Europa gasta miles de millones en hidrógeno verde: una apuesta arriesgada

La calle arbolada de Leipzig puede parecer una incongruente cabeza de playa para el futuro de la energía alemana. Pero el Gobierno se juega miles de millones con su éxito. En la actualidad, la central eléctrica de color amarillo brillante escondida tras una valla cubierta de graffiti quema gas que calienta el planeta para producir electricidad. Pero si todo va según lo previsto, algún día pasará a producir hidrógeno libre de emisiones.

Es la primera y diminuta parte de un sistema energético de ensueño que están esbozando los responsables políticos de toda Europa, que apuestan por el combustible verde para cumplir algunos de los objetivos climáticos más agresivos del mundo.

Ese sueño se basa en convertir las infraestructuras contaminantes de nueva construcción para que quemen hidrógeno, un combustible que será muchas veces más caro que el gas natural y que nadie ha descubierto cómo transportar a granel de forma segura y barata.

Los expertos coinciden en que el hidrógeno tendrá que desempeñar algún papel para conseguir que el mundo llegue a cero emisiones netas en sectores como la siderurgia, la aviación y el transporte marítimo. Sin embargo, el puñado de primeros proyectos centrados en el uso del hidrógeno para generar energía en Europa demuestra que no será un cambio tan fácil como lo pintan sus defensores.

La central de Leipzig se inauguró en octubre de 2023. Se construyó en sólo dos años, a pesar de los obstáculos en la cadena de suministro provocados por la pandemia, y en abril los trabajadores todavía estaban aplicando pintura azul brillante a las barandillas.

Leipziger Stadtwerke, la empresa local que gestiona el proyecto, pretende hacer sus primeras pruebas comerciales con hidrógeno en 2026, según Christoph Jansen, responsable de generación de la compañía. “Podría cambiar las reglas del juego”, afirma, para una ciudad que sigue dependiendo en gran medida de la extracción de lignito, un tipo de carbón especialmente sucio.

Alemania planea construir más de 20 centrales eléctricas mucho mayores que la de Leipzig, que anuncia como la primera instalación del continente “preparada para el hidrógeno”. Se abastecerán de terminales de gas natural licuado de última generación equipadas para manejar combustibles limpios nicho como el amoníaco, y de una red de tuberías especiales que se extenderá a lo largo de unos 9.600 kilómetros.

Es una solución tentadora. Siguiendo este modelo, los gobiernos y las empresas que se apresuran a cumplir los plazos de emisión neta cero pero están preocupados por la seguridad energética pueden seguir construyendo infraestructuras de gas por valor de miles de millones de dólares siempre que estén “preparadas para el hidrógeno”.

Nueve de los 10 mayores contaminadores de carbono del mundo han publicado estrategias e incentivos sobre el hidrógeno para aumentar el uso de este combustible, que globalmente ya supera los 360.000 millones de dólares, según BloombergNEF.

Las economías dependientes del gas, como Alemania, Países Bajos, España, Italia y Reino Unido, figuran entre los mayores defensores europeos del uso del hidrógeno y algunas tienen planes para utilizarlo para generar electricidad. Pero no existe una definición oficial de lo que hace que una central esté preparada para el hidrógeno, lo que abre la puerta al “lavado verde”.

En el caso de las centrales eléctricas, la combustión de hidrógeno ni siquiera se ha probado a gran escala. “Todavía no se ha producido ningún avance apreciable en la construcción de centrales de gas preparadas para el hidrógeno”, afirma Eric Heymann, economista de Deutsche Bank Research.

Además, está el problema del transporte del hidrógeno. La central de Leipzig no está conectada a la red (y aún no ha instalado sus propios electrolizadores), lo que significa que el combustible tendrá que transportarse en camiones hasta que la segunda parte del gran plan del Gobierno dé sus frutos.

Está construyendo una terminal de gas natural licuado de 1,100 millones de dólares en Brunsbuettel, una ciudad junto al Mar del Norte, que inicialmente importará GNL pero estará diseñada para manipular también combustibles limpios futuristas.

El hidrógeno sólo puede licuarse a -253 grados Celsius, muy por encima de las capacidades de los buques de GNL actuales. Así que Alemania planea importar hidrógeno en forma de amoníaco líquido, una combinación de hidrógeno y nitrógeno que puede convertirse más fácilmente en líquido. Pero el amoníaco es tóxico y su manipulación requiere mejores sistemas de ventilación.

Muchos componentes de la terminal, como las válvulas de control y los sensores de fuego y gas, así como los dispositivos en línea -la mayoría de los cuales no se han probado con amoníaco- también necesitarán mejoras, según Fraunhofer ISI, un grupo de reflexión sobre la energía.

Alemania no dispone de una red de tuberías para el amoníaco, y su transporte industrial en camiones está limitado por su peligrosidad. Eso significa que el amoníaco tendrá que volver a convertirse en hidrógeno, pero actualmente no existe ninguna tecnología económicamente viable para hacerlo. El operador de la terminal ha declarado que estudiará estrategias alternativas si no surge ninguna antes del año que viene.

“El Gobierno alemán está haciendo una apuesta arriesgada”, declaró Jonathan Barth, portavoz del Consejo Alemán para la Independencia Energética. “El hidrógeno debería limitarse a aplicaciones sin riesgo”, afirmó. “Esperar que todos los problemas puedan resolverse con hidrógeno nos impide empezar ahora por donde podemos”.

Las industrias pueden construirse desde cero con el apoyo suficiente. La industria de las energías renovables estaba en pañales hace 20 años y se enfrentaba al escepticismo. Ahora está en auge.

La diferencia es que la eólica y la solar producen electricidad limpia, un bien que el mundo ya utiliza. En cambio, el hidrógeno verde exigirá construir más parques solares y eólicos cuando, en muchos casos, sería más sencillo utilizar directamente esa energía limpia. Cuando el hidrógeno se fabrica, almacena y quema para producir electricidad de nuevo, hay casi un 70% menos de energía que al principio, y el coste se ha triplicado.

Según Pierre Wunsch, máximo responsable del banco central belga, el hidrógeno verde sólo será útil al final de la transición energética, una vez que la demanda primaria de electricidad esté cubierta cómodamente por las energías renovables. “No vamos a tener hidrógeno verde en grandes cantidades y a precios baratos antes de eso porque, por supuesto, necesitamos producir más electricidad para electrificar”, dijo.

Quizá por eso la mayoría de los proyectos de hidrógeno verde sólo existen sobre el papel o en las páginas web de grandes empresas gasísticas como Equinor ASA, Shell Plc y Sinopec. Está surgiendo un abismo entre la escala de la ambición política y el dinero sobre la mesa de las empresas para construir los proyectos; sólo el 4% de los proyectos mundiales propuestos alcanzaron el cierre financiero en 2023, según la Agencia Internacional de la Energía. Otros ya están cayendo en la brecha.

Redcar, un pueblecito costero del Reino Unido conocido por su larga playa de arena y sus cucuruchos de helado cubiertos de sorbete de limón, se convirtió el año pasado en sede de un proyecto piloto de calefacción y cocina domésticas con hidrógeno.

Northern Gas Networks Ltd. lo presentó como una forma sencilla de reducir la factura energética y la huella de carbono. Resultó que el proyecto sería obligatorio y que todo el mundo tendría que renunciar al gas y pasarse a una red de hidrógeno. El cambio también conllevaría importantes renovaciones, como la instalación de tuberías separadas y nuevos hornos y cocinas domésticos.

Múltiples residentes dijeron a Bloomberg Green que no había información sobre la cantidad de hidrógeno que estaría disponible una vez finalizado el ensayo ni sobre su coste. Tras una oleada de protestas locales, el gobierno canceló el proyecto por falta de hidrógeno verde. “Fuimos abiertos, transparentes y honestos”, afirma Tim Harwood, responsable del programa de hidrógeno de Northern Gas Networks. “Todo lo que íbamos a hacer era en interés de los clientes”.

No todos lo percibieron así. Northern Gas estaba “vendiendo una mentira”, dijo Steve Rudd, que pidió a sus inquilinos que abandonaran la casa que posee en Redcar porque no quería tener la responsabilidad de que fueran conejillos de indias. “El hidrógeno se conoce desde hace años y no se ha utilizado”, dijo Rudd. “Requiere mucha energía y cuesta más”.

Una revisión de 54 estudios realizada en enero concluyó que el hidrógeno desempeñará, en el mejor de los casos, un papel de nicho en la descarbonización de los edificios porque es menos eficiente y más caro que las bombas de calor, la calefacción urbana y un mejor aislamiento. Pero eso no ha impedido que otras empresas intenten hacerlo funcionar: hay un ensayo de calefacción doméstica en marcha en los Países Bajos y otro previsto en Escocia.

Jan Rosenow, Director para Europa del Proyecto Europeo de Asistencia Normativa y autor del estudio, teme que la apuesta por sustituir el gas por hidrógeno en los edificios se esté convirtiendo en una costosa distracción. “Existe el riesgo de que el debate sobre el hidrógeno para calefacción provoque un retraso en la introducción de tecnologías alternativas de calefacción más baratas y limpias”, afirma.

Los defensores del hidrógeno admiten que es posible que el mundo nunca produzca este combustible ecológico a un precio lo suficientemente bajo como para sustituir al gas. “Pero siguen abogando por la construcción de infraestructuras de gas ‘preparadas para el hidrógeno’ con la esperanza de que el mercado se ponga al día.”

Es una gran apuesta. Si se equivocan, el mundo corre el riesgo de encerrarse en décadas de contaminación por combustibles fósiles y de sobrepasar los objetivos de reducción de emisiones. Esto tendría consecuencias climáticas catastróficas.

Alemania, por ejemplo, planea destinar hasta 20.000 millones de euros para hacer económicamente viable la transición al hidrógeno, ya que el país necesitará urgentemente un respaldo para los momentos en que el sol y el viento no estén disponibles en medio de la creciente demanda de energía.

Si no se conceden estas subvenciones, “existe el riesgo de que las centrales eléctricas sigan funcionando con gas natural”, afirma Claudia Günther, investigadora principal para Alemania del grupo de reflexión Aurora Energy Research.

A pesar de haber desechado ya tres proyectos de hidrógeno, la compañía eléctrica alemana Uniper SE se dispone a construir una nueva flota de centrales de gas “preparadas para el hidrógeno”. Su Consejero Delegado, Michael Lewis, afirma que se trata de un dilema.

“Hoy, por supuesto, es caro porque aún no existe una infraestructura para el hidrógeno y no hay economías de escala”, afirma. Sin embargo, en la junta general anual de la empresa, celebrada este mes, afirmó que “en poco más de seis años, nuestra cartera pasará de gris a verde”. Robert Habeck, Ministro de Economía y Acción por el Clima de Alemania y miembro del Partido Verde, afirma que su país ya ha reducido sus planes de hidrógeno y es consciente de los retos que plantea.

“Alemania necesita mucho hidrógeno para ayudar a su industria, que consume muchos combustibles fósiles, en su camino hacia la neutralidad climática”, afirma. “Tuvimos que adaptar nuestro plan inicial de utilizar hidrógeno en centrales eléctricas a gran escala porque teníamos que ahorrar costes”.

Según un informe de S&P Global publicado el pasado mes de diciembre, el año del hidrógeno es decisivo. El sector se enfrenta a un aumento de los costes, con estimaciones de los gastos de capital necesarios que suben entre un 40% y un 50%. Para avanzar, las empresas tendrán que tomar entre 10 y 15 grandes decisiones finales de inversión. Las probabilidades de que eso ocurra, al menos en Europa, podrían ser escasas.

“Las cuentas siguen sin cuadrar”, afirma Jean-Christophe Laloux, responsable de operaciones de préstamo y asesoramiento en la UE del Banco Europeo de Inversiones. “De momento, no vemos ningún caso para un modelo basado en el hidrógeno verde producido y distribuido de forma independiente como materia prima energética”.

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