Hasta hace poco el alto precio de la energía renovable hacía impensable el desarrollo del hidrógeno verde (H2V), la gran promesa para reemplazar combustibles fósiles y reducir con ello las emisiones de CO2. La relación entre ambos es estrecha: la producción de hidrógeno verde necesita suministro continuo de electricidad, algo que representa entre 60% y 70% de su costo total. Pero el rápido abaratamiento de las tecnologías eólicas y fotovoltaicas, que impulsó su proliferación y las hizo competitivas, detonó un boom de apuestas por este hidrógeno libre de emisiones producido vía electrólisis de agua.

Sin embargo, también hay un equipo clave en el desarrollo de esta industria que existe hace muchas décadas, pero al que esta revolución del H2V ha dado un renovado protagonismo: el electrolizador. ¿Qué es? Un aparato que permite producir hidrógeno mediante un proceso químico llamado electrólisis, capaz de separar las moléculas de hidrógeno y oxígeno de las que se compone el agua, empleando para ello electricidad. Producido así, no emite dióxido de carbono a la atmósfera. Y el hidrógeno tampoco. Cuando se quema hidrógeno no se produce dióxido de carbono, se produce vapor de agua. Por ello su uso -y el reemplazo por combustibles fósiles- permitiría reducir las emisiones que producen el calentamiento global.

El electrolizador es el corazón de las plantas de H2V y su costo incide tanto en la inversión inicial como en el gasto operativo. Su reducción de valor incidirá, creen algunos, en la masificación de la industria del hidrógeno verde.

“Hace un año los proveedores decían ‘te puedo ofrecer un precio competitivo, pero tengo que ampliar mi fábrica, automatizar procesos y para eso necesito que pongas la orden de compra’. La respuesta era: ‘No te puedo poner orden de compra con los actuales precios’. Y entrábamos en el juego del huevo o la gallina. Ahora, las compañías están intentando acuerdos en que comprometen la compra de determinada cantidad de electrolizadores en cinco a 10 años y hay fabricantes ampliando capacidad sobre esa base”, cuenta un gerente del rubro de una empresa multinacional embarcada en un proyecto de estos.

Los equipos se fabricaban de manera artesanal, a un costo alto y en un proceso lento. Recién se empieza a conectar la oferta con esta nueva demanda.

Por ejemplo, Cummins Inc. anunció en septiembre que ampliará la capacidad de su planta de electrolizadores PEM en Oevel (Bélgica) a 1 GW, con apoyo del programa europeo Hy2Tech.

La alemana Siemens Energy SpA entró al rubro con tecnología propia de electrolizadores PEM en 2011. En 2018 lanzó al mercado su actual estándar Silyzer 300, que produce más de 330 kg/h de H2 puro (99,99%) y una potencia nominal del orden de 17,5 MW y hasta el año pasado toda su tecnología se fabricaba en la planta de Erlangen, mientras que el empaquetado se hacía en Mulheim, con una capacidad anual de 500 MW. Ahora construye una planta en Berlín para alcanzar 1 GW/año a fines 2023, con un plan para ampliarla en 2025 a 3 GW/año. Ofrece soluciones paquetizadas de 32 MW y 100 MW, con miras a llevarlas en 2028 a GW. A la fecha ha puesto en operación más de 16 proyectos en Europa, Australia y Medio Oriente, más su primera experiencia en el sur de Chile con HIF. Y acaba de cerrar un acuerdo para la planta eCombustibles de HIF en Matagorda (EE.UU.), donde los electrolizadores sumarán unos 1,8 GW para producir 300.000 ton/año de H2V.

Otros actores relevantes son ThyssenKrupp, Enapter, Linde Engineering, NEL, PlupPower, HydrogenPro, UTM, McPhy, Bloom Energy y Haldor Topsoe.

Empresas chinas están ampliando capacidad, pero orientada a su mercado.

GlobalData estima que en 2026 se alcanzarían 8,52 GW anuales de producción de electrolizadores.

Julio Friedmann, científico jefe de la consultora Carbon Direct, señaló a Bloomberg: “Los electrolizadores cuestan US$ 800 por kilovatio (…). Tal vez podamos reducir su valor a US$ 500 por kilovatio, pero para que el hidrógeno verde llegue a US$ 1 por kilo, debemos llegar a US$ 100 por kilovatio”. El ejecutivo de una multinacional de energía acota: “Una cosa es el precio del stack, el núcleo del equipo; pero no sirve si no lo complementas con un transformador de tensión y otros auxiliares. El paquete completo está en poco menos de un millón de dólares por MW, dependiendo del origen”, explica.

El director de desarrollo de Negocios en Chile de Siemens Energy SpA, Marcelo Merli, plantea: “El costo de la tecnología ha venido descendiendo, pero fue desafiado por la pandemia y luego por los efectos de la invasión de Rusia a Ucrania, que han sumado dificultades logísticas y energéticas y en los precios de insumos y repercutido en la cadena de valor de los fabricantes. Su valor comercial está entre US$ 690 a US$ 800 por kW. Pero no se debe perder de vista que en el costo nivelado de producción del H2V, el peso de esta tecnología varía entre 24% y 26%, mientras que el de la energía eléctrica (en punto de consumo) representa casi 70%. El costo de los electrolizadores en una década se ha reducido significativamente y ha aumentado mucho su eficiencia en producción y consumo eléctrico”.

Juan Pablo Fiedler, gerente de H2V de Colbún, añade: “Se espera que el precio de los electrolizadores baje a la mitad a 2030, sin embargo, la competitividad del H2V también depende del costo de la energía, de los impuestos a las emisiones y de los estímulos estatales”. En eso han coincidido las autoridades: mientras no se apliquen globalmente, dice, impuestos correctivos que encarezcan y desincentiven el uso de combustibles fósiles, el hidrógeno no será competitivo.

La ventaja de Chile son condiciones excepcionales para generar electricidad renovable a bajo costo, pero aún no es lo suficientemente barata como para solventar el desarrollo de esta industria a gran escala. Además, el costo de la transmisión tampoco ayuda. Es lo que aseguran quienes llevan entre tres y cinco años tratando de cuadrar los números.

“Hoy el costo de generación de un parque fotovoltaico ronda los US$ 20 o US$ 22 por MWh y si a eso tienes que agregar US$ 15 o US$ 18 por MWh en transmisión, casi se duplica”, plantea el gerente de H2V de una eléctrica. Y añade: “Si quieres producir hidrógeno a menos de 2 US$/KgH2, la electricidad debiera estar bajo US$ 15 por MWh; y no lo veo muy factible por ahora”. Así es que la clave es lograr una ubicación óptima para las plantas de hidrógeno respecto de las fuentes de ERNC y de la industria que lo consumirá. Por ello los proyectos de hidrógeno verde han proliferado en Chile en las cercanías de las plantas de energía renovable, lo que permite ahorros en transmisión: en el Norte Grande, donde hay mucha energía solar, y en Magallanes, donde predomina la eólica.

Otro factor a resolver es cómo garantizar la continuidad de la producción de H2V cuando las energías renovables no están disponibles: “Para producir las 24 horas, tu costo debe considerar que en la noche o te conectas a la red eléctrica con un certificado green a un precio hoy de más de US$ 100 por MW en el norte o instalas más capacidad de electrólisis para producir lo necesario para 24 horas en nueve horas de sol y almacenas la sobreproducción para alimentar en forma contínua el proceso aguas abajo. Pero la inversión en planta será mayor”, plantea un ejecutivo a cargo de un proyecto para el sector minero.

Juan Pablo Fiedler acota: “Si bien en Chile somos muy competitivos en generación de energía solar y eólica, el desafío es cómo suministrarla 24 horas. La opción baterías es cara aún; y hacer retiros del sistema interconectado agrega costos sistémicos y tiene huella de CO2. Es un desafío que enfrentan todos los países”.

“Chile tiene gran potencial en cuanto producción de energías renovables, pero eso no es suficiente para llegar al precio de US$ 1,5 a 2030 plasmado en la estrategia de hidrógeno verde del país, porque el desarrollo de un mercado depende de muchas variables. Más allá de elaborar una estrategia, hay que generar políticas públicas que promuevan un ambiente favorable para la inversión y mitigar riesgos; organismos facilitadores (permisos sectoriales) alineados con estas políticas; ecosistema de negocios; sistemas de certificación para la trazabilidad de los productos que se pretende exportar, infraestructura y capital humano para concretar proyectos en tiempo y forma”, advierte Marcelo Merli, de Siemens.

Dice que prueba tangible de ello es que si bien varias autoridades visitaron la planta demostrativa de Haru Oni (donde Siemens Energy es el partner tecnológico para la generación y la electrólisis), Enel Green Power y HIF retiraron el estudio de otro proyecto, el parque eólico Faro de Sur del Sistema de Avaluación Ambiental (SEA), argumentando que para avanzar las autoridades deben dar señales claras a las empresas. Esto a su juicio denota que “todavía no hay un marco regulatorio apropiado para evaluar y fiscalizar estos proyectos. En Latinoamérica cuesta pasar de lo potencial a la concreción porque las autoridades en ocasiones se quedan en el anuncio”. Destaca que además existe un gap en profesionales y operarios especializados que requieren proyectos de gran escala.

Cristián Unrein, senior technical project manager de Engie H2 −que en Chile desarrolla tres proyectos de hidrógeno verde−, comenta que han identificado una serie de desafíos: “Desde el punto de vista económico se deben alinear las expectativas de precios del hidrógeno verde y sus derivados; mientras que, en relación con el marco normativo, se necesita mayor claridad a mediano y largo plazo, además de requerir tramitaciones de permisos más ágiles. Adicionalmente, se debe trabajar en que la certificación del H2V sea compatible con las internacionales para que al exportarlo sea reconocido en otros países”.

En todo caso, Merli enfatiza que no se puede decir que el H2V hoy no sea competitivo: “Los proyectos que hemos realizado o estamos desarrollando hacen sentido para cada mercado donde aplican, por lo que son competitivos, dado que existen tantos precios para el H2 como mercados y usuarios finales. En Chile, la meta que apunta a US$ 1,5 a 2030 y con los actuales costos de energía, en el punto de retiro, no se lograría aun cuando en algunos casos pusiéramos cero al capex de los equipos, pues lo que más impacta en el costo del hidrógeno es el costo de la energía eléctrica, mientras que el impacto de su otro insumo, el agua, es marginal (menos de 3%)”.

Juan Pablo Fiedler hace el punto de que “es complicado hablar de brecha de precios entre productos convencionales y verdes porque hay mucha volatilidad. En los últimos meses, los precios de productos convencionales incluso han superado los de alternativas verdes. El problema es que hoy la producción de combustibles renovables es limitada, los proyectos toman tiempo; y es esperable que una vez que se reduzcan los conflictos geopolíticos los combustibles convencionales vuelvan a precios inferiores a los actuales. Es difícil pronosticar cómo se dará esta competencia. En lo que no hay grandes divergencias es en que necesitamos reducir emisiones de gases de efecto invernadero y esto se trata más que de un problema de precios”, comenta.