de Europa es la central eléctrica de ciclo combinado de gas Magnum de 1,4 GW en Países Bajos. En ambos casos, las centrales eléctricas
están integradas en conjuntos de hidrógeno y cuentan con almacenamiento de hidrógeno para garantizar la exibilidad y equilibrar las uctuaciones estacionales en la demanda de electricidad o los cambios en el suministro de electricidad renovable (International Energy Agency, 2022).
Dado que es probable que las plantas hidroeléctricas sean grandes consumidoras de hidrógeno pueden proporcionar economías de escala para la infraestructura de producción de hidrógeno que también bene cien a los pequeños consumidores. Por ejemplo, una planta de turbina de gas de ciclo combinado de 500 MW que utiliza exclusivamente hidrógeno con un factor de potencia promedio anual del 15% consumirá aproximadamente 35 kt de H2 por año, lo que requeriría 400 MW de potencia de electrólisis con un factor del 50%. La mayoría de los proyectos anunciados están relacionados con el uso de hidrógeno en turbinas de gas, pero varios proyectos apuntan a utilizar amoníaco directamente en la producción de electricidad.
En 2017 se puso en funcionamiento una central eléctrica comercial de carbón en Japón. Para 2024, la empresa energética japonesa JERA planea hacer una demostración de la combustión conjunta con 20% amoníaco en una central eléctrica de carbón de 1 GW. A principios de 2022, se anunciaron proyectos de investigación para desarrollar quemadores para centrales eléctricas de carbón existentes capaces de encender al menos un 50% de amoníaco. El fabricante japonés de turbinas IHI demostró el funcionamiento con amoníaco de 100 µm con una turbina de gas de 2 MW en junio de 2022 y logró un 70 % de coencendido en 2021 (International Energy Agency, 2022).
Mitsubishi Power planea desarrollar una turbina de gas de 40 MW que funcionará con 100 µl de amoníaco en el año 2025. Según la
empresa, las primeras pruebas de combustión a pequeña escala realizadas en agosto de 2021 fueron prometedoras. Es probable que el hidrógeno y el amoníaco, de bajas emisiones, sigan siendo portadores de energía costosos para la producción de electricidad hasta 2030. La diferencia entre los costos de producción y el precio de costo de la electricidad producida puede mantenerse en el mercado mayorista de electricidad. Un análisis muestra, por ejemplo, que la combustión conjunta de un 60% de amoníaco con bajas emisiones en la central eléctrica de carbón de Japón en 2030 daría lugar a unos costos de producción un 30% superiores al valor de mercado de la capacidad base, pero apenas un 15% mayor en condiciones de carga máxima.
Los mercados de electricidad diseñados para recompensar la exibilidad, la capacidad y otros servicios del sistema, combinados con medidas de apoyo como el precio del carbono, pueden ayudar a cerrar la actual brecha de costos para la generación de energía con combustibles fósiles. Según las tendencias actuales, se espera que la demanda de hidrógeno para la producción de electricidad se mantenga bastante baja de aquí a 2030, aproximadamente 0,3 Mt (International Energy Agency, 2022).
Las perspectivas para el escenario de compromiso anunciado aumentan la demanda de hidrógeno en el sector energético hasta en 5 Mt de aquí a 2030. Hasta ahora, sólo Japón, Corea y Portugal han anunciado objetivos para el uso de hidrógeno y amoníaco en la producción de electricidad, además, se ha avanzado poco en la adopción de políticas pertinentes. Sin embargo, el Plan de Empleos en Hidrógeno (Gobierno de Australia) hizo un anuncio importante de construir una instalación de generación de energía de 200 MW para 2026, que contendría 250 MW de electricidad (International Energy Agency, 2022).
Costos de producción de hidrógeno con fuentes renovables
La obtención de hidrógeno implica considerar los gastos relacionados con la logística y la producción, con factores nancieros y regulaciones que inciden en el costo global. Los costos variables y la competitividad tecnológica se ven signi cativamente afectados por el costo de la fuente de energía utilizada durante la producción, ya sea proveniente de fuentes renovables o derivada de combustibles fósiles. En el año 2020, el hidrógeno desempeñó un papel crucial, abasteciendo potencialmente alrededor del 8% de la demanda mundial de energía a un costo de producción de aproximadamente 2,50 USD/kg. Las proyecciones indican una disminución aproximada de 1,80 USD/kg para el año 2030, lo que permitiría que el hidrógeno contribuyera aproximadamente al 15% de la demanda global de energía. En la Tabla 3 se detallan los costos de producción y e ciencia asociados a los métodos de producción de hidrógeno renovable (Aravindan y Kumar, 2023).
Tabla 3: costos de producción y e ciencia de las fuentes renovables de producción de hidrógeno. Tomado de (Aravindan y Kumar, 2023).
Tecnologías para la producción e implementación de hidrógeno
Producción - Electrolizadores
Existen múltiples fuentes para la producción de hidrógeno, diferenciado mediante un código de colores, como se presentó anteriormente. En este apartado se expondrá información sobre la producción del hidrógeno verde, obtenido por medio de electrólisis del agua alimentada por energía renovable. Existen varios tipos de tecnologías de electrolizadores, hay cuatro de ellos que tienen potencial de uso debido a su rendimiento, esos son: alcalina, membrana de intercambio de protones (PEM), celdas de electrolizador de óxido sólido (SOEC) y 0. Siendo las dos primeras, alcalina y PEM, las más utilizadas en la actualidad, las otras dos aún se encuentran en etapas de desarrollo y pruebas (IRENA, 2021).
- Membrana de intercambio de aniones
Tabla 4: Parámetros y características de tecnologías de electrólisis (IRENA, 2021)
La capacidad instalada del electrolizador llega alrededor de los 200 MW, superando el consumo necesario proyectado de hidrógeno verde; sin embargo, se espera que se incremente rápidamente a medida que se realizan nuevos y más grandes proyectos de electrolizadores. De igual forma, se observa evolución de las tuberías (gasoducto de H2 verde). La mayoría de los proyectos anunciados, se encuentran en lugares que cuentan con una estrategia nacional de hidrógeno desarrollada o una ota signi cativa de plantas de energía renovable.
A nivel mundial, la producción de electrolizadores bordeó los 8GW en 2021, casi el doble de la capacidad instalada el año anterior. Europa y China concentran alrededor del 80% de dicha capacidad (Bnamericas, 2023); sin embargo, debe continuar expandiéndose de forma progresiva para cumplir con los objetivos de producción establecidos actualmente de 5 TW para 2050, para lo cual se necesita una fabricación global entre 130 – 160 GW/año (IRENA, 2021).
Teniendo en cuenta que los electrolizadores de intercambio de protones (PEM) y alcalinos son los de mayor madurez tecnológica y comercial, a continuación, se realiza una caracterización y se exponen las principales características de ambas tecnologías.
Densidad de corriente nominal
Rango de voltaje (límites)
Temperatura de funcionamiento
Presión de la celda
Rango de carga
Pureza H2
E ciencia de voltaje (LHV)
E ciencia eléctrica (chimenea)
E ciencia eléctrica (sistema)
Vida útil (pila)
Tamaño de la unidad de chimenea
Área de electrodos
Arranque en frío (a carga nominal)
Costos de capital (pila) mínimo 1 MW
Costos de capital (sistema) mínimo 10 MW
2020
Alcalinos PEM
Objetivo 2050
Alcalinos PEM
Alcalinos PEM
Diseño, membrana
Catalizador, membrana
Efecto sobre la durabilidad
Membrana, catalizadores de reconversión
Membrana
Diafragma
Catalizadores
Diafragma, marcos, equilibrio de los componentes de la planta
Diafragma, celda, marcos
Diafragma
> 80%
<42 kWh / Kg H2
<45 kWh / Kg H2
horas
> 10000 cm²
MW <5 minutos <100 USD / kW <200 USD / kW
000 cm² > 99.9999%
45 kWh/Kg H2
horas
MW
Membrana
Catalizadores
Catalizadores / membrana
Balance de planta
Membrana, catalizadores, PTL
MEA, PTL
MEA, PTL
30 minutes
USD 100/kW < USD 200/kW
Aislamiento (diseño)
MEA, PTL, BP
Recti cador, puri cación de agua
Diafragma
Catalizadores, temperatura
Diafragma, catalizadores
Balance de planta
Electrodos
Electrodos
Electrodos
Aislamiento (diseño)
Electrodos
Balance de planta
Tabla 5: Principales características de los electrolizadores PEM y Alcalinos (IRENA, 2021)
Electrólito
Tabla 6: Principales componentes de los electrolizadores PEM y Alcalinos
Componentes más importantes
PEM Alcalinos
Separador
Electrodo / catalizador (lado de oxígeno)
Electrodo / catalizador (lado de hidrógeno)
Ánodo de capa de transporte poroso
Cátodo de la capa de transporte poroso
Ánodo de placa bipolar
Cátodo de placa bipolar
Marcos y sellado
Factores que afectan VU
Membranas PFSA
Electrolito sólido (arriba)
Óxido de iridio
Nanopartículas de platino sobre negro de humo
Titanio poroso sinterizado recubierto de platino
Tejido de carbono o titanio poroso sinterizado
Titanio recubierto de platino
Titanio bañado en oro
PTFE, PSU, ETFE
Condiciones de funcionamiento, carga variable, permeación de gas, disolución del ánodo, impurezas del agua
Hidróxido de potasio (KOH) 5-7 molL-1
ZrO 2 estabilizado con Malla PPS
Acero inoxidable perforado recubierto de níquel
Acero inoxidable perforado recubierto de níquel
Malla de níquel (no siempre presente)
Malla de níquel
Acero inoxidable con revestimiento de níquel
Acero inoxidable con revestimiento de níquel
Permeabilidad de gas, electrodos, aleaciones de níquel, impurezas del agua, PSU, PTFE, EPDM
Nota: PEM = Membrana de polímero electrolítico (tecnología comercial). Las celdas coloreadas representan condiciones o componentes con variaciones signi cativas de diferentes fabricantes o instituciones de I + D.
Elementos que se deberían tener en cuenta respecto a los electrolizadores:
No existe una sola tecnología de electrolizador que funcione mejor en todas las dimensiones. La combinación de tecnologías dependerá de la innovación y la competencia entre fabricantes, lo que lleva a mejoras tecnológicas y diseños de sistemas en cada aplicación especí ca.
Cuando se dispone de agua de mar, se puede utilizar la desalinización con un impacto limitado en el costo y la e ciencia, potencialmente implementando desalinización multipropósito. Una planta de 1 GW podría ocupar aproximadamente 0,17 kilómetros cuadrados (km2) de tierra, lo que signi ca que 1000 GW de electrólisis ocuparían un área equivalente a Manhattan (Nueva York).
La producción de hidrógeno no supone un problema en la disponibilidad de agua, siempre que se suponga que se utiliza agua de mar desalinizada. Si el agua dulce es la fuente de agua disponible, se puede hacer una comparación con el consumo actual de agua dulce para las centrales térmicas, que es signi cativamente mayor: por ejemplo, un electrolizador de 1 GW de 75% de e ciencia operando durante 8000 hs / año, produciría 0,15 millones de toneladas de hidrógeno y 3 millones de toneladas de agua (asumiendo 20 kg de uso de agua por kilo de hidrógeno), comparado con una térmica que puede consumir alrededor de 5.800 millones de m3 (IRENA, 2020).
La mejora del rendimiento de la pila de electrolizadores en una dimensión suele ir acompañada con rendimiento reducido en otros parámetros (e ciencia, costo, vida útil, resistencia mecánica y fabricación). Esto conduce a compensaciones que deben abordarse mediante la innovación en materiales y fabricación, lo que lleva a un conjunto de diseños de sistemas especí cos adaptados a diferentes aplicaciones en el futuro. Los posibles avances en el desarrollo de tecnología pueden ser disruptivos en términos de acelerar las reducciones de costos para la pila mientras que, para el resto de la planta, se trata más de economías de escala, estandarización del diseño y las cadenas de suministro, y aprendizaje práctico.
En la tabla 7, se presentan los requisitos referentes al uso de la tierra y el área necesaria para una planta de electrolizadores, según estimaciones de ingeniería.
Tabla 7: Estimaciones de requisitos de área para una planta. Fuente (IRENA, 2020)
Un estudio nanciado por el gobierno alemán en 2014 estimó que una planta de electrolizador de 100 MW ocuparía unos 6300 m2.
Siemens estimó en 2017 que una planta de electrolizador de 300 MW ocuparía unos 180 metros (m) x 80 m (15000 m2)
ITM estimó en 2017 que un electrolizador de 100 MW ocuparía alrededor de 40 mx 87 m (3500 m2), usando múltiples opciones de diseño para adaptarse a diferentes aplicaciones y tener un diseño estandarizado
En 2018, McPhy propuso una instalación de 100 MW (compuesta por cinco módulos de 20 MW cada uno) con un tamaño de parcela de 4500 m2
El estudio en 2020 del Instituto de Tecnología de Procesos Sostenibles (ISPT) de los Países Bajos, identi có que los requisitos máximos de área fueron 13 ha y 17 ha (0,13 km2 -0,17 km2) para un PEM de 1GW y una planta de electrolizador alcalino respectivamente
Costos de los electrolizadores
Durante 2020, un electrolizador alcalino alcanzó un valor de alrededor de US$ 750-800/ kW, con alta sensibilidad a la capacidad (por debajo de 1 MW de capacidad). El hidrógeno verde puede lograr la competitividad de costos con el hidrógeno de origen fósil; sin embargo, se necesitan alrededor de 3000 – 4000 horas de operación al año para lograr una mayor reducción del costo unitario de inversión (IRENA, 2021).En cuanto al costo y el rendimiento actual, no son los mismos para todas las tecnologías de electrolizadores. Los electrolizadores alcalinos y PEM son los más avanzados y comerciales, mientras que cada tecnología tiene su propia ventaja competitiva. La brecha entre costo y precio es actualmente mayor que en 10 o 20 años a partir de ahora. Según el
informe “Green Hydrogen Cost Reduction: Scaling up Electrolysers to Meet the 1.50C Climate Goal” de IRENA (2020), se requiere una inversión estimada de € 45-69 millones por cada GW de capacidad de fabricación, también propone algunas estrategias claves para reducir los costos de inversión en plantas de electrólisis del 40% en el corto plazo y 80% en el largo plazo (Figura 26). Estas estrategias van desde el diseño fundamental de la pila del electrolizador hasta elementos más amplios de todo el sistema; que incluyen: diseño y construcción, economías de escala, adquisición de materiales, e ciencia y exibilidad en las operaciones, aplicaciones industriales, tasas de aprendizaje, tamaño del módulo (llegar a plantas de 5 GW), curva de aprendizaje (proveedores especializados y diseños estándar) e investigación (investigación privada) (IRENA, 2020).
Sin embargo, hay dos problemas principales con las estimaciones de costos de los electrolizadores. Primero, la disponibilidad de datos, dada su naturaleza con dencial y la retención de la ventaja competitiva. En segundo lugar, los límites para las estimaciones de costos no son consistentes (por ejemplo, pila, balance de la planta, sistema completo) y, en muchos casos, ni siquiera se especi can, lo que di culta la comparación entre estudios (IRENA, 2020).
Para garantizar que el costo del suministro de hidrógeno verde sea lo más bajo posible, es necesario aplicar un enfoque holístico al diseño y las operaciones del sistema. El diseño del sistema se puede optimizar para minimizar el costo y aumentar la exibilidad según sea necesario, dependiendo de una variedad de factores, como se muestra en la tabla 8:
PresenteReduccióndel80% enelcostodelelectrolizadorCostodeelectricidad apartirde53a20USD/MWhEciencia electrolizador 65%a76%(LHV)Horasaplenacargade3200a4200horasVidaútildeloselectrolizadoresde10a20añosWACCdel10%al6%
Figura 27. Posibilidad de reducir hasta el 85% de los costos de producción de hidrógeno verde a largo plazo. Fuente (IRENA, 2020)
Nota: En Promedio se da una inversión de USD 770 / kilovatio (kW), e ciencia del 65% (valor calorí co más bajo - LHV), un precio de electricidad de USD 53 / MWh, horas de carga completa de 3200 (eólica terrestre) y un promedio ponderado costo de capital (WACC) del 10% (riesgo relativamente alto). En un escenario 'Mejor' la inversión sería de USD 130 / kW, e ciencia del 76% (LHV), precio de la electricidad de USD 20 / MWh, horas de carga completa de 4200 (eólica terrestre) y un WACC del 6% (similar a la electricidad renovable actual). Basado en análisis IRENA
Consumo constante de electricidad de la red o alimentación directa de parques solares o eólicos variables
Alcalina, PEM y AEM son más exibles que el óxido sólido
Demanda constante de procesos químicos, demanda anual general de exportación sin restricciones horarias o diarias
Electroquímico para uctuaciones a corto (antesplazo de la pila del electrolizador), para uctuaciones a largo (despuésplazo de la pila, antes del aguascompradorabajo) y en tanques, cavernastuberíasy
Variabilidad del suministro de electricidad
Tecnología utilizada para la pila
Flexibilidad de la demanda de hidrógeno Almacenamiento
Tabla 8: Factores para la optimización de la producción de hidrógeno (IRENA, 2020)
Futuro
Costos de producción de hidrógeno (USD/KgH2)
Mercado tecnológico de electrolizadores
El desarrollo de cadenas de suministro para electrolizadores es crucial para que el hidrógeno de bajas emisiones cumpla su función prevista en las estrategias de descarbonización de los gobiernos y la industria. Según la AIE, la capacidad de producción global de electrolizadores fue de 8 GW, siendo el 80% de esta capacidad de Europa y China. Según preferencia tecnológica, la tecnología alcalina representa el 60% de la producción actual de electrolizadores, los electrolizadores PEM el 25%, el resto son las tecnologías emergentes.
El crecimiento del mercado de equipos de electrólisis está impulsando la demanda de minerales como el níquel (Ni), el platino (Pt) y el iridio (Ir), según el tipo de mineral. En este sentido, la tecnología alcalina tiene una ventaja competitiva porque solo se necesita acero y níquel para formar los electrodos, mientras que en PEM requiere platino e iridio para hacerlo. Se deben considerar los mercados de metales críticos. Para el caso del Pt, Sudáfrica ofrece 70 de Pt y a su vez más de 85% de Ir. Los principales proveedores de Ni son Indonesia, Filipinas, Rusia, Canadá y Australia. En la región latinoamericana, la producción de Ni en Brasil y Cuba ocupa el 8° y 9° lugar a nivel mundial.
En la Tabla 9 se muestra un listado de los principales jugadores en la fabricación, comercialización e inversión de electrolizadores de agua según las tecnologías detalladas previamente
Compañía
Sitio de manufactura Tipo de electrolizador
ENAPTER Italia AEM
HYDROGENPRO Noruega Alcalino
ITM
Reino Unido PEM
PLUG POWER EE.UU PEM
GINER ELX EE.UU PEM
CARBOTECH Alemania PEM
IGAS Alemania PEM
KUMATEC Alemania Alcalino
GREEN HYDROGEN SYSTEMS Dinamarca Alcalino
HALDOR TOPSOE Dinamarca Solid Oxide
ASAHI KASEI Japón Alcalino
HITACHI ZOSEN Japón PEM y Alcalino
HONDA Japón PEM
KOBELCO
Japón Alcalino y PEM
COCKERILL JINGLI China Alcalino
PERIC China Alcalino
SHANGHAI ZHIZHEN China Alcalino
NEL HYDROGEN Dinamarca, Noruega, EE.UUAlcalino y PEM
MCPHY Francia, Italia, Alemania Alcalino
DENORA Italia, Japón, EE.UU PEM y Alcalino
CUMMINS - HYDROGENICSBélgica, Canadá, AlemaniaPEM y Alcalino
AREVAH2 Francia, Alemania PEM
AQUAHYDREX Australia, EE.UU Alcalino
Tabla 9: principales jugadores en la fabricación, comercialización e inversión de desarrollos de electrolizadores de agua (IRENA, 2020)
Almacenamiento
Este eslabón es crucial en la implementación del H2 verde. El hidrógeno puede proporcionar almacenamiento estacional para el sistema de energía en algunas tecnologías limitadas. Este aspecto es fundamental también para aquellas aplicaciones e industrias que no pueden alterar su continuidad en la operación, es el caso de la industria del acero. Si bien el hidrógeno puede ser almacenado en tanques de acero o compuestos (existen diferentes tamaños y presiones, son más adecuados para volúmenes bajos hasta 10.000 m3, uso frecuente y presiones altas de 1.000 bar), existen, diferentes métodos de almacenamiento de hidrógeno, en función de las restricciones de espacio, peso, tiempo de almacenaje o costo, se escogerá una u otra opción para cada caso tal y como se observa en la Tabla 10 (AEH2, s.f.) (IRENA, 2021).
Otros datos:
Energía necesaria para la compresión de 1 kg/H2
•Comprimido: entre 1 kWh hasta 7 kWh
• Licuefacción: hasta 12 kWh / kg, se está reduciendo para llegar a 6 kWh / kg
Pérdidas de H2 dependiendo del proceso
•Licuefacción: 1,65%
•Licuado: 0,3%
• LOHC (tolueno): 15% - 20%, durante absorción y liberación de hidrógeno
Tabla 10: Métodos de almacenamiento de hidrógeno
EN ESTADO LÍQUIDO
Requieren temperaturas criogénicas ya que su temperatura de ebullición a presión ambiental es de -253°C. Almacenando el hidrógeno de este modo se aumenta su densidad, pudiendo almacenar una mayor cantidad, aunque aumenta el costo
A PRESIÓN
El hidrógeno puede ser almacenado en estado gaseoso en depósitos cilíndricos o esféricos. Podrá almacenarse a distintas presiones (a mayor presión, mayor cantidad de hidrógeno almacenado por unidad de volumen).
Métodos de almacenamiento
EN HIDRUROS SÓLIDOS
Almacenamiento en “estado sólido”, el hidrógeno se incorpora a la estructura cristalina de determinados metales formando “hidruros”, consiguiendo una mayor densidad. Uno de los inconvenientes de este tipo de almacenamiento es su elevado peso
EN
PORTADORES ORGÁNICOSLÍQUIDOS O AMONIACO
Mediante una serie de reacciones químicas, se puede transformar en otros compuestos de mayor densidad que, por su estado líquido, sean más fáciles de almacenar y/o transportar. Los más comunes son el amoniaco y los portadores líquidos orgánicos (conocidos por sus siglas en inglés LOHC).
CAVERNAS
SALINAS O FORMACIONES
GEOLÓGICAS
SUBTERRÁNEAS
EN MATERIALES
POROSOS
Por adsorción en la super cie de sólidos porosos como las zeolitas o los nanotubos de carbono.
INFRAESTRUCTURA GASISTA
Los miles de kilómetros de gaseoductos de la infraestructura gasista nacional podrían emplearse para almacenar grandes cantidades de hidrógeno
Contemplado especialmente para el almacenamiento a gran escala y/o por largos periodos de tiempo. Posible en diferentes tipos de reservorios, siendo más viable en cavernas de sal, pero sólo son utilizadas en Estados Unidos y Reino Unido, es más adecuado para grandes volúmenes y períodos de tiempo prolongados, y a una presión de funcionamiento más baja, 50 a 250 bar. Tienen una capacidad total de 250 GWh.
Costos de almacenamiento
Para determinar el costo de almacenamiento del hidrógeno se deben considerar varios escenarios o casos, por ejemplo:
Teniendo una vida útil del sistema: 30 años
• Uso de tanques presurizados con un ciclo diario: agrega actualmente US$ 0.2–0.85 / kg al costo del hidrógeno.
• Cavernas de sal en ciclo dos veces al año: agrega entre US$ 0.1 / kg (caverna reutilizada) y USD 1 / kg (inversión nueva) a los costos del hidrógeno. Utilizado principalmente cuando no hay disponibilidad de otros energéticos.
Se ha encontrado que el almacenamiento de hidrógeno comprimido es 50% más costoso que el almacenamiento de metano. El costo nivelado de almacenamiento de hidrógeno depende de la frecuencia de uso (ciclo de la instalación de almacenamiento), es decir, cuántas veces al año la instalación se llena y se vacía, mientras se utilice el almacenamiento, menor serán los costos por unidad de hidrógeno entregada.
Las tecnologías con altos costos de capital y pequeños volúmenes (como tanques presurizados o tanques de hidrógeno licuado) necesitan ciclar con frecuencia para reducir su costo total de entrega por unidad, mientras que las soluciones con bajas necesidades de inversión de capital, como las cavernas de sal, son recomendadas en casos con un número reducido de ciclos por año (almacenamiento estacional) (IRENA, 2021).
Transporte
Puede convertirse en una etapa crítica cuando los electrolizadores no están ubicados en lugares cercanos al consumo del hidrógeno. El hidrógeno tiene una alta densidad energética por peso (33,3 kWh / kg en comparación con 13,9 kWh / kg del metano), pero tiene baja densidad energética por volumen (3 kWh / m3 en comparación con
10 kWh / m3 para el metano). Por lo que transportar la misma cantidad de energía en hidrógeno, es necesario mover grandes volúmenes de hidrógeno.
ParaLos medios para su transporte son:
Camiones (viable para distancias cortas, pocos cientos de km, y volúmenes bajos).
Remolques tubulares (puede transportar hasta 1100 kg de hidrógeno comprimido a 500 bar).
Barcos (H2 líquido, amoníaco, LOHC, metanol o líquidos sintéticos)
Tuberías
Para transportarse de forma e ciente debe licuarse o sintetizarse en portadores de energía con mayor densidad energética como amoníaco (una alternativa potencial para impulsar barcos grandes, se puede emplear como materia prima o como combustible), metano, uso de portadores de hidrógeno orgánico líquido LOHC (compuestos orgánicos, como el tolueno, que pueden absorber y liberar hidrógeno a través de reacciones químicas), metanol, moléculas orgánicas líquidas o hidrocarburos líquidos, que además se pueden transportar en la infraestructura existente como la ad/absorción en matrices sólidas, pero la alta densidad es comprometida por pesos signi cativos. Hay que considerar que cada uno de los tratamientos o transporte se adapta de forma más e ciente a un uso nal determinado y a una distancia especí ca.
Para el transporte de largas distancias, generalmente se realiza en estado líquido, para licuarlo, es necesario enfriarlo a una temperatura de –253 °C o menos, bajo estas condiciones, un camión puede transportar hasta 3500 kg. También se puede transportar en tuberías de hidrógeno comprimido, aunque pueden transportar miles de toneladas diarias, actualmente sólo existen 5000 km de oleoductos de hidrógeno, principalmente en Asia, Europa y Norteamérica, por lo que se propone la reutilización de las tuberías de los gasoductos para el transporte de hidrógeno verde o amoníaco, aunque esto requiere adaptaciones en la infraestructura (válvulas, reguladores, compresores, medición) (IRENA, 2021).
Costos relacionados con el transporte
Considerando costos de capital y el consumo de electricidad, los siguientes procesos pueden agregar los siguientes valores:
Compresión para camiones: US$ 1-1.5 / kgH2
Licuefacción: US$ 2-3 / kgH2
Amoníaco: US$ 0.4-0.9 / kg (estimaciones de costo de conversión a 2030)
LOHC: costo de convertir el hidrógeno en LOHC y luego extraerlo nuevamente se espera sea de USD 1,3-2,3 / kg (estimaciones para 2030)
Otros costos:
▪Costo de capital promedio ponderado: 7%
Los costos de transporte están en función del volumen y distancia transportada y del portador de energía. Además, de los costos invertidos en infraestructura (camiones, barcos, oleoductos) que deben agregarse a los costos operativos del transporte. Distancia (Km)
Tubería (100 tpd)
Tubería (500 tpd)
Camión de hidrógeno comprimido
Camión de amoniaco
Camión de hidrógeno líguido
Figura 28. Costo del transporte de hidrógeno en función de la distancia por modo de transporte (IRENA, 2021)
En la Figura 28, se presenta costos indicativos del transporte del hidrógeno en función de la distancia y el modo empleado para ello, no incluye los costos de conversión.
Para grandes volúmenes, el amoniaco verde es la opción de menor costo y agrega unos pocos centavos de dólar por kg de hidrógeno por cada kilómetro adicional. Para distancias largas y grandes volúmenes, también se puede considerar el hidrógeno almacenado en forma de LOHC o tuberías, aunque el costo de transportar hidrógeno líquido es muy alto debido a la adaptación necesaria del tanque.
El modo de transporte óptimo del H2 variará según la distancia, el terreno y el uso nal, no existe una solución universal, el hidrógeno se puede transportar a nivel mundial usando tres formas de transporte (camiones, tuberías o barcos) utilizando una gama de diferentes transportadores. Los portadores de hidrógeno orgánico y el amoníaco son las soluciones neutras en carbono con más tracción. Aunque la elección óptima de transporte depende en gran medida del uso nal y del terreno a cubrir, se aplican algunas reglas generales sobre soluciones preferibles para diferentes distancias.
Para distancias de corto y mediano alcance las tuberías modernizadas pueden lograr costos de transporte de hidógeno muy bajos (menores o iguales a USD 0.1 / kg para hasta 500 km). Sin embargo, estos costos son realizables solo si las redes de tuberías existentes están disponibles y son adecuadas para la modernización (por ejemplo, asegurando la prevención de fugas), y se transportan grandes volúmenes lo que garantiza altas tasas de utilización. Para una demanda más baja o muy uctuante, o para unir el desarrollo a un despliegue completo de la red de tuberías, el transporte de hidrógeno, en forma gaseosa o líquida, es la opción más atractiva. Puede alcanzar costos de alrededor de USD 1,2 / kg por 300 km. Las aplicaciones nales, así como el tamaño de la demanda, son decisivos para elegir entre opciones de transporte de hidrógeno líquido o gaseoso.
Para distancias más largas, las tuberías de transmisión submarinas nuevas y modernizadas proporcionan un transporte a escala más barato que el envío, pero no son relevantes para todas las regiones. Cuando no se dispone de gasoductos, la opción de transporte implica una gama de diferentes transportistas. Los tres modelados aquí - LH2, LOHC y NH3 - son los más discutidos. Dado que los tres transportadores se encuentran en un rango de costos comparable, la elección óptima depende del uso nal objetivo y los requisitos relacionados con la puri cación de hidrógeno y los niveles de presión, como se analiza con mayor detalle a continuación (ver Figura 29).
Costos
Distribución
0-50 Km
51-100 Km
Tuberías
Reacondicionado
Transmisión
101-500 Km
>1.000 Km
Embarque
Camionaje
Nueva Camiones gaseosos
Transporte por carretera LH2
Red de ciudad N/A
Red de ciudad
Tuberias de gas de distribución regional
N/A N/A
Tuberias de gas de distribución regional N/A
Tuberias de transmisión en tierra
Camión de distribución CH2 N/A N/A
Tuberias de transmisión en tierra N/A
Camión de distribución LH2
Camión de distribución LH2
Camión de distribución
CH2
1.Suponinendo una alta utilización
Tuberías de transmisión terrestre / Submarinas
Tuberías de transmisión terrestre / Submarinas
Barco LH2
Camión de distribución CH2 N/A N/A
Barco NH3
Despacho LOHC
Camión de distribución LH2
N/A
N/A
2.Incluída la reconversión a H”. El costo de LOHC depende de los bene cios para la distribución
3.Hidrógeno gaseoso o comprimido
Figura 29. Descripción general de las opciones de distribución. (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2021b)
Capítulo 3
Una mirada del mercado y proyectos a nivel mundial del H2
•Desarrollo del mercado de hidrógeno
•Comercialización Internacional del hidrógeno
•Proyectos de hidrógeno a nivel mundial
•Perspectivas del hidrógeno 2023
•Modelos de negocios para proyectos hidrógeno verde
•Principales tendencias del hidrógeno en 2024
•Cadena de valor del hidrógeno
Ideas clave
Aunque el número de propuestas de proyectos sigue creciendo en todo el mundo, menos de 10 proyectos de hidrógeno han llegado a la FID (decisión nal de inversión). A nivel mundial, la industria anunció 680 propuestas de proyectos de hidrógeno a gran escala para nales de mayo de 2022, un aumento de más de 160 proyectos en comparación con 2021. De estos, 534 están destinados a un despliegue total o parcial para 2030, lo que representa $ 240 mil millones en inversión directa necesaria en las cadenas de valor del hidrógeno para 2030 (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
América del Norte y América Latina siguen a Europa en sus anuncios de aproximadamente el 20% de las inversiones previstas. De hecho, estas dos regiones han visto el crecimiento más rápido en inversión plani cada, con América del Norte agregando $20 mil millones y América Latina agregando $34 mil millones (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
En cuanto a América Latina, en la región hay actualmente más de 84 proyectos, la mayoría de estos se encuentran en fase desarrollo y algunos en operación, aunque no son de producción a gran escala.
Todos los proyectos comerciales en curso representan una exportación potencial de hidrógeno de 26 millones de toneladas de H2/año (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
El surgimiento de la distribución y comercialización internacional está impulsado por las diferencias de costos para la producción de hidrógeno derivadas de la dotación de energías renovables, la disponibilidad de sitios de almacenamiento de gas natural y carbono, la infraestructura existente y los requisitos de facilidad y tiempo para su construcción, las restricciones de uso de la tierra y la capacidad renovable local para electri cación directa
Se ha avanzado en la plani cación de las rutas de comercialización, en las que se re ejan los objetivos nacionales de importación y exportación de dicho energético, es el caso de Europa, Japón (en sus planes nacionales se enuncia como importador para abastecer toda la demanda nacional y hasta ahora tiene una de las estrategias más completas para el comercio internacional de energía), Corea, Australia, Chile y Noruega; por otra parte, hay países como los Países Bajos que proyectan convertirse en “centros de hidrógeno”, aprovechando así su ubicación geográ ca (IRENA, 2021)
Ideas clave
Actualmente compiten tres modelos de negocio para el hidrógeno. En primer lugar, vemos a actores como desarrolladores, OEM (fabricante de equipo originales) o empresas EPC (Engineering, Procurement and Construction) o llave en mano, actuando como actores puros. Este modelo está muy extendido y, a menudo, lo adoptan las empresas con sede en Europa. En segundo lugar, encontramos actores que asumen el papel de proveedores de tecnología, combinando funciones de tecnología (OEM) e instalación (EPC). Este modelo se da en todas las regiones y es particularmente favorecido por los actores estadounidenses. En tercer lugar, vemos proveedores de soluciones, con todos los roles cubiertos por un grupo o conglomerado. Este modelo es típico de los jugadores asiáticos (Roland Berger, 2023).
Las principales tendencias del H2 van orientadas a la gasi cación de biomasa, una de una serie de tecnologías X-to-Hydrogen-to-X, que ofrece otro método sostenible para la producción de hidrógeno. Además, la distribución y el almacenamiento de hidrógeno van de la mano, ya que la distribución depende directamente de una capacidad adecuada de almacenamiento y procesamiento de combustible. Por último, otras aplicaciones importantes del hidrógeno incluyen la cogeneración de calor y energía (CHP) y la propulsión ecológica, lo que demuestra la versatilidad del hidrógeno como portador de energía (StarUs Insights, s.f.)
Se describen 20 startups y scaleups (empresas de ampliación) prometedoras, así como las soluciones que desarrollan. Estas nuevas empresas emergentes de tecnología de hidrógeno fueron seleccionadas cuidadosamente en función de criterios como el año de fundación, la ubicación, los fondos recaudados y más (StarUs Insights, s.f.)
El sector de servicios públicos está presenciando una evolución de megatendencias de las 3D a las 5D: desde la descarbonización, la descentralización y la digitalización (3D) hasta las 3D+desregulación+despoblación (5D), estás se convertirán en la corriente principal e in uirán en las futuras iniciativas estratégicas de las empresas de servicios públicos para la evolución e implementación del hidrógeno (Frost & Sullivan, 2022)
Se presentan las principales etapas o eslabones de la cadena de suministro del hidrógeno comprendida por la producción, acondicionamiento, almacenamiento, transporte y uso nal.
Desarrollo del mercado de hidrogeno
Aunque el número de propuestas de proyectos sigue creciendo en todo el mundo, menos de 10 proyectos de hidrógeno han llegado a la FID (decisión nal de inversión). A nivel mundial, la industria anunció 680 propuestas de proyectos de hidrógeno a gran escala para nales de mayo de 2022, un aumento de más de 160 proyectos en comparación con 2021. De estos, 534 están destinados a un despliegue total o parcial para 2030, lo que representa $240 mil millones en inversión directa necesaria en las cadenas de valor del hidrógeno para 2030 (Figura 30).
De 5341 proyectos a gran escala por un valor de USD 240 mil millones anunciados a nivel mundial...
inversiones requeridas para proyectos anunciados hasta 2030 USD 240 mil millones
Figura 30. Anuncios de proyectos globales de hidrógeno, (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
De estas 534 propuestas de proyectos, alrededor de un tercio se relacionan con estudios de factibilidad y FEED (diseño de ingeniería avanzado), lo que corresponde a una inversión de USD 109 mil millones (Figura 31). Sin embargo, sólo $22 mil millones (alrededor del 10%) han tomado una decisión nal de inversión (FID), están en construcción o en operación. Ese número creció solo $ 2 mil millones en los últimos seis meses, signi cativamente más lento que el crecimiento de la publicidad.
Las propuestas de proyectos a escala giga (más de 1 GW de electrólisis renovable o más de 200.000 toneladas anuales de suministro de hidrógeno bajo en carbono) representan 61 proyectos, de los cuales 18 han sido noti cados (Figura 31). De esas 61 propuestas, 45 son renovables y 16 son hidrógeno bajos en carbono. De estos, 51 planean un despliegue total o parcial para 2030, 33 están en estudios de factibilidad o FEED, y tres han alcanzado FID (para hidrógeno bajo en carbono en América del Norte). Hay propuestas de proyectos de gran envergadura de todos los continentes y se centran en exportar a centros de demanda en Europa o Asia, o a atender la demanda en grandes centros industriales (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
Europa tiene más del 30% de las inversiones plani cadas en hidrógeno del mundo (alrededor de $76 mil millones), con un total de casi 314 propuestas de proyectos y 268 proyectos que apuntan a un despliegue total o parcial para 2030. De estos, aproximadamente $32 mil millones están en la fase de plani cación y $6 mil millones incluyen inversiones comprometidas. Se han anunciado alrededor de 50 nuevas propuestas de proyectos en Europa durante los últimos seis meses, y la mayoría de las nuevas incorporaciones se han centrado en la reducción de las emisiones de dióxido de carbono de los grandes usos industriales.
... 165, alrededor de un tercio, se encuentran en estudios FEED y de factibilidad
inversiones hasta 2030 relacionadas con proyectos en plani cación USD 109 mil millones
Figura 31. Anuncios de proyectos globales de hidrógeno en estudio, (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
América del Norte y América Latina siguen a Europa en sus anuncios de aproximadamente el 20% de las inversiones previstas. De hecho, estas dos regiones han visto el crecimiento más rápido en inversión plani cada, con América del Norte agregando $20 mil millones y América Latina agregando $34 mil millones. En América Latina, $30 mil millones en propuestas de proyectos están en estudios de factibilidad, o FEED. En América del Norte, aproximadamente $13 mil millones de propuestas de proyectos están bajo estudios de factibilidad, o proyectos FEED, con $8 mil millones asignados (principalmente para avanzar en proyectos existentes de hidrógeno bajo en carbono) (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
... y sólo alrededor del 10% de las inversiones han logrado la decisión nal de inversión
inversiones hasta 2030 relacionadas con proyectos comprometidos USD 22 mil millones
Desarrollo de la industria mundial del hidrógeno
La demanda global proyectada de hidrógeno y amoníaco para 2030 se duplicó el año 2022, ya que los desarrollos geoestratégicos en Europa han llevado a objetivos de demanda nacional más altos para el hidrógeno renovable.
Nuevas estrategias de hidrógeno: Australia fue uno de los primeros países en emitir una estrategia de hidrógeno y otros 30 países siguieron su ejemplo más tarde, incluidas 9 estrategias lanzadas solo en 2022. Los gobiernos restantes han publicado borradores de estrategias o anuncios de que están en desarrollo, incluyendo los Estados Unidos. Varias de estas estrategias están orientadas a la exportación y detallan al menos ocho países que pueden ser considerados como (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
Los países como Australia, Chile, Canadá y Arabia Saudita buscan desarrollar nuevos sitios de exportación de hidrógeno, y el aumento de la demanda traerá nuevas oportunidades para estos países exportadores. En comparación, los países escasos en recursos con objetivos de emisiones netas, como Japón y Corea del Sur, son en su mayoría importadores de hidrógeno y sus derivados. Países como Estados Unidos, que han incentivado económicamente la producción de hidrógeno, están dispuestos a apoyar inicialmente este mercado (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
Figura 32. Anuncios de proyectos globales de hidrógeno aprobados, (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
Comercialización internacional del hidrógeno
El comercio internacional de hidrógeno puede convertirse en una parte importante de la transición energética. A nivel mundial, la demanda de hidrógeno y combustibles de hidrógeno de bajas emisiones está aumentando para reducir las emisiones de dióxido de carbono del sistema energético.
La importación de hidrógeno también puede abordar cuestiones de seguridad energética al diversi car las fuentes de combustible y suministro. Algunos países están tratando de aumentar signi cativamente el uso de hidrógeno de bajas emisiones para reducir las emisiones de dióxido de carbono de sectores como la industria, pero carecen de la capacidad interna para producir las cantidades necesarias de manera rentable. Otros países tienen su cientes recursos de energía renovable para producir hidrógeno electrolítico o la capacidad de producir hidrógeno a partir de combustibles fósiles utilizando CCUS (captura, utilización y almacenamiento de carbono), pero la demanda interna de hidrógeno es baja. El comercio de hidrógeno permitiría a los importadores satisfacer la mayor demanda y a los exportadores de hidrógeno de bajas emisiones generar ingresos gracias al comercio.
Exportaciones esperadas: Para 2030, se podrían exportar 12 millones de toneladas (Mt) de hidrógeno de bajas emisiones por año basándose únicamente en los proyectos en desarrollo orientados a la exportación. De esta cantidad, 2,4 millones de toneladas de hidrógeno (Mt H2) por año deberían llegar a la red para 2026. Se prevé que las exportaciones se dupliquen aproximadamente entre 2029 y 2030 a 6 millones de toneladas por semestre (Figura 33). La fecha se jó como objetivo para la nalización de muchos proyectos; los proyectos cuyo inicio está previsto para después de 2031 incluyen exportaciones potenciales de 8 millones de toneladas al año, mientras que otros 6 millones de toneladas al año no muestran una fecha de inicio prevista. Todos los proyectos
comerciales en curso representan una exportación potencial de hidrógeno de 26 millones de toneladas de H2/año. Casi todos estos planes de proyectos de hidrógeno orientados a la exportación se han anunciado en los últimos dos años, lo que indica una perspectiva empresarial del hidrógeno baja, pero de rápido crecimiento. Como resultado, la mayoría de los proyectos se encuentran en las primeras etapas de desarrollo: proyectos por valor de 16 Mt H2/año están en etapa de plani cación; proyectos por valor de 10 Mt H2/año pasaron a estudios de viabilidad; y proyectos por valor de sólo 0,2 millones de toneladas por semestre han alcanzado la FID o más (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
América Latina
Figura 33: Exportaciones de hidrógeno previstas por región, 2020-2030. (International Energy Agency, 2022)
Los volúmenes totales de exportaciones estimadas deben considerarse como el límite superior del proyecto reportado hasta el momento, por varias razones, como la mayoría se encuentra en sus primeras etapas, los proyectos deben superar una serie de obstáculos que pueden retrasar o incluso cancelar los planes, como resultados de los estudios de factibilidad, obtención de nanciamiento, permisos e inversiones, y la obtención de los insumos y componentes energéticos necesarios. Los retrasos en el desarrollo de proyectos son comunes y ya se han producido en varios proyectos lo que podría cambiar las perspectivas de los volúmenes de exportación para 2030.
Por ejemplo, un proyecto de electrólisis orientado a la exportación que se estaba desarrollando en Tasmania, Australia, enfrentó desafíos cuando la empresa de servicios públicos proporcionó solo una fracción de la electricidad de bajas emisiones necesaria para el proyecto. Además, muchos proyectos se están desarrollando en áreas donde aún no se ha desarrollado toda la cadena de valor de exportación de hidrógeno industrial.
Las exportaciones también pueden verse retrasadas por los cronogramas y las inversiones necesarias para desplegar la infraestructura y las redes habilitadoras. Además, los grandes proyectos individuales de varios millones de toneladas afectan las exportaciones potenciales totales, por lo que los cambios en estos planes podrían cambiar el panorama empresarial del hidrógeno (International Energy Agency, 2022)
El surgimiento de la distribución y comercialización internacional está impulsado por las diferencias de costos para la producción de hidrógeno derivadas de la dotación de energías renovables, la disponibilidad de sitios de almacenamiento de gas natural y carbono, la infraestructura existente y los requisitos de facilidad y tiempo para su construcción, las restricciones de uso de la tierra y la capacidad renovable local para electri cación directa. Muchos centros de demanda de hidrógeno esperados, incluidos Europa, Corea, Japón y partes de China, experimentan tales limitaciones. En algunos de estos casos, los proveedores de H2 satisfarán esta demanda de manera más efectiva importándolo en lugar de producirlo localmente (ver Figura 34).
Centros de demanda
PV/ Recursos eólicos para la producción de hidrógeno renovable
Menos Más
Recursos de gas natural para la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono
Figura 34: Distribución de los recursos y centros de demanda de hidrógeno globales. (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2021b)
Menos Más
A largo plazo, se podría comercializar internacionalmente el hidrógeno de igual forma como se hace actualmente con el gas, el petróleo, el carbón y GLP (Gas Licuado del Petróleo). Sin embargo, una de las diferencias del hidrógeno es que su producción está menos restringida en el sitio, puede producirse a partir de diferentes energéticos y tiene múltiples opciones de transporte.
En la actualidad no existe un comercio mundial de hidrógeno, los proyectos existentes de hidrógeno verde tienen como objetivo abastecer a los consumidores locales; no obstante, se hace inminente establecer cadenas de suministro internacionales en el mediano y largo plazo, lo su cientemente e caces y e cientes para movilizar grandes cantidades de hidrógeno. Para ello, ya se ha avanzado en la plani cación de las rutas de comercialización, en las que se re ejan los objetivos nacionales de importación y exportación de dicho energético, es el caso de Europa, Corea, Australia, Chile, Noruega y Japón, que en sus planes nacionales se enuncia como importador para abastecer toda la demanda nacional y hasta ahora tiene una de las estrategias más completas para el comercio internacional de energía; También se presentan iniciativas como los Países Bajos que proyectan convertirse en “centros de hidrógeno”, aprovechando su ubicación geográ ca (Figura 35).
La creación y el desarrollo de cadenas de valor internacionales del hidrógeno requerirá que los países realicen inversiones especí cas, Alemania, por ejemplo, creó el paquete de estímulo para la recuperación económica de la crisis del COVID-19 en el que incluyó € 2000 millones para asociaciones internacionales.
Importador
Región de importación
Nuevas rutas en lugar o en desarrollo Memorando de entendimiento entre países para rutas comerciales Posibles rutas comerciales mencionadas explícitamente en las estrategias
Figura 35: Rutas comerciales del hidrógeno previstas, a partir de 2021 (IRENA, 2021)
Exportador
América latina
África del norte
Europa Asia Pací ca
Este de los Estado Unidos
Escenarios
En torno a los Escenarios y tendencias de los Valles de Hidrógeno, y su papel en la emergente economía del hidrógeno, se han identi cado tres tendencias, de nidas por la O cina de la Unión Europea, por medio de la Comisión Europea (2021) (Weichenhain y otros, 2021):
Primera tendencia: la evolución del mercado, los Valles de Hidrógeno madurarán con el tiempo. Hacia la mitad y la segunda mitad de la década, los proyectos serán más
numerosos, más grandes y complejos (producción de alrededor de 5 toneladas / día en 2017 a casi 1.450 toneladas /día en 2019), pasando de proyectos inferiores a € 50 millones a proyectos de € 500 millones. Crecimiento que comenzó a percibirse en mayor medida a partir de 2019. Los volúmenes de proyectos se están acelerando y su número está creciendo a un ritmo casi exponencial. Además, los proyectos más grandes con mayores volúmenes de producción de hidrógeno tienden a abastecer a compradores de mayor escala en los segmentos energético e industrial. Más del 85% de los proyectos a gran escala que superan los € 500 millones de inversión abastecen al sector industrial, mientras que más del 60% de ellos también abastecen al sector de la energía y la movilidad.
2
Segunda tendencia: los Valles del Hidrógeno son impulsados cada vez más por iniciativas privadas, en lugar del sector público, que ven más oportunidades de proyectos como una
inversión estratégica en nuevas áreas de negocios. En Europa, por ejemplo, la mayoría de los proyectos de desarrollo de hidrógeno eran de carácter público, a partir de 2019, ha habido mayor participación de empresas y entidades privadas. Se evidencia que los proyectos a gran escala son desarrollados por empresas privadas, lo que da a entender que es un mercado con un grado de madurez con inversiones más rentables. Además, los Valles de Hidrógeno emergentes están comenzando a impulsar comercialmente, los proyectos son cada vez más atractivos para el sector privado.
3 corto plazo.
Tercera tendencia: en el desarrollo de los valles del hidrógeno se prevé tres modelos o tipos de cadenas de valor, en los que se proyectan casos de negocios comerciales a
Modelo 1:
Local, pequeña escala, enfoque en movilidad
Modelos
Descripción
Ejemplos
Modelo 2: Local, mediana escala, enfoque industrial
UNO: Productores y consumidores de hidrógeno a pequeña escala integrados localmente con enfoque en aplicaciones de movilidad
Proyectos de producción de H2 local (verde) que sirven a aplicaciones de movilidad, especialmente otas de autobuses, automóviles, camiones, etc. El enfoque agrega los volúmenes de consumo y comparte la infraestructura de reabastecimiento de combustible (por ejemplo, HRS, estaciones de repostaje). Sucedido por proyectos de demostración de movilidad / electrolizadores.
- Liderado por iniciativas público-privadas.
•Autopistas para el Futuro (Alemania)
•Valle Cero Emisiones
Auvergne-RhôneAlpes (Francia)
•Valle del Hidrógeno Tirol del Sur (Italia)
Modelo 3: Internacional, gran escala, enfoque en exportación
DOS: Productores y consumidores de hidrógeno de mediana escala localmente integrados con un enfoque en materia prima industrial
Proyectos de producción de hidrógeno local (verde o azul) centrados en 1-2 grandes compradores como "carga de anclaje" (industria o sector energético, por ejemplo, re nerías), pequeños compradores de movilidad como complemento.
Uso de la infraestructura existente alrededor de las plantas industriales, a menudo reemplazando el suministro de H2 gris.
Principalmente liderado por el sector privado.
•Basque H2 Corridor (España)
•Almacenamiento avanzado de energía limpia (EE. UU.)
•HyNet North West England (Reino Unido)
TRES: Producción de hidrógeno a gran escala y enfoque de exportación internacional
Proyectos a gran escala con producción de bajo costo (verde o azul), que en última instancia apuntan al transporte de hidrógeno a larga distancia a grandes compradores en el extranjero (pero generalmente comienzan con suministro local).
Centrarse en conectar la oferta y la demanda a nivel internacional.
Principalmente liderado por el sector privado.
•Eyre Peninsula Gateway (Australia)
•Blue Danube (IPCEI)
•Green Crane (IPCEI)
Tabla 11: De nición de los tres modelos asociados al Valle de Hidrógeno (Weichenhain y otros, 2021)
Figura 36: Modelos de los Valles de Hidrógeno (Weichenhain y otros, 2021)
Proyectos de hidrógeno a nivel mundial
Europa, América del Norte y el Lejano Oriente tienen el mayor número de proyectos con capital comprometido. Una perspectiva geográ ca muestra que las regiones con alta demanda de energía y un enfoque temprano en el hidrógeno como vector de emisiones de carbono (por ejemplo, Europa, China y América del Norte) han agregado proyectos FID (decisión nal de inversión) (Figura 37).
En las regiones que se espera que exporten hidrógeno limpio y sus derivados (por ejemplo, América Latina, Australia, Medio Oriente, África) con una demanda local limitada, los proyectos tienden a ser más grandes y estar en etapas más tempranas de desarrollo (estudios de viabilidad). Pocos de estos proyectos han pasado la FID y muchos se están desarrollando por etapas quizás debido al menor riesgo del proyecto o a los mercados actuales de hidrógeno puro y sus derivados (por ejemplo, amoníaco, metanol).
La inversión promedio para un proyecto aprobado por la FID es de alrededor de $100 millones de dólares, mientras que los proyectos iniciales (es decir, anunciados) requieren una inversión promedio de alrededor de $600 millones de dólares, lo que indica que los proyectos de hidrógeno se están expandiendo (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023). Producción a escala
260 proyectos anundiados Etapa de estudios preliminares o anuncios de prensa
172 proyectos en estudios de viabilidad
83 proyectos en estudios FEED
280 proyectos comprometidos FID tomado en construcción o en funcionamiento
proyectos con puesta en marcha total o parcial (COD) al 2030
1.Para múltiples proyectos, fase 1 decide la madurez del proyecto. Fuente:
Proyectos sin COD especi cada o COD post-2030 (no se muestran)
Figura 37: Proyectos de hidrogeno a nivel mundial y fase en la que se encuentran, (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
Europa presenta la mayor tendencia en términos de suministro anunciado, seguida de América y Oceanía. El suministro anunciado de hidrógeno limpio es un fenómeno global y cada región muestra un crecimiento en esta línea. El continente africano, en particular, reportó una importante nueva capacidad (más del 200%), al igual que Oriente Medio, donde los volúmenes reportados se duplicaron con creces. Sin embargo, Europa y América del Norte siguen siendo los mercados más grandes, con 13 millones de toneladas de hidrógeno suministradas al año. En particular, América del Norte tendrá los mayores volúmenes en 2025, con 2,8 millones de toneladas por año de las cuales el 70% son hidrógeno bajo en carbono (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
A nivel mundial, Europa tiene el mayor número de proyectos de hidrógeno esto debido a sus fuertes políticas de descarbonización, seguido por Estados Unidos con una amplia lista de proyectos de generación de energía de hidrógeno. Los fondos aprobados tanto en Europa como en Estados Unidos contribuyen a que aumenten las probabilidades de que se materialicen los proyectos con base en la demanda.
En cuanto a América Latina en la región hay actualmente más de 84 proyectos, la mayoría de estos se encuentran en fase desarrollo y algunos en operación, aunque no son de producción a gran escala (Figura 38).
A pesar del claro liderazgo de Europa en términos de volúmenes anunciados, esto no se re eja en la madurez de los proyectos. En otras regiones, la proporción de volúmenes maduros es signi cativamente mayor (Figura 39). Alrededor del 40% de todas las entregas anunciadas en China son aduaneras, en comparación con el 20% en América del Norte. Los bajos volúmenes reportados en China en particular pueden deberse a que menos empresas anunciaron sus planes o a diferentes sistemas nacionales de apoyo. En América del Norte, más del 70% de la capacidad anunciada es hidrógeno bajo en carbono, lo que en muchos casos signi ca menores costos para el usuario nal. Los promotores estadounidenses recibieron un crédito scal por la captura y almacenamiento. Además, el hidrógeno con bajas emisiones de carbono requiere menos capital: entre 2,5 y 3,5 mil millones de dólares por tonelada de capacidad, en comparación con entre 4,5 y 7 mil millones de dólares por tonelada de capacidad para el hidrógeno renovable (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
Renovable Bajo en carbon Total anunciado
Cambio en los anuncios de 2030 de mayo de 2022 a enero de 2023
Figura 38: Proyectos de hidrógeno limpio en América Latina. (Newenergy, 2022)
Figura 39: Anuncios de hidrogeno limpio por región. (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
Proyectos de hidrógeno en Colombia
Colombia tiene actualmente 28 proyectos anunciados con una capacidad de electrólisis de 15 gigavatios, 7 de los cuales se encuentran en fase piloto (Figura 40). La región Caribe es la que tiene más proyectos, con un total de 16 (Portafolio, 2023).
La implementación de proyectos de hidrógeno está tomando fuerza en varios países y Colombia no es la excepción. Varios de los proyectos están en factibilidad, solo dos en construcción (re nerías barranca y Cartagena) y otro tanto apenas son ideas de proyectos.
Y aunque el país aún no produce hidrógeno puro, las metas están ya trazadas. Se proyecta que a 2030 Colombia comience a producir hidrógeno verde. Esto teniendo en cuenta que lo que se produce hasta ahora es 155.000 toneladas de hidrógeno, pero es fósil y por ende genera emisiones (Portafolio, 2023).
Si bien, hay una lista de proyectos, algunos de los que se destacan se han establecido para antes de 2050 o hasta ese año.
Se espera que, a 2030, el país pueda tener la capacidad de producir hidrógeno verde de entre 1 GW y 3 GW, a un costo de US$1,7 el kilogramo, con la meta de que a 2050 este precio puede reducirse hasta US$1,1 el kilogramo.
Promigas ya inició su primer piloto de producción de hidrógeno verde, el cual se realiza en un electrolizador de membrana protónica, que utiliza energía eléctrica para separar los átomos de hidrógeno y oxígeno de las moléculas de agua (H2O).
Proyectos de hidrógeno que hay en Colombia
En Colombia se están llevando a cabo proyectos de hidrógeno conectados con la Hoja de Ruta del Higrógeno creada por el Gobierno Nacional con el apoyo del BID
Empresas con proyectos
Producción de hidrógeno verde
Descripción del proyecto
Con implementación de sistema de energía solar, electrolizador y uso de aguas industriales
y blending (mezcla) con gas natural en redes de transporte y distribución en el país
Por electrólisis a partir del biogás generado en la planta de tratamiento de Aguas Claras y utilización en mezclas
A través de electrólisis y uso de energía renovable aprovechando ventajas para generar energía solar y eólica
Producción y suministro del hidrógeno distribuido y el hidrógeno centralizado. es decir, a pequeña y gran escala, respectivamente
Construcción del Hub industrial de hidrógeno verde en Manizales. Tendrá planta solar que alimentará un electrolizador con energía renovable
Instalación de una cocina de mexcla de hidrógeno (23%) con gas natural (77%)
Otras empresas que lideran estudios e iniciativas
Para este año se contempla que 40% del hidrógeno consumido a nivel industrial en Colombia sea sostnible
Figura 40: Proyectos de Hidrogeno en Colombia, (Mora, 2023)
Por su parte, Ecopetrol también puso en marcha su primer proyecto piloto de hidrógeno verde, utilizando un electrolizador de membrana de intercambio de protones de 50 kilovatios con la tecnología de la española H2B2 (La República, 2023).
A continuación, se destacan los proyectos de hidrógeno verde y derivados desarrollados por las empresas colombianas que participan en el Green Hydrogen Summit Chile LAC 2023 en Chile, organizado por CORFO y el Ministerio de Energía de Chile con el apoyo del Programa Internacional de Fomento del HidrógenoH2Uppp del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania (BMWK), implementado por la Cooperación Alemana para el desarrollo – GIZ (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Protium
Empresa: Hevolucion
Inicio de operación: diciembre 2023
Fase de desarrollo: Comisionamiento
Ubicación: Antioquia Colombia
Capacidad de electrólisis: 1000 kilogramos día
Capacidad de energía: 2,3 megas
Descripción: Generación de hidrógeno Zero emisiones, licuado en amoniaco para exportación y consumo interno (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Primer bus a Hidrógeno 100% Ensamblado en Colombia.
Empresa: Marcopolo Superpolo, Fenoge, Ecopetrol
Inicio de operación: noviembre 2023
Fase de desarrollo: En Pruebas
Ubicación: Bogotá D.C. Colombia
Potencia de Fuel Cell: 60 KW
Capacidad de energía: 2,3 megas
Descripción: Diseño y fabricación de un busetón bajo especi cación comercial energizado por una celda de combustible Hidrógeno 100% Ensamblado en Colombia para atención al mercado colombiano y latinoamericano. Con apoyo de Fenoge (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Parque de Movilidad del Caribe
Empresa: Grupo Ecopetrol
Inicio de operación: 2023 - 11
Fase de desarrollo: Construcción y puesta en marcha
Ubicación: Cartagena, Colombia
Capacidad de electrólisis: 50 kW
Capacidad de energía: 150 kW
Descripción: Producción de hidrógeno verde a partir de solar fotovoltaica para dispensación a aplicaciones de movilidad liviana y buses (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Halo
Empresa: Grupo Ecopetrol y aliados
Inicio de operación: 2026
Fase de desarrollo: Ingeniería Básica
Ubicación: Cartagena, Colombia
Capacidad de electrólisis: 60 MW
Capacidad de energía: aprox. 200 MW
Descripción: Producción de 10 MSCFD (8,7 kton/año) de Hidrógeno Verde para suministrar el 60% a la Re nería de Cartagena y 40% para comercialización a terceros. El proyecto adicional a ser carbono neutral también es agua neutral (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Aura
Empresa: Grupo Ecopetrol y aliados
Inicio de operación: 2026
Fase de desarrollo: Ingeniería Básica
Ubicación: Barrancabermeja
Capacidad de electrólisis: 60 MW
Capacidad de energía: aprox.200 MW
Descripción: Producción de 10 MSCFD (8,7 kton/año) de Hidrógeno Verde para suministrar el 60% a la Re nería de Cartagena y 40% para comercialización a terceros. El proyecto adicional a ser carbono neutral también es agua neutral (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Proyecto Transporte Público masivo con hidrógeno en Bogotá
Empresa: Grupo Ecopetrol, FENOGE, Fanalca, SuperPolo, Green Móvil
Inicio de operación: diciembre 2023
Fase de desarrollo: Construcción y puesta en marcha
Ubicación: Bogotá D.C.
Capacidad de electrólisis: 165 kW
Capacidad de energía: 675 kW
Descripción: Producción de hidrógeno verde para movilizar un bus a celda de combustible de para 50 personas para operación en el sistema integrado de transporte de Bogotá DC durante 14 años (Transmilenio) (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Inyección H2 distribuido al 10% para descarbonizar movilidad
Empresa: TGI – Transportadora de Gas Internacional
Fase de desarrollo: Piloto
Ubicación: Principales ciudades Latam
Capacidad de electrólisis: 0,21 kW
Capacidad de energía:
Descripción: Producción de hidrógeno a pequeña escala para descarbonizar la operación de vehículos y motores estacionarios, reduciendo las emisiones de CO2 en un 40% y generando e ciencias en el consumo de combustibles en un 17% y gases combustibles en Colombia y LATAM (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Producción, transporte, almacenamiento, comercialización y exportación de H2 y derivados
Empresa: TGI – Transportadora de Gas Internacional
Inicio de operación: 2025
Fase de desarrollo: Factibilidad
Ubicación: Caribe Colombiano
Capacidad de electrólisis: 2.14 GW
Capacidad de energía: 1.5 GW
Descripción: Dada su ubicación geográ ca y su potencial eólico y solar, la península de La Guajira se proyecta como un hub estratégico potencial para la producción del hidrógeno verde. El recurso eólico de la Guajira permite generar hidrógeno a un costo bastante competitivo de alrededor de $3,4 USD/ Kg H2 y a 2050 lograr incluso costos de producción entre $1,5 USD/kg H2 a $1,7 USD/ Kg H2 (Fenoge, 2023).
Nombre del Proyecto: Cluster - Jemeiwaa Kai
Empresa: AES Colombia
El grupo EPM inicia su generación de H2
El Ministerio de Minas y Energía publicó en 2021 la Hoja de Ruta del Hidrógeno en Colombia para avanzar en las metas de reducción de emisiones de CO2 del país. Este plan de nió las metas y principales aplicaciones esperadas de este recurso en los sectores transporte, industrial y exportación (Morales, 2024).
2 3
Realizar experimentos de mezcla con gas natural y así poder usarlo en gasodomésticos.
Realizar pruebas que permitan conocer el comportamiento de la mezcla en el sistema de distribución para su uso a corto plazo en movilidad de vehículos con plena potencia (100% hidrógeno) o mixto (diésel e hidrógeno).
Inicio de operación: Estimada para nales 2028
Fase de desarrollo: 408MW con licencia ambiental concedida y 549 MW con conexión para inyección a red
Ubicación: Guajira - Colombia
Capacidad de electrólisis: 800kTON de producción anual de NH3
Capacidad de energía: 1,1, GW
Descripción: +1,1 GW desarrollo de proyectos eólico en propiedad de AES Colombia con uno de los mejores NCF del mundo ~50. Estado 408MW con licencia ambiental concedida y los 1,1 GW con RTB para 2024. 549 MW con conexión para inyección a red (Fenoge, 2023).
Con el proyecto piloto de producción de hidrógeno verde El Grupo EPM forma parte de dicha Ruta, que tiene como uno de sus objetivos desarrollar habilidades e innovaciones basadas en fuentes de energía limpias y renovables que puedan ser escaladas para proyectos que permitan el uso del hidrógeno a nivel local e internacional en el futuro, lo cual permite generar conocimiento sobre el manejo, los costos, las e ciencias, el desempeño y operación de este recurso. El piloto se lleva a cabo gracias a la producción de biogás de las aguas residuales que se tratan en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, Antioquia. En esta primera etapa se producirán cerca de 5 kg de hidrógeno al día, con posibilidad de ampliación de hasta 10 kg/día. La infraestructura instalada permite realizar esta ampliación aumentando el número de electrolizadores de 5 a 10 unidades (EPM, 2024).
De acuerdo con lo mencionado, el proyecto pretende facilitar la explotación del conocimiento técnico acerca de su producción, gestión y usos diversos en el corto plazo, por medio de diferentes acciones tales como:
1
Realizar mezclas con biogás para la producción de electricidad de uso industrial.
La innovación tecnológica tiene sus ventajas, la reducción de gases de efectos invernadero (GEI), la generación de nuevos modelos de producción y consumo de energía basados en la utilización e ciente y sostenible de los recursos naturales y la promoción de usar otras fuentes de energías alternativas.
Figura 41: Proyecto piloto de producción de hidrógeno verde Grupo EPM (EPM, 2024)
Perspectivas del hidrógeno 2023
Con 145 miembros, el Consejo del Hidrógeno es una iniciativa global liderada por directores ejecutivos con una visión compartida y una ambición a largo plazo de hacer del hidrógeno la transición a la energía limpia
Figura 42: Miembros del consejo de Hidrogeno a nivel global, (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
El impulso al hidrógeno es fuerte
A nivel mundial, la industria ha anunciado más de 1.000 propuestas de proyectos a gran escala para nales de enero de 2023 (Figura 43). De todos, 795 pretenden estar total o parcialmente operativos para 2030, con una inversión total de 320.000 millones de dólares, inversión directa en cadenas de valor del hidrógeno para 2030 (de un total de 240 mil millones de dólares). Europa sigue liderando el mundo en propuestas de proyectos de hidrógeno, con la mayor inversión total.
América Latina y América del Norte siguen a Europa y cada una representa alrededor del 15% de la inversión reportada. El impulso es fuerte y la industria está planeando inversiones en hidrógeno limpio, pero todavía queda mucho por hacer. Para avanzar hacia el cero neto para el año 2050, las inversiones anunciadas para 2030 deben duplicarse, madurarse y desplegarse con creces (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
Las inversiones totales anunciadas para 2030 han aumentado un 35 por ciento en los últimos ocho meses, de 240 mil millones de dólares a 320 mil millones de dólares (Figura 44). Todos los niveles de madurez de los proyectos han aumentado entre un 30% y un 40%, pero todavía están fuertemente sesgados hacia proyectos en etapa inicial: casi la mitad de los proyectos se anuncian, pero aún no han entrado en la etapa de plani cación, no han recibido nanciación gubernamental, se encuentran en una plani cación avanzada o han tomado medidas. Europa lidera los anuncios, mientras que América del Norte lidera la inversión comprometida (10 mil millones de dólares). Le siguen Europa (7 mil millones de dólares), Oriente Medio (5 mil millones de dólares) y China (5 mil millones de dólares), donde China muestra el mayor crecimiento, de más del 200 por ciento.
En términos de nanciación gubernamental, los programas más importantes son en Europa (10.600 millones de euros concedidos), los créditos scales a la producción (45 V) y los créditos por captura y almacenamiento de carbono (45 kv) en Estados Unidos. En Japón y Corea del Sur, la nanciación se utilizó para apoyar la construcción de infraestructura (por ejemplo, gasolineras, cadena de valor del hidrógeno líquido en Japón), mientras que los clusters de hidrógeno en China recibieron nanciación gubernamental.
Producción a escala giga
Uso industrial a gran escala
Transporte
Economía H2 integrada
Proyectos de infraestructura
684 in mayo de 2022 1.046 proyectos
$320 mil millones de dólares inversiones necesarias para desarrollar proyectos hasta 2030
Corea, del sur, resto de Asia
Figura 43: Proyectos de Hidrogeno a nivel mundial. (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
A pesar de la tendencia positiva, menos del 10% de los 320 mil millones de dólares de inversiones anunciadas para 2030 son realmente capital comprometido. La industria está madurando debido a las tensiones en las cadenas de suministro, la escasez de mano de obra, el aumento de la in ación y las tasas de interés, y la falta de apoyo público en muchos mercados, todo lo cual puede ralentizar la adopción. Para 2030, la dotación debe aumentar más de veinte veces para alcanzar el escenario neto cero. Para que esto conduzca al despliegue de hidrógeno limpio, deben estar disponibles los recursos y equipos para garantizar el despliegue de proyectos de suministro de hidrógeno limpio, evitar cuellos de botella en la infraestructura y habilitar instalaciones para usuarios nales listas para usar hidrógeno (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023).
$320
Inversiones totales anunciadas
$170 mil millones de dólares
Inversiones maduras
Modelos de Negocios para proyectos Hidrogeno Verde
Aunque el potencial del hidrógeno verde es alto, actualmente no existen en el mercado modelos de negocio ni estructuras estándar sólidamente establecidos. Muchos actores internacionales solo participan en varios proyectos para ganar experiencia y compartir riesgos potenciales con otras partes interesadas. Sin embargo, a medida que el mercado madure en los próximos años y las empresas comprendan mejor los riesgos de los proyectos y los fondos de ganancias, estas adaptarán sus modelos de negocios para capturar más valor y tener éxito en el largo plazo.
Elegir el modelo de negocio adecuado será fundamental. Las empresas de diferentes sectores que participan en la industria del hidrógeno verde necesitan un modelo adecuado para ellas porque no existe una solución única para todos.
Un factor clave en este contexto son las capacidades que son relevantes para la cadena de suministro de hidrógeno, la cadena de suministro de gas o el desarrollo de proyectos en general. Además, depende de los recursos que tengan las empresas en estas áreas y de si pueden formar asociaciones con actores en diferentes posiciones para cubrir conjuntamente varios eslabones de la cadena de producción (Roland Berger, 2023).
¿Quién está haciendo qué?
Pasos de la cadena de valor
Desarrollador de proyectos
Suministro de tecnología
Proveedor de componentes
Especialista/ Jugadores puros
Modelos de negocio observados
Anunciadas Etapa de plani cación
Estudios de viabilidad Plani cación avanzada
Estudios FEED Comprometida en construcción operativa
Proveedor de tecnología
Proveedor de soluciones
Desarrollador puro
puro
puro
O&M Gestión de activos
O&M, proveedor de servicios, administrador de activos EPC puro
Proveedor de tecnología Llave en mano
Proveedor de soluciones integradas
Crecimiento de la inversión en 8 meses
de inversiones centradas en suministro
OEM: Fabricante de equipo (Original equipment manufacturer)
EPC: Ingeniería y construcción, En este tipo de contrato, un único contratista es responsable de todas las actividades relacionadas con el proyecto, desde el diseño inicial hasta la entrega nal.
O&M: Operación y mantenimiento
Figura 44: Inversiones en hidrógeno hasta 2030, miles de millones de dólares. (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2023)
Figura 45: Modelos de negocio actuales en proyectos de producción de hidrógeno verde. (Roland Berger, 2023)
Los OEM fabrican el equipo necesario para proyectos de producción de hidrógeno verde, las empresas EPC brindan los servicios de ingeniería, adquisición y construcción necesarios para el proyecto.
Actualmente compiten tres modelos. En primer lugar, vemos a actores como desarrolladores, OEM o empresas EPC actuando como actores puros. Este modelo está muy extendido y, a menudo, lo adoptan las empresas con sede en Europa. En segundo lugar, encontramos actores que asumen el papel de proveedores de tecnología, combinando funciones de tecnología (OEM) e instalación (EPC). Este modelo se da en todas las regiones y es particularmente favorecido por los actores estadounidenses. En tercer lugar, vemos proveedores de soluciones, con todos los roles cubiertos por un grupo o conglomerado. Este modelo es típico de los jugadores asiáticos (Roland Berger, 2023).
Celdas de combustible
Hidrógeno
Captura, utilización y almacenamiento de carbono
Hidrógeno renovable
Distribución de hidrógeno
hidrógeno
en 2024
Principales tendencias del
La Figura 46 muestra el impacto de las 10 principales tendencias de la economía del hidrógeno en las empresas en 2024 y las 20 empresas emergentes prometedoras en este sector (StarUs Insights, s.f.).
La economía del hidrógeno está impulsada por las aplicaciones de pilas de combustible, los vehículos de pila de combustible y la demanda de energía. En particular, la captura, uso y almacenamiento de carbono y el hidrógeno renovable (CCUS) in uirán en todas las demás tendencias relacionadas con la producción limpia de hidrógeno.
La gasi cación de biomasa, una de una serie de tecnologías X-to-Hydrogen-to-X, ofrece otro método sostenible para la producción de hidrógeno. Además, la distribución y el almacenamiento de hidrógeno van de la mano, ya que la distribución depende directamente de una capacidad adecuada de almacenamiento y procesamiento de combustible. Por último, otras aplicaciones importantes del hidrógeno incluyen la cogeneración de calor y energía (CHP) y la propulsión ecológica, lo que demuestra la versatilidad del hidrógeno como portador de energía (StarUs Insights, s.f.).
Electrolisis avanzada
X a Hidrogeno a X
Licuefacción y comprensión del hidrógeno
Calor y energía combinados
Portadores de hidrogeno
Propulsión del hidrógeno
Startups y compañías emergentes analizadas
Figura 46: Principales tendencias de la industria del hidrogeno 2024, (StarUs Insights, s.f.)
A continuación, se detallan cada una de las tendencias según el estudio de StarUs Insights (StarUs Insights, s.f.):
Electrólisis avanzada
Pilas de combustible de hidrógeno
Las pilas de combustible de hidrógeno producen electricidad instantáneamente y también ayudan a satisfacer la demanda. Esto último es particularmente importante porque el hidrógeno cierra la brecha entre las uctuaciones en la producción de electricidad para sistemas de energía renovable (RES) y una red alimentada exclusivamente por fuentes de energía renovables. Las pilas de combustible de hidrógeno resuelven los problemas de respuesta de la demanda actuando como fuente de energía y como reserva de energía durante meses.
Las pilas de combustible también se utilizan en el transporte marítimo, terrestre y aéreo, así como en barcos, trenes, aviones, drones, coches, camiones y autobuses. En particular, los vehículos comerciales pesados se convertirán en el foco principal de la economía del hidrógeno, ya que generan una proporción signi cativa de gases de efecto invernadero.
Hidrógeno renovable
La producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía renovables permite la descarbonización a gran escala. El uso de energía renovable para producir hidrógeno verde elimina las emisiones de dióxido de carbono que normalmente dominan la producción tradicional de hidrógeno a partir de combustibles fósiles. La energía solar ofrece alternativas para la producción de hidrógeno, por ejemplo, con la división fotocatalítica del agua o la división termoquímica del agua.
Al utilizar concentradores solares en estos conjuntos, las nuevas empresas logran altos niveles de radiación para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno. Además, las turbinas eólicas también promueven la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis. Junto con las pilas de combustible o los portadores de hidrógeno, las fuentes renovables permiten una respuesta e ciente a la demanda energética. Aunque actualmente a menor escala, algunas empresas están utilizando la energía hidroeléctrica para producir hidrógeno.
El desarrollo de tecnologías avanzadas de electrólisis permite una mejor escalabilidad de las unidades de producción de hidrógeno. Cada vez más favorecidos debido a la reducción de los gastos operativos, así como de los gastos de capital, los electrolizadores de membrana de intercambio de protones o de membrana de electrolito polimérico (PEM) sirven tanto para nes industriales como residenciales.
Los electrolizadores de óxido sólido (SOE) y los electrolizadores de membrana de intercambio aniónico (AEM) son otros electrolizadores típicos. Debido a la baja temperatura de funcionamiento, los SOEs no utilizan metales preciosos como catalizadores, mientras que los electrolizadores AEM utilizan iones de hidróxido para uir a través de la membrana. La e ciencia general de los electrolizadores depende de las placas bipolares, el material de los electrodos y los catalizadores utilizados en la reacción.
X a Hidrogeno a X
La economía del hidrógeno depende no sólo del hidrógeno, sino también de los intermediarios químicos del combustible, que son útiles en sí mismos. Los combustibles electrónicos, como el e-metanol, producen bajas emisiones de dióxido de carbono, se derivan del hidrógeno y se integran directamente en los motores de combustión interna.
El metanol y el metano son otras sustancias químicas que son subproductos de la producción de hidrógeno y hacen que el hidrógeno recircule. Especialmente crítica en términos de descarbonización es la conversión de residuos en hidrógeno. Hoy en día, los startups lo logran mediante procesos de gasi cación, pirólisis, fermentación y reformado. Las soluciones de conversión de residuos en hidrógeno tienen como objetivo resolver la crisis de los residuos y producir hidrógeno con cero o bajas emisiones de carbono.
Portadores de hidrogeno
Aunque el hidrógeno suele transportarse en forma líquida o gaseosa, las limitaciones de manipulación y uso del hidrógeno puro suponen una pesada carga para los contenedores de almacenamiento. Los portadores de hidrógeno son hidruros o compuestos de hidrógeno formados por la reacción química de un metal o sustancia química con hidrógeno. Suelen ser fáciles de transportar a largas distancias.
Almacenar estos portadores también es conveniente y, con investigación y desarrollo (I+D) adicional en portadores de hidrógeno, las nuevas empresas buscan aumentar la pureza y la e ciencia del proceso de separación para recuperar el hidrógeno. Los hidruros metálicos, como los hidruros de magnesio, también tienen la capacidad de almacenar químicamente hidrógeno en su red metálica. También se están investigando y desarrollando LOHC, hidruros químicos y nanoestructuras para el transporte de hidrógeno.
Captura, utilización y almacenamiento de carbono .
La producción actual de hidrógeno utiliza principalmente combustibles fósiles, lo que hace que el hidrógeno producido sea insostenible. Los métodos populares como el reformado de metano con vapor y la gasi cación del carbón aumentan los gases de efecto invernadero. Hasta que las alternativas sean rentables y energéticamente e cientes, seguirán siendo la principal fuente de producción de hidrógeno. El uso de CCUS, o tecnología del hidrógeno azul, reduce signi cativamente el impacto medioambiental de los métodos de producción tradicionales.
Estas tecnologías se integran en grandes instalaciones de producción de hidrógeno para reducir las emisiones de dióxido de carbono o convertirlas en materia prima para otros procesos. Por ejemplo, CCUS permite la producción de fertilizantes y es útil para la
recuperación de petróleo (EOR). Además, la formación de subproductos sólidos del carbón es una forma e caz de reutilizar los residuos de la producción de hidrógeno. Además, desviar lasemisiones de dióxido de carbono gaseoso hacia otros procesos industriales garantiza cero residuos y ciclos de emisiones.
Distribución de hidrógeno
El mayor obstáculo para construir una economía del hidrógeno es el transporte y la distribución del combustible. Dependiendo del lugar de producción y uso, se consideran diferentes métodos de distribución de hidrógeno, esta puede ser regional a través de nuevos gasoductos, aunque la modernización de los actuales gasoductos está ganando terreno. Los trenes y barcos también transportan hidrógeno entre regiones, ya sea en forma líquida o gaseosa.
Los remolques tubulares y los camiones cisterna para líquidos son soluciones viables para la distribución de hidrógeno en carretera. La manipulación de contenedores de hidrógeno es importante debido a la in amabilidad y la naturaleza quebradiza del material. Las estaciones de servicio de hidrógeno también habilitan autopistas de hidrógeno y mitigan los desafíos de reabastecimiento de combustible de los vehículos con celdas de combustible de hidrógeno, especialmente en camiones y autobuses.
Licuefacción
y compresión del hidrógeno
La necesidad de desarrollar contenedores que almacenen hidrógeno es decisiva para ampliar la economía del hidrógeno. La forma más utilizable de almacenar hidrógeno líquido es en tanques criogénicos, también conocidos como dewars. Estos contenedores manejan hidrógeno líquido a una temperatura de -253 C, sin fugas,
manteniendo la pureza. Hay varios tipos de dewar que van desde el Tipo I al Tipo IV, dependiendo de los materiales de las paredes y su capacidad de carga. Además, los tanques de almacenamiento de gas comprimido son útiles para almacenar gas hidrógeno a alta presión.
El gas hidrógeno es relativamente más fácil de manejar en comparación con el hidrógeno licuado debido a las limitaciones de temperatura de este último. Sin embargo, no está listo para su uso en aplicaciones industriales. El hidrógeno criocomprimido implica el almacenamiento de hidrógeno a alta presión para disminuir la ebullición tras la exposición a la atmósfera, lo que lo hace rentable y fácil de manejar.
Calor y energía combinados
Descarbonizar el sector de cogeneración es uno de los objetivos de la economía del hidrógeno. Las metodologías actuales incluyen la mezcla de hidrógeno en tuberías de gas natural existentes para calentar espacios industriales y residenciales. Los estándares de seguridad permiten que la mezcla incluya hasta un 10% de hidrógeno y permiten que las tuberías existentes manejen el gas de manera segura.
El hidrógeno mezclado también es útil en generadores y turbinas de gas estacionarias, ya que reduce las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) durante la generación de energía. Además, nuevos tipos de calderas de combustión y bombas de calor híbridas también utilizan hidrógeno para lograr una calefacción sostenible.
Propulsión del hidrógeno
La utilización de hidrógeno como combustible para la propulsión espacial es prometedora, ya que tiene una relación energía-densidad decente en forma líquida. La propulsión implica el uso directo de combustible de hidrógeno para impulsar cohetes, aviones y jets con sistemas de oxígeno-hidrógeno líquido.
Los últimos avances en la tecnología espacial contemplan la
combinación de hidrógeno con otros combustibles para impulsar turbinas y propulsores para lograr una propulsión ecológica. Los sistemas híbridos-eléctricos son notables en términos de lograr una movilidad con bajas emisiones. El peróxido de hidrógeno, un derivado del hidrógeno es un combustible alternativo que se está investigando por su potencial utilidad para la propulsión de vehículos espaciales.
Las empresas emergentes prometedoras
A continuación, se describen 20 startups y scaleups (empresas de ampliación) prometedoras, así como las soluciones que desarrollan. Estas nuevas empresas emergentes de tecnología de hidrógeno fueron seleccionadas cuidadosamente en función de criterios como el año de fundación, la ubicación, los fondos recaudados y más. EE. UU. y Europa albergan la mayoría de estas empresas, mientras en India se observa una mayor actividad (ver Figura 47). A continuación, se presenta una pequeña descripción de cada compañía, tomada de (StarUs Insights, s.f.).
Figura 47: Ubicación de empresas emergentes (StarUs Insights, s.f.).
Diseña y desarrolla vehículos propulsados por pilas de combustible de hidrógeno. Los vehículos de la startup utilizan tecnología de pilas de combustible de hidrógeno y baterías eléctricas para lograr una movilidad sin emisiones. Solo tardan 5 minutos en repostar y tienen una autonomía mayor que los vehículos que funcionan con baterías. Además, los vehículos cuentan con un acabado antimicrobiano en todas las super cies de contacto habituales, aumentando la seguridad de todos los pasajeros. La gama de productos H2X incluye coches, furgonetas y vehículos comerciales pesados con pila de combustible de hidrógeno.
BWR Innovations
La startup estadounidense BWR Innovations ofrece soluciones portátiles de pilas de combustible de hidrógeno. El generador de pila de combustible Sol Source SFC110 es un producto de desinfección impulsado por pila de combustible de BWR Innovations. Es un generador y calentador de pila de combustible portátil que inactiva diversos contaminantes biológicos, incluidos virus, bacterias, parásitos y hongos. El dispositivo desinfecta habitaciones de hasta 600 pies cuadrados sin dejar residuos químicos ni toxinas. Permite la desinfección gratuita de instalaciones y equipos, incluidos los equipos de protección individual (EPI). Los usuarios también rastrean los productos desde sus computadoras o dispositivos móviles.
HiSeas Energy
La startup estadounidense HiSeas Energy desarrolla turbinas eólicas marinas para alimentar electrolizadores. La plataforma HiSeas Free-Floating Offshore Wind Turbine (FFWOT) proporciona una plataforma estable, de bajo costo y de baja masa para turbinas de hasta 40 MW. El suministro de energía a la costa se completa
mediante portadores de hidrógeno orgánico líquido (LOHC), y el hidrógeno verde se suministra a partir de la electrólisis del agua. Cada plataforma de electrólisis/LOHC está conectada a las turbinas de startup a través de cables de alimentación del fondo marino.
HY2GEN
La startup alemana HY2GEN utiliza energía solar para producir hidrógeno verde. El proyecto de la startup, SUNRHYSE, alimenta una planta de electrólisis de 30 MW utilizando electricidad verde a través de paneles solares. En este proceso, HY2GEN suministra hidrógeno para los sectores marítimo y de movilidad. El objetivo de este proyecto es permitir precios competitivos del hidrógeno, garantizar el transporte y la distribución, así como establecer instalaciones de almacenamiento de energía para complementar la red. La startup participa en varios proyectos, como HYNOVERA, que sintetiza combustibles electrónicos mediante gasi cación de biomasa mediante hidrógeno verde.
Alchemr
La startup estadounidense Alchemr diseña electrolizadores AEM para producir hidrógeno. Su tecnología AEM permite una baja degradación de electrolitos con el uso de membranas delgadas y duraderas, lo que resulta en una producción óptima de hidrógeno. Estos electrolizadores no requieren metales nobles como catalizadores, lo que reduce los gastos de capital. Los electrolizadores AEM están conectados a entradas de energía renovables (RES) o ampliadas para la producción de hidrógeno a gran escala, con una capacidad de hasta 100 MW.
La startup española H2B2 desarrolla electrolizadores escalables para uso tanto residencial como industrial. EL580N es el electrolizador a gran escala de la startup, con capacidad para producir 1.251 kg de hidrógeno al día. La startup fabrica el electrolizador a medida según los estándares regionales y lo integra
en un contenedor de 40 pies. Viene con marcado CE, así como con estudios de peligros y operatividad (HAZOP) realizados, junto con una opción para sellos ETL. Además, la startup fabrica una amplia gama de otros electrolizadores, desde pequeña hasta mediana escala.
CYRUS
La startup griega CYRUS diseña compresores de hidrógeno de hidruro metálico (MHC) para aplicaciones de transporte. El MHC de propulsión térmica de la startup absorbe hidrógeno a baja presión y temperatura y luego lo desintegra a mayor presión elevando la temperatura con una fuente de calor externa. Estos compresores son adecuados para su funcionamiento en FER o instalaciones de calor residual industrial y no utilizan materias primas críticas. Además, debido a la producción de ruido cero y bajo impacto ecológico, los compresores se pueden instalar en áreas residenciales.
Ossus
Biorenewables
Utiliza aguas residuales para la producción de hidrógeno, la startup india Ossus Biorenewables produce biohidrógeno a partir de aguas residuales. El dispositivo de la startup, OB HYDRACEL, es una solución autoalimentada que produce hidrógeno a partir de e uentes de plantas industriales. Se trata de un dispositivo reequipable, con su propio generador de energía y diseñado para parecerse a una tubería. OB HYDRACEL se conecta directamente a tuberías de e uentes en fábricas y centros industriales. El dispositivo permite tanto la puri cación de aguas residuales como la producción de hidrógeno en plantas industriales.
Facilita la producción de hidrógeno in situ, la startup española H2SITE ofrece soluciones de producción de hidrógeno in situ que producen hidrógeno renovable para pequeñas y medianas empresas. La startup utiliza materias primas como amoníaco y metanol como portadores de hidrógeno. Su tecnología de reactor de membrana permite a las industrias, los generadores de energía y los vehículos reducir los costos del hidrógeno al producirlo in situ. Además de las pymes, H2SITE también atiende a los sectores del gas natural, la movilidad y los recursos energéticos distribuidos.
H2Heat Technology
La startup canadiense H2Heat proporciona aleaciones metálicas para el almacenamiento de hidrógeno. El sistema de la startup almacena átomos de hidrógeno en un nanocompuesto de estado sólido basado en aleaciones metálicas complejas mediante enlaces atómicos y un sistema de microtransferencia de calor. El gas H2 pasa a través de una placa especial para disociar las moléculas de hidrógeno en átomos de hidróxido. Además, almacena hidrógeno a una densidad de almacenamiento mayor que el hidrógeno comprimido, con alta pureza. Debido a que opera a menor presión, la plataforma también es una alternativa más segura que los sistemas de almacenamiento tradicionales.
Horisont Energi
La startup noruega Horisont Energi utiliza CCUS para sintetizar hidrógeno azul y amoníaco azul. Arctic Blue Hydrogen es el producto de la startup, que ayuda a suministrar hidrógeno azul a la economía del hidrógeno. Con su solución de almacenamiento de carbono Polaris, la empresa utiliza hidrógeno para producir amoníaco azul para su transporte y almacenamiento, lo que permite un uso generalizado del hidrógeno azul. El amoníaco se descompone en hidrógeno en el destino y, además, el amoníaco por sí solo proporciona 4,02 MWh de energía libre de carbono por metro cúbico.
Found Energy
Desarrolla sistemas de distribución de energía de hidrógeno. La startup estadounidense Found Energy desarrolla tecnología que utiliza aluminio metálico para producir hidrógeno según la demanda para el transporte de energía. Su proceso extrae energía de forma segura a través de la rápida corrosión del aluminio cuando se expone al agua. La tecnología de Found Energy llena el vacío en la distribución y está probando su solución a escala industrial de 1 a 10 megavatios a través de paquetes de combustible modulares ajustables y de alta pureza. Esto permite que la energía renovable compita con los combustibles fósiles, por ejemplo, en aplicaciones de la industria pesada.
turbogeneradores de la startup que producen energía eléctrica a bordo. Cuando se utilizan junto con baterías, ofrecen hasta 10 veces más alcance que los sistemas de avión totalmente eléctricos.Los turbogeneradores combinan generadores eléctricos y turbinas, equipados con intercambiadores anulares integrados que permiten la recuperación de energía de los gases de escape, estos permiten un menor gasto de peso en el vehículo, aumentando la e ciencia en los desplazamientos. La startup también diseña un motor turbohélice de bajas emisiones, el TP-R90.
Beyond Scroll
Empresa suiza que fabrica compresores scroll sin aceite para hacer que la producción de hidrógeno verde sea más e ciente y rentable. Su tecnología comprime hidrógeno a presión atmosférica sin contaminación, reduciendo los componentes del sistema y los costos de mantenimiento. Los compresores compactos de Beyond Scroll funcionan a altas velocidades desde presiones bajas a medias con solo 120 kWe de potencia de entrada, abordando una de las principales limitaciones de la tecnología de compresión.
Turbotec
La startup estadounidense Susteon proporciona hidrógeno azul utilizando tecnologías CCUS. La startup desarrolla generadores compactos de H2 distribuidos para crear hidrógeno presurizado de alta pureza mientras captura CO2. Esta tecnología se basa en un plasma catalítico no térmico que activa el metano para producir gas de síntesis. El gas de síntesis se puri ca y comprime para generar hidrógeno libre de carbono, de alta pureza y a alta presión. La startup también desarrolla nanocatalizadores para la pirólisis de metano libre de carbono, produciendo hidrógeno azul.
Turbotech
La startup francesa Turbotech diseña sistemas de propulsión híbridos-eléctricos para aviones y vehículos eléctricos de despegue y aterrizaje vertical (E-VTOL). TG-R55 y TG-R90 son los
Desarrolla turbinas de gas de hidrógeno para cogeneración. La turbina de gas alimentada por hidrógeno de la startup, TURBOTEC HyTG-550, está diseñada como una unidad generadora y de propulsión marina. El motor ofrece 550 kW de potencia eléctrica y una unidad CHP que proporciona hasta 950 kW de potencia térmica. La turbina es modular y puede caber en un contenedor de envío cúbico de 20 pies de alto. También es adecuado para la paralelización con el n de obtener la potencia deseada en un sistema eléctrico híbrido más grande. Además, la startup ofrece HyTG-100, un generador de turbina de gas alimentado con hidrógeno adecuado para la aviación híbrida-eléctrica ligera y a generación de energía en CHP o unidades marinas.
Ursa Major Technologies
La startup estadounidense diseña sistemas de propulsión de hidrógeno líquido. Samus es el motor de hidrógeno líquido de 50.000 lbf (libras por pulgada cuadrada) de la startup. Es una solución de propulsión de etapa superior de combustión por etapas rica en combustible apta para aplicaciones de lanzamiento espacial de clase media y pesada. La solución produce cero emisiones y su arquitectura se deriva de proyectos anteriores de la startup: un motor de combustión por etapas rico en oxidantes y un motor de queroseno y oxígeno líquido de 35 000 lbf.
Protium Green Solutions
Con sede en el Reino Unido, empresa de servicios de energía de hidrógeno verde, implementa soluciones de cogeneración para calefacción industrial basada en hidrógeno. El Proyecto HyLADDIE es el proyecto piloto de la startup que implementa calefacción industrial sin emisiones. El proyecto contemplará la instalación y operación de cámaras de combustión dinámica (DCC) que utilizan hidrógeno como combustible.La startup también proporciona quemadores, sistemas de cogeneración y productos de calderas preparados para hidrógeno para ofrecer soluciones de calor sin emisiones utilizando hidrógeno verde como fuente. Además de CHP, la startup trabaja en aviación de cero emisiones, especí camente en Project Heart, su iniciativa de aviación basada en hidrógeno.
Hiringa Energy
La startup Hiringa Energy, con sede en Nueva Zelanda, acelera la economía del hidrógeno mediante el desarrollo de una red de repostaje de hidrógeno en toda Nueva Zelanda. La startup Hiringa Energy, con sede en Nueva Zelanda, acelera la economía del hidrógeno mediante el desarrollo de una red de repostaje de hidrógeno en todo el país. Centrada principalmente en el mercado de vehículos pesados, la startup diseña un plan en tres fases para la construcción de la red de repostaje. El objetivo nal es proporcionar acceso a más de 100 estaciones de servicio para 2030.
La red de recarga incluye unidades de generación centralizada con recarga distribuida, generación distribuida y generación de terceros con compra. La puesta en marcha tiene en cuenta la distancia desde los sitios de suministro de hidrógeno y la frecuencia de agregación de otas para elegir los sitios de repostaje.
Hydrogravix
Desarrolla un generador de energía eléctrica de transferencia de masa en paralelo, Hydrocycler, una tecnología que opera en un sistema de circuito cerrado. Este sistema utiliza electrólisis para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno y luego los recombina para generar electricidad y producir agua. Este sistema establece un ciclo autosostenible de suministro de energía y agua. El Hydrocyler es un generador de energía eléctrica de transferencia de masa en paralelo.
Cadena de valor del hidrógeno
En la actualidad, la cadena de suministro de hidrógeno verde es mínima y el uso de hidrógeno verde se limita a proyectos pequeños y pruebas piloto. Se espera que su crecimiento proyectado sea implementado para la transición energética que se busca, en la Figura 48 se presentan las principales etapas o eslabones de la cadena de suministro del hidrógeno comprendida por la producción, acondicionamiento, almacenamiento, transporte y uso nal, a continuación, se realizará una descripción de algunos de estos eslabones.
Producción
Electroquímica
Electrolizador PEM
Electrolizador ALK
Electrolizador HT
Termoquímico
Reformado de metano a vapor (SMR)
Refoemado de biometano (pequeña y media capacidad)
Gasi cación
Valorización de H2 como subproducto
AcondicionamientoAlmacenamientoTransporteRestitución Dispensación (movilidad)
Tanques
Compresión
Compresor
Licuefacción
Licuefactor
Tanques de acero
Tube trailer
Taque de acero (PM)
Tanque compuesto (PA)
Ductos de H2
Camión
Tren/barcaza
Transporte dedicado de H2
Mezcla de H2 con gas natural
Almacenamiento subterráneo (Yacimientos salinos)
Tanque de almacenamiento de H2 líquido
Hidrogenación
Líquidos orgánicos portadores de H2 (LOCH)
Hidrogenación
Absorción sólida (hidruro de baja temperatura
Tanque de líquidos orgánicos portadores de H2
Material sólidoHidruro metálico
Camión
Barco
Tren/barcaza
Regasi cación
Bomba criogénica
(aplicaciones de alta demanda)
Figura 48: Cadena de producción, acondicionamiento, almacenamiento y distribución del hidrógeno verde y gris (Maio et al., 2019)
Deshidrogenación
según el material de absorción
Almacenamiento físico
Almacenamiento en materiales
Una vez se percibe la caída de los costos de producción de hidrógeno, los costos de distribución se hacen más relevantes. Para la producción y distribución, están surgiendo tres tipos de cadenas de valor: compradores de hidrógeno a gran escala que se encuentran muy cerca de fuentes renovables favorables o sitios de almacenamiento de gas y carbono que utilizarán la producción en el sitio; consumidores más pequeños, por ejemplo, las estaciones de servicio o los hogares, que requerirán una distribución regional; y, en regiones sin recursos óptimos, tanto los compradores grandes como los pequeños pueden depender de las importaciones de hidrógeno (ver Tabla 12).
Pasos de la cadena de valor de ejemplo
Cadena de valor H2
En sitio
Ejemplo de usuario nal (Europa, 2030)
Comprador industrial a gran escala
Producción
*Producción renovable/ baja en carbono
Conversión/transmisión
*Almacenamiento in situ durante un promedio de 1 día
1.6-2.3 USD/Kg0.5 USD/Kg
Regional
Internacional
Estaciones de repostaje H2 (HRS)
Producción renovable/ baja en carbono
*Conversión a LH2 y almacenamiento por un promedio de 1 día o
*Almacenamiento como GH” durante una media de 1 día y compresión a 700 bar
Comprador industrial a gran escala
Producción renovable/ baja en carbono
*Camión como LH2 para 300 KM + funcionamiento de 1.000 Kg LH2 HRS o
1
*Tubería como GH2 durante 300 Km y funcionamiento de 1.000 Kg GH2 HRS
1.6-2.3 USD/Kg0.7 USD/Kg 1.0-2.0 USD/Kg
*Gasoducto internacional por ~9.000 Km y almacenamiento en puerto por un promedio de 2 semanas o
*Conversión/reconversión de transportista, envío por ~9.000 Km y almacenamiento en el puerto por un promedio de 2 semanas Distribución
*Transporte en camión como LH2/GH2 durante 300 Km y almacenamiento en el sitio durante un promedio de 1 día o
*Tubería como GH2 durante 300 Km y almacenamiento in situ durante un promedio de 1 día
1.0-1.4 USD/Kg0.6-3.5 USD/Kg 0.1-2.0 USD/Kg
1 Se re ere al uso de la tubería existenten al centro industrial
Tabla 12: Cadenas de distribución de hidrógeno emergentes
~2-3
Costo, USD/Kg
Tendencias claves del hidrógeno y nuevas fuentes de ingresos para servicios públicos
El sector de servicios públicos está presenciando una evolución de megatendencias de las 3D a las 5D: desde la descarbonización, la descentralización y la digitalización (3D) hasta las 3D+desregulación+despoblación (5D), estás se convertirán en la corriente principal e in uirán en las futuras iniciativas estratégicas de las empresas de servicios públicos para la evolución e implementación del hidrógeno (Frost & Sullivan, 2022). En la siguiente Figura se puede ver en qué consisten y ejemplos representativos en regiones estratégicas.
Desregulación
De una estructura de monopolio a entidades comerciales desagregadas
Descentralización
Las fuentes de energía cambiantes y la caída de los costos de energía aumentan la adopción de recursos de energía distribuída (DER) y convierten a los consumidores en prosumidores
DESCARBONIZACIÓN
El compromiso global con la sostenibilidad ha acelerado las iniciativas de reducción de emisiones en todos los segmentos del mercado
Digitalización
Las empresas de todos los sectores han sido rede nidos tras la convergencia de la tecnología operativa (OT) y la tecnologá de la información (TI)
Despoblación
La disminución de la población proyectada en las principales economías de Asia y el Pací co creará desafíos de sostenibilidad para los propietarios de activos
El mercado eléctrico vietnamita se encuentra en la etapa nal de las reformas sectoriales destinadas al desarrollo de un mercado minorista competitivo que operará en paralelo con el mercado mayorista
Los subsidios atractivos, la promoción de los sistemas solares fotovoltáicos en los techos y las reformas del mercado eléctrico han fomentado el crecimiento del mercado. En 2021, Japón representó el 62.2% de todos los sistemas e ingresos de la región
Red líder de Asia oriental y Australia-Nueva Zelanda objetivos de cero emisiones, seguidos por Vietnam, Singapur y Tailandia.
En 2019, EVN anunció que su programa de respuesta a la demanda (DR) se implementará en fases, comenzando con los clientes industriales. EVN espera minimizar su demanda máxima en al menos 300 MW para 2025
Japón fue uno de los primeros países en enfrentar una rápida despoblación, mientras que se espera que otros países de la región sean testigos de lo mismo en la próxima década. Las empresas de servicios públicos han reconocido la necesidad de desarrollar ujos de ingresos para abordar estos desafíos
Figura 49: Nuevas fuentes de ingresos para servicios públicos (Frost & Sullivan, 2022)
Capítulo 4
La regulación y la normatividad en el hidrógeno
•Regulación y políticas claves
•Acciones a nivel mundial para impulsar la industria del hidrógeno
•Estandarización y normas de procesos
•Guías o lineamientos para la elaboración de políticas
•Pilares de la Hoja de Ruta para la implementación del hidrógeno en Colombia
•Marco regulatorio del hidrógeno en Colombia
Ideas clave
Dada la complejidad del desafío que afronta la transición energética mundial, los formuladores de políticas deben implementar una combinación de capacidades e iniciativas regulatorias cuidadosamente diseñadas, adaptadas y basadas en prioridades estratégicas para lograr los bene cios que ofrece el hidrógeno en relación con las bajas emisiones de carbono.
Identi car riesgos y oportunidades a corto plazo y apoyar la adopción inicial de tecnologías clave para la evolución e implementación del hidrógeno en las regiones.
Métodos de apoyo a los primeros programas nancieros y reducir el riesgo de inversión.
Centralizar el I+D, para obtener bene cios agregados para reducir las emisiones de carbono a nivel regional y mundial.
Conocer e implementar programas de certi cación para fomentar la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono y crear oportunidades de mercado a nivel global.
Se destaca el trabajo que vienen realizando entre otros Australia, Japón, Corea del Sur, la Unión Europea, Alemania, Reino Unido, Estados Unidos y Chile en la elaboración de sus hojas de ruta, la creación de los primeros fondos de nanciación para la investigación y el desarrollo de proyectos de producción, almacenamiento, transporte, uso e infraestructura del hidrógeno, la elaboración de los primeros borradores normativos y los estándares que hoy existen para garantizar la seguridad y calidad de este energético
Regulación y políticas
claves
Las tendencias políticas y económicas mundiales afectan el uso del hidrógeno. La velocidad de implementación está in uenciada no solo por las regulaciones, aunque sean críticas, y los compromisos del sector privado, sino también por factores como el estado de la economía global, la geopolítica, los precios de las materias primas y el estado de las cadenas de suministro globales. El mundo se está recuperando de la pandemia de COVID-19, que provocó un rápido aumento de la actividad económica en medio de las recientes interrupciones de la cadena de suministro y la alta in ación. El desarrollo económico es desigual en diferentes regiones geográ cas y las perspectivas de crecimiento son inciertas. (Sanahuja & Stefanoni , 2022).
El hidrógeno es una de las principales estrategias empleadas por los gobiernos para la descarbonización de la economía y de los sectores industriales productivos de los países, se han evidenciado que los esfuerzos en la de nición y estructuración de políticas es aún muy incipiente (Figura 50), si bien en la Unión Europea se registran desarrollos desde 2014, en su mayoría estos avances iniciaron desde 2018, conjuntamente se justi can dos enfoques: por un lado países y regiones que comenzaron a enunciar y elaborar políticas de gobierno que impulsan el desarrollo del hidrógeno y toda la industria necesaria para su operación; y por el otro, países que comenzaron a estandarizar y normalizar algunas actividades de la cadena de valor del hidrógeno que buscan garantizar la seguridad y la calidad del hidrógeno (International Energy Agency, 2021).
Aún se percibe como muy incipiente
Algunos desarrollos se registran a partir de 2014, con mayor incidencia desde 2018
Países y regiones especí cos que trabajan en la de nición de la normalización y el establecimiento de leyes
Asia Pací co
EMEA
Latinoamérica
Regulación y políticas claves
Desarrollos legales
Estandarización y normas de procesos
Norte América
Intergubernamentales
Unión Europea
Estados Unidos
Figura 50 Esquema de desarrollo legal y político a nivel mundial. Elaboración propia. Datos tomados de (Baker McKenzie, 2020) (IRENA, 2021)
Esquemas de certi cación de hidrógeno a nivel internacional
El hidrógeno desempeñará un papel central en la transformación de la energía como medio de almacenamiento y como vector de energía. Sin embargo, esto solo se aplica al hidrógeno verde producido a partir de fuentes de energía renovables, lo cual se puede asegurar por medio de una certi cación que ofrece a las partes interesadas la posibilidad de proporcionar una prueba de terceros de producción de hidrógeno amigable con el clima. Hoy en día, se produce en todo el mundo un volumen anual aproximado de más de 600.000 millones de m3 de hidrógeno, la mayor parte del cual se suministra a la industria química. En el futuro el hidrógeno también se utilizará como sistema de almacenamiento de energía procedente de fuentes renovables y en el sector del transporte (TÜV SÜD, 2020).
Los sistemas de certi cación de hidrógeno incluyen reglas y procedimientos para estandarizar los procesos de monitoreo y certi cación de sus características ambientales (por ejemplo, materia prima, intensidad de gases de efecto invernadero, producción por medio de energías renovables o no). En la siguiente gura se muestra un esquema de los principales componentes del sistema de certi cación de hidrógeno (Ángel & Márquez, 2022).
Etiquetas
Datos a recopilar
Atributos
Requerimientos
Criterios de cumplimiento
Metodología
Manejo de atributos
Origen
Emisiones de GEI en ciclo de vida
Datos del dispositivo de producción
A continuación, se describen los diversos esquemas de certi cación de hidrógeno mundialmente reconocidos tanto en las fases de trabajo como de desarrollo hasta el 2022. Estos sistemas cubren varios campos y utilizan diferentes referencias y pasos. Esto signi ca, por ejemplo, que la de nición de hidrógeno verde no es uniforme y el producto nal, hidrógeno verde, tienen diferentes propiedades ambientales dependiendo del sistema de certi cación relacionado. El desarrollo de sistemas de certi cación de hidrógeno aún está en etapa de maduración. Las primeras etapas referentes a los certi cados de hidrógeno se lanzaron en Europa en 2019 implementando CertifHy® una coalición público-privada que emite certi cados de hidrógeno llamados "garantías de origen". Al mismo tiempo, se evidenciaron algunas iniciativas privadas que buscan certi car hidrógeno para nes de divulgación, reputación y/o publicitarias, especí camente en el sector industrial que quieren recibir certi caciones voluntarias, así como los esquemas de TÜV SÜD1, TÜV Rheinland2, el Zero Carbon Certi cation Scheme3 y el GH24 (Ángel & Márquez, 2022).
Sistema Book and Claim vs. Balances de masa
Funcionamiento del esquema
Veri cación de cumplimiento
Figura 51 Principales componentes de un sistema de certi cación de hidrógeno (Ángel & Márquez, 2022)
Auditoría Informes
Aunque no existe un sistema global de certi cación de hidrógeno, la organización international Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy, (IPHE) ha desarrollado una propuesta metodológica y un marco analítico de métodos armonizados para determinar las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con la unidad de hidrógeno producido (IPHE, 2021) que puede subyacer al sistema certi cado internacional. Sin embargo, este marco analítico no proporciona orientación sobre los umbrales de intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero, ya que seguirá siendo responsabilidad de cada país (IPHE, 2021). Está claro que las terminologías comunes y los límites de emisión facilitan el comercio internacional de hidrógeno (Ángel & Márquez, 2022).
En la siguiente tabla se presenta un análisis de las principales características de los esquemas de certi cación de hidrógeno publicado por el BID (banco Interamericano de Desarrollo) llamado Estándares de sostenibilidad para la regulación del mercado de hidrógeno: estudio de certi cación de hidrógeno. Luego se presenta una descripción general de cada esquema.
Nombre del esquema (Estado de avance)
Certifhy (Finalizado)
País de origen
Alcance geográ co
Carácter Ente administrador Etiqueta
Certifhy H2 Verde
Unión Europea
FITÜV SÜD (Finalizado)
Público-Privado
Certifhy
Alemania Global (aunque mayormente enfocado en Alemania y la UE)
Privado TÜD SÜD
Certifhy H2 Bajo Carbono
TÜV SÜD Hidrógeno verde no electrolítico
TÜV SÜD Hidrógeno verde electrolítico
TÜV Rheinland H2 neutro en carbono
TÜV Rheinland H2 Verde
TÜV Rheinland (Finalizado)
Alemania Global (aunque mayormente enfocado en Alemania y la UE)
Japón:
Prefectura de Aichi (Finalizado)
Gobierno de Australia (En desarrollo)
Zero Carbon Certi cation Scheme (En desarrollo)
Umbral máximo de emisiones del GEI
Reducciones del 60% contra el H2 gris: 36.4g de CO2eg/MJH2
Reducciones del 60% contra el H2 gris: 36.4g de CO2eg/MJH2
Reducciones del 60% (Balance de masa) y 80% (Book and Claim) contra el H2 gris
Reducciones del 75% (Balance de masa) y 90% (Book and Claim) contra el H2 gris
CFP =< 0 (mecanismos de compensación permitidos)
Huella de carbono (PCF) =<0
Alcance de la contabilidad de emisiones
Métodos de producción de hidrógeno elegibles
Energía renovable
Punto de producción
Electricidad de la red
Combustibles fósiles + CCS
Punto de uso
Privado TÜV Rheinland
TÜV Rheinland H2 Azul
PCF =<0 (al menos 50% del CO2 secuestrado)
TÜV Rheinland H2 Turquesa
TÜV Rheinland H2 conforme con RED II
Japón: Prefectura de Aichi Australia
Público-Privado Prefectura de Aichi
Público Departament of Industry, Sience, Energy and Resources
Australia
Privado Smart Energy Council
Hidrógeno Libre de CO2
PCF =<0 (solo energía renovable para el reactor de alta temperatura)
PCF =<0 (reducciones del 70% u 80% contra H2 gris dependiendo de la aplicación)
Límites de nidos por el cliente pero máximo hasta punto de uso
No especi cado
Punto de producción
No de nido aún
Hidrógeno Verde
No especi cado No especi cado
Punto de producción Punto de producción
Sí Sí No Sí Sí Sí No No Sí Sí Sí Sí
Con Garantía de Orígen (GO) de ER Sí No
GO de ER en Alemania o equivalente Sí
Con GO de ER en Alemania o Equivalente
No
No
Con GO de ER en Alemania o equivalente
Con Certi cado de Energía Verde (Certi cado de Energía Verde
Con LGC (Large-scale Generation Certi cate)
Con LGC (Large-scale Generation Certi cate)
Tabla 13. Esquemas de certi cación de hidrógeno a nivel internacional (Ángel & Márquez, 2022)
CertifHy® TÜV SÜD Estándar CMS 70
CertifHy® es el esquema de certi cación de hidrógeno reconocido a nivel mundial. Es un esquema de garantías de origen (GO) que hoy en día opera en la Unión Europea. Una GO de CertifHy® demuestra a los usuarios nales que el hidrógeno es verde o bajo en carbono y proporciona información sobre sus atributos, tales como la intensidad de los Gases Efecto Invernadero (GEI) que se emitieron y el lugar de producción de la planta.
Para que el hidrógeno sea elegible para CertifHy®, las emisiones de GEI en su proceso de producción deben ser 60% menores a las emisiones de la producción de hidrógeno a partir de reformado de metano a vapor (SMR) de última generación en grandes instalaciones (91g CO2/MJH2). Es decir, la huella de carbono del hidrógeno producido debe ser igual o inferior a 36,4 g de CO2/ MJH2 (Ángel & Márquez, 2022).
Los principales atributos que se incluyen en una GO de CertifHy® son:
Fuente de energía primaria para la producción del hidrógeno.
Información sobre la planta que produjo el hidrógeno (ubicación, tipo de tecnología de producción, fecha de inicio de operación, operador).
Tiempo de producción del hidrógeno.
Intensidad de gases de efecto invernadero (cantidad de CO2 equivalente por unidad de energía) del hidrógeno.
Fecha de emisión del GO.
Es importante aclarar que, en la actualidad, CertifHy® no permite certi car el hidrógeno para demostrar el cumplimiento con regulaciones, ya que CertifHy® es una iniciativa desarrollada a nivel privado para operar en los mercados voluntarios (Ángel & Márquez, 2022).
Es un estándar privado de hidrógeno verde diseñado y administrado por la compañía TÜV SÜD, empresa alemana especializada en certi caciones, ensayos, auditorías y formación. Dicho estándar es la base de un sistema de certi cación que puede otorgar TÜV SÜD u otros entes acreditados, según lo estipulado por las normas DIN EN 45011:1998, ISO/EIC 17065: 2012, o el reconocimiento como Organismo de Certi cación en el marco de la regulación europea Directiva de Energías Renovables RED (Ángel & Márquez, 2022).
El esquema se puede aplicar en cualquier parte del mundo, aunque está principalmente enfocado en Alemania y Europa, ya que contiene referencias directas a la legislación alemana y europea, pero también a estándares internacionales. El estándar solamente cubre al hidrógeno producido a partir de la electrólisis del agua usando energías renovables, el reformado de biogás, el piro-reformado de glicerina y la electrólisis de soluciones de ácido clorhídrico o soluciones acuosas de cloruro alcalino (Ángel & Márquez, 2022).
Este estándar es diseñado y administrado por TÜV Rheinland, empresa alemana dedicada a la provisión de servicios técnicos, seguridad y certi cación, teniendo hasta ahora su primera versión, publicada en julio de 2021. TÜV Rheinland es un programa de certi cación independiente para hidrógeno carbono neutro producido a partir de diferentes fuentes. El estándar presenta requisitos especí cos para proyectos alemanes y proporciona orientación para proyectos fuera de Alemania y hace referencia a estándares internacionales y europeos para calcular la huella de carbono del hidrógeno (Product Carbon Footprint o PCF). En particular, se tienen en cuenta las normas ISO 14064, 14067, 14040 y 14044; y la Directiva EU 2018/2001 (Ángel & Márquez, 2022).
Lanzado el 3 de diciembre de 2020, este es un esquema de certi cación desarrollado y administrado por Hydrogen Australia, una división del Smart Energy Council. Es un organismo independiente formado por una serie de empresas australianas e internacionales que trabajan para acelerar la transición energética en Australia a través del desarrollo de la energía solar y una mayor e ciencia energética. El sistema incluye hidrógeno, amoníaco y metales renovables
El Zero Carbon Certi cation Scheme certi ca que el hidrógeno, amoníaco o metal se ha fabricado a partir de fuentes de energía renovables y le otorga un rating de carbono 38 incorporado (embedded carbon rating) con el n de rastrear la cantidad de emisiones de GEI relacionadas con el producto en particular (Ángel & Márquez, 2022).
Zero Carbon Certi cation Scheme de Australia Green Hydrogen Standard (GH2)
El Green Hydrogen Standard es el estándar de hidrógeno verde de la Organización del Hidrógeno Verde (Green Hydrogen Organization) –GH2, una fundación sin ánimo de lucro con casa matriz en Suiza. Esta organización tiene como misión acelerar la producción y utilización del hidrógeno verde (Ángel & Márquez, 2022).
Propósitos de una certi cación de hidrógeno en Colombia
La introducción de un sistema de certi cación de hidrógeno en Colombia tiene tres posibles objetivos:
1 2 3
1. Exportación de hidrógeno a consumidores de otros países. El certi cado de origen del hidrógeno es un mecanismo importante que asegura que el hidrógeno producido para la exportación en Colombia cumple con los requisitos y estándares sostenibles establecidos por los países importadores.
2. Comercialización de hidrógeno en el mercado nacional: Los productores o consumidores de hidrógeno verde o bajo en carbono en Colombia podrían solicitar la veri cación de terceros a través de un certi cado de origen, lo que les permitiría garantizar que produjeron/consumieron cierta cantidad de hidrógeno con ciertas características ambientales. Lo anterior, para que pueda ser considerado en sus propios objetivos de desarrollo sostenible, mercadeo y/o responsabilidad social.
3. Un sistema para comprobar el cumplimiento de la normativa: Los certi cados de hidrógeno se pueden utilizar para demostrar el cumplimiento de la normativa climática y los objetivos de la política pública colombiana a nivel de energías renovables y/o reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (Hinicio, 2022)
Otras con guraciones de sistemas de certi cación de hidrógeno también pueden ser adecuadas para todos estos propósitos. La gestión, los requisitos y en general sus características varían de acuerdo con las necesidades de una posible certi cación colombiana de hidrógeno.
Sin embargo, para permitir las exportaciones de hidrógeno, no es necesario desarrollar un sistema de certi cación propio u original, sino adoptar sistemas de certi cación reconocidos por el mercado de importación. Es posible dar vía libre a la exportación de hidrógeno en lugar de tratar de de nir qué son realmente los productos verdes/bajos en carbono desde una perspectiva nacional (Colombia) y/o desarrollar un sistema de certi cación de origen de hidrógeno.
Colombia debe hacer un esfuerzo por comprender las de niciones y regulaciones en el mercado objetivo (exportaciones) para cumplir con los requisitos y especi caciones del producto. Colombia deberá entonces establecer mecanismos que le permitan realizar los controles necesarios para la certi cación del hidrógeno bajo el sistema de certi cación de origen reconocido de la Comunidad en el mercado de importación de su interés (Hinicio, 2022).
Acciones a nivel mundial para impulsar la industria del hidrógeno
El progreso de una "economía del hidrógeno" se halla todavía dando sus primeros pasos. pocos países han publicado ya su estrategia nacional y/o hoja de ruta, pero el interés y el apoyo mundial es cada vez mayor. El compromiso temprano de Japón aceleró el interés en la región de Asia-Pací co, con Corea del Sur y Australia, Alemania fue uno de los primeros países en Europa y ayudó a impulsar la estrategia de hidrógeno de la UE. En América Latina, Chile ha actuado con rapidez y muchos países vecinos también están desarrollando sus estrategias (Consejo Mundial de la Energía, 2021). A continuación, se presentan las principales acciones y mecanismos que han establecido algunos países con el objetivo de impulsar la industria del hidrógeno y su adopción en los mercados locales e internacionales, cabe resaltar que son políticas y normas aún en construcción y elaboración, en algunos casos son sólo propuestas e iniciativas gubernamentales.
Asia Pací co
Australia
Anuncia Programa de Hidrógeno de Victoria (diciembre 2018).
Publica la estrategia del hidrógeno de Queensland 2019-2024 (mayo 2019), en el que incluye fondo de desarrollo industrial de AUD 15 millones australianos para apoyar proyectos de hidrógeno (planta y equipo, y estudios de viabilidad).
Lanza estrategia de hidrógeno renovable de Australia Occidental, como productor y exportador clave a los mercados asiáticos, con el apoyo del establecimiento de un Fondo de Hidrógeno Renovable de AUD 10 millones, para facilitar la inversión del sector privado y apalancar el hidrógeno renovable.
El gobierno de Victoria publicó el documento de debate sobre el hidrógeno verde en busca de presentaciones para contribuir al desarrollo de un plan de desarrollo de la industria del hidrógeno verde de Victoria (noviembre 2019).
Se publica la Estrategia Nacional de Hidrógeno de Australia, con 57 acciones para establecer el camino para construir la industria del hidrógeno del país acompañada de un paquete de nanciación de 370 millones de dólares australianos. El nuevo paquete eleva los compromisos del gobierno con la industria del hidrógeno a más de 500 millones de dólares australianos desde 2015 (noviembre 2019).
Mayo de 2023: Se anunció una nueva iniciativa Hydrogen Headstart de 2 mil millones de AUD en el presupuesto federal 2023-2024 para nanciar los mayores proyectos de hidrógeno verde que se construirán en Australia a través de un proceso competitivo que brindará apoyo a los ingresos para los costos operativos continuos en forma de crédito de producción. Hydrogen Headstart tiene como objetivo apoyar dos o tres proyectos emblemáticos a gran escala que podrían generar hasta un gigavatio (1 GW) de capacidad eléctrica para 2030. Se espera que las manifestaciones de interés se abran a principios de 2024. Los proyectos exitosos recibirán contratos con pagos en curso. durante un período de 10 años entre 2026 y 2027 (Baker McKenzie, 2023).
Septiembre 2023 la compañía australiana Ampol anunció que luego de asociarse con el principal minorista de gasolina del país y la empresa H2O especializada en energías alternativas, abrirá varias estaciones en el país con el n de reducir las emisiones de todo el sector de transporte en Australia (Biblioteca del Congreso Nacional de Chile [BCN], 2023).
Algunas provincias y ciudades como Beijing, Wuhan y Datong se están estableciendo como ciudades del hidrógeno, por medio de políticas de desarrollo relacionadas con dicha industria.
Finaliza período de transición para el retiro de la subvención a los vehículos de nueva energía, quedan exentos autobuses de nueva energía y vehículos de pila de combustible. Los ahorros de la retirada son destinados para la infraestructura de carga de hidrógeno y los servicios de apoyo (junio de 2019).
Publicación de tareas clave para impulsar la potencia nacional en el transporte, entre ellas el fortalecimiento de instalaciones como el reabastecimiento de hidrógeno (septiembre de 2019).
En 2020, China dio a conocer la Norma y Evaluación del Hidrógeno Bajo en Carbono, el Hidrógeno Limpio y el Hidrógeno Renovable y desarrolló una metodología de descarbonización para la producción de hidrógeno renovable y vehículos de pila de combustible basada en el mecanismo de desarrollo limpio de las Naciones Unidas (Guoyue, 2023).
Los Juegos Olímpicos de Invierno de Pekín 2022 fueron testigos del despliegue a gran escala de vehículos impulsados por hidrógeno, igualmente, se han puesto en marcha varios proyectos de demostración de hidrógeno verde de 10 000 toneladas para la descarbonización química (Guoyue, 2023).
La Alianza del Hidrógeno de China (China Hydrogen Alliance) puso en marcha en 2021 la Iniciativa de Acción Hidrógeno Renovable 100 (Renewable Hydrogen 100 Action Initiative), que aspira a alcanzar el objetivo de instalar 100 GW de electrolizadores en 2030.
Japón
Lanzamiento de la estrategia básica de hidrógeno (diciembre de 2017).
Lanzamiento del Quinto Plan Estratégico de Energía, en el que se aprobaron USD 150 millones para establecer una cadena de suministro de hidrógeno y USD 91,7 millones para ofrecer subsidios para el desarrollo de estaciones de hidrógeno públicas (julio de 2018).
Se publica la Hoja de ruta estratégica renovada para el hidrógeno y las pilas de combustible, para garantizar lograr los objetivos establecidos en la Estrategia básica de hidrógeno y el Quinto Plan estratégico de energía, que incluye nuevos objetivos tecnológicos y el desglose de costos (marzo de 2019).
Se publica la Estrategia para el desarrollo de tecnologías de hidrógeno y pilas de combustible (septiembre 2019).
En 2020, Toyota Motor Corporation anunció su estrategia para desarrollar un prototipo de ciudad del futuro en la base del monte Fuji, utilizando vehículos de pila de combustible de hidrógeno para su transporte.
Junio de 2023: El 6 de junio de 2023, el Gabinete aprobó la revisión de la Estrategia Básica del Hidrógeno establecida en 2017, que indica la aceleración de diversas iniciativas para hacer realidad una sociedad del hidrógeno, incluidas las siguientes según (Baker McKenzie, 2023).
Establecer un objetivo de alrededor de 15 GW para la instalación de electrolizadores de agua por parte de empresas japonesas para 2030
Establecer el objetivo de aumentar el suministro de hidrógeno desde el nivel actual de 2 millones de toneladas a alrededor de 12 millones de toneladas para 2040.
Designación de 9 campos estratégicos para apoyo enfocado, incluida la producción de hidrógeno (electrolizadores de agua) y pilas de combustible.
Invertir un total de 15 billones de yenes de los sectores público y privado durante los próximos 15 años en la construcción de una cadena de suministro de hidrógeno.
Corea del Sur
Anuncia Hoja de ruta para la economía del hidrógeno y la Estrategia de energía futura de Ulsan con enfoque principal en liderar la industria de vehículos de hidrógeno y celdas de combustible, así como en establecer un sistema para la producción y distribución de hidrógeno (enero de 2019).
Anuncia el plan de construir tres ciudades (Ansan, Ulsan y Jeonju) impulsadas por hidrógeno para 2022, mientras que Wanju y Samcheok estarán centradas en I+D del hidrógeno. El hidrógeno, en estas ciudades será empleado como combustible para refrigeración, calefacción, electricidad y transporte (octubre de 2019).
Anuncia tres estrategias clave para acelerar el desarrollo de su industria automotriz y cuatro planes de acción especí cos para lograr estos objetivos, que incluyen convertirse en actor líder en la industria del automóvil, bajo el objetivo de construir un total de 660 estaciones de repostaje de hidrógeno para 2030 y 15.000 estaciones de recarga eléctrica para 2025 (octubre de 2019).
Así, el 5 de febrero de 2021 entró en vigor la Ley de Promoción de la Economía del Hidrógeno y la Gestión de la Seguridad del Hidrógeno, mejor conocida como la abreviatura “Ley del Hidrógeno”, que regula la industria en todo el país. Los puntos importantes del texto incluyen el apoyo a las pequeñas y medianas empresas productoras de hidrógeno con subvenciones, así como formación en I+D, además de la participación en procesos de comercialización (Biblioteca del Congreso Nacional de Chile [BCN] , 2022).
El 9 de noviembre de 2022, el Primer Ministro Han Duck-soo anunció nuevas orientaciones políticas sobre la economía del hidrógeno destinadas a establecer una cadena de suministro de hidrógeno limpio y fomentar una industria del hidrógeno líder en el mundo. Hay tres estrategias de crecimiento ("3UP") según (Baker McKenzie, 2023).
"Scale-Up": ampliar el ecosistema del hidrógeno limpio estableciendo una cadena de suministro global y creando una demanda a gran escala en términos de generación de energía y transporte.
"Build-Up": establecer un marco legal para la infraestructura de distribución para acelerar la utilización del hidrógeno limpio. Esto también incluye la construcción de la planta y estación de servicio de hidrógeno líquido más grande del mundo, una terminal receptora de amoníaco e hidrógeno líquido y la instalación de un gasoducto de hidrógeno.
"Level Up": innovación tecnológica para convertirse en la potencia del hidrógeno líder mundial.
Europa, Oriente Medio y África EMEA
Unión Europea (UE)
Entre 2014 – 2020, en el marco de Horizonte 2020 se da continuidad a la FCH2 JU, la Empresa Común de Pilas de Combustible de Hidrógeno, creada en 2008, cuyo objetivo es acelerar el despliegue comercial de soluciones de transporte y energía basada en hidrógeno para Europa, para ello se le han destinado €1.330 millones. Sus miembros son la UE, el Grupo industrial “Hydrogen Europe” y el Grupo de investigación "Hydrogen Europe Research".
Presidencia austriaca del Consejo de la UE propone iniciativa de hidrógeno en Linz, Austria. Su objetivo es maximizar el potencial de la tecnología de hidrógeno sostenible para la descarbonización de múltiples sectores y para la seguridad energética a largo plazo de la UE (septiembre de 2018).
Comisión Europea presenta “Un planeta limpio para todos: una visión estratégica europea a largo plazo para una economía próspera, moderna, competitiva y climáticamente neutra”. Donde incluye las vías del hidrógeno para lograr una economía neta de cero gases de efecto invernadero (noviembre de 2018).
Primera reunión de la Red de Energía de Hidrógeno (HyENet), su objetivo es apoyar a las autoridades nacionales a cargo de la política energética para desarrollar las oportunidades que ofrece el hidrógeno. HyENet, se establece como plataforma informal de intercambio de información, buenas prácticas, experiencias y últimos desarrollos, entre otros (junio de 2019).
Diciembre de 2022: La UE y Japón han intensi cado su cooperación en materia de hidrógeno con la ejecución de un Memorando de Cooperación (MoC) para estimular la innovación y desarrollar un mercado internacional del hidrógeno. La UE y Japón trabajarán juntos para lograr una producción, comercio, transporte, almacenamiento, distribución y uso sostenibles y asequibles de hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono (Baker McKenzie, 2023).
Se propone reglamento del Consejo para asociación europea para el hidrógeno limpio en el marco del programa de investigación e innovación en hidrógeno Horizonte Europa, al que se destinará € 100 mil millones.
Febrero de 2023 : El 10 de febrero de 2023, la Comisión Europea adoptó nalmente el Acta Delegada de Adicionalidad, que describe las condiciones bajo las cuales el hidrógeno, los combustibles a base de hidrógeno u otros combustibles sintéticos pueden considerarse combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO), y el Acto Delegado de Metodología, que proporciona la metodología para calcular las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida de las RFNBO, que es necesaria para determinar si cumplen o no con los umbrales de emisiones de GEI de la UE aplicables a dichos combustibles (Baker McKenzie, 2023).
El acuerdo provisional REDIII (Propuesta de Directiva sobre Energías Renovables, estableció que al menos un 32% de energías sean renovable para 2030), establece que, para 2030, el 42% del hidrógeno utilizado en la industria deberá proceder de combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO).
Portugal, España, Francia y Alemania rmaron un acuerdo para construir un gasoducto mediterráneo que suministrará el 10% del hidrógeno de la Unión Europea (UE) en 2030.
2014
2018
2019
2022
2023
2030
Austria
Publica la Estrategia austriaca de clima y energía, que incluye impulsar la infraestructura para el hidrógeno y un proyecto centrado en hidrógeno renovable y biometano (abril de 2018).
Inicia el desarrollo de una estrategia de hidrógeno por parte del gobierno con la industria (marzo de 2019).
Holanda
Francia
TKI New Gas elaboró una hoja de ruta del hidrógeno para los Países Bajos en nombre del Ministerio de Asuntos Económicos y Clima de los Países Bajos (junio de 2018).
Marzo de 2022: El Ministerio de Industria y Tecnología Avanzada de los EAU rmó un Memorando de Entendimiento con el Ministerio Federal de Finanzas de la República de Austria para una colaboración integral en la industria de la tecnología del hidrógeno. El objetivo es construir una asociación a largo plazo, con able y mutuamente bene ciosa para objetivos compartidos y comunes. Además, la colaboración desarrollará una hoja de ruta conjunta para apoyar la aceleración del uso del hidrógeno en sectores clave como los servicios públicos, la movilidad y la industria, a través de sus respectivas empresas operativas (Baker McKenzie, 2023).FranciaFrancia
Presenta el nuevo Acuerdo Climático nacional con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 en los Países Bajos estableciendo una meta de reducción nacional del 49% para 2030. Incluye además un programa de desarrollo de hidrógeno, producción y almacenamiento de electricidad renovable con tecnología de hidrógeno, instalación de una capacidad de electrólisis de 3-4 GW en 2030 y desarrollo de una infraestructura de hidrógeno sólida (junio de 2019).
Diseño de esquema nacional de innovación y apoyo para el hidrógeno limpio en virtud del Acuerdo Climático. Se está desarrollando una estrategia nacional de hidrógeno.
Marzo de 2022 El Ministerio de Energía e Infraestructura de los Emiratos Árabes Unidos y el Ministerio holandés de Comercio Exterior y Cooperación para el Desarrollo rmaron un Memorando de Entendimiento sobre la energía del hidrógeno. Como parte de su Comité Económico Conjunto, los Emiratos Árabes Unidos y los Países Bajos han estado en conversaciones para identi car intereses comunes y crear una asociación para la descarbonización del sector energético y el aumento del uso de hidrógeno limpio (Baker McKenzie, 2023).
Anuncia Plan de Despliegue de Hidrógeno para la Transición Energética, incluye nanciación de € 100 millones y objetivos relacionados con el hidrógeno descarbonizado y verde en aplicaciones industriales, aumento del número de vehículos (comerciales y pesados de hidrógeno) y estaciones de carga (junio de 2018).
Septiembre de 2020: El gobierno francés ha lanzado una estrategia nacional de hidrógeno de 8.200 millones de dólares, que incluye el objetivo de desarrollar la capacidad de producir hidrógeno a partir de fuentes no fósiles a través de 6,5 GW de electrólisis para 2030 (Baker McKenzie, 2023)
Lhyfe, uno de los pioneros mundiales en la producción de hidrógeno verde y renovable, y AREC Occitanie (Agencia Regional de Energía y Clima), inauguraron en diciembre 2023 la planta de Lhyfe Occitania
Se rma ley de Energía-Clima que modi ca el Código de Energía francés. Establece el objetivo de ser carbono neutro a 2050, incluye además el objetivo para que el hidrógeno bajo en carbono y renovable sea del 20% al 40% del consumo total tanto a nivel general como industrial para 2030. ,
Holanda inicia la construcción de su red de hidrógeno verde que conectará Róterdam con la industria alemana (2023).
Alemania Italia
Se comienza el desarrollo de la estrategia nacional de hidrógeno con un plan de acción (2019).
El Programa Nacional de Innovación de Tecnología de Celdas de Combustible de Hidrógeno (NIP2), otorga un nanciamiento de €3.9 millones en total distribuidos en 13 regiones para crear ideas proyectos de hidrógeno y un total de €60 millones para tres regiones HyPerformer para implementar conceptos existentes (diciembre de 2019).
Colombia y Alemania rmaron en Berlín un acuerdo que prevé la cooperación de la Sociedad Fraunhofer, uno de los líderes mundiales en investigación, para analizar la producción de hidrógeno verde y sus derivados para su exportación hacia la nación europea 2023.
Octubre de 2023: Alemania está tomando nuevas medidas con respecto al desarrollo de una infraestructura nacional de hidrógeno. El 19 de junio de 2023, el Gobierno federal publicó el correspondiente proyecto de ley que prevé el desarrollo de una red central de hidrógeno (Wasserstoff-Kernnetz). La red central de hidrógeno prevista es el primer paso hacia el desarrollo de una red general de hidrógeno en Alemania, creando la primera red de hidrógeno suprarregional que conecta los puntos de suministro más importantes con ubicaciones industriales con uso intensivo de gases de efecto invernadero (Baker McKenzie, 2023) Para 2030, se espera que la escala de la demanda de hidrógeno de Alemania equivalga a alrededor de 90 a 110 teravatios hora (TWh), a n de promover el desarrollo de un mercado interno sólido.
Diciembre de 2020: El Ministerio de Desarrollo Económico de Italia completó la consulta pública y publicará la versión nal de las Directrices para la Estrategia Nacional Italiana sobre el hidrógeno. Estas directrices tienen como objetivo identi car los sectores en los que se cree que este sector energético puede volverse competitivo a corto plazo, pero también veri car las áreas de intervención más adecuadas para desarrollar e implementar el uso del hidrógeno.
El Gobierno abrió una consulta pública sobre los Lineamientos de la Estrategia, que cerró el 21 de diciembre de 2020.
Enero de 2021: Se hace referencia al hidrógeno en el borrador del Plan de Recuperación italiano. El plan cubre todo tipo de proyectos para hacer de Italia un país más moderno, más digital, más ecológico e inclusivo. Entre las principales misiones del borrador del plan aprobado por el Consejo de Ministros el 12 de enero de 2021 se encuentra la revolución verde y la transición ecológica. La mayor parte de los recursos está reservada para este n: 68 900 millones de euros. Abarca hidrógeno verde y energía renovable, carriles bici para la reforestación y reciclaje de residuos. En particular, se destinan 6.300 millones de euros a proyectos sobre "Empresas verdes y economía circular"; 18.200 millones de euros para "Transición energética y movilidad local sostenible"; 29.300 millones de euros para "E ciencia energética y recali cación de edi cios"; y 15 mil millones de euros para "Protección y mejora de los recursos terrestres y hídricos" (Baker McKenzie, 2023).
Reino Unido
Anuncia inversión gubernamental de £25 millones para nanciar innovaciones en el transporte cero emisiones, incluido un estudio de viabilidad sobre el potencial de la tecnología de pilas de combustible de hidrógeno (mayo de 2019).
Anuncia inversión gubernamental de £33 millones a través del Centro de Propulsión Avanzada para desarrollar la próxima generación de vehículos de bajas emisiones de carbono, incluidos los impulsados por hidrógeno (junio de 2019).
Financiación de £26 millones a nueve proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (junio de 2019).
Anuncia cinco nuevas redes de transporte descarbonizadoras respaldadas por £5 millones de fondos de investigación e innovación del Reino Unido, incluida una red para el transporte de combustible de hidrógeno (agosto de 2019).
Anuncia fondos gubernamentales de £ 390 millones para ayudar a la industria a reducir las emisiones, incluido un fondo de innovación de cambio de combustible de hidrógeno de £40 millones ( nancia dos programas gubernamentales: programa de suministro de hidrógeno de £20 millones y la competencia de cambio de combustible de la industria de £20 millones), un concurso de £100 millones para un mayor suministro de hidrógeno para ayudar a las empresas a descarbonizar y un fondo de acero limpio de £250 millones para apoyar a la industria del hierro y el acero en la transición energética, incluido el uso de hidrógeno.
Abre dos concursos (implementación y hojas de ruta) en nombre del gobierno para ayudar a lograr cero emisiones netas para 2050 como parte del desafío de descarbonización industrial, en él se destinarán £170 millones a la implementación de tecnologías como la captura de carbono y las redes de hidrógeno en clústeres industriales.
América Latina
Argentina
En la legislación argentina se reconocen algunas iniciativas enfocadas en el hidrógeno y en el desarrollo de las energías renovables.
Hidrógeno – 26.123 (modi catoria): promueve la investigación, el desarrollo, la producción y el uso del hidrógeno como combustible y vector energético, generado mediante el uso de energía primaria (preferiblemente fuentes renovables) y regula el aprovechamiento de su utilización en la matriz energética –FONHIDRO (Fondo Hidrógeno).
Energías renovables – 27.191: Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica. Creación del FODER (Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables).
Generación distribuida mediante renovables (Proyecto de Ley): Creación de FODIS (Fondo para la generación distribuida ER). Propone autorizar a los usuarios particulares la inyección de energía limpia a la red eléctrica – autogeneración (Bolcich, 2017).
Abril de 2023: El 30 de marzo de 2023, el gobierno del Reino Unido publicó un paquete de planes de políticas relacionados con la descarbonización y las iniciativas energéticas que denominó “Powering Up Britain”. Para el hidrógeno, el Gobierno ha con rmado los primeros proyectos ganadores del Fondo Neto de Hidrógeno Cero de 240 millones de libras esterlinas ya establecido y anuncia una lista corta de proyectos para la primera ronda de asignación de producción de hidrógeno electrolítico, y la segunda ronda se lanzará en el cuarto trimestre de 2023 (Baker McKenzie, 2023).
A inicio de 2023 comenzaron a ejecutarse los Proyectos Estratégicos para la Transición Energética, basado en un trabajo conjunto entre la DNPE y la Secretaría de Planeamiento y Políticas en Ciencia, Tecnología e Innovación del MINCyT, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación y la Agencia Nacional de Promoción de la Investigación, el Desarrollo Tecnológico y la Innovación (Agencia I+D+i).
Sede de la 22a Conferencia Mundial de Energía del Hidrógeno (junio de 2018).
En el Plan Energético Nacional 2050 (MME) de diciembre de 2020, el hidrógeno se describe como una tecnología disruptiva y gura como elemento estratégico en el contexto de la descarbonización de la matriz energética y el almacenamiento de energía.
A nales de febrero de 2021, la Agencia de Plani cación Energética (EPE) publicó un documento de trabajo sobre los «Fundamentos de una consolidación para una estrategia brasileña de hidrógeno», que analiza aspectos fundamentales para una estrategia brasileña de hidrógeno.
El Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) decidió a mediados de marzo de 2021 dar prioridad al hidrógeno en una directriz sobre investigación, desarrollo e innovación en el sector energético. (H2Lac, 2023).
Mayo de 2021: CNPE publicó la Resolución N° 6/2021 determinando que el Ministro de Minas y Energía, junto con los Ministerios de Ciencia, Tecnología e Innovaciones y Desarrollo Regional, propongan al CNPE, dentro de sesenta días, las directrices para el Programa Nacional de Hidrógeno de Brasil. (Baker McKenzie, 2023).
Segunda conferencia internacional “Hidrógeno verde para la transición energética de Chile” organizada por el Proyecto de Promoción de Energía Solar como parte de la Iniciativa Climática Internacional (IKI) del Ministerio Federal Alemán de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU) en cooperación con el Ministerio de Energía de Chile y la Corporación de Fomento de la Producción de Chile (CORFO) (octubre de 2018).
Proyecto de descarbonización del sector energético chileno encargado por la BMU alemana con una subvención de €4 millones de euros incluye apoyo para tecnologías y enfoques innovadores como el hidrógeno verde para la integración del sistema de energía renovable y el acoplamiento del sector (2019 - 2022).
Diciembre de 2021: La primera convocatoria de nanciamiento para proyectos de hidrógeno verde de Chile otorgó CLP 16,9 millones a Enel Green Power Chile y Highly Innovative Fuels (HIF), una unidad del productor regional de energía AME, para nanciar aproximadamente 240MW de electrolizadores. Se espera que el proyecto produzca 25.000 toneladas de hidrógeno verde al año a partir de energía eólica local (Baker McKenzie, 2023).
Junio, 2023.- El directorio ejecutivo del Banco Mundial (BM) aprobó un préstamo de US$ 150 millones para incentivar la inversión en proyectos de hidrógeno verde en Chile, que permitirá acelerar el crecimiento verde del país, su transición energética y apoyar su compromiso de carbono neutralidad en 2050 (Banco Mundial, 2023).
Para impulsar la industria del hidrógeno en Chile se han planteado diferentes estrategias en los siguientes frentes según el Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020
Fomento al mercado doméstico y a la exportación
o Lanzamiento de una ronda de nanciamiento para apalancar proyectos de hidrógeno verde por 50 MUSD.
o Establecimiento de una mesa público-privada para discutir la ruta de un precio al carbono y a impuestos que re ejen de mejor manera las externalidades de los combustibles.
o Despliegue de una diplomacia del hidrógeno verde para posicionar internacionalmente a Chile como fuente de combustibles limpios.
Normativa, seguridad y pilotajes
o Desarrollo de la regulación y normativa del hidrógeno verde para resguardar aspectos de seguridad y dar certeza a los inversionistas.
o Establecimiento un equipo operativo para acompañar la tramitación de permisos y el desarrollo de pilotajes de hidrógeno verde y sus derivados.
o Revisión de la regulación y la infraestructura del gas natural para promover la introducción de cuotas de hidrógeno verde.
Desarrollo social y territorial
o Aseguramiento de la participación temprana y continua de las comunidades cercanas a proyectos.
o Promoción del uso de hidrógeno verde para complementar o reemplazar la generación eléctrica basada en combustibles fósiles en sistemas eléctricos aislados y medianos.Evaluación de las oportunidades y desafíos del hidrógeno verde en las políticas, ordenamientos y planes territoriales.
Formación de capacidades e innovación
o Conexión con los actores de la industria, la academia y los centros de formación, para identi car brechas y formar las capacidades nacionales requeridas por la industria.
o Construcción de una hoja de ruta en materia de I+D junto a la industria, para resolver desafíos de implementación local.
o Creación de un grupo de trabajo con empresas del Estado para acelerar la adopción del hidrógeno verde en ellas y sus proveedores. (Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, 2020).
Canadá América del Norte
Anuncio de la nanciación de un proyecto de camiones pesados de hidrógeno de tres años en Alberta (marzo de 2019).
Presupuesto federal de 2019 de CAD 130 millones durante cinco años para respaldar el objetivo de vender el 100% de vehículos bajos en emisiones (incluyendo los de celdas de combustible) para 2040, para infraestructura de recarga y reabastecimiento de vehículos de emisión cero, incentivo de 5.000 dólares canadienses para la compra de vehículos de emisión cero y cancelación total de impuestos para la compra comercial (marzo de 2019).
Finaliza estudio de viabilidad tecnoeconómica para la producción centralizada a gran escala de hidrógeno renovable en Columbia Británica (julio de 2019).
Se publica el Estudio de hidrógeno de Columbia Británica encargado por el Ministerio de Energía, Minas y Recursos Petrolíferos de Columbia Británica, BC Bioenergy Network y FortisBC (septiembre de 2019).
Natural Resources Canadá publica el documento de 2019 Hydrogen Pathways: Habilitando un futuro de crecimiento limpio para los canadienses, en el que se señalan 12 posibles vías de uso nal en las que se podrían implementar tecnologías de hidrógeno y pilas de combustible y 10 acciones recomendadas para apoyar un mayor uso del hidrógeno y las pilas de combustible (octubre de 2019).
Enero de 2021: En diciembre de 2020, el gobierno de Canadá elaboró la Estrategia de Hidrógeno para Canadá, siguiendo la Ley Canadiense de Responsabilidad de Emisiones Netas Cero. El Gobierno Federal se ha comprometido a lograr emisiones netas cero para 2050 y el hidrógeno limpio es una prioridad estratégica para el país.
Agosto de 2022: El 23 de agosto de 2022, el Gobierno de Canadá y el Gobierno de la República Federal de Alemania rmaron una Declaración de Intención Conjunta que establece una Alianza por el Hidrógeno entre Canadá y Alemania, comprometiendo a los dos países a colaborar en la exportación de hidrógeno canadiense limpio a Alemania.
Agosto de 2023: El 4 de agosto de 2023, el Gobierno Federal publicó una propuesta de legislación para el Crédito Fiscal a la Inversión en Tecnología Limpia (" Clean Tech ITC "), según lo propuesto por la Declaración Económica de Otoño de 2022 (2022 FES) y modi cado por el Presupuesto 2023 (Baker McKenzie, 2023).
Estados Unidos
Se emite informe por la Asociación de Celdas de Combustible de California, dirigido a 1 millón de FCEV y 1,000 estaciones de servicio de hidrógeno para 2030 (julio de 2018).
Departamento de Energía (DOE) anuncia US$ 50 millones para investigación e innovación en tecnologías para camiones, vehículos todo terreno y combustibles. Se incluyen proyectos en almacenamiento de hidrógeno y las tecnologías de abastecimiento de hidrógeno para el transporte de carga media y pesada (julio de 2019).
DOE anuncia US$ 40 millones en nanciamiento para 29 proyectos para avanzar en el concepto de escala H2. Proyectos que impulsan las tecnologías de infraestructura y almacenamiento de hidrógeno e identi que conceptos innovadores para la producción y utilización de hidrógeno, incluida la resiliencia de la red. (agosto de 2019).
DOE anuncia oportunidad de nanciamiento para promover innovaciones que crearán nuevos mercados para H2 @ Scale (diciembre de 2019).
Diciembre de 2021: a nes de 2021, se aprobó en EE. UU. la Ley de Inversión y Empleos en Infraestructura (Ley de Infraestructura) Para apoyar el desarrollo de tecnología de hidrógeno limpio como parte de un programa nacional estrategia energética, la Ley de Infraestructura incluye múltiples enmiendas, modi caciones y adiciones a las disposiciones legales existentes que abordan el desarrollo de la energía del hidrógeno.
Mayo de 2022: El 19 de mayo de 2022, el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) anunció una nanciación de 24,9 millones de dólares para seis proyectos de investigación y desarrollo destinados a apoyar el avance del hidrógeno limpio para la generación de electricidad.
Agosto de 2022: La Junta de Recursos del Aire de California aprobó la norma Advanced Clean Cars II que establece una hoja de ruta año tras año para que en 2035 el 100% de los coches y camionetas ligeras nuevos vendidos en California sean vehículos de cero emisiones, incluidos los enchufables.
Octubre de 2022: La Ley de Empleo e Inversión en Infraestructura de 2021 (también conocida como Ley Bipartidista de Infraestructura (BIL)) asignó 9.500 millones de dólares para hidrógeno limpio. La Ley de Reducción de la In ación (IRA), promulgada en agosto de 2022, proporcionó políticas e incentivos adicionales para el desarrollo del mercado del hidrógeno, incluido un crédito scal a la producción destinado a impulsar el mercado estadounidense de hidrógeno limpio.
Junio de 2023: El Departamento de Energía publicó la Estrategia y Hoja de Ruta Nacional de Hidrógeno Limpio de EE. UU. el 5 de junio de 2023. Proporciona una instantánea de la producción, el transporte, el almacenamiento y el uso de hidrógeno en los Estados Unidos en la actualidad y presenta un marco estratégico para lograr grandes objetivos, las tres destrezas clave priorizadas en la Estrategia y Hoja de Ruta para garantizar que se desarrolle y adopte hidrógeno limpio como una herramienta de descarbonización e caz para obtener el máximo bene cio para Estados Unidos, según (Baker McKenzie, 2023) son:
▪Apuntar a usos estratégicos y de alto impacto del hidrógeno limpio;
▪Reducir el costo del hidrógeno limpio para permitir 2 USD/kg por electrólisis para 2026 y 1 USD/kg de hidrógeno para 2031; y
▪Centrarse en las redes regionales para implementar centros regionales de hidrógeno limpio y aumentar la escala.
Estandarización y normas de procesos en relación con la producción del hidrógeno
A continuación, se presentan los principales estándares y códigos internacionales que rigen sobre algunas actividades relacionadas con la producción del hidrógeno (Ancygier et al., 2020).
Códigos Nacionales (EE. UU.):
Códigos de Construcción Internacional (IBC): Requisitos generales para la construcción basados en la clase de ocupación
Estados Unidos Unión Europea
Se han identi cado una serie de reglamentos, códigos y normas que abordan las tecnologías del hidrógeno en términos de seguridad en Estados Unidos (Ancygier et al., 2020). a continuación, se nombran:
Regulaciones Federales:
Regulaciones OSHA 29 CFR 1910 Apartado H: Almacenado, uso y manejo seguro de hidrógeno en el lugar de trabajo
Regulaciones DOT 49 CFR 171-179: Transporte seguro del hidrógeno comercializado
Código internacional de fuego (IFC)/NFPA 1 código de fuego uniforme: Requisitos para estaciones de carga de hidrógeno y almacenamiento de gas in amable y uido criogénico
Código internacional mecánico (IMC): Requisitos para la ventilación del uso de hidrógeno en instalaciones indoor
Código internacional de gases combustibles (IFGC): Requisitos para tuberías de gas in amable
Códigos y estándares especí cos a las tecnologías de hidrógeno
Código de tecnologías de hidrógeno NFPA 2: Código completo para las tecnologías del hidrógeno elaborado a partir de material extraído de documentos como NFPA 55 y 853 y material original
Código de gas comprimido y uidos criogénicos NFPA 55: Código completo de seguridad de gases que aborda los gases in amables como una clase de materiales peligrosos y también contiene requisitos especí cos para el hidrógeno
Estándar para la instalación de sistemas estacionarios de celdas de combustible NFPA 853: Cubre la instalación de todas las celdas de combustible comerciales, incluyendo las celdas de combustible de hidrógeno PEM
Estándares de performance e instalación de componentes especí cos a tecnologías de hidrógeno
ASME B31.3 y B31.12 Tuberías y conductos: Códigos de diseño e instalación de tuberías que también cubren la selección de materiales
Código ASME de calderas y recipientes a presión (BPV): Aborda el diseño de los recipientes a presión de aleación de acero y compuestos
CGA S series: Aborda requisitos de liberación de presión para containers. PAG: 22 de 139
CGA H series: Componentes y sistemas
UL 2075: Sensores
CSA H serie de estándares de componentes de hidrógeno
CSA FC1 Celdas de combustible estacionarias
SAE J2601/SAE J2600: Boquillas dispensadoras
En la Unión Europea, sus directivas establecen unos requisitos básicos y fundamentales referentes a la seguridad, que buscan responder al despliegue de las tecnologías y al crecimiento de las cadenas de valor del hidrógeno: producción, almacenamiento, distribución y utilización (Ancygier et al., 2020).. A continuación, se nombran algunas de esas normativas:
Directiva ATEX 99/92/EC
De ne requisitos mínimos para mejorar la protección de la seguridad y la salud de los trabajadores expuestos a riesgos derivados de atmósferas explosivas (ATEX). De esta forma, de ne zonas sobre la base de la frecuencia y la duración de la aparición de una atmósfera explosiva.
Directiva ATEX 2014/34/EU
Normas y reglamentos para todos los actores de la cadena de valor. Tiene la intención de garantizar que sólo se vendan y apliquen equipos seguros para su uso en atmósferas potencialmente explosivas.
Se incluye:
• Equipos y sistemas de protección
• Requisitos esenciales de salud
• Requisitos esenciales de seguridad
• Procedimientos de evaluación evaluados a productos comercializados en la Unión Europea
Directiva PED 2014/68/EU
Es pertinente a todos los recipientes a presión y accesorios de seguridad (válvulas, mangueras exibles, conectores) utilizados en la estación de carga y dispensación de hidrógeno. Esta directiva de equipos a presión permite utilizar en toda la Unión Europea el mismo diseño para los recipientes a presión y los accesorios asociados, de niendo requisitos esenciales. Los requisitos detallados se encuentran disponibles en los estándares de seguridad. Es obligatoria en Europa, por lo que existe una serie de organismos certi cados, que realizan una evaluación de conformidad del equipo a presión.
Lineamientos para la promoción de la electrólisis
En la siguiente tabla se observan una serie de propuestas para establecer políticas que tienen como objetivo puntual el desarrollo y aceleración de la electrólisis como una tecnología potencial en la producción de hidrógeno.
ETAPA 1: Preparación de la tecnología
H2 verde aún no es económicamente competitivo y comienza a implementarse para aplicaciones de nicho. Capacidad de electrolizadores entre MW a GW. Se necesitan compromisos gubernamentales sobre uso de energía renovable. Volúmenes relativamente pequeños, que son suministrados a través de camiones de H2, licuados o comprimidos (no hay tuberías disponibles)
Almacenamiento de H2 en tanques de acero en el sitio, pero sitios industriales y puertos podrían estar probando el almacenamiento subterráneo.
ETAPA 2: Penetración del mercado
Electrolizadores a escala de GW. Aplicaciones en “valles del H2”, en ubicaciones remotas, cuya opción atractiva son las tuberías y barcos, el transporte aún no es viable ni rentable. Reconversión de redes de gas. Disminuciones en los costos, cercanos al H2 gris. Combinación de energías renovables y electrolizadores. Países como Australia, Alemania, Países Bajos y Japón están entrando en esta etapa, implementado objetivos para el H2 verde y movilizando capital para inversión.
ETAPA 3: Crecimiento del mercado
H2 verde competitivo, con oferta diversi cada y se comercializa a nivel mundo. Sistema eléctrico cerca a cero emisiones, electrolizadores contribuyen en la reducción de CO2.
Etapa 1: Preparación de la tecnología
Electrólisis Objetivos de capacidad
Adquisición de electricidad
Captación de hidrógeno verde
Etapa 2: Penetración del mercado
Etapa 2: Crecimiento del mercado
Infraestructura
Apoyo a la capacidad de fabricación
Apoyo nanciero directo
Incentivos scales
Exenciones de impuestos y gravámenes sobre la electricidad
Medidas de sostenibilidad
Incentivos scales
Tarifa o prima de hidrógeno verde
Subastas
Prestación de servicios auxiliares
Objetivos de hidrógeno verde
Mezcla virtual
Acuerdos internacionales
Plani cación de infraestructura
Estandarización de infraestructura e hidrógeno
Financiamiento de infraestructura
Camiones verdes
Investigación y desarrollo
Garantías de origen
Barcos verdes
Soporte de almacenamiento estacional
Tabla 14. Gama de políticas para promover la electrólisis en tres etapas de implementación (IRENA, 2021)
Lineamientos para la elaboración de políticas con relación al apoyo de la infraestructura del hidrógeno
Teniendo en cuenta hasta este momento, la escasa estandarización y puesta en marcha de políticas que guíen todos y cada uno de los eslabones de la cadena de abastecimiento del hidrógeno, se toma como referente el Informe “Suministro de hidrógeno verde: Una guía para la formación de políticas” presentado por IRENA (2021), que tal y como su nombre lo indica se propone como un apoyo a la futura elaboración de normatividad y políticas que promuevan la construcción de redes de hidrógeno, la reutilización, medidas de apoyo a actividades de almacenamiento, barcos y camiones ecológicos y en general todas aquellas actividades para el desarrollo de la industria del hidrógeno (ver Tabla15).
Plani cación de la infraestructura de hidrógeno
Políticas para apoyar la construcción y / o reutilización de redes de hidrógeno
Marco regulatorio para la infraestructura de hidrógeno
Reutilización de redes e infraestructura existentes de gas fósil, es una opción rentable.
La demanda de hidrógeno está sujeta a posibles cambios económicos, podría generar zozobra en activos necesarios en la infraestructura.
Política a largo plazo, que permitiría a inversores en producción de H2 verde evaluar perspectivas, rutas y mercados futuros.
Identi car aplicaciones que requieren priorización en el abastecimiento de H2 verde.
Identi car áreas “sin arrepentimiento” para tuberías de H2 en función de la demanda industrial.
Anticipar demanda de sectores aviación y transporte marítimo y sus decisiones sobre oleoductos.
Actualización del marco regulatorio de TSO´s (Operadores del Sistema de Transporte), que incluya la reutilización de redes existentes.
Estándares de calidad del hidrógeno puro, ya que hasta la fecha se han limitado a clústeres industriales.
En casos excepcionales eximir a desarrolladores privados para facilitar el desarrollo de redes de hidrógeno entre empresas.
Promulgar regulaciones exibles que respondan a las dinámicas del mercado, para ello utilizar análisis de mercado periódicos.
Buscar evitar situaciones de abuso de poder posicional, permitiendo la entrada de nuevos competidores y que hagan uso de la infraestructura existente.
Permitir el transporte internacional del hidrógeno y brindar seguridad en dichas operaciones comerciales.
Creación de acuerdos internacionales que proporcionen estándares de calidad del hidrógeno, estándares de seguridad operacional, requisitos de integridad de las tuberías, especi caciones de combustible y estándares de compatibilidad de electrodomésticos. Lo que nalmente, se vería re ejado en el comercio más uido y en reducción de costos para los consumidores.
El Foro Sectorial de Gestión Energética (UE -Unión Europea), cuenta con un “Grupo de Trabajo sobre el Hidrógeno”, el cual viene desarrollando los primeros estándares para el sector del hidrógeno entre los estados miembros (en etapa prenormativa).
Políticas para respaldar el almacenamiento estacional
Financiamiento de la infraestructura de hidrógeno
Se requiere inversión en el Sistema de Transporte para el desarrollo de la infraestructura, ya sea nueva o reutilizada.
Recuperación de costos mediante facturación, aunque puede que no sea su ciente.
Implementación de políticas para facilitar los ujos de capital e inversión para la expansión y reutilización de las redes.
Eliminación de riesgos mediante el establecimiento de subvenciones de capital, garantías de préstamos y préstamos blandos de bancos de desarrollo.
Identi car soluciones para respaldar el almacenamiento estacional para lograr la descarbonización de la red eléctrica.
Cada país deberá regular la inyección y almacenamiento de hidrógeno en formaciones geológicas, para ello podría aprovechar las leyes existentes sobre minería, preservación del agua, protección ambiental, eliminación de desechos, conservación de recursos, almacenamiento y tratamiento de gases.
Apoyo a barcos y camiones ecológicos
Adquisición de almacenamiento estacional
Esquemas de alimentación
Garantizar un nivel mínimo de capacidad de almacenamiento estacional en el sistema de energía. Para así tener disponibilidad de hidrógeno en los períodos donde hay baja producción de energías renovables variables.
• Subastas para la adquisición de energía a largo plazo.
• Exigir a proveedores de energía asegurar una cantidad mínima de almacenamiento estacional.
Introducción de una tarifa de alimentación o un esquema de primas para la compensación de la producción en períodos de baja energía renovable variable.
Resaltar el apoyo social en la adopción de la energía producida y acompañar a los operadores de almacenamiento estacional en la sustitución de combustibles fósiles.
Políticas que aseguren que los gobiernos tengan en cuenta las emisiones de CO2 relacionadas con el transporte del hidrógeno para garantizar una cadena de suministro sostenible.
Identi car e impulsar modos de transporte con emisiones limitadas o cercanas a cero, apoyando el despliegue de camiones eléctricos y barcos alimentados con amoníaco, por ejemplo.
Uso de sistemas de baterías eléctricas en el caso de distancias cortas, mientras que, para distancias largas, emplear biocombustibles, amoníaco y el mismo hidrógeno verde.
Implementación de instrumentos para apoyar la descarbonización del sector del transporte.
Tabla 15. Propuestas para la elaboración de políticas en torno a las actividades y producción del hidrógeno. Construcción propia. Información tomada de (IRENA, 2021)
Pilares de la Hoja de Ruta para la implementación del hidrógeno en Colombia
La estrategia propuesta en Colombia es el resultado de la colaboración de varios actores del sector público y privado, se fundamenta en cinco pilares que promueven el bienestar social, ambiental y económico en el país, los cuales según (Ministerio de Minas y Energía [Minenergia], s.f.) son:
Reducción de emisiones: El hidrógeno como una pieza clave para alcanzar la neutralidad de carbono en Colombia.
Crecimiento económico: El desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno como vía hacia una economía de exportación de bajas emisiones.
Transición justa: El hidrógeno de bajas emisiones es una oportunidad para la transición justa diseñada para mantener el empleo de los sectores impactados por la descarbonización en zonas mineras y petroleras, se bene ciará del aprovechamiento de las infraestructuras y capacidades profesionales existentes.
Objetivo de país: El Gobierno Nacional comprometido con el despliegue del hidrógeno de bajas emisiones.
Comunidades locales: El hidrógeno como vía de integración del territorio y herramienta de desarrollo inclusivo.
El principal medio para alcanzar los objetivos jados para 2030 son las acciones descritas en los ejes de acción o actuación, para los cuales se de nen las medidas y herramientas encaminadas a garantizar el correcto desarrollo del mercado del hidrógeno, estos ejes planteados por (Minenergia, s.f.) son:
Habilitadores jurídicos y regulatorios: Medidas orientadas a establecer un marco regulatorio claro, coherente y justo. Instrumentos de desarrollo de mercado: Mecanismos y herramientas destinadas a incentivar la transición desde los procedimientos tradicionales basados en productos fósiles a tecnologías de producción de energía limpia (hidrogeno baja emisión)
Apoyo al despliegue de infraestructuras: Acciones encaminadas a facilitar el despliegue efectivo y coordinado de infraestructuras de transporte y distribución de hidrógeno.
Impulso al desarrollo tecnológico e industrial: Medidas orientadas a garantizar el desarrollo de la industria de manera sostenible y con valor socioeconómico para el país.
Para cada eje mencionado, se de nen varias líneas de trabajo que permiten el despliegue del hidrogeno durante tres etapas temporales, para realizar dicho despliegue de manera efectiva, de acuerdo con (Minenergia, s.f.) estas son:
Fase 1. Sentar las bases del hidrógeno: Operaciones a realizar en el corto plazo (periodo inferior a 2 años), elaboración de estudios técnicos.
Fase 2. Habilitar e impulsar el desarrollo del mercado: Labores orientadas a promover el uso del hidrógeno de bajas emisiones. Estas medidas se realizarán en el corto/medio plazo (periodo inferior a 5 años).
Fase 3. Monitorear y habilitar nuevos usos: Acciones a realizar en el medio/largo plazo para dar seguimiento y avalar la correcta implementación de las medidas de los periodos anteriores.
A continuación, se muestra una grá ca de dichas líneas de trabajo, algunas de las cuales afectan a diferentes ejes de acción debido a la naturaleza transversal del hidrógeno. Las siguientes secciones resumen las métricas especí cas para cada la.
Fase 1
Sentar las bases (1-2 años)
1. Habilitadores jurídicos y regulatorios
Establecer los conceptos de la taxonomía del hidrógeno acorde al marco jurídico nacional
Diseñar un sistema de garantías de orígen y certi caciones para el hidrógeno
Fortalecer el posicionamiento internacional de Colombia en torno al hidrógeno
Desarrollar y actualizar la normativa técnica en materia de hidrógeno
2. Instrumentos de desarrollo de mercado
3. Apoyo al despliegue de infraestructura
Fomentar la articulación institucional y asignar responsabilidades en materia de hidrógeno
Consolidar la asociación Colombiana de Hidrógeno
Evaluar la contribución del H2 a la diversi cación económica del carbón
Diseñar e implementar señales de mercado que fomenten la adopción del H2
4. Impulso al desarrollo tecnologico e industrial
Reglamentación, estructuración y puesta en funcionamiento del sandbox regulatorio
Fase 2
Habilitar o impulsar el desarrollo del mercado (3-5 años)
Fase 3
Monitoreo (+3 años y periódicamente)
Desarrollar y actualizar la normativa técnica en materia de hidrógeno
Adpoptar regulación para nuevas aplicaciones tales como el “blending”
Establecer mecanismos de nanciación para proyectos de hidrógeno de bajas emisiones
Monitoreo y actualización de la Hoja de Ruta
Simpli car y adaptar trámites administrativos
Promover clústeres de producción y consumo de hidrógeno
Estudiar y adaptar la regulación del sistema eléctrico para un mejor encaje del hidrógeno ”
Monitoreo y actualización de la Hoja de Ruta
Evaluar potencial de CCUS, almacenamiento geológico de H2 y disponibilidad de agua
Desarrollar herramientas de gestión de conocimiento y registro de proyectos de H2 en FENOGE
Estudiar la disponibilidad de recursos naturales para la producción de H2 Capacitar personal técnico y profesional a lo largo de toda la cadena de valor del H2
Analizar las posibilidades de “blending” de hidrógeno en la red existente de gas natural
Desplegar de manera coordinada una red de estaciones de dispensado de hidrógeno
Planear un despliegue de infraestructura en coordinación con los sistemas eléctrico y gasista
Desarrollar infraestructura de exportación de hidrógeno y derivados
52. Líneas de trabajo para el desarrollo del hidrógeno. (Minenergia, s.f.)
Impulsar las capacidades individuales locales e I+D+i en tecnología de H2
Mitigar el riesgo tecnológico mediante proyectos piloto
Monitoreo de la producción y consumo de hidrógeno por tipología y sector
Figura
Metas para el 2030
El gobierno colombiano se ha jado metas nacionales ambiciosas para 2030 tanto en términos de producción como de demanda, cuyo logro permitirá desarrollar las capacidades técnicas, industriales y la experiencia necesaria para explotar todo el potencial futuro del hidrógeno. A continuación, se ilustran dichas metas especí cas para cada frente del sector y para cada tipo de hidrógeno:
Metas nacionales de H2 de bajas emisiones a 2030
Hidrógeno verde
Producción
1-3 GW
Capacidad instalada de electrólisis
1.500 - 2.000
Demanda
Transversales
Transporte
Vehículos ligeros de pila de combustible 1.000 - 1.500
1.7 USD/Kg
LCOH verde obtenible
Vehículos pesados de pila de combustible
2.500 - 5.500 M USD
Inversiones en proyectos de producción y demanda de H2 durante la década 2020/30 7.000 - 15.000
50 - 100
Hidrogeneras de acceso público
Creación de empleos directos e indirectos durante la década 2020/30
Hidrógeno azul
50 kt H2
Producción de hidrógeno azul
Industria
40% bajas emisiones H2 verde y azul sobre el consumo total de H2 en la industria
2.5 - 3 Mton CO2
Emisiones abatidas durante la década 2020/30. En 2030 se evitarán 0.7 Mton anuales
Figura 53. Metas de país en materia de hidrógeno a 2030 (Minenergia, s.f.) .
La estrategia nacional a largo plazo se divide en dos períodos principales:
Plazo 2020-2030: el hidrógeno de bajas emisiones penetrará solo en las aplicaciones más competitivas. Este período se caracteriza por una estrecha cooperación entre los sectores público y privado, lo que permite y promueve el desarrollo del mercado.
Ambiciones hasta 2050 Marco regulatorio del hidrógeno en Colombia
Período 2030-2050: El hidrógeno será competitivo en varias aplicaciones, lo que provocará un alto crecimiento de la demanda tanto a nivel nacional como internacional. Durante este tiempo se inician las exportaciones a otras geografías y se lanzan aplicaciones con tecnologías más maduras (Figura 54).
- 2030
Hidrógeno azul
El despliegue abarcará distintas aplicaciones a medida que aumente la competitividad
1-3 GW electrólisis y 50 kt HA
Metas a 2030
1500 - 2000 veh. ligeros
1000 - 1500 veh- pesados
50 - 100 hidrogeneras
40% H2 bajo-C en industria
Se contará con mecanismos de apoyo en 4 ejes de actuación fomentando el desarrollo de toda la cadena de valor...
Hidrógeno verde
... para poder explotar todo el potencial futuro delhidrógeno de bajas emisiones 2030 - 2050
El país avanza en el desafío de descarbonizar su economía, para lo cual ha trazado una hoja de ruta para reducir en un 51% los gases de efecto invernadero al 2030 y ser carbono neutral al 2050, esto requiere una importante comunicación entre los participantes en sectores como la energía, el transporte, la construcción o la agricultura, los cuales generan emisiones intensivas. Así pues, el hidrógeno se convierte en uno de los aliados más importantes en Colombia para lograr la ambiciosa meta de neutralidad de carbono al 2050. Esta transición energética se está llevando a cabo desde el 2014 habilitada por la Ley 1715, luego en 2018 por la Ley 1931, más adelante en 2021 por la Ley 2099 y nalmente en 2021 por la Ley 2169.
A continuación, se describen algunos de los aspectos destacados en cada ley para promover el hidrógeno como fuente de energía renovable.
Ley 1715 de 2014
Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional.
y regulatorios
Apoyo al despliegue de infraestructura Impulso al desarrollo tecnológico e industrial Habilitadores
mercado
Descarbonización de sectores de difícil abatimiento
Desarrollo de indutrial local, I+D+i y creación de empleo
Aumento de la resiliencia del sistema energético
54. Estrategia nacional a 2050 en materia de hidrógeno de bajas emisiones (Minenergia, s.f.)
La ley tiene por esencia promover el desarrollo y uso de las fuentes de energía renovables no convencionales, sus sistemas de almacenamiento y el uso e ciente de la energía principalmente aquella de carácter renovable en el sistema energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su participación en las zonas no interconectadas, en la prestación de servicios públicos domiciliarios, en la prestación del servicio de alumbrado público y en otros usos energéticos como medio necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad de abastecimiento energético (Ley 1715 2014).
Siderurgia
Marítimo
Esta ley fue precursora en Colombia, porque trajo fuentes más amigables con el medio ambiente al sector energético, creó incentivos scales y creó mecanismos que permiten la cooperación público-privada para promover el desarrollo de los recursos en generación de energía por fuentes no convencionales, que hoy incluyen el hidrógeno.
Ley 1931 de 2018
Por la cual se establecen directrices para la gestión del cambio climático.
El objetivo de esta ley es establecer lineamientos para gestionar el cambio climático, limitar las emisiones de gases de efecto invernadero y promover la transición hacia una economía competitiva, sostenible y un desarrollo bajo en carbono. Además, esta ley es muy importante porque obliga a las comunidades regionales y ministerios a elaborar planes integrales de gestión del cambio climático que institucionalicen la participación del Estado en la reducción de los impactos ambientales, de esta manera reducir la vulnerabilidad de la población y de los ecosistemas del país frente a los efectos de este fenómeno (Ley 1931 de 2018).
Ley 2099 de 2021
Por medio de la cual se dictan disposiciones para la transición energética, la dinamización del mercado energético, la reactivación económica del país y se dictan otras disposiciones.
Las disposiciones de esta norma tienen como objetivo actualizar la legislación existente sobre la transición energética, el uso y desarrollo de las fuentes renovables de energía y el fortalecimiento de los servicios públicos, con el n de consolidar el marco scal, comercial y regulatorio para la masi cación de las energías renovables de fuentes no convencionales Esta ley modi có la Ley 1715 de 2014 al agregar hidrógeno verde y azul a sus de niciones, lo que tiene un impacto muy importante en el desarrollo de este sector, porque este cambio permite que los proyectos que usan o desarrollen hidrógeno para generar electricidad reciban todos los incentivos scales según la Ley 1715 de 2014, además que se puedan reglamentar el uso de nuevas tecnologías de generación como la geotermia (Ley 2099 de 2021).
Ley 2169 de 2021
Por medio de la cual se impulsa el desarrollo bajo en carbono del país mediante el establecimiento de metas y medidas mínimas en materia de carbono neutralidad y resiliencia climática y se dictan otras disposiciones.
La Ley 2169 de 2021 es quizás la normativa más ambiciosa del sector, ya que establece metas y medidas para lograr la resiliencia climática y el desarrollo bajo en carbono en el país en el corto, mediano y largo plazo, teniendo en cuenta los compromisos internacionales de Colombia. En el contexto del hidrógeno, es trascendente porque declara de interés general y de interés social los proyectos y obras encaminados a la producción y conservación de hidrógeno verde, lo que en la práctica signi ca nuevas ventajas para las empresas que se animan a desarrollar esta fuente (Ley 2169 de 2021).
Con base en lo anterior, el Gobierno Nacional ha avanzado en la reglamentación de las leyes mencionadas. El Decreto 895 de 2022 reglamentó los incentivos scales para proyectos de hidrógeno verde y azul. Al publicar el reglamento, la UPME presenta los requisitos y procedimiento para la emisión de certi cados que permitan bene cios scales, así como el listado de productos y servicios a los que se les puede aplicar. Asimismo, el gobierno nacional emite un decreto para promover el hidrógeno en Colombia. Lo más destacado de la normativa es que prevé la posibilidad de introducir un mecanismo público para acreditar el origen del hidrógeno producido en el país previa evaluación por parte del Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. garantiza la unicidad y la trazabilidad de los insumos utilizados para la producción de hidrógeno y la intensidad de emisión relacionada. También dispone que la Comisión Reguladora de Energía y Gas de na un reglamento que permita el uso del hidrógeno por parte de los servicios públicos de electricidad y gas. Finalmente, el reglamento también otorga al Ministerio de Transporte y Medio Ambiente y al Ministerio de Desarrollo Sostenible la oportunidad de publicar y actualizar los requisitos, procedimientos, condiciones e incentivos para el uso del hidrógeno en el sector del transporte (Galeano, 2022).
La deducción no podrá superar el 50% de la renta líquida gravable antes de restar el gasto.
Incentivos para las Fuentes de Energía No
Gasto en I + D o inversión, en producción o utilización de fuentes de energía no convencional, podrá deducirse hasta el 50% del valor total de inversión por quince (15) años consecutivos en el impuesto de renta, siempre que sea contribuyente de este impuesto (modi cación LEY No. 2099 1O JUl2021).
Convencionales
Como ya se mencionó, la Ley 1715 de 2014 tiene como objetivo promover el desarrollo y uso de fuentes de energía no convencionales, principalmente de carácter renovable, en el sistema energético nacional, también la participación a sectores aislados y otros usos energéticos. Esta ley es un medio necesario para el desarrollo económico, sostenible, y de ayuda a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, asimismo puede brindar apoyo para garantizar el suministro de la energía; también, establece en términos de incentivos tributarios, la deducción en el impuesto a la renta, exclusión de IVA, exención de gravámenes arancelarios y depreciación acelerada.
Para una representación precisa de los incentivos y los requisitos para acceder a ellos se puede analizar el informe llamado “Guía práctica para la aplicación de los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014”. Además, hay que tener en cuenta la modi cación de dicha ley, con el objetivo de modernizar la legislación vigente y dictar otras disposiciones para la transición energética, la dinamización del mercado energético a través de la utilización, desarrollo y promoción de fuentes no convencionales de energía, la reactivación económica del país y dictar normas para el fortalecimiento de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, esto también por medio de la ley 2099 del 10 de julio de 2021 (Minenergia, 2021).
Toda adquisición de equipos o maquinaria nacional o importada para la producción o utilización de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) en la etapa de preinversión o inversión, estarán exentos de IVA.
100% del impuesto a pagar.
Certi cación de la UPME, según lo establecido en el Decreto MHCP 829 de 2020.
Si la inversión es bajo leasing, debe ser nanciado con opción de compra irrevocable
Servicios necesarios para la producción o utilización de FNCE en la etapa de preinversión o inversión no causarán IVA.
Toda persona natural o jurídica que importe maquinaria, equipos, materiales e insumos para la preinversión o inversión en nuevos proyectos en FNCE, estarán exentas de pagar derechos arancelarios.
Se podrá depreciar de manera acelerada, los equipos, maquinaria y obras civiles necesarias para la preinversión, inversión y operación de la generación con FNCE.
100% de los derechos arancelarios.
Equipos y Maquinaria certi cados por la UPME (Resolución UPME 703 de 2018 y Decreto MHCP 829 de 2020).
La Ley 1955 de 2019 (Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022, art. 180) establece la inclusión de los módulos solares, los inversores y los controladores, en el listado del artículo 424 del Estatuto Tributario (exclusión de IVA)
Equipos y Maquinaria certi cados por la UPME (Resolución UPME 703 de 2018 y Decreto MHCP 819 de 2020).
Hasta un 20% del valor en libro cada año
Productos extranjeros que solo puedan adquirirse mediante importación. Procedimiento: Decreto MHCP 829 de 2020.
Hasta un 20% de la tasa anual de depreciación Artículo 196 y 197 del Estatuto Tributario. Procedimiento: Decreto MHCP 829 de 2020.
Tabla 16. Incentivos Ley 1715 de 2014 (Gutiérrez & Garcia, 2020)
La UPME de ne el límite para ser Autogenerador a Pequeña Escala. Este límite no puede ser superior al del despacho central (actualmente en 1 MW – Resolución CREG 096 de 2019).
Capítulo 5
Una visión ambiental
•El hidrógeno en la Transición Energética
•Mirando al 2050 producción de H2 con bajas emisiones de CO2
•Comparación de tecnologías de producción de hidrógeno bajas en carbono
•Consecuencias ambientales de la producción de hidrógeno
•Límites planetarios y calentamiento global
•El hidrógeno en la línea estratégica para el cumplimiento de los ODS
•Objetivo de Desarrollo Sostenible 7: garantizar disponibilidad de energía asequible y segura, sostenible y moderna
Ideas clave
El hidrógeno como elemento fundamental para reducir la dependencia de los combustibles fósiles.
Mirada prospectiva técnica y económica del hidrógeno para lograr los objetivos climáticos establecidos por el COP26.
Comparación y contextualización de las consecuencias ambientales de la producción de hidrógeno.
Contextualización de los limites planetarios y un análisis general sobre el espacio operativo seguro que permita el desarrollo y la prosperidad de las sociedades humanas por medio de la producción de energía con hidrogeno.
El hidrógeno en la transición energética
Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) es crucial para mitigar el calentamiento global y atenuar los impactos ambientales signi cativos. Una estrategia fundamental para lograrlo implica reemplazar las fuentes de energía y productos básicos basados en carbono fósil con alternativas renovables libres de carbono. Para lograr la descarbonización de los sectores industriales, es primordial incrementar la proporción de energías renovables en la matriz energética, ampliando tanto la capacidad de almacenamiento como la generación de electricidad renovable (Staffell et al., 2019).
El hidrógeno podría desempeñar una función fundamental en un escenario prospectivo con bajas emisiones de carbono, ya que podrá generar energía con bajas emisiones de carbono que se puede almacenar y transportar e cientemente, este elemento tiene el potencial de contribuir a un sistema energético más seguro, reduciendo la dependencia de los combustibles fósiles. Además, su versatilidad permite su aplicación en diversos sectores, como transporte, calefacción, industria y generación de electricidad, los cuales en conjunto representan aproximadamente dos tercios de las emisiones globales actuales de CO2 (Figura 55) (Staffell et al., 2019).
La Figura 56(a) ilustra la distribución global del suministro de energía, los combustibles fósiles dominan, contribuyendo con el 81.2% del total, mientras que las fuentes de energía renovable representan el 13.8% (desglosado en 9.3% para biocombustibles, 2.0% para fuentes eólicas/solares, etc., y 2.5% para hidroeléctricas). Por su parte, la energía nuclear contribuye con el 4.9% (REN21, 2020). La Figura 56(b) muestra las emisiones de CO2 de diversas fuentes de energía tradicional como la procedente de carbón y petróleo, gas natural e hidroeléctrica (Qureshi et al., 2023).
GHG totales (GtCO2/yr)
y
Fuentes fósiles
Figura 55. Emisiones globales de gases de efecto invernadero en 2014, desglosadas por sector y por países principales. Datos del CAIT. (Staffell et al., 2019).
y
de
Figura 56. Participación en el suministro mundial de energía, (b) Porcentaje de emisiones de CO2 de diferentes fuentes de energía. (Qureshi et al., 2023).
Mirando al 2050 producción de H2
on bajas emisiones de CO2
La humanidad debe lograr eliminar completamente las emisiones de carbono para el año 2050. Es relevante destacar que la Conferencia COP26 de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, llevada a cabo en Glasgow en noviembre de 2020, fue un evento fundamental para reforzar los objetivos climáticos a nivel global y la implementación del Acuerdo de París de 2015.
Según estudios estratégicos de rmas especializadas en el mercado del H2, el precio del H2 verde disminuirá y será algo más barato que el del H2 gris en 2050. En los próximos 30 años, el precio del H2 azul también se reducirá, pero no tanto como el del H2 verde. Además, para 2050, la producción de H2 será más de cinco veces mayor que la actual, con un 15% de producción de H2 azul y un 85% de H2 verde. Por último, en los próximos 30 años, los mercados cuentan con inversiones por un total de unos 15 billones de dólares en toda la cadena H2. Esto se representa en la Figura 57, se evidencian varios rasgos clave que estarán presentes en 2050 (Mahone et al., 2020).
Figura 57. La tendencia prevista en la transformación del costo, el espectro de colores y el volumen del H2 para 2050. (Qureshi et al., 2023).
Comparación de tecnologías de producción de hidrógeno bajas en carbono
Según la AIE, la producción mundial de hidrógeno actualmente, que es predominantemente gris (90 MtH2 año−1) es responsable de 635 MtCO2 año−1, lo que corresponde aproximadamente al 2 % de las emisiones antropogénicas anuales de CO2 del mundo (Dermuhl & Riedel, 2023). A continuación, se resumen las emisiones de CO2 de cada tecnología de hidrógeno baja en carbono.
Las emisiones de CO2 para el reformado de metano con vapor (SMR) disminuyen de aproximadamente 9 - 11 kgCO2 por cada kgH2 a un rango entre 1 y 4 kgCO2 por cada kgH2 mediante la adaptación de SMR con un sistema de captura, utilización o almacenamiento de carbono (CCS). Además, según los cálculos realizados en estudios recientemente publicados, se ha demostrado que las emisiones de CO2 del hidrógeno azul durante su ciclo de vida son aproximadamente un 9 % a un 12 % menores en comparación con las del hidrógeno gris. Estos cálculos tienen en cuenta tanto las emisiones de CO2 como las emisiones de metano no quemado que escapa (Howarth & Jacobson, 2021).
Dado que la pirólisis de metano se encuentra mayormente en un nivel de preparación tecnológica (TRL) bastante bajo, indicando una baja madurez tecnológica, la regeneración del catalizador a través de la quema del carbono resulta en emisiones signi cativas de CO2, casi equiparables a las de SMR (Dagle et al., 2017). Además, las emisiones de CO2 asociadas con la pirólisis solo pueden mantenerse en este nivel si el carbono producido no se quema en ningún proceso posterior (Dermuhl & Riedel, 2023). La Figura 58 resume las
emisiones de CO2 en relación con la fuente de energía utilizada: electricidad o gas natural. En esta representación se han aplicado las siguientes huellas de carbono: 0,35 tCO2 MWhel–1 para un mix eléctrico y 0,46 tCO2 por cada tCH4 para la cadena de suministro de gas natural (Machhammer et al., 2016).
Mix eléctrico: 0,35 tCO2/MWhel
Cadena de suministro de CH4: 0,46 tCO2/tCH4
Pirólisis de metano con energías renovables
Electrolisis con nergías renovables
Figura 58. Comparación de las emisiones de CO2 [kgCO2 kgH2− 1] de las tecnologías de producción de hidrógeno: electrólisis y pirólisis de metano utilizando electricidad procedente de energías renovables o de una combinación de electricidad y SMR con o sin CCS. Recuperado de Machhammer, et al., 2016.
Además de las emisiones de CO2, el aumento de la electrólisis y la SMR con CCS, que requieren agua para sus reacciones, aumentarán considerablemente el consumo de agua en la economía del hidrógeno. Estequiométricamente, la electrólisis requiere 8,9 kgH2O por cada kgH2 y la SMR sin CCS requiere alrededor de 4,5 kgH2O por cada kgH2. Por otra parte, si el hidrógeno que hasta ahora se ha producido predominantemente por SMR se reemplaza completamente por hidrógeno verde, la demanda de agua se duplicaría. De acuerdo con las pérdidas, el consumo de agua con el proceso de electrólisis puede aumentar y, debido a las e ciencias moderadas y a la conexión de una unidad CCS, la International Energy Agency (IEA) especi ca que la emisión para una planta SMR con un sistema CCS emite entre 13 -18 kgH2O por cada kgH2. Cabe destacar que no se requiere agua para la reacción de pirólisis de metano en sí y, por lo tanto, su resultado el hidrógeno turquesa se realiza mediante una tecnología de producción de hidrógeno atractiva y ahorradora de agua (Dermuhl & Riedel, 2023).
Pirólisis de
Electrolisis
Consecuencias ambientales de la producción de hidrógeno
Esta sección evalúa principalmente los impactos ambientales de los métodos de producción de hidrógeno establecidos, incluida la producción a partir de energía eólica, la electrólisis fotovoltaica, la termólisis del agua y desde la gasi cación de biomasa. La información se analizó y se extrajo a partir de artículos especializados.
Producción de hidrógeno a partir de la energía solar
El-Sha e et al. (2019) y Cetinkaya et al. (2012) examinaron diferentes métodos de producción de hidrógeno, en los cuales se observó que, la generación de energía fotovoltaica dio como resultado un consumo de energía del ciclo de vida de 77.864 MJ/kgH2 y una tasa de emisión de GEI entre 2412 gCO2/kgH2 hasta 6674 gCO2/kgH2. 1
Producción de hidrógeno a partir de biomasa
Hajjaji et al. en (Life cycle assessment of hydrogen production from biogas reforming, 2016) utilizaron el ACV para evaluar la producción de hidrógeno a través de la gasi cación de biomasa, revelando una emisión de GEI equivalente de 5590 gCO2/kgH2.
Producción de hidrógeno a partir de la energía eólica
Producción de hidrógeno de base geotérmica
Algunos investigadores han estimado que las emisiones de gases de efecto invernadero de una planta de hidrógeno con energía eólica serían de aproximadamente 600 a 680 g de CO2 por kilogramo de hidrógeno (gCO2/kgH2) (Ghandehariun & Kumar, 2016). Además, en un estudio realizado por Cetinkaya et al. (2012), se realizó un análisis del ciclo de vida donde los resultados demostraron que el método de producción basado en energía eólica produjo emisiones equivalentes de 970 gCO2/kgH2.
3
Producción de hidrógeno a base de agua
La energía geotérmica presenta la capacidad de producir hidrógeno de manera limpia con un impacto ambiental reducido. Sin embargo, resulta fundamental abordar cuestiones como la contaminación del aire, derivada de emisiones de dióxido de azufre, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, así como la contaminación del agua debido a la descarga de agua contaminada y los cambios en el uso del suelo. Aunque estas consecuencias son comparativamente menores en comparación con los combustibles fósiles, una plani cación adecuada es esencial al desarrollar proyectos de hidrógeno geotérmico (Osman et al., 2022).
4
Los efectos ambientales de la producción de hidrógeno a base de agua di eren según el método utilizado. El reformado con vapor del gas natural da como resultado mayores emisiones de gases de efecto invernadero y contaminantes, mientras que la electrólisis del agua es menos contaminante, pero exige más energía y tiene implicaciones para el agua y la salmuera. La selección de un método de producción requiere una consideración cuidadosa para equilibrar el impacto ambiental, el costo y la e ciencia (Ozbilen et al., 2011)
5
Límites planetarios y calentamiento global
Existe una necesidad urgente de abordar un nuevo paradigma que integre el desarrollo continuo de las sociedades humanas y el mantenimiento del “Sistema Tierra” en un estado resiliente y adaptable. El marco del límite planetario (PB, por sus siglas en inglés) contribuye a este paradigma al proporcionar un análisis basado en la ciencia del riesgo de que las perturbaciones humanas desestabilicen el “Sistema Tierra” (Steffen et al., 2015).
El objetivo principal del concepto de límite planetario es establecer un espacio operativo seguro que permita el desarrollo y la prosperidad de las sociedades humanas. Este enfoque se fundamenta en la comprensión evolutiva del funcionamiento y la capacidad de recuperación del sistema terrestre (Steffen et al., 2015). Estos límites representan puntos críticos en los cuales existe un riesgo signi cativo de desestabilización de procesos ambientales clave, con el potencial de desencadenar cambios irreversibles a escala global. Se han identi cado nueve límites planetarios, los cuales según (González, 2017) son:
• Cambio climático
• Acidi cación de los océanos
• Cambios en el uso del suelo
• Pérdida de la biodiversidad
• Ciclo del nitrógeno
• Ciclo del fósforo
• Agotamiento del ozono estratosférico
• Contaminación química
• Cambio en el ujo de agua dulce
La Figura 59 representa el efecto de la producción de hidrógeno a gran escala en relación con los límites planetarios, e incluye una indicación de cuál podría ser una proporción adecuada del espacio operativo seguro global para esta magnitud de producción de hidrógeno. Las categorías de impacto vinculadas al calentamiento global exhiben las transgresiones más signi cativas para todas las tecnologías, siendo más elevadas para el uso de gas natural en gris y azul, y más bajas para el hidrógeno verde proveniente del despliegue de infraestructuras de energía renovable. Únicamente el hidrógeno verde producido mediante energía eólica en un futuro cercano permitiría mantener al planeta dentro de una porción potencialmente equitativa del espacio operativo seguro. No obstante, la combinación proyectada en el futuro de hidrógeno verde y azul no lograría dicho propósito. Se destaca, una marcada reducción en las categorías de impacto relacionadas con el cambio climático para el hidrógeno verde generado mediante energía solar fotovoltaica .
Ocupación del
seguro global concentraciónCambioclimáticodeCO2Cambioclimático-DesequilibrioenergéticoAgotamientodelozonoestratosféricoAcidicacióndelocéano
Flujos bioquimicos-P Flujos bioquimicos-NCambiodelsistemadetierras-Global Usodeagua dulce-GlobalCambioenlaintegridaddela biosfera-Pérdidadefactura
H2 gis SMR - 2019
H2 gis SMR - 2035
H2 gis SMR -2050
H2 azul SMRccs - 2019
H2 azul SMRccs - 2035
H2 azul SMRccs - 2050
Mezcla futura H2 - 2019
Mezcla futura H2 - 2035
Mezcla futura H2 - 2050
H2 verde PV - 2019
H2 verde PV - 2035
H2 verde PV - 2050
Figura 59. Ocupación del espacio operativo seguro global para 500 Mt/año de hidrógeno producido por diferentes tecnologías y asumiendo diferentes escenarios.
H2 verde eólico - 2019
H2 verde eólico - 2035
H2 verde eólico - 2050
* La referencia para el cambio climático está en consonancia con los objetivos del Acuerdo de París de un calentamiento global muy por debajo de los 2 °C. La combinación proyectada en el futuro está formada por un 38% de hidrógeno azul y un 62% de hidrógeno verde, este último repartido a partes iguales entre la energía solar fotovoltaica y la eólica como fuente de electricidad. La línea discontinua roja indica el espacio operativo seguro asignado de acuerdo con los principios igualitario y de derechos adquiridos para el hidrógeno (~10%) en función de su participación en la demanda nal de energía (13,5%), la contribución de la energía a las emisiones totales de gases de efecto invernadero en 2021 (73,2%) y la suposición de un uso equitativo del hidrógeno dentro de la población. Recuperado de Weidner, et al., 2022.
A pesar de que las proyecciones de producción del hidrógeno verde lograron disminuir los efectos del calentamiento global, se evidencia un desplazamiento de la carga asociada al hidrógeno verde con energía solar fotovoltaica en lo que respecta a los ujos biogeoquímicos. Un examen más detenido de los resultados revela que estos efectos secundarios son generados por la producción de aguas residuales derivadas de la fabricación de células fotovoltaicas, especí camente a través del impacto del aporte de nitratos en aguas residuales. También se percibe un mayor impacto asociado al hidrógeno verde proveniente de la energía solar fotovoltaica en comparación con el hidrógeno azul en términos de la integridad de la biosfera, atribuible al uso del suelo relacionado con la instalación de paneles solares.
Los notables impactos en las categorías vinculadas al calentamiento global requieren un examen más detallado de la huella de carbono asociada a la producción de 1 kg de hidrógeno, como se presenta en la Figura 60. En términos generales, el impacto del hidrógeno verde en el cambio climático se origina principalmente en la infraestructura de energía renovable, con contribuciones mínimas por parte de los electrolizadores. Por otro lado, para el hidrógeno azul, las fugas de metano y las emisiones de combustión desempeñan un papel preponderante. Se observa una reducción sustancial en la huella de carbono del hidrógeno verde proveniente de la energía solar fotovoltaica. Este fenómeno se atribuye a la producción relativamente intensiva en carbono en China, la cual se espera que disminuya en el futuro debido a una producción más limpia y a la distribución más amplia de los mercados de células fotovoltaicas a nivel global. Además, se anticipa que la huella de carbono del hidrógeno verde generado con energía eólica también experimentará una disminución en el futuro.
H2 gis SMR - 2019
H2 gis SMR - 2035
H2 gis SMR -2050
H2 azul SMRccs - 2019
H2 azul SMRccs - 2035
H2 azul SMRccs - 2050
Mezcla futura H2 - 2019
Mezcla futura H2 - 2035
Mezcla futura H2 - 2050
H2 verde PV - 2019
H2 verde PV - 2035
H2 verde PV - 2050
Figura 60. Huella de carbono de las rutas de producción de hidrógeno medida como emisiones de CO2 equivalente. Método LCIA: EF3.0. Tomado de (Weidner et al., 2023)
H2 verde eólico - 2019
H2 verde eólico - 2035
H2 verde eólico - 2050
Escenario
El hidrógeno en la línea estratégica para el cumplimiento de los ODS
La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible se lanzó en 2015 para poner n a la pobreza y poner al mundo en un camino de paz, prosperidad y oportunidades para todos en un planeta saludable. Los diecisiete Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) exigen nada menos que una transformación de los sistemas nancieros, económicos y políticos que rigen nuestras sociedades hoy para garantizar los derechos humanos de todos (United Nations , 2020).
Las metas individuales pueden crear tensión o incluso modi caciones para otros nes (por ejemplo, en la batalla contra el hambre talando el Amazonas para sembrar cereales). Es por esto por lo que, la Agenda 2030 debe abordarse de manera sistemática. Para empezar, si no se cumple el objetivo relativo a la energía (ODS 7), es muy difícil proporcionar acceso a la salud, a la educación, lograr la igualdad de género, crear puestos de trabajo, o asegurar el consumo sostenible. El ODS 7 es indispensable en casi todos los campos, por lo tanto, el éxito en su consecución es esencial para alcanzar los objetivos para 2030.
El aprovechamiento de la energía del hidrógeno es una de las ideas alternativas más competentes para avanzar hacia una economía 100% sostenible. La importancia de la producción de hidrógeno como fuente de energía renovable es uno de los mayores desafíos del mundo para alejarse de los combustibles fósiles especí camente en la generación de energía, por ende, en su almacenamiento, ya que la energía renovable, como la eólica y la solar, deben almacenarse de forma viable para compensar su suministro intermitente. El hidrógeno puede ser una parte clave de la respuesta, impulsando la innovación en estas tecnologías. Está
claro que el proceso de conexión del H2 ya ha comenzado y la consolidación del mercado es una realidad. Los países de la región ven el H2 como una oportunidad especial para reducir las emisiones de dióxido de carbono en algunos sectores económicos, en particular: industria y transporte, para hacerlos más sostenibles en el largo plazo (Finger, 2020).
Según el informe llamado Hidrógeno para Net-Zero elaborado por McKinsey & Company y el Hydrogen Council, el hidrógeno tiene un papel central para ayudar al mundo a alcanzar emisiones netas cero para 2050 y limitar el calentamiento global a 1,5 grados centígrados. Desde ahora hasta 2050, el hidrógeno puede evitar 80 gigatoneladas (GT) de emisiones acumuladas de CO2. Con un potencial de reducción anual de 7 GT en 2050, el hidrógeno puede aportar el 20 % de la reducción total necesaria en 2050. Esto requiere el uso de 660 millones de toneladas métricas (TM) de hidrógeno renovable y bajo en carbono en 2050, equivalente al 22 % de la demanda mundial de energía nal (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2021a).
Como se había mencionado en capítulos anteriores, el hidrógeno se produce por electrólisis del agua, en la que se separan el hidrógeno y el oxígeno, así que, el agua es una excelente "materia prima" porque generalmente está disponible. El hidrógeno se puede convertir en electricidad mediante una pila de combustible o una turbina y es muy similar al gas natural el cual se utiliza para producir electricidad y calor en diversos procesos industriales (Allianz Global Investors, 2020).
Uno de los retos de la producción de energía renovable es que tiende a uctuar en las redes de suministro de energía, construidas para métodos de producción robustos y predecibles, dando así una ventaja al hidrógeno el cual permite el almacenamiento.
Así pues, el hidrógeno facilita la integración energética producido de forma renovable porque se puede almacenar, además, ofrece exibilidad al transporte de grandes cantidades a largas distancias a través de tuberías y barcos. Con el hidrógeno, las compañías eléctricas pueden aprovechar fuentes de energía renovable altamente competitivas y viables en áreas marginales acelerando la transición energética (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2021b).
De los 17 objetivos propuestos se han seleccionado 7, basados en el pilar del almacenamiento de energía, el cual está relacionado con múltiples Objetivos de Desarrollo Sostenible, los cuales son (Finger, 2020):
El potencial del hidrógeno como una importante palanca de descarbonización es claro. Sin embargo, posicionar el hidrógeno para evitar 80 GT de emisiones de CO2 para 2050 requerirá acción hoy. Se necesitan inversiones fundamentales rápidamente para escalar la cadena de valor y aprovechar el potencial a largo plazo del hidrógeno, al igual que marcos regulatorios claros que permitan la transición. La industria también debe estar dispuesta a invertir en la próxima década para lograr los objetivos (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2021a).
El desarrollo del hidrógeno verde es una oportunidad para combinar las demandas sociales, el cuidado del medio ambiente y la mitigación del cambio climático con oportunidades económicas futuras para instaurar una visión de prosperidad simultánea. Los abundantes recursos naturales renovables otorgan una posición excepcional para liderar la transición energética y explotar nuevas oportunidades económicas, donde la cooperación regional es clave para su desarrollo.
Actualmente se encuentran en marcha en América Latina diversos procesos político-regulatorios y la implementación de proyectos de producción y uso de hidrógeno verde para alcanzar el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7, que propone reducir las emisiones de dióxido de carbono al 2030. El desafío como ya se ha mencionado es llegar a 0 emisiones al 2050.
Objetivo de Desarrollo Sostenible
7: Garantizar disponibilidad de energía asequible y segura, sostenible y moderna
Este objetivo, al igual que los demás objetivos de la agenda 2030, presenta diferentes metas o alcances según (Anlló, 2022):
Garantizar el acceso universal para 2030, servicios energéticos asequibles, ables y modernos.
Desde ahora y hasta 2030 aumentar signi cativamente parte de la energía con diferentes fuentes de energía.
Para 2030 duplicar la e ciencia energética.
Mayor cooperación hasta 2030 para facilitar el acceso a la investigación y tecnología de energía limpia.
Para 2030, ampliar la infraestructura y mejorar la tecnología de suministro de servicios energéticos modernos y sostenibles para todos en los países en desarrollo.
El ODS 7 plantea cuatro dimensiones superpuestas y, en cierto sentido, enlazadas a ser abordadas para su resolución y cada una de esas dimensiones exigen una re exión para la acción.
La asequibilidad
La abilidad
La sostenibilidad
La modernidad
El desarrollo del hidrógeno verde es una oportunidad para combinar las demandas sociales, el cuidado del medio ambiente y la mitigación del cambio climático con oportunidades económicas futuras para instaurar una visión de prosperidad simultánea. Los abundantes recursos naturales renovables otorgan una posición excepcional para liderar la transición energética y explotar nuevas oportunidades económicas, donde la cooperación regional es clave para su desarrollo.
Actualmente se encuentran en marcha en América Latina diversos procesos político-regulatorios y la implementación de proyectos de producción y uso de hidrógeno verde para alcanzar el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7, que propone reducir las emisiones de dióxido de carbono al 2030. El desafío como ya se ha mencionado es llegar a 0 emisiones al 2050.
Capítulo 6
Implicaciones, Riesgos y Oportunidades: el papel del hidrógeno como fuente de energía emergente
Implicaciones y Riesgos
Se plantean aspectos que pueden implicar barreras o limitaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno, la siguiente gura resume algunas de las identi cadas:
Costos y precios
•Altos costos de producción de H2 verde
•Producción costosa
•Precios del carbono y políticas de emisiones
Regulatorias, políticas y normativas
•Regulaciones obsoletas
•Ausencia de políticas que respalden la inversión
y ampliar la industria
•Falta de estándares técnicos y comerciales
Limitaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno
Mercado
•Aceptación pública clave para facilitar infraestructura y uso de H2
•Aspectos a resolver más urgentes
•Falta de claridad sobre demanda futura
•Poco reconocimiento al valor de H2 verde
Tecnológicas, productivas e infraestructura
•Efectos de la mezcla de hidrógeno y gas como método de transición
•Altos costos de electrolizadores
•Altos costos y escasez de componentes de electrolizadores
•Se requiere un programa coordinado de mejora e infraestructura para el almacenamiento y transporte del H2
•Baja escala de producción
•Disponibilidad de energías renovables para producción H2
•Asequibilidad
Costos y precios
Altos costos de la producción de hidrógeno verde: No hay que olvidar, como cuenta The Economist, que en última instancia el hidrógeno es solo electricidad disfrazada. Y además carísima: el verde se produce a precios que pueden alcanzar los 7,30 euros el kilo y normalmente no bajan de 4 euros, lo que hace que no sea competitivo. Porque no es un combustible primario, se produce a partir de otro elemento, normalmente con abrumadoras pérdidas de energía durante el proceso, y su transporte es muy costoso.
Producción costosa del hidrógeno, comparada con otros energéticos, para que sea económicamente atractivo, el hidrógeno verde debería alcanzar la paridad de costos con el hidrógeno gris (para aquellos que implementan el hidrógeno) y los combustibles fósiles (para aquellos que aún no están descarbonizados), e incluso con otras energías renovables. Los costos actuales del hidrógeno dependen de la producción y el transporte.
Precios del carbono y políticas de emisiones, (juegan un papel importante, también son incluidas como un habilitador), pueden ser una barrera o factor limitante en aquellos lugares donde hay una fuerte dependencia del carbón y el gas o donde hay precios muy bajos de los mismos. En cuanto a las emisiones, se requiere aún compromisos de emisiones netas cero. Un precio del carbono de U$50 / tCO2 sería su ciente para cambiar del carbón al hidrógeno limpio en la fabricación de acero para 2050, U$60 / tCO2 para usar hidrógeno para calentar la producción de cemento, U$78 / tCO2 para fabricar productos químicos como el amoníaco y U$145 / tCO2 para propulsar barcos con combustible limpio, si los costos del hidrógeno alcanzan U$1 / kg. Los camiones pesados también podrían ser más baratos para funcionar con hidrógeno que con diésel para 2031, aunque las baterías siguen siendo una solución más barata para automóviles, autobuses y camiones ligeros (BloombergNEF, 2020) (IRENA, 2021).
Figura 61. Barreras y limitaciones para la industria del hidrógeno. Elaboración propia
Regulatorias, políticas y normativas
La ausencia de esquemas de "Garantías de Origen" que permitan la distinción entre diferentes tipos de hidrógeno en función de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a su producción.
El estatus legal poco claro de las plantas o sistemas de almacenamiento de “energía a hidrógeno” que pueden evitar que dichas plantas sean recompensadas de acuerdo con el servicio real prestado al sistema energético.
Emisiones industriales o regulaciones de seguridad poco claras, incompletas o contraproducentes. Reglas de nanciamiento inconsistentes o contraproducentes
Reglas de mercado obsoletas en los mercados del gas o la electricidad.
Discriminación gubernamental de tecnologías y procesos especí cos basados en preocupaciones irracionales. Regulaciones obsoletas relacionadas con el hidrógeno: A pesar de los compromisos gubernamentales y las estrategias a largo plazo, las regulaciones pueden tardar en adaptarse. Los regímenes regulatorios no aptos u obsoletos son obstáculos importantes para el avance de las aplicaciones relacionadas con el hidrógeno. Algunas barreras identi cadas incluyen (Baker McKenzie, 2020):
No hay una política su ciente para respaldar la inversión y ampliar la industria, por lo que las perspectivas de una economía del hidrógeno son aún inciertas. Se requiere de la coordinación de políticas de los gobiernos, la creación de marcos para la inversión privada (de acuerdo con Kobad Bhavnagri, jefe de descarbonización industrial de BloombergNEF, se podría realizar una inversión de U$ 150 mil millones en subsidios durante la próxima década, es poca si se tiene en cuenta que los gobiernos de todo el mundo gastan más del doble anualmente en subsidios al consumo de combustibles fósiles) (BloombergNEF, 2020) (IRENA, 2021).
Falta de estándares técnicos y comerciales, actualmente inexistentes, lo cual supone condiciones restrictivas y limitantes para su transporte. Si bien el hidrógeno tiene un historial de ser seguro, es importante el desarrollo e implementación de códigos y estándares que aborden la construcción, mantenimiento y operaciones de instalaciones y equipos de hidrógeno a lo largo de toda la cadena de suministro para que se despliegue su uso. El Comité Técnico de ISO 197 (ISO / TC 197) ha comenzado sus esfuerzos en normalizar principalmente el tema del transporte (BloombergNEF, 2020) (IRENA, 2021).
Mercado
La aceptación pública es clave para facilitar la infraestructura y el uso del hidrógeno: La falta de aceptación pública con respecto al desarrollo de la infraestructura energética en general y la infraestructura del hidrógeno en particular, puede actuar como una barrera para el desarrollo de capacidades dedicadas de almacenamiento de hidrógeno e infraestructura de transporte o distribución. La aceptación del público y del consumidor puede in uir de manera crucial en el despliegue de proyectos de hidrógeno a gran escala (incluido el almacenamiento de hidrógeno), así como en la adopción de aplicaciones de pilas de combustible e hidrógeno en el sector de los edi cios y el transporte. Las preferencias del público pueden obstaculizar el desarrollo del hidrógeno, por lo que es fundamental comprender las actitudes y los comportamientos de los consumidores y cómo in uir en ellos (Gérard et al., 2020).
Aspectos para resolver más urgentes: Desde Greenpeace José Luis García, responsable del Programa de Cambio Climático, considera más urgente la gestión de la demanda, la electri cación del sistema, las mejoras en e ciencia y la implantación de las renovables a gran escala que el impulso de una nueva energía “Utilizamos electricidad para producir hidrógeno, pero hay otras soluciones para almacenarla mucho más sencillas”, como el bombeo hidráulico o las baterías (Fernández, 2021).
Falta de claridad sobre la demanda futura, aunque el hidrógeno verde es prometedor y potencialmente necesario en la disminución de las emisiones de CO2, la mayoría de los países alrededor del mundo aún no tienen declarada una estrategia clara sobre el uso del
hidrógeno, aún no hay políticas de apoyo, la cartera de proyectos varía y no existe experiencia con electrolizadores a gran escala (GW). Podría solucionarse o promoverse su consumo, entre otros, con la inversión en nuevas redes, reutilización de infraestructura existente, la construcción de terminales portuarias (BloombergNEF, 2020) (IRENA, 2021).
Poco reconocimiento al valor del hidrógeno verde, aún no se hace visible la demanda real de productos fabricados con hidrógeno verde, como acero o amoníaco. Se evidencia la falta de mandatos de combustible, cuotas de mezcla, requisitos de contratación pública, entre otros (BloombergNEF, 2020) (IRENA, 2021).
Tecnológicas, productivas e infraestructura
Efectos de la mezcla de hidrógeno y gas como un método de transición: Algunos grupos ambientalistas, no consideran conveniente ni e ciente la mezcla de hidrógeno y gas como una forma de transición, se consideran preguntas como "¿Son estas propuestas para mezclar hidrógeno en plantas de gas operaciones serias, o son una forma de preservar los activos varados en riesgo?".
Lewis Milford, presidente de Clean Energy Group, una organización de defensa sin nes de lucro señala que, si bien el hidrógeno verde puede estar libre de carbono, no necesariamente está libre de emisiones. La alta temperatura de la combustión del hidrógeno puede desencadenar la jación de nitrógeno y producir NOx. Cuando el hidrógeno se mezcla con gas natural, la alta temperatura de la llama puede aumentar las emisiones de NOx, según Milford. Agregó que SiemensEnergy está trabajando en diseños e cientes de cámaras de combustión y otras tecnologías para controlar estas emisiones. También reconoció que la mezcla de hidrógeno con gas no da como resultado una reducción de carbono de 1-1. Más bien, una inclusión de hidrógeno del 60% reducirá las emisiones de carbono en aproximadamente un 30% (Penrod, 2021)
Altos costos de los electrolizadores: A pesar de su disponibilidad y madurez en el mercado, los electrolizadores de agua alcalina y PEM todavía se consideran altamente costosos desde las perspectivas
de CAPEX y OPEX, en comparación con la producción de hidrógeno basada en combustibles fósiles. Los electrolizadores de agua PEM son entre un 50% y un 60% más caros que los alcalinos, lo que representa una barrera adicional para la penetración en el mercado. Todavía se considera que ambos tienen un potencial sin explotar para la disminución de costos cuando se consideran las economías de escala, la automatización, un aumento en la disponibilidad de componentes de varios OEM, la demanda masiva del mercado y el despliegue para el almacenamiento de energía (acoplamiento de electrolizadores con almacenamiento subterráneo o tanques).
Altos costos y escasez de los componentes de electrolizadores: se requieren materiales avanzados como titanio recubierto de oro o platino, para el núcleo de la pila, la membrana recubierta de catalizador (CCM), los metales raros representan una parte importante del costo, en el caso del iridio en particular, podría representar un cuello de botella para la ampliación de la fabricación de electrolizadores PEM, en ausencia de una ampliación signi cativa del suministro de iridio. Por tanto, se necesitan más esfuerzos para reducir el contenido de platino e iridio en al menos un orden de magnitud y, si es posible, en el futuro, reemplazarlos con materiales más comunes. El titanio también es un componente de costo signi cativo que debe reducirse en su uso. Aunque es menos escaso que otros materiales, todavía se requiere en cantidades signi cativas para los diseños actuales de PEM.
En cuanto a los sistemas alcalinos, para evitar que los materiales críticos se conviertan en una barrera para la ampliación, los sistemas alcalinos deben pasar a diseños libres de platino y cobalto. En algunos fabricantes ya está disponible comercialmente; sin embargo, tiene que convertirse en un requisito previo para el apoyo de las políticas antes de ampliar la capacidad de fabricación.
Almacenar y poder movilizar el hidrógeno: se necesitaría un programa enorme y coordinado de mejoras y construcción de infraestructura, por ejemplo, superar 3 o 4 veces la infraestructura de almacenamiento a un costo de US$ 637 mil millones para 2050 para brindar el mismo nivel de seguridad energética que el gas natural natural (BloombergNEF, 2020) (IRENA, 2021).
Escala de producción: Actualmente, los electrolizadores utilizados en todo el mundo se encuentran en "escala piloto" o decenas de megavatios por pila. Se espera que la tecnología permita acumulaciones en el rango de cientos de megavatios para 2025, y eventualmente se trasladará a unidades aún más grandes. En general las tecnologías necesarias para la producción de hidrógeno
de forma e ciente y económica están en el horizonte, pero aún no están listas. La tecnología de electrolizadores está entre 15 y 20 años por detrás de la comercialización.
Sin embargo, en algún momento de esta década, se espera que un electrolizador produzca un gigavatio, a medida que se logre ese nivel, las economías de escala alinearán los suministros de hidrógeno con la demanda y permitirán que los precios caigan como se presentó con la energía eólica y solar. Eso, a su vez, podría abrir aún más usos del hidrógeno fuera de los nichos que actualmente están limitados al recurso por necesidad (Penrod, 2021).
Disponibilidad de energías renovables para producir hidrógeno: David Valle, que fue director general de Industria de la Comunidad de Madrid, plantea la duda sobre el agua. La obtención de hidrógeno se hace a partir del elemento líquido “y España por ejemplo es un país seco”. Hace las cuentas y cree que con los objetivos de 2030 el país precisará de unos 12 millones de metros cúbicos de agua al año para producirlo, lo que equivale al consumo de 245.000 españoles (Fernández, 2021).
También, se requerirá un rápido aumento en la disponibilidad de energía renovable que simplemente no es posible en una escala de tiempo corta. Incluso si Estados Unidos hiciera una inversión masiva en energía renovable hoy, aún tomaría de 2 a 3 años desplegar su cientes energías renovables para impulsar la producción de hidrógeno de una manera rentable.
Asequibilidad: probablemente llegará una vez que la electrólisis de hidrógeno alcance la escala necesaria, que se cree sucederá cuando las unidades electrolizadoras individuales, llamadas pilas, se vuelvan lo su cientemente e cientes para procesar un gigavatio de electrólisis por año (Penrod, 2021).
De acuerdo con estimaciones del Hydrogen Council, se espera una reducción de costos del 60% para 2030 a través de una combinación de escala de fabricación, tasa de aprendizaje, mejoras tecnológicas y aumento en el tamaño del módulo de 2 MW a 90 MW, según anuncios de los fabricantes, actualmente hay proyectos que se encuentran en desarrollo que buscan mejorar la capacidad de producción y así lograr mayor asequibilidad (IRENA, 2020).
Oportunidades: Drivers y Habilitadores
A continuación, se plantean algunos aspectos que se pueden tornar en habilitadores para el desarrollo del hidrógeno:
Incentivos a la producción
Incentivos a la producción de H2 verde
Incremento de la inversión a lo largo de toda la cadena de valor del H2
Nuevos planes de inversión
Versatilidad Mercado Costos y precio Tecnología
Opción para empresas de servicios públicos
Estrategia de transición
Versatilidad del H2
H2 azul como posible solución
Diversidad de sectores con oportunidades para el H2
Mayor demanda a medida que se amplía su plazo
Descarbonización de la economía y la producción de los sectores
Reducción del 40% del costo de la tecnología del electrolizador
Precio del H2 vs precio del CO2
Aumendo de e ciencia
Mejor rendimiento del electrolizador
Aumento de durabilidad
Figura 62. Drivers y habilitadores de la industria del hidrógeno. Elaboración propia
Incentivos a la producción
Incentivos a la producción de hidrógeno verde: Los países han empezado a incentivar la producción del llamado hidrógeno azul (que emite gases de efecto invernadero que se capturan y almacenan) y, sobre todo, del verde, que se obtiene mediante electrólisis, un proceso que aplica una corriente eléctrica para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno. Si esa corriente procede de energías 100% renovables, el producto resultante es completamente limpio. Ese hidrógeno se puede comprimir y transportar, se puede licuar (con un costo) y almacenar durante semanas o meses, de modo que podría ser una palanca para acumular reservas cuando el sol brilla o el viento sopla y usarlas más adelante.
Incremento de la inversión a lo largo de toda la cadena de valor del hidrógeno: Al observar la división de la cadena de valor del hidrógeno, la producción representa la mayor parte de las inversiones. Las inversiones en aplicaciones nales tienen una mayor participación en proyectos maduros debido a la nanciación de pilas de combustible y plataformas de vehículos de carretera. Al analizar las inversiones privadas entre los miembros del Consejo de Hidrógeno, se observa una tendencia claramente acelerada. Los miembros esperan aumentar las inversiones seis veces hasta 2025 y 16 veces hasta 2030, en comparación con el gasto de 2019.
Las empresas tienden a orientar sus inversiones en el espacio del hidrógeno hacia tres áreas especí cas: el gasto de capital de proyectos anunciados o plani cados, I+D o actividades de fusiones y adquisiciones. Las inversiones futuras de los miembros del Consejo de Hidrógeno tienden en gran medida ha cia las inversiones de capital (80%) en comparación con el gasto en actividades de I+D o fusiones y adquisiciones.
Nuevos planes de inversión: Entre noviembre de 2019 y marzo de 2020, los analistas del mercado aumentaron la lista de inversiones mundiales previstas de 3,2 GW a 8,2 GW de electrolizadores a más tardar en 2030 (de los cuales, un 57% están proyectados en Europa) y el número de empresas que se han adherido al Hydrogen Council ha pasado de 13 en 2017 a 92 en la actualidad. Un informde de
de McKinsey apunta que a principios de este año unos 30 países ya tenían su propia hoja de ruta sobre el asunto. Las inversiones acumuladas en hidrógeno renovable en Europa podrían alcanzar entre 180.000 y 470.000 millones hasta 2050, con un millón de personas empleadas directa o indirectamente en el sector. El hidrógeno limpio podría cubrir el 24% de la demanda mundial de energía de aquí a 2050, con unas ventas anuales de 630.000 millones euros.
Esto, por medio de fases con muchos condicionales, aunque se van acotando en pequeñas metas intermedias. La primera es instalar al menos seis gigavatios de electrolizadores de hidrógeno renovable en la UE de aquí a 2024 para producir un millón de toneladas de gas limpio y 40 gigavatios en 2030 para generar 10 millones de toneladas. ¿Una quimera? Puede, porque de nuevo la realidad queda a años luz del objetivo: los 300 pequeños electrolizadores actualmente en funcionamiento en el continente producen solo el 4% del gas que se utiliza (que asciende a 9,4 millones de toneladas en total). En resumen, apenas nada (Fernández, 2021).
Versatilidad
Opción para empresas de servicios públicos: El hidrógeno también presenta una solución para las empresas de servicios públicos que se enfrentan a la necesidad de almacenamiento de energía estacional. La energía hidroeléctrica bombeada puede ser el medio preferido de almacenamiento a largo plazo, sin embargo, no estaría disponible en climas más secos.
Estrategia de transición: actualmente,el hidrógeno gris y el azul son más baratos de producir que el hidrógeno verde, por lo que algunos países, incluida China, están utilizando hidrógeno gris para impulsar el desarrollo de infraestructura compatible con el hidrógeno. La línea de pensamiento es que este enfoque permitirá el desarrollo de tuberías y otra infraestructura compatible con el hidrógeno.
Algunos ven una tercera oportunidad para construir infraestructura de hidrógeno y hacer que los escasos suministros vayan más allá, mezclando hidrógeno verde con gas natural. Se cree que la mezcla de hidrógeno tiene la ventaja de reducir los costos de transición al hacer uso de la infraestructura existente, porque mientras la inclusión de hidrógeno permanezca baja, la mezcla se puede agregar a las tuberías y quemar en turbinas de gas natural. Esta estrategia de transición ha ganado fuerza, particularmente en los EE. UU. Y Canadá, donde el acceso al gas natural signi ca que el hidrógeno podría tener di cultades para competir en función del costo en los
próximos años. Y los defensores de la mezcla argumentan que mantiene los costos bajos y permite un reemplazo gradual de la infraestructura de gas a medida que aumentan las tasas de inclusión de hidrógeno (Penrod, 2021).
La versatilidad del hidrógeno, lo convierte en un combustible prometedor, ya que tiene múltiples aplicaciones libre de carbono, capaz de ayudar a cumplir con los objetivos de emisiones netas cero (IRENA, 2021) (BloombergNEF, 2020).
Hidrógeno azul como posible solución, es el hidrógeno gris con captura y secuestro de carbono, aunque proporcionaría descarbonización parcial, promueve el interés por el uso del hidrógeno (IRENA, 2021) (BloombergNEF, 2020).
Diversidad de sectores con oportunidades para el hidrógeno: Como cuenta José Ignacio Zudaire, coordinador del Corredor Vasco del Hidrógeno, gracias a este elemento, en el futuro se podrán gestionar mejor los sistemas eléctricos. O, como dice Fernando Espiga, responsable de transición energética del centro tecnológico Tecnalia, es la oportunidad para descarbonizar sectores que necesitan una gran cantidad de energía, como la industria de producción de acero, los procesos de alta temperatura de las cerámicas, el transporte marítimo, el aéreo o el de larga distancia. Así pues, existe una demanda real de hidrógeno en medio de sectores industriales pesados (la minería, la construcción y la agroindustria) que carecen de soluciones prácticas para la descarbonización en medio de las crecientes demandas ambientales de los clientes, los gobiernos y las nanzas. Con una ventaja: el hidrógeno es magní co en el llamado “rango de ansiedad” para los camiones, ya que minimiza las esperas de las recargas durante un trayecto (funciona prácticamente como un diésel) y permite autonomías de más de 1.000 kilómetros. En cambio, no está nada claro, que el transporte de corta distancia en vehículos convencionales propulsados con este combustible vaya a ser una buena idea, aunque fabricantes de coches como Toyota ya hayan lanzado modelos.
Mercado
A medida que se amplía el uso del hidrógeno (mayor demanda), se percibe una caída de sus costos, hay potencial en la disminución de los costos a medida que se crea la red de infraestructura de suministro. A medida que las tecnologías y los costos de las energías renovables como la eólica y la solar disminuyen sus costos, el H2 verde proveniente de estas fuentes también lo hará, podrá
almacenarse bajo tierra durante meses y luego canalizarlo a pedido para alimentar todo, desde barcos hasta acerías (IRENA, 2021) (BloombergNEF, 2020).
Descarbonización de la economía y la producción de los sectores, lo que está ligado al incremento de la e ciencia energética, balance de la red energética, recuperación post-COVID, aceleración de la eliminación del carbón, aumento del despliegue de las energías renovables, participación de la sociedad civil en el diseño de una transición justa y el desarrollo de las energías renovables (IRENA, 2021) (BloombergNEF, 2020).
Costos y precios
Reducción en un 40% del costo de la tecnología del electrolizador para la producción del H2 renovable durante los últimos cinco años y puede continuar disminuyendo si aumenta su implementación. También se puede producir hidrógeno limpio utilizando combustibles fósiles si el carbono se captura y almacena, pero es probable que esto sea más costoso (IRENA, 2021) (BloombergNEF, 2020).
Precio Hidrógeno vs precio de CO2: La introducción de los costos de CO2 puede traer el punto de equilibrio más temprano para el hidrógeno limpio para 2028-2034. Incluir los costos de carbono para las emisiones relacionadas con la producción de hidrógeno gris y bajo en carbono in uye en gran medida en la dinámica de equilibrio entre el hidrógeno gris y el renovable. Suponiendo un costo de carbono de aproximadamente USD 50 por tonelada de CO2e para 2030, USD 150 por tonelada de CO2e para 2040 y USD 300 por tonelada de CO2e para 2050, se puede adelantar el punto de equilibrio más temprano para el hidrógeno renovable a un plazo de 2028 a 2034. El año exacto dependerá de la disponibilidad de recursos locales.
En países con energías renovables óptimas, pero costo promedio de gas natural (por ejemplo, Chile), el equilibrio podría ocurrir tan pronto como en 2028. En lugares con recursos promedio para ambas vías (por ejemplo, Alemania), el equilibrio podría llegar para 2032. Al mismo tiempo, las ubicaciones con recursos abundantes y óptimos para ambas vías (por ejemplo, regiones seleccionadas en los EE. UU.) podrían ver el equilibrio del hidrógeno gris y renovable para 2034. El hidrógeno con bajo contenido de carbono podría alcanzar el equilibrio con el gris para 2025-2030, sujeto al almacenamiento y transporte de CO2 a escala infraestructura, y un costo esperado de alrededor de USD 35-50 por tonelada de CO2e (ver Figura 63).
Costo de producción del hidrógeno (USD/kg)
20202030
Supuestos clave
Precio del gas 2,6-6,8 USD/Mmbtu
Costo USD/Ton CO2 30 (2000), 50 (2030) y 300 (2050)
LCOE USD/MWh 25-73 (2020, 13-37 (2030 y 7-25 (2050)
Figura 63.Costos de producción del hidrógeno, incluidos los costos del carbono (Hydrogen Council & McKinsey & Company, 2021b)
Tecnológicos
Las perspectivas del hidrógeno verde dependen del rendimiento del electrolizador. Las dimensiones claves que necesitan las estrategias de I+D son:
El aumento de la e ciencia en la celda, pila y nivel del sistema (esto reduce el costo operativo)
La corriente a la pila está directamente relacionada con la celda y la capacidad de la pila y, por lo tanto, con la producción de hidrógeno
Un aumento de la durabilidad a más de 100.000 horas para cualquier concepto de sistema desarrollado. Una reducción del costo de inversión (tanto en la pila como en el sistema).
La mejora del rendimiento del electrolizador en una dimensión suele ir acompañada de un rendimiento reducido en otros parámetros. Esto conduce a compensaciones durante el proceso de innovación en lugar de tener un único diseño de mejor rendimiento (IRENA, 2020).
Iniciativas de hidrogeno educativas y empresariales
Entidad Ubicación
Proyecto
Antioquia y Guajira
A través de un proyecto piloto, la Universidad de La Guajira y la Universidad de Antioquia se convirtieron en las primeras instituciones de educación superior del país en producir hidrógeno verde. El estudio se desarrolla en el marco del ecosistema cientí co Sostenibilidad Energética para Colombia (SÉNECA), que pretende aportar de forma determinante en la transición energética nacional y crear productos amigables con el medioambiente como los combustibles sintéticos.
UdeA
Universidad de la Guajira
Cundinamarca
El grupo de investigación en Energía, Materiales y Ambiente (GEMA) forma personas comprometidas con la actividad cientí ca en el área de Energía, Materiales y Ambiente, a través de un proceso de formación investigativa que permita potenciar la capacidad creativa de los profesores y estudiantes, proponer proyectos de investigación, desarrollarlos y socializar los resultados ante la comunidad en general con miras a contribuir en nuevos desarrollos cientí cos y tecnológicos.
La Sabana lidera proyecto de implementación de modelo energético con hidrógeno. La Universidad de La Sabana marcará la ruta en la implementación de un modelo de sistema energético colombiano para evaluar escenarios de transición energética hacia la economía del hidrógeno, gracias al bene cio de la convocatoria 879 del Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación y de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en la cual el proyecto obtuvo la mayor puntuación de los evaluadores.
Bogotá DC
Cundinamarca
Bucaramanga
Teniendo en cuenta que la meta a nivel mundial es la descarbonización del planeta para el 2050, la cual incluye el tránsito hacia el uso de energías más limpias, es de vital relevancia anunciar que los estudiantes del Semillero SIIPAR (Semillero de Investigación en Intensi cación de Procesos y Aprovechamiento de Residuos), adscrito al grupo de investigación Tecnológico Ontare y Gestión Ambiental de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Ean, han producido los primeros mililitros de hidrógeno verde con sello eanista.
El grupo de Investigación en Nuevos Materiales y Energías Alternativas - GINMEA será reconocido a nivel nacional e internacional por su alta calidad de investigación en diversos campos relacionados, como: la química de materiales, desarrollo de nanomateriales, valorización de residuos, el desarrollo de energías alternativas y la evaluación y gestión ambiental para el fortalecimiento de la química ambiental, el impacto en la región y en el país a través del desarrollo de proyectos de investigación. Proyecto Activo: Línea de investigación: Biocombustibles y generación de hidrógeno, Proyecto: Evaluación de rutas de aprovechamiento de biomasa residual bajo el esquema de biore nerías, nanciado por COLCIENCIAS /Universidad Santo Tomás, EAN y UCC
Universidad de La Sabana
Universidad
EAN
Universidad Santo Tomás
Enlace
Iniciativas de hidrogeno educativas y empresariales
Entidad Ubicación
Proyecto Enlace
Convenio para garantizar oportunidades de investigación en el aprovechamiento del hidrógeno: COMPRA DE GENERADOR DE HIDROGENO PARA EQUIPO DE CROMATOGRAFIA DEL PROYECTO.
Barranquilla
Medellín
La Universidad es una de las tres instituciones educativas que integran GreenGas, una alianza creada por Promigas para generar conocimiento y capacidades cientí cas en producción y uso de hidrógeno, gas natural sintético de origen biológico (BioSNG) y biometano; hidrógeno corresponde a la Universidad del Norte.
Universidad del Norte
Pasto
La Universidad es una de las tres instituciones educativas que integran GreenGas, una alianza creada por Promigas para generar conocimiento y capacidades cientí cas en producción y uso de hidrógeno, gas natural sintético de origen biológico (BioSNG) y biometano.
Universidad EAFIT
MMIOIL es un programa de investigación implementado por el grupo de investigación “Estudio de Sistemas Contaminantes” como resultado de la invención de un reactor que utiliza las moléculas oxidables de los excrementos humanos para producir hidrógeno gaseoso (vector energético que produce un bajo impacto ambiental en su proceso de combustión) por medio del proceso de electrólisis. (https://periodico.udenar.edu.co/invencion-reactor-andar-carro-orines-aprobada-innpulsa-colombia/)
Cali
La Alianza GreenGas para el fortalecimiento de la investigación y desarrollo en gases renovables.
Universidad de Nariño Universidad ICESI
Bucaramanga
Iniciativas de hidrogeno educativas y empresariales
Entidad Ubicación
Proyecto Enlace
Es una consultora estratégica especializada en transición energética y movilidad sostenible. Reconocidos como uno de los actores principales en el campo del hidrógeno en Europa y América Latina, con más de quince años de experiencia, Hinicio es una empresa de consultoría en el sector del hidrógeno y las pilas de combustible. Prestan apoyo a organizaciones públicas y privadas para acelerar su desarrollo, mitigando riesgos.
Bogotá
Consultora de Servicios Energéticos nacida en 2013 como resultado de la experiencia y conocimientos adquiridos de la ingeniería en el sector energético por los miembros que la integran. Compuesta por un equipo de ingenieros y técnicos cali cados, sustenta su éxito en cuatro pilares fundamentales: formación, experiencia, conocimientos y unas grandes habilidades para la búsqueda e implementación de soluciones energéticas ante cualquier reto que se presenteSus generadores de HIDRÓGENO INDUSTRIAL, están disponibles en diferentes versiones que proveen desde 300 Litros/hora y hasta 10.000 Litros/Hora o más. Dependiendo los requerimientos se pueden fabricar generadores según la necesidad.
Se pueden usar en todo tipo de industria: Siderúrgica, Metalmecánica, Farmacéutica, Cementera, Minera, Acerías, Alimentos, Vidriera, Automotriz entre otras.
Bogotá
Producir hidrógeno renovable y bajo en carbono a través de la electrólisis del agua
La electrólisis, una técnica dominada por el Grupo, se utiliza para producir hidrógeno basado en la descomposición del agua. Detrás de estas palabras técnicas se encuentra un proceso de producción a gran escala de hidrógeno renovable y bajo en carbono que Air Liquide ha desplegado, proporcionando una respuesta concreta a la transición energética.
Centro de Investigación e Innovación en Energía y Gas, CIIEG busca acompañar la transformación energética nacional hacia un futuro sostenible, operado por la Gerencia de Innovación de Promigas.
LATAM
Barranquilla
Iniciativas de hidrogeno educativas y empresariales
Entidad Ubicación
Medellín
Proyecto Enlace
Solenium, desde Colombia desea poner en marcha un piloto usando el hidrogeno verde como fuente de energía para llevar combustible limpio a redes de gas natural
Bogotá
Proyecto piloto de implementación del hidrógeno verde en áreas industriales y en minería de oro aluvial en Caldas y Risaralda, con la vinculación de mineros artesanales a métodos extractivos seguros, dignos y ambientalmente amigables.
Realizan pilotos de dualización de vehículos diésel a H2-GLP y GNC
Titular del proyecto piloto de Producción de hidrogeno verde para la zona industrial de Manizales, seleccionado en la convocatoria de FENOGE 2022
Bogotá
El área de Desarrollo de Energía Libre de Carbono, está desarrollando negocios de hidrógeno y amonio, etc.
En el área de Expansión de Servicios de Energía y Energía, se implementan medidas para desarrollar el negocio de baterías de almacenamiento a gran escala y el negocio de plataforma de energía eléctrica, ademas el área de Captura, Almacenamiento y Aprovechamiento de CO2, asume el reto de crear valor ambiental a través del negocio for, etc.
Barranquilla
Barranquilla
Empresa colombiana con más de una década de experiencia dedicados a brindar soluciones integrales a la infraestructura eléctrica, sostenibilidad, la innovación, la transformación digital, con sede en Barranquilla y presencia operativa en la región Caribe.
Ingeniería y Soluciones Especializadas S.A.S.Es una empresa colombiana con más de 11 años de experiencia. Su sede principal está en Barranquilla, con operación nacional e internacional en América Latina y Europa, tiene como objeto principal la prestación de servicios de ingeniería y consultoría en: soluciones energéticas, ingeniería, servicios integrados para gestión de activos, socioambiental y de operaciones, TI (Tecnología, innovación y transformación).
Iniciativas de hidrogeno educativas y empresariales
Entidad Ubicación
LATAM
Proyecto Enlace
Esta empresa pertenece al nuevo gremio en Colombia: Asociación de Energías Nuevas y del Hidrógeno del Caribe .... Negocios Verdes Sociales y Ambientales es una empresa nueva en el mercado, que nace con el objeto de propiciar las oportunidades para la estructuración, desarrollo, y nanciamiento de proyectos de energía y del hidrógeno, y promover como proyecto bandera el amonio verde como fuente de sostenibilidad y energía en el Caribe.
LATAM
LATAM
Reunen a los líderes más destacados de la política, los negocios, la cultura y la sociedad en general para impulsar la agenda de transformación regional, se destaca destaca el desarrollo de varias comunidades regionales de networking y generación de valor, tales como Latam Mobility en el ámbito de la movilidad sostenible, Latam Future Energy en el ámbito de la transición energética y Latam Green en el ámbito de la sostenibilidad.
H2 Business News es un recurso de la comunidad hispanohablante que ayuda a navegar la nueva economía de los combustibles limpios, incluyendo el Hidrógeno, los Biocarburantes y el Gas Natural. Forman parte de la principal red de networking y generación de valor de Latinoamérica, Invest in Latam, en la que se integran iniciativas tan relevantes como Latam Mobility en el ámbito de la movilidad sostenible, Latam Future Energy abordando la transformación energética y Latam Green en el universo de la sostenibilidad.
Negocios Verdes
Colombia
La Asociación Colombiana de Hidrógeno – Hidrógeno Colombia – Es el gremio promotor del desarrollo del hidrógeno como vector energético en Colombia. Fundada en Mayo del 2021, Hidrógeno Colombia agrupa empresas, entidades sin ánimo de lucro, entidades académicas y profesionales interesados en consolidar la economía del hidrógeno con nes de descarbonización de nuestro país.
Invest in Latam
H2 Business News
Hidrógeno Colombia
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