La industria global del hidrógeno limpio comienza a tomar forma por el lado de la demanda del producto. Esto ocurre centralmente gracias a la necesidad de las industrias europeas con altos niveles de emisiones de carbono de cumplir con las metas de descarbonización, con la industria del acero como el caso testigo a seguir en esta transformación industrial. Si bien se trata de una demanda inducida por la regulación y no por la competitividad actual de los precios del hidrógeno verde, los avances en tecnología e infraestructura para el hidrógeno son suficientes como para pensar en la viabilidad de su producción y exportación a Europa en forma de amoniaco. Esta dinámica es observada de cerca por Dirk Niemeier, uno de los líderes globales en hidrógeno de PwC, la firma de consultoría internacional, que acaba de visitar la Argentina y otros países de la región.

Niemeier lleva casi tres décadas de trabajo en consultoría energética. Comenzó enfocado en la desregulación del mercado energético en Alemania en torno al 2000 y desde hace ocho años trabaja en el área de descarbonización con hidrógeno limpio. Niemeier es actualmente director en Soluciones de Hidrógeno Limpio, Estrategia y Alemania de PwC. La firma de consultoría realiza asesorías en el manejo del riesgo en los contratos de compra y venta de hidrógeno verde tanto a los clientes industriales finales como a los productores del insumo. La Unión Europea en su estrategia de hidrógeno estableció una demanda objetivo de 20 millones de toneladas anuales de hidrógeno (principalmente limpio) para el 2030, a ser cubierta en un 50% por importaciones.

EconoJournal dialogó con Niemeier en las oficinas de PwC en la ciudad de Buenos Aires sobre el presente y los desafíos para el despegue de la demanda de hidrógeno verde en Europa, el potencial único de América Latina en combustibles sintéticos, las tendencias en la industria del hidrógeno verde, y las posibles implicancias de la victoria de Donald Trump en EE.UU. sobre esta.

-Si hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de su costo. ¿Qué tan grande es la brecha de costos con el hidrógeno gris hoy en día?

Considero que es una visión errónea de este mercado, porque el hidrógeno gris siempre será más barato que el verde, al menos en Europa. La pregunta para mí es más bien cuál es el costo de la descarbonización con hidrógeno. Eso sigue siendo demasiado alto, pero esa es probablemente la pregunta más válida, porque nunca será que el hidrógeno verde sea más rentable que el gas natural, por ejemplo. Entonces, la diferencia de costos es bastante alta en este momento si se produce el hidrógeno en Europa porque el hidrógeno gris cuesta alrededor de 2,50 euros, tal vez 3 dólares y si se produce hidrógeno verde el costo de producción está más en el rango de 6 a 8 euros por kilogramo. Es dos o tres veces el hidrógeno gris, realmente no es comparable. Además, si vas a algún lugar como Oriente Medio, América Latina, o Australia, el costo del hidrógeno verde puede ser menor porque hay mucho más sol y mucho más viento. Los costos de generación de energía son menores. La generación de energía representa el 70% del costo final del hidrógeno verde, es de entre 2,50 y 3 euros. Pero no hay hidrógeno verde donde se lo necesita. Hay que sumar el costo de la conversión a amoníaco si hay que transportar hidrógeno a largas distancias y también el costo del transporte. Luego hay que reconvertirlo de nuevo en hidrógeno. Después hay que introducirlo en un ducto. En el punto de destino, de nuevo, son unos 6 euros, no 3.

-¿Cuáles son los principales obstáculos a superar para acelerar la bajada del costo del hidrógeno verde?

Son los efectos de escala, la tecnología está pero necesitamos tener escala para reducir el costo. Esto ya se ve si se mira al mundo, porque los fabricantes chinos de electrolizadores son mucho más baratos que los europeos u occidentales. Una de las razones es que tienen más escala. Han producido más electrolizadores de los que ya han instalado en China. Alrededor del 70% de todos los electrolizadores en funcionamiento están en China. Tienen el efecto de escala. Son mucho más baratos. Hay otras razones, pero la escala es el efecto principal. China está produciendo mucho hidrógeno. Están instalando plantas de metanol e invirtiendo mucho en ellas. Los fabricantes chinos son mucho más baratos que los occidentales, alrededor de un 80% menos.

-¿Cuáles son las ventajas y desventajas de los mercados eléctricos en América Latina para dotar de energía barata a los proyectos de hidrógeno?

Las ventajas son que América Latina tiene muy buenas condiciones eólicas y también algunas condiciones solares, por lo que suele ser más barato instalar generación de energía renovable aquí que en Europa. En América Latina estás alrededor de 35 euros por MWh. En Europa estás entre 60 y 80, el doble del precio. Creo que la desventaja es que los mercados no están tan desarrollados aquí, y definitivamente hay algo que considerar para Argentina, porque no se considera el país más estable del mundo. Estuve en Uruguay, que se considera estable, pero hay algunos problemas con las compañías eléctricas que venden y compran electricidad. Realmente no tienen un mercado mayorista y si quieres operar el electrolizador en un modo más estable y tener una planta eólica detrás, que está más en modo fluctuante, necesitas tener alguna posibilidad de vender el exceso de energía a la red y cuando falta energía comprarla de la red. Uruguay sería perfecto para eso porque ya tiene un 90% de energía renovable, pero no ofrece este mercado mayorista. Ese es el desafío que tienen que afrontar. El último punto probablemente no sea el mercado de la energía, sino el mercado de productos. Si se produce hidrógeno aquí, la pregunta es qué hacer con él. Hay que utilizarlo más o menos a nivel regional y quizás ese no sea el mercado más grande para ello. Se necesita un consumo a escala industrial, que probablemente se dé en Estados Unidos o en Europa en este momento, y luego hay que transportarlo allí. Si pensamos un poco más allá del hidrógeno, creo que la sólida posición de América Latina también está asociada con las condiciones eólicas y energéticas que acabo de mencionar y la combinación de eso con la posición de biomasa que tienen. Hay mucha biomasa disponible aquí, lo que lleva al hecho de que se pueden producir biocombustibles. Brasil lo está haciendo con el etanol a gran escala y otros países también pueden hacerlo. Además, se puede utilizar el CO2 de la incineración de biomasa. Por ejemplo, en Uruguay hay grandes fábricas de papel de UPM. Utilizan madera para las plantas de cogeneración. Emiten CO2, pero es CO2 biogénico, y este CO2 se puede utilizar para producir combustibles sintéticos basados en hidrógeno y CO2. Por lo tanto, esta combinación de energía y CO2 para combustibles sintéticos en América Latina es bastante única en el mundo, porque si observamos otras regiones que tienen energía barata, como Oriente Medio, Australia o el norte de África, no tienen CO2. El posicionamiento de Sudamérica en este espacio de energía renovable es producir combustibles sintéticos porque eso es algo que ninguna otra región puede hacer.

-La industria de las energías renovables ha conseguido superar sus costos de producción. Ahora la electricidad procedente de renovables es competitiva frente al costo de generación de las plantas de combustibles fósiles. ¿Podría el hidrógeno verde alcanzar el mismo tipo de competitividad frente al uso de combustibles fósiles en el sector industrial o serán necesarias políticas públicas durante mucho tiempo para establecer unas condiciones de competencia equitativas para el hidrógeno verde?

Se necesitarán subsidios públicos al menos durante algún tiempo. La razón es que los efectos que acaba de mencionar para la energía renovable se produjeron, entre otras cosas, porque en Alemania y en Europa hubo un fuerte régimen de subsidios durante 20 años que ofrecía a los inversores un retorno seguro si construían plantas de energía renovable. Eso atrae inversiones y luego se puede tener escala. Hay análisis de los costos que muestran que al duplicar la producción en una determinada tecnología, ya sean baterías, molinos de viento, paneles fotovoltaicos y también electrolizadores, cada vez que se duplica el volumen en el mercado se obtiene una reducción en el costo de entre el 15 y el 25%. Por supuesto, el último 25% es menor que el primer 25 %, pero aun así es algo que está sucediendo. Es un poco difícil de explicar, pero es un hecho si analizás los costos y los datos, lo hicimos junto con las universidades en Alemania. Por lo tanto, el efecto será que el costo se reducirá. La pregunta es si podrán cubrir el costo de los combustibles fósiles. Lo dudo hasta cierto punto, pero es diferente en distintos campos de juego. Por ejemplo, si se observa la movilidad y el combustible, especialmente en Alemania, hay tantos impuestos sobre los combustibles que es bastante fácil que el hidrógeno cubra estos costos de la electricidad y los automóviles a batería. En la industria es un poco diferente porque no hay subsidios tan altos. Los costos actuales del CO2 son bastante bajos, de 60 euros por tonelada, por lo que será difícil cumplir con esa cifra. Probablemente en el futuro los costos del CO2 aumentarán, podría llegar un régimen fiscal global del CO2 y, si esto sucede, los combustibles fósiles también se encarecerán en el mundo.

-Europa podría convertirse en el mayor mercado de consumo de hidrógeno del mundo. Pero un informe reciente de PwC indica que Europa está retrasada en su objetivo de producir 10 millones de toneladas de hidrógeno verde al año debido a retrasos en la ejecución de proyectos. ¿A qué se deben estos retrasos?

El informe es un informe global y los retrasos se están produciendo no solo en Europa sino a nivel mundial. En el mundo solo el 2% de los proyectos de hidrógeno anunciados tienen una FID (Decisión Final de Inversión). Por lo tanto, el 98% son solo planes, ideas, lo que sea. La razón principal de esto es que falta el offtake segura para eso. Si quieres construir una planta, normalmente necesitas financiación de proyectos, financiación de deuda. Para conseguirla, necesitas una compra segura, tienes que demostrar a los bancos que tienes un contrato o contratos vigentes por al menos el 60% de lo que puedes producir durante al menos 10-15 años. Estos contratos no están vigentes en este momento. No existen y ese es el hecho de que solo los proyectos tienen FID en este momento, que son pequeños, por lo que puedes tener un offtake menor. O si son grandes se financian sin financiación de proyectos, se financian solo con capital. Hay dos grandes proyectos en Alemania. Uno es de RWE, una de las empresas de servicios públicos alemanas más grandes. También recibieron un subsidio para su planta. Tomaron la decisión final de inversión en su planta sin tener ningún comprador. Lo mismo es cierto para Neon. No tienen comprador. Pero no se puede hacer eso a gran escala sin comprador porque entonces no se obtiene la financiación del proyecto. Ahora, esas compras dependen de que las empresas estén dispuestas a pagar el precio, pero el precio inicial es alto y limita principalmente la rápida puesta en marcha. Ahora tenemos contratos de primer comprador, las empresas de acero lo hacen, tienen que hacerlo, todavía están en el proceso de licitación, por lo que tampoco es que puedas simplemente salir y comprar hidrógeno en grandes cantidades, pero tienes que alinear los términos de entrega, el cronograma de entrega, los términos de flexibilidad. Es enormemente complejo en detalle. Así que lo licitaron y los apoyamos en la licitación, pero todavía están en la fase de obtener las cotizaciones, ver los precios, alinearse sobre cómo podrían hacerlo, a quién podrían seleccionar. El segundo factor que lo impide es la infraestructura. Si tomamos como ejemplo a ThyssenKrupp, recibieron ofertas de todo el mundo para su licitación de compra. Están dispuestos a comprar 140.000 toneladas al año, están dispuestos a firmar este contrato fijo que todos los productores necesitan, y recibieron ofertas de proyectos que aún no tienen el FID, que todavía están en planificación, de todo el mundo. Ahora bien, estos proyectos dependen de la infraestructura, es decir, una terminal de amoniaco, un cracker de amoniaco instalado en Europa para poder entregar a ThyssenKrupp. Si no existe, probablemente no firmen un contrato vinculante porque probablemente no se pueda cumplir si no existe la infraestructura. Entonces se tiene algo así como un problema del huevo y la gallina porque el productor necesita este contrato vinculante, pero no lo consigue sin la infraestructura, y la infraestructura no invierte en infraestructura si no hay un contrato vinculante. Y esa es la situación del mercado en este momento.

-Europa está implementando el mecanismo de ajuste de emisiones de carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés). ¿Qué impacto podría tener el CBAM en la demanda de hidrógeno?

Para explicar este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, tomemos el ejemplo del acero, porque es un ejemplo muy actual. El acero procedente de la India o China está sujeto a impuestos adicionales por la huella de CO2 que conlleva, por lo que se encarece cuando entra en la UE. Por lo tanto, el acero europeo que no soporta esta carga porque se produce con tecnología ecológica se vuelve más competitivo en cuanto a costos. Esa es la idea de este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, pero este mecanismo por sí solo no crea demanda de acero ecológico, porque las empresas también podrían comprar el acero gris de China o la India y pagar los impuestos sobre el CO2 correspondientes. Por lo tanto, la demanda de hidrógeno realmente debe provenir de empresas que estén dispuestas o se vean obligadas a comprarlo. Las empresas siderúrgicas se ven obligadas en este momento porque obtuvieron los subsidios para las plantas. Si no compran el hidrógeno tienen que devolver los subsidios. Firmarán contratos, esto sucederá dentro del próximo año. Habrá una demanda fija y con esta se construirá la red y luego vendrán más consumidores porque hay oportunidad de comprar volúmenes excedentes, así el mercado despegará. El segundo grupo de empresas que lo harán
son las refinerías y las empresas químicas. Existe una Directiva de Energías Renovables en Europa, la RED III, que exige que el 42% del hidrógeno utilizado por la industria sea verde para 2030. Todavía está por transferirse a la legislación nacional, lo que ocurrirá a mediados del próximo año, y todavía se está por definir las multas, qué sanciones se asocian con el incumplimiento. Pero si esto se aprueba habrá una gran aceptación por el producto porque todas estas empresas necesitarán cantidades realmente enormes de hidrógeno verde para cumplir con la norma.

-Entonces, ¿ve que estas empresas en Europa tienen prisa por conseguir hidrógeno?

Yo no lo llamaría una prisa. Es un mercado inducido por la regulación y si los incentivos o las sanciones son lo suficientemente altos para hacerlo, sucederá. No es una prisa en el sentido de que todo el mundo quiera tenerlo porque es genial. Es algo así como, si no lo hago, tengo que pagar una multa enorme. No quiero hacerlo, no quiero pagar la multa, así que lo hago.

-¿Cuáles son las tendencias en cuanto al transporte de hidrógeno a larga distancia?

Hay una sola tendencia. Lo único que va a pasar es el amoniaco. Ya existe en el mundo una enorme industria de comercialización y transporte de amoniaco gris. No hay nada nuevo en eso. Es solo que esta industria y las capacidades de transporte, las capacidades de las terminales necesitan crecer. Pero es un proceso muy establecido crear amoniaco a partir de hidrógeno, generalmente hidrógeno gris, y luego enviarlo y usarlo en diferentes industrias como fertilizantes, productos químicos, lo que sea.

-El proceso para convertir el amoniaco nuevamente a hidrógeno consume electricidad. ¿Cuál es el argumento a favor de la importación de amoniaco en Europa, en términos de costo final?

Es difícil decirlo porque actualmente no hay ninguna planta industrial de craqueo de amoniaco. Pero si suponemos que el hidrógeno que se produce en Europa costará entre 6 y 8 euros por kilogramo, teniendo en cuenta el costo de la energía y el costo del electrolizador, y suponemos que el hidrógeno producido en Oriente Medio podría costar entre 2 y 3 euros por kilogramo, hay un gran margen de dinero para la síntesis y el craqueo de amoniaco hasta alcanzar el nivel de costos europeo, por lo que la hipótesis es que el costo del hidrógeno importado, incluso si se vuelve a craquear, podría ser inferior al europeo. Puede que no sea la mitad, pero aún así podría ser inferior. Ahora bien, Europa tiene condiciones muy diferentes para la producción de hidrógeno. En las partes del sur de España puede ser casi similar a las partes del norte de África. Si se produce allí se pueden conseguir unos costos realmente buenos. Si se va a los países nórdicos, con el río Rin y la energía hidroeléctrica, también podría ser posible conseguir unos costos muy buenos. Pero el problema es que entonces se necesitan largos ductos de hidrógeno de España a Alemania, por ejemplo, o de los países nórdicos a Alemania. Estos ductos se construirán mucho más tarde que la red principal alemana, tal vez en 2033 o 2035. Por el contrario, la infraestructura de amoníaco es más fácil de construir porque solo se necesita una terminal de amoniaco y una planta de craqueo de amoniaco y luego se puede traer una gran cantidad de amoniaco al país y al sistema. El craqueo de amoníaco necesita ser industrializado en tamaño, pero aún así podría ser más fácil construir la infraestructura y luego conectarla a la red principal alemana que ya está disponible.

-Donald Trump ganó las elecciones presidenciales. ¿Cuáles son las posibles implicaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno en Estados Unidos y en el extranjero?

Nadie puede predecir lo que hará Trump porque es impredecible. Se sabe que no cree en el cambio climático y que apoya a las compañías petroleras, por lo que es de esperar que al menos en Estados Unidos haya cierto apoyo a la perforación petrolera y, probablemente, al hidrógeno azul más que al verde, que es lo que ocurre en Estados Unidos. Podría ser que esto sea un impulsor de la captura de carbono, por lo que podría ser bueno para las tecnologías renovables en términos de captura de carbono. Para el hidrógeno verde podría ser difícil, porque también hay algunos rumores de que repensará este IRA y los efectos de eso, pero yo diría que es demasiado pronto para decirlo, y obviamente también hay otros subsidios como los subsidios a los vehículos eléctricos que están más en discusión que los subsidios al hidrógeno, y luego también están los subsidios a los combustibles sostenibles, y luego también es que este IRA atrae mucha inversión en los EE.UU., así que tal vez desde este ángulo tenga sentido para él mantener el IRA, al menos en las áreas donde se realizan inversiones en los EE.UU., por lo que es realmente difícil predecir lo que sucede allí y lo que hará además del hecho de que los combustibles fósiles recibirán algún impulso.

-La inclusión del hidrógeno azul en las políticas de impulso al hidrógeno suele generar discusiones. ¿Cuál es su opinión al respecto?

Entiendo que es algo difícil y complicado porque el hidrógeno azul y esta tecnología de captura de carbono son los medios ideales para que la industria fósil continúe utilizando combustibles fósiles, y ese es el problema dogmático. Desde el punto de vista práctico, es mucho mejor utilizar hidrógeno azul que gris, es mucho mejor capturar y secuestrar el carbono que no hacerlo, por lo que podría ayudar al cambio climático, y de todos modos debemos pensar en la captura de carbono a largo plazo. Luego hay otro tema, porque en Europa tenemos una regulación muy compleja para el hidrógeno verde, la RFNBO (ndr: las siglas en inglés de Combustibles Renovables de Origen No Biológico). Eso lleva al hecho de que si la generación de energía fluctúa, la producción de hidrógeno también fluctúa. Ahora bien, si una empresa necesita entregar una banda plana de hidrógeno, sin almacenamiento no tiene posibilidad de hacer esta entrega plana. Con el hidrógeno azul se puede hacer eso, se puede aumentar o disminuir la producción de la planta, porque es una planta despachable, distinta de la planta renovable, y luego se puede hacer una entrega en banda, o incluso se puede hacer el complemento de simplemente llenar estos valles de fluctuación y entregar hidrógeno azul cuando el verde no esté disponible. Así que también hay una especie de razón técnica y económica para usarlo. El único problema con esto es que hay que evitar prolongar la vida útil de la industria fósil. También hay una discusión sobre si se hace hidrógeno azul con el gas natural de fracking. El 20% del metano se evapora al aire en el punto de origen por fracturación hidráulica, entonces probablemente la captura del CO2 del gas que llega a la planta generadora de hidrógeno tiene menos impacto que la evaporación del gas en la fuente. El fracking es un problema en este sentido, es uno de los argumentos en contra del hidrógeno azul y de la captura de carbono, y también sobre este uso para la industria de combustibles fósiles. Pero si se aplica de manera razonable creo que tiene sentido, porque es mejor que no hacer nada y podría ser necesario desde el punto de vista económico y técnico para poner en marcha el mercado.