Realidades técnico-económicas del transporte de hidrógeno a larga distancia

Resumen ejecutivo

El interés por el hidrógeno ha aumentado en los últimos años a medida que los responsables políticos estudian estrategias para alcanzar el objetivo de una descarbonización total de toda la economía en las próximas décadas. Dado que el hidrógeno puede producirse con bajas emisiones de carbono y no emite dióxido de carbono en el punto de uso, se considera que el hidrógeno limpio ofrece una solución potencial para determinados procesos industriales y usos finales de la energía que son técnicamente imposibles o prohibitivamente caros de descarbonizar por otros medios, como la electrificación. Según algunos estudios recientes, cabe esperar que los esfuerzos de descarbonización aumenten sustancialmente la demanda mundial de hidrógeno bajo en carbono, creando al mismo tiempo un nuevo impulso para desarrollar las redes de transporte necesarias para conectar a los productores de hidrógeno limpio de bajo coste con los centros de demanda de otras partes del mundo.

Sin embargo, el transporte a gran escala de hidrógeno a través de largas distancias plantea importantes retos económicos y tecnológicos, muchos de los cuales se derivan de las propiedades fundamentales del hidrógeno, como su baja densidad energética volumétrica. Para estudiar estas cuestiones, el grupo de trabajo Clean Air
encargó a KBR Inc, una consultora con sede en Houston, un modelo del coste de las distintas vías de transporte de hidrógeno bajo en carbono desde las posibles regiones productoras hasta el puerto marítimo más grande de Europa, el de Rotterdam (Países Bajos^{)1 .} En concreto, el análisis de KBR consideró el transporte por tuberías de hidrógeno gaseoso desde Argelia y Noruega y el transporte marítimo (por barco) de hidrógeno líquido, amoníaco o un portador de hidrógeno orgánico líquido (metilciclohexano) desde Noruega, la región del Golfo Arábigo y América del Norte y del Sur. Se elaboraron estimaciones del coste global por kilogramo de hidrógeno suministrado a Rotterdam para cada uno de los tres volúmenes totales de importación (250.000, 1 millón y 10 millones de toneladas al año), que se supuso se alcanzarían en 2030, 2040 y 2050, respectivamente. Al tener en cuenta cada elemento de la cadena de valor en el desarrollo de estas estimaciones de costes, el análisis pretendía dilucidar las implicaciones de las distintas opciones con respecto al vector del hidrógeno, el modo de transporte y la ubicación de la exportación.

La figura ES-1 muestra los distintos lugares de exportación incluidos en el análisis, mientras que la figura ES-2 muestra los resultados del análisis de costes de las tres vías de importación de menor coste para cada uno de los volúmenes de importación considerados. A lo largo de este informe, los costes se indican en Estados Unidos dólares ($) por kilogramo (kg) de hidrógeno y por megavatio-hora (MWh) de hidrógeno, donde 1 MWh corresponde al contenido energético de aproximadamente 30 kg de hidrógeno. Los gráficos de costes del informe principal se muestran en $/kg; el apéndice muestra los mismos gráficos convertidos a $/MWh.

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Figura ES-1: Vías para importar hidrógeno bajo en carbono a Europa

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Figura ES-2: Coste nivelado más bajo del hidrógeno suministrado al puerto de Rotterdam a través de varias cadenas de suministro

Cabe señalar dos limitaciones de este estudio. En primer lugar, el análisis no tiene en cuenta los costes adicionales del "último kilómetro" del suministro de hidrógeno a los usuarios finales, que podrían ser considerables, ni intenta predecir los precios futuros del hidrógeno. Los precios del hidrógeno, y por tanto los costes para los usuarios finales, serían sin duda más altos - probablemente por un margen significativo - de lo que sugieren las estimaciones de KBR, pero los precios finales para los distintos usuarios dependerán de una serie de factores de mercado y normativos, la mayoría de los cuales son complejos y extremadamente difíciles de prever^.2

Este estudio tampoco incluye un análisis del ciclo de vida completo de los gases de efecto invernadero u otras emisiones derivadas de la producción y el transporte de hidrógeno. En realidad, las consideraciones medioambientales previas podrían ser significativas en función de las materias primas, los insumos energéticos y los métodos utilizados para generar y transportar el hidrógeno. A efectos de este análisis, estipulamos que las futuras importaciones de hidrógeno a Europa deben calificarse de "bajas en carbono" e incorporamos varios supuestos simplificadores en consecuencia: en concreto, que el hidrógeno importado se produzca de manera baja en carbono a partir de gas natural, utilizando insumos energéticos de carbono cero con captura y secuestro de carbono en la planta de generación de hidrógeno^; 3 que los combustibles utilizados por los buques marítimos para transportar hidrógeno emitan poco o ningún carbono en el punto de uso^;4 y que cualquier calor de proceso necesario para liberar hidrógeno de otro portador líquido en Rotterdam proceda del propio hidrógeno. Desde un punto de vista práctico, la realización de algunos de estos supuestos planteará retos técnicos y políticos adicionales que, aunque quedan fuera del alcance de este estudio, cabe esperar que sean significativos.

Los resultados del análisis de costes de KBR y otros trabajos de CATF apuntan a varias conclusiones de alto nivel: 

• La importación de grandes cantidades de hidrógeno a través de largas distancias hasta Europa -ya sea por barco o por tuberías- será cara y relativamente ineficiente desde el punto de vista energético. Esto se debe a varias propiedades inherentes al hidrógeno, en particular su baja densidad energética volumétrica.
• Transportar gas natural licuado (GNL) a Europa y utilizarlo para producir hidrógeno en el punto de importación (con insumos energéticos bajos en carbono y captura de carbono) será probablemente más factible y rentable que importar hidrógeno bajo en carbono de proveedores lejanos. Esta opción no se tuvo en cuenta en el análisis del KBR, pero merece ser estudiada más a fondo, sobre todo teniendo en cuenta que los países de la UE están construyendo actualmente una amplia infraestructura de importación de GNL tras la interrupción de los mercados europeos del gas a principios de 2022.
• Cuando el transporte por barco y por tubería son dos opciones posibles, el transporte de hidrógeno por tubería resulta siempre más rentable. Además, ofrece una solución más sencilla en comparación con la extensa cadena de suministro del transporte marítimo. Sin embargo, es probable que las consideraciones geopolíticas, más que los factores puramente tecnoeconómicos, dominen la toma de decisiones sobre el futuro desarrollo de las tuberías.
• Debido a las economías de escala, los costes por kilogramo (o MWh) de hidrógeno suministrado disminuyen con mayores volúmenes de importación para todos los transportistas y lugares de exportación.
• En este análisis, los precios del gas natural tienen una gran repercusión en el coste del hidrógeno suministrado, ya que son el principal factor de los costes operativos de la producción de hidrógeno "azul". (El término hidrógeno "azul" se refiere al hidrógeno producido con bajas emisiones de carbono mediante el reformado de metano con vapor y captura de carbono; esta fue la vía de producción de hidrógeno asumida a efectos de este análisis de costes). De hecho, los precios del gas natural en la región productora de hidrógeno representan entre el 20% y el 70% del coste del hidrógeno suministrado a través de las cadenas de suministro y las vías de importación consideradas por KBR.
• Si el hidrógeno se transporta en forma de portador líquido, como el amoníaco, cabe esperar que los procesos implicados en la liberación de hidrógeno puro en el punto de importación consuman una parte significativa de la energía transportada por el hidrógeno. Por otra parte, la licuefacción del hidrógeno puro para su transporte conlleva importantes pérdidas de energía por refrigeración y compresión. Estas pérdidas pueden reducirse con mejoras tecnológicas y de escala, pero es probable que sigan siendo significativas, ya que son inherentes a la física fundamental que rige cada paso de la cadena de suministro.
• El uso de amoniaco no craqueado en lugar de hidrógeno puro en algunas aplicaciones podría ser rentable porque evita el paso de deshidrogenación al final de la cadena de valor. De hecho, el amoniaco no craqueado ofrece la vía más barata para suministrar moléculas de hidrógeno en nuestro análisis, superando incluso al suministro por tuberías de hidrógeno gaseoso puro, aunque el producto suministrado sea diferente. Se trata de un hallazgo importante, dada la demanda prevista de importaciones de amoniaco para su uso en la producción de fertilizantes o como combustible de bunkering.

En conjunto, los resultados de este estudio subrayan los numerosos obstáculos que plantea el transporte marítimo de hidrógeno, entre los que se incluyen los requisitos energéticos inherentes (y las posibles implicaciones en materia de emisiones) de los procesos asociados. Reconociendo estos obstáculos, CATF coincide con la conclusión general alcanzada por un reciente estudio de la Comisión Europea, según el cual la mayor parte del hidrógeno necesario para satisfacer la futura demanda europea será probablemente (1) producido cerca del punto de uso final o (2) importado por tuberías. Las conclusiones de este análisis también sirven de base a varias recomendaciones políticas de alto nivel Clean Air Task Force :

• Los planes de despliegue del hidrógeno deben limitarse a sectores "sin arrepentimientos" que incluyan los usos actuales del hidrógeno como materia prima química, además de los usos futuros, cuando no se disponga de otras opciones de descarbonización eficientes desde el punto de vista energético o rentables.
• Las previsiones de demanda de hidrógeno deberían reexaminarse para elaborar estimaciones más realistas. En la actualidad, algunos objetivos políticos destacados, como el de la Comisión Europea de abastecer el mercado europeo con 20 millones de toneladas anuales de hidrógeno limpio para 2030, parecen carecer de una base clara. Unas proyecciones realistas, basadas en un análisis concienzudo, son fundamentales para diseñar políticas eficaces y, en última instancia, exitosas.
• Cualquier hidrógeno que se importe a Europa debe ser realmente bajo en carbono y beneficioso para el clima. Para garantizar el cumplimiento de estos criterios, la Unión Europea necesita urgentemente implantar un sistema internacional creíble y coherente de certificación del hidrógeno limpio. Dicho sistema debería basarse en un análisis riguroso del ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero en toda la cadena de valor, incluidas las emisiones fugitivas de metano en la producción de hidrógeno a partir de gas natural y las emisiones de fabricación y construcción asociadas a los insumos de energía primaria en el proceso de producción de hidrógeno. El análisis de toda la cadena de valor del hidrógeno y la claridad de las normas y requisitos de certificación son cruciales para generar confianza en el mercado y minimizar los riesgos de inversión.
• Deben evitarse las vías de importación que dependen del transporte a larga distancia de hidrógeno puro licuado o de un portador de hidrógeno orgánico líquido que requiere deshidrogenación para liberar hidrógeno puro en el punto de importación, ya que no tienen sentido desde el punto de vista energético, económico o de las emisiones. Los requisitos de capital y los costes nivelados de estas vías son muy superiores (en algunos casos casi el doble) a los costes de importación de hidrógeno en forma de amoníaco no craqueado.
• Dadas sus sustanciales ventajas de coste en relación con otros vectores de hidrógeno, será importante (1) identificar qué parte de la demanda de hidrógeno prevista en Europa podría satisfacerse con amoníaco no craqueado y (2) estimular el desarrollo de tecnologías e infraestructuras relacionadas en aplicaciones en las que no exista una opción de descarbonización más eficiente o rentable.
• La enormidad del reto de la descarbonización exige cuidado a la hora de diseñar las políticas públicas y dirigir los recursos públicos para dar prioridad a las tecnologías más prometedoras y rentables. El valor de opción es importante, pero también lo es evitar inversiones costosas en infraestructuras que son intrínsecamente ineficientes o que tienen pocas probabilidades de ser utilizadas. La realidad es que se necesitarán tecnologías adicionales y un cambio de paradigma más profundo para conseguir unas emisiones netas nulas de gases de efecto invernadero en Europa y en el resto del mundo: las políticas actuales no son suficientes. Una evaluación meditada de toda la gama de estrategias disponibles para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero reducirá significativamente el riesgo, tanto de no alcanzar los objetivos climáticos y de emisiones de la Unión Europea como de crear activos inmovilizados mediante una mala asignación de los fondos públicos.

1. Introducción

Existe un consenso cada vez mayor en todo el mundo sobre el hecho de que la plena descarbonización requerirá un conjunto ampliado de tecnologías avanzadas y respetuosas con el clima, incluidos los combustibles que puedan producirse de forma poco emisora de carbono y que no emitan dióxido de carbono en el punto de uso. Estos combustibles son necesarios para satisfacer las necesidades energéticas de determinados procesos industriales y sectores que no pueden descarbonizarse fácilmente por otros medios, como la electrificación.

En los últimos años ha aumentado el interés por el hidrógeno como principal candidato para cubrir la necesidad de combustible bajo en carbono. Sin embargo, para que el hidrógeno desempeñe un papel importante, será necesario desarrollar y ampliar rápidamente tecnologías rentables y beneficiosas para el medio ambiente que permitan producir, almacenar, transportar y utilizar el hidrógeno. En este contexto, resulta especialmente difícil encontrar formas de transportar grandes cantidades de hidrógeno a grandes distancias de forma rentable, tanto como condición previa para la aparición de mercados mundiales competitivos de hidrógeno limpio como para permitir que regiones de gran demanda, como Europa, accedan a proveedores de menor coste en otras partes del mundo.

Para estudiar estas cuestiones, CATF encargó a KBR Inc, una consultora con sede en Houston especializada en ingeniería y tecnología, que elaborara un modelo del coste de las distintas vías de suministro de hidrógeno bajo en carbono desde las posibles regiones productoras hasta Europa, concretamente hasta el puerto de Rotterdam (Países Bajos). Se eligió Rotterdam como punto de entrada para el hidrógeno importado en este análisis porque el puerto es un importante motor económico en Europa, un importante centro de abastecimiento de combustible y adyacente a numerosas instalaciones industriales pesadas que potencialmente pueden utilizar hidrógeno importado. Además, el operador del puerto de Rotterdam ha anunciado planes para desarrollar una capacidad de 20 millones de toneladas anuales de importaciones de hidrógeno para 2050.

Mediante el desarrollo de estimaciones de costes detalladas para cada elemento de la cadena de valor de bajas emisiones de carbono, el análisis se diseñó para dilucidar las implicaciones de las diferentes opciones con respecto al portador de hidrógeno, el modo de transporte y la ubicación de la exportación. Este informe resume los resultados del análisis de KBR, destacando las principales conclusiones para los responsables políticos y las partes interesadas^.5

El resto del informe está organizado como sigue: La Sección 2 proporciona los antecedentes y el contexto para el análisis. La Sección 3 describe los posibles vectores de hidrógeno y las cadenas de valor. La Sección 4 revisa el enfoque y la metodología del estudio, señalando los supuestos importantes y las fuentes de datos. La Sección 5 presenta los resultados. La Sección 6 ofrece un breve análisis del contexto político actual para las inversiones en hidrógeno limpio. La sección 7 concluye debatiendo las recomendaciones políticas y las áreas de investigación futura.

2. Antecedentes y contexto del análisis

2.1 Argumentos a favor del hidrógeno bajo en carbono

A escala internacional, existe un amplio consenso no sólo sobre la urgencia de reducir rápidamente las emisiones de gases de efecto invernadero para evitar los peores efectos del cambio climático, sino también sobre los principales elementos de una estrategia viable para lograr la plena descarbonización de toda la economía. Los esfuerzos integrales para aumentar la eficiencia energética y electrificar el mayor número posible de usos finales de la energía, al tiempo que se descarboniza rápidamente el suministro eléctrico, son claramente prioritarios y han recibido una atención considerable por parte de los responsables políticos y los analistas. Pero también se reconoce cada vez más que se necesitarán tecnologías y políticas adicionales para abordar determinados sectores y usos finales difíciles de electrificar.

Este estudio se centra en el hidrógeno bajo en carbono, que está suscitando una atención ^renovada6 como opción potencial para descarbonizar determinados sectores de uso intensivo de energía (como el transporte pesado de larga distancia) e industrias (como el cemento, el hierro y la petroquímica)^.7 Como parte de una cartera de tecnologías avanzadas de energía limpia, el hidrógeno ofrece varias ventajas: Puede producirse con bajas emisiones a partir de una variedad de materias primas utilizando diversos métodos, no emite dióxido de carbono (CO2) en el punto de uso, y es versátil y puede utilizarse en diversas aplicaciones.

Por estas razones, muchos análisis de expertos -y, cada vez más, muchos gobiernos y líderes empresariales- ven un papel para el hidrógeno en la transición hacia una energía limpia que debe producirse en todo el mundo en las próximas décadas.

Sin embargo, para hacer realidad este potencial hay que superar importantes obstáculos, el principal de ellos:

1. Desarrollar y ampliar rápidamente tecnologías rentables y bajas en carbono para producir, transportar, almacenar y distribuir hidrógeno.
2. Ampliar el uso del hidrógeno a sectores en los que actualmente no tiene presencia en el mercado. Un reto relacionado, el de desarrollar los sistemas de transporte de hidrógeno a gran escala necesarios para conectar las regiones consumidoras de mayor coste con las regiones productoras de menor coste, da impulso a este estudio.

2.2 Aspectos básicos del hidrógeno: mercado actual y nuevos retos

El hidrógeno ya se utiliza ampliamente para diversas aplicaciones no energéticas, principalmente como materia prima química en el refinado del petróleo, para fabricar amoníaco para fertilizantes y en la producción de metanol. Otros usos industriales habituales del hidrógeno son la producción de alimentos y medicamentos, la fabricación de vidrio y semiconductores y la fabricación de metales. De hecho, el crecimiento de estos sectores ha disparado la demanda mundial de hidrógeno, que alcanzará los 94 millones de ^toneladas8 en 2021, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE)⁹.

El hidrógeno es un elemento abundante en el medio ambiente terrestre, pero como en la naturaleza sólo se encuentra en combinación con otros elementos químicos, el hidrógeno puro (H2) debe producirse a partir de materias primas que lo contengan. El método menos costoso y más utilizado actualmente para producir hidrógeno puro es el reformado de metano con vapor (SMR): en este proceso, el gas natural, compuesto en gran parte de metano (CH4), reacciona con vapor a alta temperatura en presencia de un catalizador para generar gas hidrógeno puro y monóxido de carbono. Otro método de producción convencional consiste en gasificar carbón u otra materia prima de hidrocarburos (por ejemplo, carbón mezclado con biomasa o residuos plásticos).

En los últimos años, casi dos tercios de la producción mundial de hidrógeno ha correspondido a la tecnología SMR que utiliza gas natural, mientras que la gasificación del carbón (principalmente en China) representa otro 19% de la producción mundial^.10 Tal y como se practican actualmente, estos métodos son relativamente intensivos en carbono: de hecho, se calcula que la producción de hidrógeno representa hoy en día el 6% del consumo mundial de gas natural y cerca de 900 millones de toneladas de emisiones de CO2 al año^.11

El hidrógeno también puede producirse haciendo pasar una corriente eléctrica a través del agua para separar los átomos de hidrógeno de los de oxígeno en un proceso denominado electrólisis. Este método puede estar libre de carbono si la electricidad utilizada se genera a partir de fuentes no emisoras, como los generadores renovables (por ejemplo, eólicos y solares) o la energía nuclear. El término hidrógeno "verde" se refiere generalmente al hidrógeno producido por electrólisis utilizando electricidad generada a partir de fuentes renovables. La electrólisis, sin embargo, es actualmente mucho más cara que otros modos de producción de hidrógeno; por esta razón, sólo representa alrededor del 2% de la producción actual de hidrógeno en todo el mundo^.12

La incorporación de tecnología para capturar y almacenar las emisiones de CO2 de modo que no entren en la atmósfera ofrece un medio para reducir en gran medida las emisiones de los actuales modos de producción de hidrógeno basados en combustibles fósiles: El hidrógeno bajo en carbono producido mediante SMR con captura de carbono suele denominarse hidrógeno "azul" para distinguirlo del hidrógeno convencional ("gris") o del hidrógeno "verde" bajo en carbono. Esta vía de producción debería ir acompañada de controles estrictos de las emisiones de metano antes de la instalación de producción de hidrógeno.

Los costes de producción de hidrógeno gris mediante SMR convencional o gasificación dependen en gran medida de los precios de los combustibles fósiles. En 2021, según la AIE, el coste nivelado de producir hidrógeno a partir de gas natural en distintas partes del mundo oscilaba entre un mínimo de 1 dólar por kilogramo (kg) y un máximo de 2,5 dólares por kg (alrededor de 30-75 dólares por MWh de hidrógeno). El mismo informe de la AIE calcula que añadir la captura de carbono para reducir las emisiones de CO2 incrementa los costes de producción del hidrógeno azul hasta alrededor de 1,5-3 dólares por kg (unos 45-90 dólares por MWh), mientras que los costes actuales de producción de hidrógeno mediante electrólisis con energías renovables oscilan entre 4 y 9 dólares por kg (unos 120-270 dólares por MWh)¹³.

Reducir los costes de producción de hidrógeno bajo en carbono es, obviamente, una prioridad para permitir un mayor uso del hidrógeno como parte de una estrategia más amplia de descarbonización. Pero la producción de hidrógeno es sólo una parte de la cadena de valor del hidrógeno limpio: también serán necesarias inversiones sustanciales
y mejoras tecnológicas para construir infraestructuras de transporte, almacenamiento y distribución de hidrógeno y adaptar las tecnologías de uso final para que puedan funcionar eficientemente con hidrógeno combustible, que tiene propiedades de combustión diferentes a las de los combustibles fósiles convencionales.

El transporte y el almacenamiento, en particular, plantean desafíos porque el hidrógeno puro, que existe como gas a temperatura y presión ambiente, es mucho menos denso que los combustibles fósiles convencionales y debe compactarse, mediante compresión y/o refrigeración, para ser manipulado de forma eficiente^.14

Una vez comprimido, el hidrógeno gaseoso puede transportarse de forma económica a través de tuberías, pero para su transporte a granel por barco, el hidrógeno debe licuarse o convertirse en un "portador" químico más fácil de transportar y almacenar en grandes cantidades. Como se explica con más detalle en la sección 3, cualquiera de los dos enfoques implica varias fases del proceso, cada una de las cuales añade complejidad tecnológica y operativa a la cadena de valor global y conlleva pérdidas significativas de energía y eficiencia, con el consiguiente impacto en el^coste15.

3. Posibles vectores y cadenas de valor para un mercado mundial del hidrógeno

Esta sección describe los diferentes vectores de hidrógeno y opciones de transporte considerados para este análisis, identificando los principales componentes de la cadena de valor en cada caso y destacando las consideraciones potencialmente importantes en materia de energía, infraestructuras y manipulación. Para el transporte en buques marítimos, el análisis considera el hidrógeno líquido, el metilciclohexano (MCH) y el amoníaco. El transporte por tuberías se consideró la única opción viable para las importaciones a gran escala de hidrógeno gaseoso cuando fuera geográficamente factible; se analiza después de las opciones de transporte marítimo (Sección 3.5)^.16

3.1 La planta de producción de hidrógeno

La cadena de valor de todos los vectores de hidrógeno considerados en este análisis comienza con una planta que utiliza gas natural como materia prima y emplea el autorreformado térmico (ATR) para producir gas hidrógeno puro a partir de metano. Varias plantas de ATR propuestas actualmente tienen unos índices de captura objetivo que oscilan entre más del 95% y el 97%. Este análisis asume una captura del 97% de las emisiones de CO2 de las futuras plantas de hidrógeno ATR; además, asume que todo el CO2 capturado se comprime y se elimina en la planta de generación de hidrógeno o cerca de ella.

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Figura 1: Cadena de valor del hidrógeno - Producción de hidrógeno bajo en carbono

3.2 Hidrógeno líquido (LH2)

La figura 2 ilustra la cadena de valor del hidrógeno líquido, que comienza con la compresión y refrigeración del hidrógeno gaseoso en el lugar de exportación para licuarlo y exportarlo. Los requisitos energéticos para este paso son considerables, ya que el hidrógeno debe enfriarse hasta una temperatura de -253 °C y, posteriormente, mantenerse a esa temperatura. A efectos de este análisis, KBR asume que el hidrógeno líquido también serviría como combustible marítimo durante el transporte; en otras palabras, los buques que transportan hidrógeno líquido consumirían una parte de su carga de camino al destino de importación. La necesidad de mantener el hidrógeno líquido a temperaturas muy bajas durante las operaciones de almacenamiento, transporte y manipulación tiene importantes implicaciones energéticas y de costes para esta cadena de valor; también aumenta los costes de infraestructura -incluidos los costes de los recipientes de almacenamiento criogénico, las tuberías criogénicas y otros equipos especializados- tanto en los lugares de importación como de exportación.

Debido a estos requisitos de licuefacción y almacenamiento, el hidrógeno líquido es la vía de importación que requiere más capital. La manipulación de grandes volúmenes de hidrógeno líquido también implicaría un aumento significativo de las capacidades actuales. Además, el transporte de hidrógeno líquido por barco ha demostrado su eficacia, pero aún faltan años para que se convierta en un método comercial y fiable para transportar grandes cantidades de hidrógeno a una escala similar a la del gas natural licuado (GNL). Entre los retos que se plantean figuran la gestión de la ebullición durante el almacenamiento, las operaciones de carga y descarga y la limitación de las emisiones de la cadena de suministro.

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Figura 2: Cadena de valor del hidrógeno - Hidrógeno líquido como vector

3.3 Metilciclohexano (MCH)

En esta cadena de valor, el hidrógeno gaseoso se utiliza para hidrogenar el tolueno, un disolvente orgánico, y formar metilciclohexano (MCH) líquido, otro disolvente orgánico apto para el transporte marítimo. Una vez que el MCH llega al destino de importación, se deshidrogenada para liberar hidrógeno y la molécula original de tolueno, que se envía de nuevo al exportador para reiniciar el ciclo. Desde el punto de vista del almacenamiento y el transporte, los portadores orgánicos líquidos de hidrógeno (LOHC) como el MCH y el tolueno presentan varias ventajas: ambos son líquidos a temperatura ambiente, tienen una volatilidad y una toxicidad relativamente bajas y, por lo demás, son similares a los combustibles derivados del petróleo, lo que simplifica su manipulación y los requisitos de infraestructura.

Sin embargo, la cadena de valor del tolueno y el MCH también presenta inconvenientes. En primer lugar, se requiere una amplia infraestructura de almacenamiento, tanto para el tolueno como para su forma hidrogenada, el MCH, en las terminales de exportación e importación. Otro inconveniente es la necesidad de recargar el tolueno y enviarlo de vuelta al lugar de exportación. Además, sólo un 6% del MCH, en peso, está compuesto de hidrógeno. Esto significa que gran parte de los costes de transporte y energía de esta vía de importación se destinan al transporte del líquido orgánico y no al hidrógeno en sí. El análisis de KBR asume que los buques que transportan MCH operarán con GNL. El requisito de suministrar grandes volúmenes de tolueno es otro reto, sobre todo teniendo en cuenta que el tolueno es en gran medida un subproducto del refinado.

Es importante señalar que esta elección de portador conlleva grandes penalizaciones energéticas al final de la cadena de valor, debido a los considerables insumos de calor y electricidad necesarios para deshidrogenar el MCH y suministrar hidrógeno purificado como producto final. El proceso de deshidrogenación por sí solo puede consumir entre el 43% y el 52% del hidrógeno producido en la planta de generación y aumenta sustancialmente el volumen de producción inicial necesario para entregar una cantidad equivalente de hidrógeno en el lugar de importación. Por último, aunque el proceso de hidrogenación de tolueno a MCH es tecnológicamente maduro y ya se utiliza en varias industrias, no ocurre lo mismo con el proceso inverso de deshidrogenación de MCH para liberar hidrógeno puro.

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Figura 3: Cadena de valor del hidrógeno - Tolueno / MCH como portador de hidrógeno

3,4 Amoníaco (NH3)

El amoníaco es otro producto químico que ha despertado interés como portador potencial para el transporte de hidrógeno a gran escala. El amoníaco ya es uno de los productos químicos más utilizados en el mundo, por lo que los métodos de producción están bien desarrollados, los requisitos de almacenamiento y transporte se conocen bien y ya existe una amplia infraestructura de producción y distribución de amoníaco, incluidos barcos y terminales. El amoníaco también es mucho menos exigente que el LH2 en cuanto a las condiciones de temperatura y presión necesarias para mantenerlo líquido, lo que significa que puede almacenarse en tanques presurizados comunes de "Tipo C" y no requiere manipulación ni equipos especializados. No obstante, el amoníaco presenta ciertos riesgos de toxicidad que podrían verse amplificados por un gran aumento de los envíos marítimos de amoníaco. (Los aproximadamente 20 millones de toneladas de amoníaco que se transportan actualmente por barco cada año representan menos del 15% del mercado mundial actual de amoníaco).

La figura 4 ilustra la cadena de valor del amoníaco. Como se indica en la figura, KBR asumió el uso del proceso Haber-Bosch, que ya representa la mayor parte de la producción mundial de amoníaco, para convertir el hidrógeno gaseoso y el aire en amoníaco. Esta parte de la cadena de valor requiere insumos de calor y electricidad, pero las tecnologías y procesos implicados están maduros.
En cambio, las tecnologías necesarias para deshidrogenar (o "craquear") eficazmente el amoníaco para liberar hidrógeno una vez que llega al destino de importación se encuentran todavía en fases relativamente tempranas de desarrollo. Los métodos actuales de craqueo del amoníaco requieren importantes aportes de energía.

Debido a estos requisitos, KBR también consideró un caso en el que el amoníaco se suministra sin deshidrogenación (craqueo) para su uso en aplicaciones como el abastecimiento de combustible a buques, la generación de energía y otros mercados finales. Aunque este caso no permite compararlo con las cadenas de valor de otros vectores de hidrógeno, que se supone que suministran hidrógeno de gran pureza como producto final, puede ser una opción realista para reducir los costes de la transición a un hidrógeno bajo en carbono en algunas aplicaciones energéticas. Al igual que en el caso del hidrógeno líquido, el análisis parte de la base de que los buques que transportan amoniaco lo utilizan como combustible, consumiendo parte de su carga durante el trayecto.

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Figura 4: Cadena de valor del hidrógeno - El amoníaco como vector del hidrógeno

3.5 Transporte de hidrógeno gaseoso por tuberías

En contraste con las opciones de portador líquido consideradas en este análisis, la cadena de valor del transporte por tuberías de hidrógeno gaseoso es relativamente sencilla. Se evitan por completo los pasos de licuefacción del hidrógeno o su conversión en un portador en el lugar de exportación y la posterior inversión del proceso para liberar el hidrógeno en el lugar de importación, y también se reducen en gran medida otros requisitos de almacenamiento y transporte. El hidrógeno gaseoso debe comprimirse para su transporte por tuberías, pero los requisitos energéticos asociados son relativamente modestos^.17

No obstante, la baja densidad energética volumétrica del hidrógeno significa que la energía necesaria para transportar hidrógeno por gasoducto es tres veces superior a la requerida para transportar una cantidad equivalente de energía en forma de gas natural. El transporte de hidrógeno por tuberías tiene la ventaja de ser tecnológicamente más maduro y estar más probado que las vías marítimas. Sin embargo, la distancia es un obstáculo mayor para el transporte por gasoducto, lo que limita el número de posibles lugares de exportación que podrían suministrar de forma rentable hidrógeno bajo en carbono a Europa por esta vía. Además, la construcción de nuevas infraestructuras de tuberías, sobre todo a través de las fronteras nacionales, puede plantear dificultades políticas que no se plantearían en el caso de los transportes marítimos.

4. Metodología

4.1 Ámbito de análisis y diseño del estudio

En el análisis de KBR se consideraron cuatro vías diferentes para el suministro de hidrógeno (hidrógeno líquido, MCH y amoníaco suministrados por transporte marítimo e hidrógeno gaseoso suministrado por gasoducto), seis posibles lugares de exportación (Argelia, Argentina, Noruega, Qatar, Arabia Saudí y Estados Unidos) y tres volúmenes de importación (250.000, 1 millón y 10 millones de toneladas anuales) que se suponía se alcanzarían en 2030, 2040 y 2050, respectivamente. Además, KBR consideró dos escenarios para el amoníaco como portador de hidrógeno: en un escenario, el amoníaco suministrado a Europa se utilizaría directamente como combustible; en el otro escenario, el amoníaco se "craquearía" para liberar hidrógeno puro después de llegar a Europa.

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Figura 5: Vías de importación de hidrógeno hipocarbónico a Europa

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Cuadro 1: Parámetros clave del diseño del estudio

Variable	Especificación
Volumen de H2 suministrado (toneladas/año)	250,000 /1,000,000/ 10,000,000
Transportistas	LH2 / NH3 / MCH
Transporte marítimo (LH2 / NH3 / MCH)	Noruega / Estados Unidos / Argentina / Qatar / Arabia Saudí
Transporte por gasoducto (gas H2 )	Noruega / Argelia
Nº de casos	71

El cuadro 1 resume las combinaciones de parámetros que se tuvieron en cuenta para este análisis; en conjunto, dieron lugar a 71 casos distintos. (Como ya se ha señalado, en todos los casos se supuso que las importaciones de hidrógeno entraban por el puerto de Rotterdam). En el caso de Argelia, sólo se consideró el transporte por tuberías de hidrógeno gaseoso; en el de Argentina, Qatar, Arabia Saudí y Estados Unidos, sólo se consideró el transporte marítimo de hidrógeno líquido, amoníaco líquido o MCH. En el caso de Noruega, se tuvo en cuenta tanto el transporte marítimo de hidrógeno líquido, amoníaco o MCH como el transporte por tuberías de hidrógeno gaseoso.

Para cada caso, KBR estimó el coste nivelado del hidrógeno suministrado (LCOH), en Estados Unidos dólares por kilogramo ($/kg), teniendo en cuenta todos los componentes principales de la cadena de valor del hidrógeno. Estos componentes incluyen:

• Producción de hidrógeno, incluida la planta de generación de hidrógeno y el sistema de captura y secuestro de carbono.
• Producción y exportación de portaaviones, incluida la producción y síntesis de portaaviones, el almacenamiento de exportación y el embarcadero de exportación.
• Transporte por barco o gasoducto (el transporte por gasoducto sólo se consideró para los lugares de exportación de Argelia y Noruega).
• Importación, incluido el embarcadero de importación, el almacenamiento del transportista y la regasificación/liberación del hidrógeno en la instalación de importación, si procede.

Las estimaciones de costes de KBR se desarrollaron utilizando una herramienta de modelización interna que tiene en cuenta los gastos de capital y de explotación específicos de cada ubicación (CAPEX y OPEX, respectivamente) en los distintos segmentos de la cadena de valor del hidrógeno (producción, exportación, transporte e importación) para calcular el LCOH global en la ubicación de importación. Los gastos de capital de cada componente de la cadena de suministro incluyen los costes de los materiales, la construcción, el diseño y la gestión del proyecto, los seguros y la certificación, así como los costes de contingencia^.18 Los gastos operativos de cada componente incluyen los costes de las operaciones fijas y el mantenimiento, el consumo de energía, las materias primas de gas natural y los combustibles distintos del hidrógeno (por ejemplo, el GNL en los casos que implican el transporte marítimo de MCH)^.19 Los datos de costes y precios son de 2021 y no se han ajustado a la inflación (véase un análisis más detallado de las fuentes de datos y los supuestos en la sección 4.2). No se han incluido los costes de tasas e impuestos y el análisis no tiene en cuenta los créditos de emisiones de carbono que puedan generarse por el uso o la importación de hidrógeno bajo en carbono. Para calcular el coste nivelado se utilizó un modelo de flujo de caja descontado con un tipo de descuento o coste medio ponderado del capital del 10% y una vida útil de la planta de 30 años.

Para calcular los costes estimados de las importaciones de hidrógeno por tubería, KBR utilizó PIPESIM para dimensionar las tuberías necesarias, suponiendo presiones de entrada de hidrógeno de 80 barg (típicas de la infraestructura europea de transporte de gas existente) e instalación de estaciones de compresión donde la presión de salida cayera por debajo de 40 barg. El tamaño de las líneas se fijó de modo que se necesitaran estaciones de compresión a intervalos de unos 100 kilómetros. Los CAPEX y OPEX se estimaron utilizando el software IHS Que$tor (con fecha del primer trimestre de 2021), donde los OPEX incluyen la importación de energía eléctrica para las estaciones de compresión de los gasoductos a un coste supuesto de 80 dólares por megavatio-hora (MWh). La energía para el funcionamiento de las estaciones de compresión de los gasoductos representa una parte importante de los costes OPEX del transporte por gasoducto. Los oleoductos marinos de Noruega y Argelia se dimensionaron para evitar la compresión submarina.

4.2 Supuestos clave, limitaciones del estudio y fuentes de datos

Como ya se ha comentado en secciones anteriores, se pidió a KBR que realizara una comparación tecnoeconómica de los costes de las distintas vías posibles para abastecer a Europa con importaciones de "hidrógeno azul" (es decir, hidrógeno producido reformando gas natural utilizando insumos energéticos bajos en carbono y captura de carbono). El análisis se centra en el hidrógeno azul porque la mayor madurez tecnológica y el menor coste de este método de producción significan que tiene el potencial de escalar más rápidamente que el "hidrógeno verde" producido mediante electrólisis. Sin embargo, es importante señalar que los resultados del análisis de KBR relativos a los costes de los segmentos de exportación, transporte e importación de la cadena de valor del hidrógeno se aplicarían igualmente al hidrógeno producido mediante otras materias primas y procesos.

Hay que reconocer desde el principio varias limitaciones del diseño del estudio. En primer lugar, el análisis de costes abarca la entrega de hidrógeno sólo en el puerto de Rotterdam y no tiene en cuenta los costes de la entrega en el "último kilómetro" a los clientes finales, un paso crucial en la cadena de valor que impondrá sus propios requisitos de infraestructura de transmisión, almacenamiento y distribución. Se necesitaría un estudio de seguimiento para investigar los costes y la logística de la entrega de hidrógeno importado a usuarios potenciales que no están necesariamente cerca de los principales centros de recepción, como Rotterdam.

Un punto relacionado es que las estimaciones de costes de KBR para producir e importar hidrógeno no son los costes que los usuarios finales podrían esperar ver. Por el contrario, los costes para los usuarios finales reflejarían los costes adicionales de distribución y entrega que se acaban de señalar, así como otros factores de mercado, por lo que los costes finales serían sin duda más elevados que los costes de producción y probablemente mucho más elevados, dadas las difíciles propiedades físicas del hidrógeno, que los costes de los combustibles tradicionales. Hasta que no surjan mercados y mecanismos de fijación de precios mejor desarrollados, seguirá siendo extremadamente difícil predecir los precios futuros del hidrógeno.

En cuanto a las consideraciones medioambientales, este estudio no incluye un análisis del ciclo de vida completo de las emisiones de gases de efecto invernadero o de otro tipo derivadas de la producción y el transporte de^hidrógeno20. En cambio, el análisis estipula que las futuras importaciones de hidrógeno a Europa deberán calificarse de "bajas en carbono" e incorpora varios supuestos para satisfacer ese requisito:

1. El hidrógeno se produce combinando ATR basado en gas natural con tecnología CCS para lograr una captura del 97% de las emisiones de CO2 en la planta de generación de hidrógeno. El coste de la captura de carbono en la planta de ATR está incluido en las estimaciones de costes de KBR para la producción de hidrógeno.
2. Las necesidades de electricidad para la planta de generación de hidrógeno y en otros puntos de la cadena de valor se cubren utilizando electricidad limpia (por ejemplo, renovables, nuclear o combustible fósil con captura de carbono).
3. Otras necesidades energéticas, como el combustible para el transporte marítimo y el calor de proceso en distintos puntos de la cadena de valor (por ejemplo, para liberar hidrógeno de portadores como el amoníaco o el MCH), se autoabastecen mediante la producción de hidrógeno adicional y se incluyen en los balances de masas utilizados para calcular el coste del hidrógeno suministrado en el lugar de importación. Esto explica por qué hay variaciones entre las distintas regiones exportadoras en cuanto a la cantidad inicial de hidrógeno que debe producirse para entregar la misma cantidad de hidrógeno en Rotterdam. En el caso de los envíos de MCH, el análisis supone que el GNL se utiliza como combustible de caldera durante el transporte marítimo e incluye esos costes.
4. El CO2 capturado en la planta de generación de hidrógeno se almacena permanentemente lejos de la atmósfera en un depósito geológico cercano adecuado. A efectos de estimación de costes, el análisis asume que el coste del secuestro del CO2 capturado durante el proceso de producción de hidrógeno es de 20 dólares por tonelada en todas las ubicaciones. En realidad, por supuesto, el coste del secuestro geológico variaría de un lugar a otro, dependiendo de diversos factores, como la distancia al lugar de secuestro, las características del yacimiento y los requisitos de bombeo, etc. (A modo de comparación, un análisis reciente de la Agencia de Protección Medioambiental Estados Unidos estima los costes de transporte y almacenamiento de CO2 entre 10 y 28 dólares por tonelada)^.21
5. Antes de la instalación de producción de hidrógeno se aplican estrictas medidas de control de las emisiones de metano.

Hay que subrayar que cada uno de estos supuestos conlleva unos costes, una tecnología y unos requisitos de infraestructura considerables. De hecho, se necesitarán importantes inversiones e intervenciones políticas para ampliar el suministro de electricidad sin emisiones de carbono, comercializar una tecnología rentable de captura de carbono, desarrollar sistemas a escala industrial para el secuestro geológico del CO2 capturado y lograr unas emisiones de metano casi nulas en las fases previas, todo lo cual será fundamental para descarbonizar las futuras cadenas de suministro de hidrógeno. También se necesitarán mejoras tecnológicas después de la planta de generación de hidrógeno,
por ejemplo para desarrollar buques de gran capacidad que puedan funcionar con hidrógeno líquido o ^amoníaco22 y para mejorar los procesos de hidrogenación y deshidrogenación de los portadores de hidrógeno como el MCH y el amoníaco.

En el cuadro 2 se indican los parámetros e hipótesis clave para este análisis, señalando la base de la hipótesis o la fuente de datos cuando procede. Para más detalles, véase el informe completo de KBR.

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Cuadro 2: Supuestos y fuentes de datos en las estimaciones de costes de KBR

Variable	Supuesto ($=Estados Unidos dólar)	Fuente
Tasas de mano de obra cualificada y no cualificada	Varía según la ubicación	Punto de referencia de Compass International Publications
Costes de construcción	Varía según la ubicación en función de las tarifas laborales y el factor de ubicación, donde el factor de ubicación tiene en cuenta los factores de importación y productividad. Calculado a partir de la fabricación y construcción locales y teniendo en cuenta los factores de productividad de la mano de obra local y las estimaciones salariales.	KBR interno
Precio de la electricidad limpia	Argelia: 43 $/MWh Argentina: 46 $/MWh Noruega: 30 $/MWh Qatar: 47 $/MWh Arabia Saudí: 46 $/MWh Estados Unidos: 35 $/MWh	IEA 2021
Precio del gas natural	Argelia: 0,75 $/MMBtu Argentina: 2,94 $/MMBtu Noruega: 10,16 $/MMBtu Qatar: 1,25 $/MMBtu Arabia Saudí: 1,25 $/MMBtu Estados Unidos: 3,24 $/MMBtu	Información interna de KBR para Argelia; International Gas Union Wholesale Price Report (2020-2021) para Argentina, Qatar y Arabia Saudí; Average TTF Prices for 2019 & 2021 - HIS para Noruega.
Coste del secuestro deCO2	Todos los lugares: 20 dólares por tonelada deCO2	KBR interno
Velocidad media de los buques de transporte marítimo	15 nudos	KBR interno basado en la experiencia del sector
Distancia de la terminal de exportación al puerto de Rotterdam	Argelia: 2.500 kma (sólo gasoducto) Argentina (Buenos Aires): 14.496 km/7.827 millas náuticas (sólo marítimo) Noruega(Oslo): 870 kmb (gasoducto); 1.315 km/710 millas náuticas (marítimo) Qatar (Doha): 13.364 km/7.216 millas náuticas (sólo marítimo) Arabia Saudí (Jeddah): 8.627 km/4.658 millas náuticas (sólo marítimo) Estados Unidos (Houston): 11.464 km/6.190 millas náuticas (sólo marítimo)	KBR interno Notas: a 210 km son submarinos (Medgaz a España) - fuente McKinsey Hydrogen Insights Report 2021. b Basado en Europipe II, la distancia de Karsto a Dornum es de 660 km más 210 km al norte de los Países Bajos.
Gasoducto CAPEX y OPEX	Varía según la ubicación	Calculado con la herramienta de estimación IHS Que$tor (2021 Q1)

5. Resultados

5.1 Coste global del hidrógeno suministrado

La figura 6 resume las estimaciones de KBR sobre el coste global para los distintos lugares de exportación, vectores de hidrógeno y volúmenes de importación considerados. En todos los casos, los costes indicados se han nivelado, en dólares Estados Unidos , por kilogramo de hidrógeno suministrado, teniendo en cuenta cualquier producción adicional de hidrógeno necesaria para satisfacer las necesidades previas de combustible. Obsérvese que las figuras 6-8 no incluyen los costes de la cadena de valor del amoniaco no craqueado; dado que esta cadena de valor no suministra un producto equivalente (es decir, hidrógeno puro), las estimaciones de costes del amoniaco no craqueado se tratan por separado, al final de esta sección. Las mismas cifras que muestran los resultados de los costes en Estados Unidos dólares por MWh de hidrógeno suministrado pueden consultarse en el apéndice.

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Figura 6: Coste nivelado del hidrógeno ($/kg _H2)

La figura 7 muestra que Noruega, por su relativa proximidad a Rotterdam, es la fuente menos costosa de hidrógeno suministrado por gasoducto con el menor volumen de suministro considerado (250.000 toneladas al año). A mayores volúmenes de suministro, que permitirían gasoductos de mayor diámetro, Argelia -con un gas natural de menor coste en comparación con Noruega- se convierte en la fuente menos costosa a pesar de estar más lejos.

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Figura 7: Coste nivelado del hidrógeno por tubería en Estados Unidos Dólares ($) por kg

La Figura 8 compara las opciones de localización de la exportación/transporte de hidrógeno de menor coste para cada volumen de suministro considerado. En ella se observa que la opción menos costosa del gasoducto tiene una ventaja de 0,2 a 0,3 dólares por kilogramo (6 a 9 dólares por MWh) sobre la opción menos costosa del transporte marítimo (es decir, amoníaco craqueado procedente del Golfo Arábigo) en todos los volúmenes de importación y ubicaciones de exportación considerados.

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Figura 8: Coste nivelado más bajo del hidrógeno en varias cadenas de suministro

Entre las posibles regiones de exportación para envíos marítimos, el Golfo Arábigo es la fuente de menor coste para todos los tipos de portadores de hidrógeno considerados y en todos los volúmenes de suministro. Esto se debe a una combinación de ventajas con respecto a la distancia de transporte, el precio de la materia prima de gas natural y una estructura de inversión de capital competitiva. Noruega es la fuente más cara para las importaciones marítimas, en gran parte debido a los altos costes de la materia prima y a los mayores costes de construcción de la infraestructura de producción y exportación de hidrógeno.

Entre los portadores de hidrógeno líquido que pueden transportarse por barco, el amoníaco es la opción menos costosa en todos los lugares de exportación y en todos los volúmenes de suministro. Los costes del hidrógeno líquido y del MCH son superiores a los del amoníaco en todos los casos debido a los mayores requisitos de infraestructura y energía asociados a la cadena de valor completa de estas opciones.

Si se comparan las estimaciones de costes de KBR para el amoníaco en los distintos lugares de exportación, se observa que la región del Golfo Arábigo presenta una ventaja de costes constante, pero la diferencia de costes entre el Golfo Arábigo y Norteamérica o Sudamérica es modesta en comparación con la diferencia de costes entre el amoníaco y otros portadores de hidrógeno líquido. En concreto, se calcula que el amoníaco procedente de Estados Unidos o Argentina cuesta entre 0,20 y 0,40 dólares más por kg (entre 6 y 12 dólares más por MWh) de hidrógeno entregado en Rotterdam que el amoníaco procedente del Golfo Arábigo, dependiendo del volumen total de la cadena de suministro. Este diferencial de costes de entre el 10% y el 15% sugiere que otras regiones distintas del Golfo Arábigo podrían ser competitivas como proveedoras de hidrógeno bajo en carbono para los futuros mercados mundiales si realizan las inversiones necesarias en capacidad de producción y exportación.

Por último, los resultados de KBR muestran que los costes del hidrógeno suministrado disminuyen a mayores volúmenes de suministro para todos los transportistas y lugares de exportación, debido a las economías de escala.

La Tabla 3 muestra los costes estimados de las importaciones de amoniaco no craqueado desde diferentes lugares de exportación (en el apéndice se ofrecen cifras adicionales en $/MWh.) Como se ha señalado anteriormente, el amoniaco puede utilizarse directamente como combustible o materia prima en determinadas aplicaciones, evitando así el paso de deshidrogenación necesario para liberar hidrógeno puro al final de la cadena de valor. Esto reduce sustancialmente los costes, de modo que las importaciones marítimas de amoníaco no craqueado desde todos los lugares de exportación excepto Noruega son más rentables que el transporte por gasoducto del hidrógeno. No obstante, es importante subrayar que las estimaciones de la Tabla 3 parten de la base de que el producto final es el amoniaco y no el hidrógeno. Sin embargo, sería necesario un mayor desarrollo tecnológico para ampliar las oportunidades de uso final directo del amoníaco.

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Tabla 3: Resultados del coste equivalente del hidrógeno para el amoniaco no craqueado

Coste nivelado del _H2 entregado en Rotterdam como amoníaco no craqueado ($ por kg)

	250.000 toneladas/año	1 millón de toneladas/año	10 millones de toneladas/año
Golfo Arábigo (Doha, Qatar)	2.3	1.8	1.4
Estados Unidos (Houston)	2.5	2.0	1.6
Argentina (Buenos Aires)	2.5	2.1	1.6
Noruega (Oslo)	3.4	3.0	2.5

Como ya se ha señalado, el hidrógeno gaseoso suministrado por gasoducto es la opción de importación menos costosa en todos los casos examinados en el análisis de KBR. La figura 9 muestra el coste total instalado de las tuberías en cada uno de los casos considerados. Como cabría esperar, los costes de los gasoductos son sistemáticamente inferiores en Noruega que en Argelia, ya que Noruega está mucho más cerca de Rotterdam (Figura 10) y los costes de los gasoductos aumentan a mayor volumen de importación debido a la mayor capacidad necesaria para gestionar mayores flujos de hidrógeno. Sin embargo, cuando se divide el coste total del gasoducto por el total de las importaciones, el coste por kilogramo de hidrógeno suministrado disminuye a mayores volúmenes de importación (lo que refleja las economías de escala) y Argelia, con unos costes del gas natural inferiores a los de Noruega, se convierte en la región exportadora menos costosa a pesar de su mayor distancia de Rotterdam.

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Figura 9: Coste total instalado de los gasoductos (millones de dólares)

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Figura 10: Distancia del oleoducto a Rotterdam para Noruega y Argelia

5.2 Componentes del coste global

La figura 11 ilustra los costes de la cadena de suministro para los vectores de hidrógeno producidos en el Golfo Arábigo con distintos volúmenes de importación. Nos centramos en estos resultados porque el Golfo Arábigo es el lugar de exportación que ofrece el coste global más bajo de hidrógeno entregado para todos los portadores marinos considerados. (En el informe completo de KBR se ofrecen desgloses de costes similares para otros lugares de exportación; véase la nota 3). Los desgloses de costes en $/MWh de hidrógeno entregado figuran en el apéndice de este informe). Cabe señalar, no obstante, que el desglose de los costes de capital suele ser el mismo con independencia de la ubicación de la exportación. Asimismo, los costes de capital de la parte de importación de la cadena de valor -incluidos los costes de las terminales de almacenamiento y los procesos de deshidrogenación en el puerto receptor- son los mismos independientemente del lugar de exportación.

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Figura 11: Desglose de costes de los distintos buques de transporte de _H2 importados del Golfo Arábigo

Todas las opciones de soporte consideradas incurren en gastos de capital significativos en las fases de producción de hidrógeno, hidrogenación/licuefacción y deshidrogenación/gasificación
de la cadena de suministro, pero los gastos de capital para la fase de deshidrogenación son particularmente elevados en el caso de la MCH.

Del mismo modo, el hidrógeno líquido es un caso atípico por los elevadísimos gastos de capital asociados a la construcción de terminales de exportación e importación e instalaciones de almacenamiento, debido a las exigencias especiales de refrigeración y compresión de este vector. Debido a ello, el hidrógeno líquido es el vector más caro, con costes superiores incluso a los de la MCH en la mayoría de los casos.

La figura 12 desglosa los costes estimados de las fases de producción, exportación, transporte e importación de la cadena de valor del amoníaco craqueado procedente de distintas regiones exportadoras (en esta comparación nos centramos en el amoníaco craqueado porque es el portador preferido -es decir, el menos costoso- para el hidrógeno puro suministrado por transporte marítimo, independientemente de la ubicación de la exportación). El gráfico, que utiliza los resultados de KBR para un volumen de importación anual de 250.000 toneladas, sirve para subrayar la importancia de los precios del gas natural, que son el principal motor de los costes operativos de la producción de hidrógeno. De hecho, el precio del gas natural en la región productora representa entre el 20% y el 70% del coste estimado del hidrógeno suministrado a través de las cadenas de suministro y las vías de importación consideradas por KBR. No es de extrañar que cuanto más alto sea el precio del gas natural, más importante sea este factor como impulsor de los costes de producción del hidrógeno. Así, las diferencias en los precios del gas natural explican una gran parte de la diferencia en el coste de suministro de hidrógeno entre el Golfo Arábigo, como región productora de menor coste, y Noruega, como región productora de mayor coste.

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Figura 12: Desglose del coste nivelado del hidrógeno ($/kg H2) 250.000 toneladas al año Cadena de suministro de H2 - Transportador de _NH3

La figura 13 muestra el desglose de los costes estimados del suministro de hidrógeno por tuberías a Rotterdam desde Argelia y Noruega con un volumen de importación (supuesto) para 2040 de 1 millón de toneladas al año. Los costes de producción de hidrógeno predominan en las exportaciones desde Noruega debido a los elevados precios del gas natural. En cambio, los costes del gasoducto dominan en el caso de las exportaciones desde Argelia, donde los precios del gas natural son bajos. Naturalmente, estas diferencias pueden acentuarse a medida que cambien los precios, sobre todo teniendo en cuenta la reciente subida de los precios de los futuros del gas natural holandés.

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Figura 13: Producción de hidrógeno más barata transportada a Rotterdam por gasoducto ($/kg _H2) Cadena de suministro de _H2 de 1 millón de toneladas al año (2040)

6. Contexto político

Muchos gobiernos han reconocido la necesidad de tecnologías avanzadas, como la CAC y el hidrógeno bajo en carbono, para alcanzar los objetivos de descarbonización. La Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés) de la Unión Europea en el marco del Acuerdo de París no incluye planes específicos para el uso del hidrógeno, pero sí contempla normas de emisiones bajas y cero para los vehículos de transporte pesado^.23 Además, los combustibles bajos en carbono serían reconocidos en el contexto de los programas regionales de comercio que cubrirán las emisiones del sector eléctrico, así como las emisiones de fuentes industriales y de la aviación.

En julio de 2021, la Comisión Europea publicó una propuesta de revisión de las normas del mercado del gas de la UE, denominada "Paquete de descarbonización de los mercados del hidrógeno y del gas" (o "Paquete del gas"), que esboza planes para descarbonizar las redes de gas natural existentes y regular el incipiente mercado del hidrógeno renovable y bajo en carbono^.24 Las normas del mercado del gas se están revisando actualmente para que se ajusten a los planes de la UE de lograr una reducción del 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030.

El Pacto Verde Europeo incluye una estrategia sobre el hidrógeno y la Comisión Europea propuso en 2021 una Red Europea de Gestores de Redes de Hidrógeno para garantizar una gestión sólida de la red de hidrógeno de la UE y facilitar el comercio y el suministro de hidrógeno a través de las fronteras de la UE. Más recientemente, en mayo de 2022, la Comisión dio a conocer un plan para reducir rápidamente la dependencia europea de los combustibles fósiles procedentes de Rusia y acelerar la transición hacia una energía limpia. Conocido como REPowerEU, el plan aboga por descarbonizar el 30% de la producción de acero de la UE utilizando hidrógeno generado de forma renovable para^203025.

Más recientemente, en marzo de 2023, la Comisión Europea publicó la Ley de la Industria Neta Cero (NZIA), cuyo objetivo es reforzar la competitividad global de los fabricantes europeos de tecnologías netas cero y apoyar los esfuerzos para descarbonizar sectores e industrias difíciles de eliminar. En lo que respecta al hidrógeno, la NZIA aboga por aumentar la capacidad de los electrolizadores de la UE para cumplir los objetivos de producción nacional de hidrógeno de REPowerEU. La ley establece un objetivo global de capacidad instalada de electrolizadores de "al menos 100 GW de hidrógeno" para 2030.

Como parte de la NZIA, la Unión Europea también puso en marcha un Banco de Hidrógeno en marzo de 2023 con el fin de proporcionar un mecanismo para cerrar la brecha de costes del hidrógeno. Utilizando recursos del Fondo de Innovación de la UE (del que se habla en el apartado siguiente), ayudará a la Unión Europea a cumplir
sus objetivos de hidrógeno, en un principio subvencionando la producción nacional de hidrógeno renovable y, con el tiempo, también reduciendo el coste de las importaciones de hidrógeno a Europa desde otras regiones.

El Fondo de Innovación de la UE es uno de los mayores programas legislativos del mundo para apoyar tecnologías innovadoras con bajas emisiones de carbono y proyectos "faro" utilizando fondos recaudados a través del Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión (RCCDE). Constituye la base jurídica del presupuesto y los mecanismos de apoyo financiero del Banco del Hidrógeno. En julio de 2023 se anunció una tercera ronda de 41 proyectos seleccionados para recibir financiación; estos proyectos abarcan opciones de descarbonización para una serie de sectores (acero, biocombustibles, combustibles de aviación sostenibles) y tecnologías difíciles de eliminar, incluido el hidrógeno renovable y sus derivados.

Por último, la Comisión Europea ha propuesto un sistema de terminología y certificación para el hidrógeno bajo en carbono y los combustibles bajos en carbono que complementa normas similares propuestas para el hidrógeno generado a partir de fuentes renovables en el marco de la Directiva revisada sobre energías renovables. Otro avance alentador es la reciente propuesta del Parlamento Europeo de establecer una norma para la certificación del hidrógeno basada en el ciclo de vida^.26 Aunque no es el tema central de este estudio, los avances en la cuestión de la certificación y las normas son de vital importancia, tanto para cumplir los objetivos climáticos como para abordar las exigencias prácticas de crear un mercado mundial sólido para los nuevos combustibles con bajas o nulas emisiones de carbono. Al definir y aplicar normas para estos combustibles, Europa puede dar forma al incipiente mercado mundial del hidrógeno e impulsar una mayor ambición climática fuera del bloque. Los Estados miembros de la UE y grupos internacionales se han esforzado en el pasado por desarrollar sistemas de certificación para el hidrógeno; sin embargo, la mayoría de los regímenes existentes son voluntarios y no se ajustan a su finalidad en el sentido de que no apoyan una contabilidad completa de las emisiones (en su lugar, a menudo sólo incluyen las emisiones de la producción de combustible y algunas emisiones posteriores). Al mismo tiempo, muchos países y empresas europeos han empezado a firmar memorandos de entendimiento con terceros países (por ejemplo, de Oriente Medio y el Norte de África) para importar hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono, sin una contabilidad de emisiones clara ni los requisitos correspondientes. Al establecer normas y sistemas de certificación eficaces para los nuevos combustibles bajos en carbono o sin carbono, la Unión Europea puede aprender de sus propios éxitos pasados (como la regulación del azufre del diésel) y, al mismo tiempo, dar un ejemplo útil a otros países y regiones.

En todo el mundo, el Informe Mundial sobre el Hidrógeno 2022 de la AIE informa de que 26 gobiernos han publicado ya estrategias sobre el hidrógeno (frente a 17 países en 2021) y más de 20 gobiernos han anunciado que están trabajando para desarrollar estrategias. Según el Informe, en la actualidad están en funcionamiento unos 15 proyectos de hidrógeno con CAC, que producen aproximadamente 700.000 toneladas de hidrógeno al año, la mayoría en Estados Unidos, Canadá y China; a escala mundial, se están desarrollando otros 50 proyectos.

Entre las posibles regiones exportadoras consideradas en este análisis, varios países de la región de Oriente Medio y Norte de África (MENA) están interesados en establecer una posición de liderazgo tanto en la producción de hidrógeno azul como verde. Un informe reciente de CATF detalla la actividad actual en este ámbito, incluidos los primeros proyectos de importantes empresas saudíes y emiratíes para demostrar la cadena de suministro para la exportación de amoníaco azul, así como múltiples iniciativas para desarrollar la capacidad de producción de hidrógeno verde en toda la región. Varios de los proyectos de hidrógeno verde que se han anunciado en Oriente Medio y el Norte de África se están desarrollando para abastecer al mercado europeo; cabe señalar que la mayoría de estos proyectos aún se encuentran en fase de acuerdo o planificación y todavía no han comenzado a construirse.

En Estados Unidos, la Ley de Infraestructuras, Inversión y Empleo de 2021 autorizó 9.500 millones de dólares de financiación federal para el hidrógeno limpio, incluidos 8.000 millones para desarrollar "hubs" regionales de hidrógeno, así como 12.000 millones adicionales para el almacenamiento de CO2. En septiembre de 2022, el Departamento de Energía (DOE) Estados Unidos publicó un borrador de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Limpio y Hoja de Ruta que establece tres prioridades clave: centrarse en usos estratégicos y de alto impacto del hidrógeno; reducir el coste del hidrógeno limpio a 1 $/kg para 2031; y desplegar al menos cuatro centros regionales de hidrógeno limpio^.27 (El objetivo del coste de 1 $/kg se anunció por primera vez en 2021 como parte de la iniciativa Hydrogen Earthshot del DOE). Una legislación más reciente, la Ley de Reducción de la Inflación de 2022, contiene disposiciones adicionales diseñadas para subvencionar la producción de hidrógeno limpio, incluyendo un nuevo crédito fiscal de 10 años para la producción de hidrógeno28 y un aumento del crédito fiscal existente (Sección 45Q) para la captura y secuestro de carbono. Dado que este análisis se realizó antes de la aprobación de la Ley de Reducción de la Inflación, las estimaciones de costes de KBR no tienen en cuenta el impacto de estas disposiciones. No obstante, cabe señalar que las políticas fiscales adoptadas recientemente en Estados Unidos , al reducir el coste de producción de hidrógeno limpio en Estados Unidos, también podrían convertir a este país en un proveedor más atractivo para los futuros mercados mundiales de hidrógeno y amoníaco de bajas emisiones.

7. Recomendaciones políticas y áreas de investigación

Como se describe en la sección anterior, dos de los mayores mercados energéticos del mundo han anunciado recientemente importantes iniciativas políticas destinadas a apoyar el hidrógeno limpio: la Unión Europea, con su Green Deal y las políticas relacionadas, así como REPowerEU, y Estados Unidos, con la Ley de Infraestructuras, Inversión y Empleo y la Ley de Reducción de la Inflación. La multitud de anuncios y memorandos de entendimiento recientes sobre nuevos proyectos de hidrógeno son una prueba fehaciente del apetito de países e inversores por desarrollar tecnologías limpias de hidrógeno. Sin embargo, el elevado coste sigue siendo un obstáculo importante para la realización de estos proyectos y para la adopción del hidrógeno en sectores que podrían beneficiarse del despliegue de combustibles respetuosos con el clima.

Se han propuesto varios mecanismos para ayudar a superar estas barreras de costes. Por ejemplo, los gobiernos nacionales (u otros organismos públicos) podrían ofrecer contratos a largo plazo para pagar la diferencia entre un precio de referencia predefinido para un producto deseado (como el hidrógeno bajo en carbono o una tonelada de emisiones de CO2 evitadas) y un precio de ejercicio necesario para que la nueva tecnología sea comercialmente viable. Conocidos como "contratos por diferencia" (CfD) o "contratos de carbono por diferencia" (CCfD), la idea es ofrecer una certidumbre de precios a largo plazo -de hecho, transfiriendo el riesgo de precios a una contraparte pública- como forma de incentivar la inversión privada y, de ese modo, impulsar el desarrollo de nuevas tecnologías.

Estas y otras estrategias de apoyo a los combustibles sin carbono están siendo debatidas actualmente por la Comisión Europea^.29 En términos más generales, el desarrollo y la ampliación de las cadenas de suministro de hidrógeno limpio requerirán grandes inversiones y políticas de apoyo tanto en los países consumidores como en los productores^.30 Otros informes de CATF han identificado varias áreas prioritarias para una mayor acción ^política31 y han subrayado la necesidad de esfuerzos coordinados y deliberados por parte de múltiples partes interesadas para desarrollar mercados para el hidrógeno bajo en carbono en aquellas aplicaciones en las que tenga sentido. También serán necesarias intervenciones políticas concertadas para impulsar de forma responsable los proyectos de gestión del carbono en las regiones productoras de hidrógeno y para reducir el riesgo de construcción de nuevas infraestructuras para el transporte y el secuestro geológico de CO2. Otros tipos de políticas, como las de contratación pública de combustibles de bajo o nulo contenido en carbono, pueden ser eficaces para estimular los mercados de una serie de opciones de descarbonización, incluido el hidrógeno limpio.

Los resultados de este estudio subrayan los numerosos obstáculos que plantea el transporte de hidrógeno por mar, entre los que se incluyen los requisitos energéticos inherentes (y las posibles implicaciones en materia de emisiones) de los procesos asociados. Reconociendo estos obstáculos, CATF coincide con la conclusión general alcanzada por un reciente estudio de la Comisión Europea, según el cual la mayor parte del hidrógeno necesario para satisfacer la futura demanda europea será probablemente (a) producido cerca del punto de uso final o (b) importado por tuberías^.32 A continuación se resumen otras conclusiones de alto nivel y recomendaciones políticas de este análisis:

1. Los planes de despliegue del hidrógeno deben centrarse en sectores "sin arrepentimiento", en los que actualmente no existen otras opciones de descarbonización rentables o eficientes desde el punto de vista energético. Algunos ejemplos son los usos actuales del hidrógeno como materia prima química en los sectores del refinado y la química, además de los usos potenciales futuros en el sector siderúrgico. Comprender claramente: a) cuánto hidrógeno necesitarán sectores prioritarios como la producción de fertilizantes, el refinado y el transporte pesado, y b) cuánto hidrógeno bajo en carbono puede producir Europa a nivel nacional y cuánto puede importarse de forma realista, es fundamental para desarrollar políticas eficaces y, en última instancia, exitosas para ampliar el uso del hidrógeno en aquellas aplicaciones en las que tiene sentido.
2. Las previsiones de demanda de hidrógeno deberían reexaminarse para elaborar estimaciones más realistas. En la actualidad, algunos objetivos políticos destacados, como el de la Comisión Europea de suministrar al mercado europeo 20 millones de toneladas al año de hidrógeno limpio para^{203033 ,} parecen carecer de una base clara. Unas proyecciones realistas, basadas en un análisis concienzudo, son fundamentales para diseñar políticas eficaces y, en última instancia, exitosas. Además, al centrarse en este objetivo a muy corto plazo, los gobiernos europeos corren el riesgo de perder oportunidades de integrar el conjunto más amplio de tecnologías respetuosas con el clima que serán necesarias para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas a mediados de siglo. Si no se apoya esta integración junto con el desarrollo y la comercialización oportunos de las innovaciones necesarias, el bloque podría encontrarse en 2040 aún lejos de cumplir sus objetivos para 2050, y sin tiempo suficiente para desplegar las tecnologías que se necesitarán para cerrar la brecha.
3. Se necesita urgentemente un sistema de certificación del hidrógeno reconocido internacionalmente. Aunque varios grupos internacionales y gobiernos nacionales están trabajando en el desarrollo de metodologías para certificar el hidrógeno y el amoníaco limpios, la falta de normas claras y de un sistema de certificación reconocido internacionalmente sigue siendo un obstáculo importante para la inversión en los incipientes mercados del hidrógeno. Un sistema sólido de certificación del hidrógeno debería basarse en un análisis riguroso del ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero en toda la cadena de valor, incluidas las emisiones fugitivas de metano en la producción de hidrógeno a partir de gas natural y las emisiones de fabricación y construcción asociadas a los insumos de energía primaria en el proceso de producción de hidrógeno. El análisis de toda la cadena de valor del hidrógeno y la claridad sobre las normas y requisitos de certificación son cruciales para generar confianza en el mercado y minimizar los riesgos de inversión. Aportar esta claridad es una oportunidad para que los responsables políticos y los Estados miembros de la UE ayuden a impulsar la aparición de un mercado mundial del hidrógeno beneficioso para el clima, fomenten la armonización de los sistemas de certificación a escala internacional y marquen la pauta del comercio, propiciando así un entorno adecuado para la realización de los proyectos y las inversiones necesarias para satisfacer la futura demanda de hidrógeno europea y mundial.
4. Es necesario seguir trabajando para determinar qué parte de la demanda de hidrógeno prevista en Europa podría satisfacerse con amoníaco no craqueado e impulsar el desarrollo de tecnologías e infraestructuras relacionadas.
5. Es necesario seguir trabajando para comprender las necesidades de infraestructura y los costes asociados a la creación de sistemas de almacenamiento y distribución para suministrar hidrógeno a los usuarios finales. Tanto si el hidrógeno limpio se produce en Europa como si se importa, tendrá que suministrarse de manera fiable y rentable a los usuarios finales. Los costes y retos asociados a la "última milla", aunque no son el objeto de este estudio, son potencialmente significativos y merecen la atención de los responsables políticos.
6. Las políticas y los recursos públicos deben aprovecharse para dar prioridad a las tecnologías más prometedoras y rentables, reconociendo que, si bien el valor de opción es importante, también lo es evitar inversiones costosas en infraestructuras que son intrínsecamente ineficientes o que probablemente no se utilicen. La realidad es que se necesitarán tecnologías adicionales y un cambio de paradigma más profundo para lograr emisiones netas cero de gases de efecto invernadero en Europa y en otros lugares: las políticas actuales no son suficientes. Si se evalúa con detenimiento toda la gama de estrategias disponibles para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, incluidas las opciones para sectores como la energía, la calefacción urbana y los vehículos ligeros, que son más beneficiosas para el clima y menos costosas que el hidrógeno, se reducirá significativamente el riesgo, tanto de no alcanzar los objetivos climáticos y de emisiones de la Unión Europea, como de crear activos inmovilizados mediante una mala asignación de los fondos públicos.

El análisis comparativo de costes descrito en este informe pone de relieve algunos de los importantes retos y grandes incertidumbres que se aplican a los planes actuales de desarrollo del hidrógeno a gran escala. También sugiere varias áreas prioritarias para seguir estudiando, por ejemplo:

• Desarrollar una mejor comprensión de los costes de "última milla" para suministrar hidrógeno a los usuarios finales.
• Exploración de posibles usos del amoníaco no craqueado en la industria para reducir aún más los costes.
• Evaluación del impacto climático del amoníaco, más allá de los costes económicos.
• Comprender las demandas competitivas de amoníaco de la industria agrícola.
• Explorar la posibilidad de utilizar GNL importado para la producción de hidrógeno bajo en carbono más cerca de los posibles usuarios finales. Esto podría ser especialmente relevante para Europa, dados los recientes esfuerzos para aumentar la capacidad de importación de GNL tras la interrupción de los mercados europeos de gas a principios de 2022.

Un mayor estudio en estas y otras áreas ayudaría a los gobiernos y a las partes interesadas a identificar los obstáculos más importantes para el desarrollo de cadenas de suministro rentables para el hidrógeno limpio; proporcionaría un sentido más claro del papel general que el hidrógeno limpio puede desempeñar en los futuros esfuerzos de descarbonización; y ayudaría a los responsables políticos a diseñar estrategias más eficaces para incentivar la tecnología necesaria y las inversiones en infraestructura.