Marcos Rupérez, experto en energías renovables: “El hidrógeno verde no es rentable en ninguno de sus posibles usos”

El informe 'El hidrógeno verde ¿burbuja o una realidad energética?', dirigido por el profesor Marcos Rupérez, de OBS Business School, afirma que hoy el hidrógeno verde no es rentable en ninguno de sus posibles usos.

El profesor Marcos Rupérez analiza la rentabilidad de un sector en el que se ha depositado toda la confianza para realizar la transición energética, pero que no termina de despegar. “La expectativa en el hidrógeno como vector energético es altísima y difícilmente se va a cumplir”, indica en el informe 'El hidrógeno verde ¿burbuja o una realidad energética?', publicado por OBS Business School, institución perteneciente a Planeta Formación y Universidades.

La necesidad de una descarbonización general de la economía está impulsando el sector del hidrógeno más rápido de lo que sería su crecimiento orgánico, y ello está llevando a asumir riesgos al tratar de utilizar este gas para usos en los que probablemente no sea la mejor opción, o en los que ahora mismo está muy lejos de ser competitivo. Actualmente existen multitud de anuncios de proyectos relacionados con el hidrógeno, pero la mayoría no acaba de convertirse en proyectos reales por varias razones: por un lado, todavía no se cuenta con garantías sobre el funcionamiento de los equipos, su durabilidad y su rendimiento a largo plazo al no contar con experiencias previas. Por otro, estos proyectos dependen en gran medida de la disponibilidad de financiación o subvenciones públicas que, tras un periodo de análisis, constatan que no serán rentables salvo que haya cambios en el mercado de los fósiles.

La expectativa en el hidrógeno como vector energético es altísima y difícilmente se va a cumplir, según el profesor Rupérez.

A pesar de la aceleración que se quiere dar al sector del hidrógeno, lo cierto es que está en sus inicios como tecnología en industrialización y, aunque las expectativas son altísimas, una nueva tecnología no suele ser rentable en sus inicios, por lo que no es candidata a inversión privada directa en solitario. Gran parte de la expectativa se basa en inversores que, desconociendo la tecnología, creen que está en rangos de rentabilidad cuando no es así, y se encuentran con decepciones cuando constatan que no suele existir rentabilidad sin subvención en la mayoría de los casos. Por su parte, la financiación pública está tratando de compensar su baja o nula rentabilidad como sustituto de los fósiles pero, dado el gran nivel de inversión privada anunciado, es imposible que todos los proyectos reciban cofinanciación pública ya que supondría una inmensa intervención pública en el mercado.

Además, indica el informe, al menos en Europa se está financiando principalmente el CAPEX (la inversión) y no el OPEX (gasto operativo), cuando este es la parte más importante de los costes de la vida completa de las plantas de hidrógeno, lo que hace que la contribución publica no tenga en muchos casos la intensidad suficiente para hacer rentables las inversiones privadas. El informe de OBS propone que se financie el precio final del hidrógeno como se hizo con las instalaciones fotovoltaicas en el pasado. De esta manera no se perdería dinero en proyectos dejados a medias.

El sector inversionista fotovoltaico, además, está presionando para seguir promoviendo instalaciones a pesar de los problemas crecientes para tener acceso a la red, porque se encuentra saturada. Esta presión se está trasladando al sector del hidrógeno como canalizador para dar salida a la energía sobrante, pero la realidad es que el sector no está aún preparado para el volumen de inversiones y rentabilidades a las que operan las fotovoltaicas y, además, los promotores fotovoltaicos desconocen sus dinámicas y muchas veces yerran en sus planteamientos de negocio, lo cual provoca el estancamiento de muchos proyectos anunciados.

El hidrógeno es una interesante opción para descarbonizar muchos procesos, pero muy probablemente su coste es y será en el medio plazo mayor que el de sus alternativas fósiles. Por tanto, solo quedan dos caminos: esperar a que los fósiles suban de precio y hagan rentable el hidrógeno verde o asumir como sociedad que ser sostenibles va a suponer un coste mayor del esperado y financiar dicho sobrecoste en forma de intervención pública o de un aumento del precio de los productos de consumo y servicios.

Las emisiones que se ahorran con la utilización del hidrógeno suponen una ventaja ambiental, sin embargo, hay que ver cada uso para saber si es el más adecuado.

Si analizamos la sustitución total o parcial del gas natural por hidrógeno verde para combustión encontramos como su máximo exponente el denominado 'blending', la inyección de un porcentaje de hidrógeno en la red actual de gas natural. Este fenómeno permitiría contar con una nueva red donde las renovables podrían descargar su energía sobrante en forma de hidrógeno. Sin embargo, el hidrógeno verde es mucho más caro que el gas natural para esa función. Tendríamos que volver a ver precios del gas natural por encima de 100 €/MWh en el corto plazo para que este tipo de hidrógeno fuera competitivo.

En el caso del hidrógeno gris (hidrógeno generado con gas natural) que se utiliza en la industria química, los números son más favorables y además es la única opción actual de descarbonización. El resultado en este caso es que el hidrógeno verde debería tener a día de hoy un coste de 2,9 €/kg para ser competitivo con el gris. La rentabilidad del hidrógeno verde y gris esta cercana y solamente con ligeras subidas en el precio estimado del gas natural en 2024 y los costes de CO₂, junto con subsidios a la inversión de electrolizadores, este tipo de proyectos podría comenzar a instalarse a corto plazo. El hidrógeno verde como insumo químico que sustituya al hidrógeno gris es la apuesta más firme y cercana a la rentabilidad de todo el universo del hidrógeno verde actualmente. Con total seguridad serán los primeros proyectos de tamaño importante en ponerse en funcionamiento.

Analizando los precios del gasoil, el informe llega a la conclusión de que un operador logístico podría autogenerarse su propio hidrógeno a precios cercanos a rentabilidad gracias a que el combustible fósil está gravado con unos impuestos de los que está exento el hidrógeno. En el mercado de los grandes navíos se ha analizado el metanol verde (generado a partir de hidrógeno verde) como posible sustituto del fueloil, pero este debería volver a sus precios máximos de los últimos tres años (1000 €/tonelada) para que el metanol verde pudiera optar a ser competitivo, y aun en ese caso sería necesario generar hidrógeno verde a 3,16 €/kg, precio muy optimista. Pero a pesar de la no rentabilidad actual, se anuncian proyectos a largo plazo como el de Maersk en España, que pretende invertir 10.000 millones de euros para producir metanol para sus barcos. Ello hace pensar que a pesar de que es dos o incluso tres veces más caro que el combustible tradicional, el metanol verde sigue siendo una de las pocas opciones del sector marítimo para dejar atrás los combustibles fósiles.

Y atendiendo al carbón como último de los tres grandes combustibles fósiles, su principal uso sustituible por hidrógeno es la reducción de mineral de hierro. Para ello se calcula que incluso a los más altos precios del carbón de los últimos dos años (450 €/tonelada), sería necesario un hidrógeno verde a 2,23 €/kg para ser competitivo, en torno a un 35 % más barato que el escenario de precios de hidrógeno más optimista en la actualidad. A la luz de estos datos cabe concluir que difícilmente el hidrógeno verde será competitivo para la reducción de mineral de hierro en el medio plazo, por lo que si se quiere descarbonizar este proceso probablemente habrá que asumir unos mayores costes energéticos y del precio del hierro resultante.

El factor ambiental por encima de la rentabilidad

El hidrógeno verde no es rentable hoy en prácticamente ninguno de sus posibles usos si lo comparamos con los precios de los combustibles fósiles. Aun así, se considera necesario para descarbonizar al menos algunos de los procesos industriales. Es por ello que los organismos de muchos países han planteado programas de financiación pública para promover su ejecución temprana con la esperanza de que, una vez comiencen a desarrollarse proyectos y se produzcan electrolizadores en serie pueda alcanzarse la rentabilidad.

“El ritmo al que se quiere hacer crecer la tecnología no permite una curva de aprendizaje orgánica; se está forzando a avanzar a ritmos para los que no están preparadas ni la tecnología ni la financiación pública o privada”, concluye Marcos Rupérez, profesor de OBS Business School.