Los desarrolladores de hidrógeno verde están cancelando masivamente proyectos y recortando inversiones en todo el mundo, lo que aumenta la perspectiva de una dependencia prolongada de combustibles fósiles más allá de lo previsto inicialmente en las estrategias de descarbonización global.
Las industrias consideradas candidatas ideales para la adopción de hidrógeno verde, como la fabricación de acero y el transporte de larga distancia, han descubierto que la transición al combustible bajo en carbono resulta prohibitivamente costosa en las condiciones actuales del mercado.
Jun Sasamura, gerente de hidrógeno de Westwood Global Energy, advierte que es probable que solo una quinta parte de los proyectos planificados en la Unión Europea entren en funcionamiento para finales de la década, equivalente a aproximadamente 12 GW de capacidad.
Esta proyección está muy por debajo del ambicioso objetivo de la UE de 40 GW para 2030, evidenciando la brecha significativa entre las aspiraciones políticas y la realidad comercial del sector del hidrógeno verde.
Miguel Stilwell d'Andrade, director ejecutivo de la eléctrica portuguesa EDP, describió la situación con contundencia: "El hidrógeno verde era una expectativa inflada que se ha convertido en un valle de desilusión".
El principal obstáculo identificado por los ejecutivos es la ausencia de demanda comercial viable. Ana Quelhas, responsable de hidrógeno de EDP, señala que existen 400 millones de euros en subvenciones disponibles en España y Portugal, pero falta quien compre el producto.
La española Iberdrola ha archivado planes para aumentar la capacidad en una planta de hidrógeno verde con 20 MW de electrolizadores hasta encontrar compradores para la producción adicional, según confirmó el ejecutivo Iban Molina durante un evento energético en Madrid.
Más de una docena de grandes empresas han recortado gastos o cancelado proyectos en Europa, Asia y Australia en los últimos años, con más del 20% de proyectos europeos cancelados o retrasados según datos de Westwood Global Energy.
Emma Woodward de Aurora Energy Research explica el cambio de perspectiva: "En 2020-2021 teníamos esta visión del hidrógeno utilizándose en casi todos los sectores no electrificados. Ahora nos hemos dado cuenta de que existen alternativas más viables comercialmente".
El problema fundamental radica en los costos de producción. Minh Khoi Le de Rystad Energy confirma que el hidrógeno verde es al menos tres veces más caro que el gas natural para generación de energía y el doble que el hidrógeno gris producido a partir de combustibles fósiles.
La empresa alemana Dirostahl ilustra perfectamente el dilema comercial: mientras el gas natural cuesta entre 30-35 euros por MWh, las ofertas de hidrógeno verde no bajan de 150 euros por MWh, haciendo la transición económicamente inviable.
Roman Diederichs, CEO de Dirostahl, fue categórico: "Simplemente no funciona. Quizás no quieran llamarlo suicidio económico, pero en la práctica sería precisamente eso", reflejando la realidad que enfrentan las industrias manufactureras.
Los precios elevados se deben principalmente al alto costo de los electrolizadores necesarios para producción a gran escala, cuellos de botella en infraestructura y el aumento de costos energéticos resultantes de regulaciones estrictas sobre qué constituye hidrógeno verde.
Ante esta realidad, varios países europeos han reducido sus ambiciones. Italia transfirió más de 600 millones de euros de fondos pospandemia del hidrógeno al biometano, mientras Francia redujo su objetivo de capacidad de electrólisis en más del 30%.
Portugal recortó sus ambiciones de capacidad de electrólisis en un 45%, y Holanda realizó fuertes recortes a fondos originalmente reservados para proyectos de hidrógeno verde, desplazando el foco hacia plantas nucleares.
En Australia, varios actores han reducido o retirado proyectos a pesar de promesas de apoyo gubernamental superiores a 8.000 millones de dólares australianos, con el 99% de los 100.000 millones anunciados aún sin superar la fase de concepción.
Los desafíos de infraestructura agravan la situación, ya que el hidrógeno requiere tanques de alta presión, temperaturas extremadamente bajas y tiende a fugarse, haciendo riesgoso su transporte a través de gasoductos existentes mientras se espera nueva infraestructura especializada.
