Por Emily Pontecorvo , Grist. Este artículo se publicó originalmente en Grist y forma parte de Covering Climate Now , una colaboración periodística global que refuerza la cobertura del tema del cambio climático.
Con la aprobación de la Ley de Reducción de la Inflación el año pasado, se puso fin a décadas de esfuerzos para lograr la aprobación de un importante paquete de medidas climáticas en el Congreso. Sin embargo, el trabajo para garantizar que este conjunto de fondos sin precedentes para energías limpias se traduzca realmente en una reducción de las emisiones apenas comienza.
Una decisión con profundas implicaciones para ese objetivo recae ahora en el Departamento del Tesoro, que debe zanjar el debate sobre la mejor manera de diseñar un crédito fiscal para impulsar la producción de hidrógeno limpio. Científicos y activistas climáticos advierten que, sin directrices rigurosas que determinen quiénes pueden optar a la subvención, el gobierno podría gastar miles de millones en mantener plantas de producción de hidrógeno con una enorme huella de carbono, anulando así muchos de los avances climáticos logrados gracias a la legislación.
«Sin normas estrictas, podríamos aumentar las emisiones en medio gigatón durante la vigencia del crédito», declaró a Grist Rachel Fakhry, defensora principal del clima y la energía limpia del Consejo para la Defensa de los Recursos Naturales. «Las emisiones actuales del sector eléctrico ascienden a 1.5 gigatones. Esto contradice por completo los objetivos climáticos de Estados Unidos. Hay mucho en juego».
Estas preocupaciones surgieron repetidamente durante el período de consulta pública que finalizó en diciembre. Sin embargo, la industria del hidrógeno, las petroleras como Chevron y BP, que invierten en esta tecnología, e incluso algunos grupos de energías renovables argumentaron lo contrario. Inundaron el Departamento del Tesoro con comentarios que insistían en que las normas estrictas socavarían los objetivos climáticos de Estados Unidos, al acabar con esta incipiente tecnología limpia antes incluso de que pueda despegar.
Las normas onerosas «devastarían la viabilidad económica» del hidrógeno verde, según declaró David Reuter, director de comunicación de la empresa energética NextEra, a Grist por correo electrónico. Estas normas frenarían la inversión en el sector, «condenándolo prácticamente al fracaso desde el principio».
El desarrollo de una industria nacional de hidrógeno limpio es un pilar fundamental de la estrategia climática del gobierno de Biden. Este combustible tiene el potencial de sustituir al petróleo, el gas y el carbón en diversas aplicaciones, desde la aviación hasta procesos industriales como la siderurgia y la fabricación de productos químicos. Y lo que es más importante, no emite carbono durante su uso.
La disputa sobre el crédito fiscal se centra en la singularidad de la producción de hidrógeno. El suministro actual se obtiene mediante el reformado de gas natural, proceso que libera gases de efecto invernadero. El crédito fiscal está diseñado para reducir el costo de un método libre de carbono que solo requiere electricidad, agua y un electrolizador. Los productores pueden ganar hasta 3 dólares por kilogramo de hidrógeno producido de esta manera. El crédito fiscal no tiene límite máximo y podría generar más de 100 mil millones de dólares durante su vigencia.*
La pregunta para el Tesoro es cómo medir las emisiones de la electricidad utilizada. Alrededor del 60 % de la electricidad en Estados Unidos todavía proviene de combustibles fósiles. Conectar una planta de hidrógeno a la red eléctrica en prácticamente cualquier lugar del país hoy en día podría generar mayores emisiones que el método de producción convencional que utiliza gas natural.
A finales del año pasado, un destacado grupo de modelización energética de la Universidad de Princeton difundió una nueva investigación que demostraba que los productores de hidrógeno podrían prácticamente eliminar el impacto de estas emisiones siguiendo tres principios. Estas son las rigurosas normas que el Consejo de Defensa de los Recursos Naturales y otros grupos ecologistas exigen al Departamento del Tesoro.
En primer lugar, los productores deben contratar con nuevas fuentes de energía renovable, como parques eólicos y solares o centrales geotérmicas, garantizando así que la red reciba suficiente electricidad limpia para cubrir la demanda de la planta de hidrógeno. En segundo lugar, estas fuentes deben conectarse a la misma red regional que utiliza la planta de hidrógeno, sin cuellos de botella en la transmisión entre ellas. Y en tercer lugar, los productores de hidrógeno deben ajustar su producción a la de estas fuentes de energía renovable cada hora. Esto significa que si compran energía, por ejemplo, a un parque solar, deben interrumpir su actividad al anochecer.
Ese concepto de sincronización horaria está generando grandes problemas a los productores de hidrógeno. «Los electrolizadores conectados a la red son más rentables cuando operan lo más cerca posible del 100 % de su capacidad», afirmó Reuter. «Un proyecto de hidrógeno limpio podría verse obligado a reducir la producción de su electrolizador si las energías renovables no están disponibles en esos periodos de tiempo específicos. La reducción de la producción conlleva largos periodos de inactividad y mayores costes».
En cambio, NextEra y otras empresas del sector instan al gobierno a aceptar un escenario en el que adquieran suficiente energía renovable para cubrir su consumo eléctrico anual. Esto significa que una planta de hidrógeno podría funcionar ininterrumpidamente durante un año, calcular su consumo energético y comprar una cantidad equivalente de energía solar o eólica. Reuters citó un análisis de la consultora Wood Mackenzie que concluyó que dicho plan podría inyectar suficiente energía renovable a la red para compensar la producción contaminante y lograr un hidrógeno con cero emisiones netas.
Wilson Ricks, director del estudio de Princeton, señaló que Wood Mackenzie partió de varias premisas distintas que llevaron a esa conclusión. Por un lado, los autores no incluyeron los subsidios a la electricidad limpia de la Ley de Reducción de la Inflación, «lo que conlleva costos totales significativamente mayores tanto para la financiación anual como para la horaria», afirmó. Corresponderá al Tesoro analizar estas diferencias.
Las consecuencias de ignorar cualquiera de los tres principios no se limitan a las emisiones o los costes del proyecto. Fakhry afirmó que si los productores de hidrógeno aumentan la demanda de electricidad cuando no hay recursos renovables disponibles, sin duda provocarán que las centrales eléctricas de gas natural y carbón incrementen su producción. Esto podría empeorar la contaminación atmosférica y encarecer la electricidad. Además, supone un riesgo para la reputación de la incipiente industria: será mucho más difícil defender el uso del hidrógeno verde si existe incertidumbre sobre su grado de limpieza.
En la actualidad, algunos productores de hidrógeno verde, según se autodenominan, están acudiendo en masa a zonas como el norte del estado de Nueva York , donde la energía hidroeléctrica existente es barata, y Florida, donde la energía solar es abundante. Pero si el Tesoro acepta que la producción de hidrógeno debe alimentarse siempre con recursos nuevos y limpios para poder optar al crédito fiscal, esos proyectos no solo perderían la posibilidad de reclamar dicho crédito, sino que también perderían credibilidad.
Las críticas al enfoque que proponen NextEra y otras empresas no son nuevas ni exclusivas del hidrógeno. Muchas compañías que afirman funcionar con energía 100% renovable probablemente realizan algún tipo de compensación anual. Sin embargo, existe un consenso creciente en que esta afirmación es engañosa. En 2020, el gigante tecnológico Google llegó a la conclusión de que necesitaba compensar su consumo energético con fuentes limpias las 24 horas del día, los 7 días de la semana, para eliminar por completo su huella de carbono. En aquel entonces, no existían productos ni sistemas diseñados para facilitar esto. Pero el panorama ha cambiado drásticamente desde entonces, afirmó Maud Texier, directora de desarrollo de energía limpia y carbono en Google. Han surgido empresas que ayudan a las compañías a monitorear su consumo de forma detallada, y los mercados de energía renovable han creado productos con facturación por hora.
“Observamos el desarrollo de toda una cadena de valor y un ecosistema en torno a esta solución disponible las 24 horas”, afirmó. “Hoy en día, para los nuevos participantes, existen muchas más herramientas para comenzar”.
A Google aún le queda mucho camino por recorrer para alcanzar su objetivo. Sin embargo, muchas otras empresas, organizaciones sin fines de lucro e incluso gobiernos se han sumado a la iniciativa. Una iniciativa patrocinada por las Naciones Unidas cuenta con más de 100 firmantes . En 2021, la administración Biden estableció como meta que, para 2030, al menos el 50 % de la energía consumida por los edificios gubernamentales fuera libre de emisiones, las 24 horas del día, los 7 días de la semana.
“El mercado se dirige en esta dirección”, dijo Fakhry. “Las herramientas están disponibles y pueden implementarse rápidamente donde no lo están. Y que el Tesoro imponga algo menos que eso va en contra del impulso del mercado”.
El argumento de que la sincronización horaria destruiría la viabilidad económica del hidrógeno verde tampoco resiste un análisis exhaustivo. Siete empresas de hidrógeno y energías renovables presentaron observaciones conjuntas al Departamento del Tesoro, argumentando que este enfoque es tecnológica y económicamente factible. Una de ellas, Electric Hydrogen, está desarrollando electrolizadores diseñados para encenderse y apagarse según la disponibilidad de energía renovable. Raffi Garabedian, director ejecutivo de la empresa, reconoció que los electrolizadores actuales son tan costosos que dificultan cuadrar las finanzas de un proyecto si operan de forma intermitente. Sin embargo, afirmó que algunos promotores de hidrógeno están combinando contratos de energía eólica y solar, lo que les permite operar prácticamente las 24 horas del día, los 7 días de la semana.
“Aun así, se sigue apagando la planta todos los días, pero eso ayuda a la rentabilidad”, dijo. “Pero no es posible, ni es lo correcto, mantener la producción de hidrógeno funcionando las 24 horas del día. Lo diré sin rodeos”.
Garabedian y otros señalaron una planta de hidrógeno en desarrollo en Texas, un proyecto conjunto de la corporación energética AES y la empresa química Air Products. En lugar de conectarse a la red eléctrica, las empresas planean construir parques eólicos y solares para abastecer directamente la planta. Un representante de AES confirmó que la planta "ajustará su producción en función de la disponibilidad de generación de energía renovable".
Otro proyecto en desarrollo en Mississippi por la empresa Hy Stor adopta un enfoque similar, combinando energía eólica y solar para alimentar su planta. Utilizará cavernas subterráneas para almacenar hidrógeno y así poder proporcionar un suministro constante a los clientes cuando la producción de la planta disminuya o se detenga.
Es cierto que una normativa rigurosa alteraría significativamente la distribución geográfica del hidrógeno limpio. Daniel Esposito, analista sénior de políticas del centro de estudios Energy Innovation, prevé que más promotores se decanten por estados con alta producción eólica como Texas y Nuevo México. En su opinión, esto sería positivo, ya que industrias de esas zonas, como la producción de amoníaco y las principales rutas de transporte por carretera, son excelentes candidatas a convertirse en consumidoras de hidrógeno limpio. «Existen muchos usos prometedores que carecen de buenas alternativas», afirmó.
La decisión que tomen la secretaria del Tesoro, Janet Yellen, y su departamento marcará el futuro de la industria del hidrógeno limpio del país durante los próximos años y, por consiguiente, el impacto de la Ley de Reducción de la Inflación. Para Esposito, la decisión se reduce a una sola pregunta.
“¿Nuestro objetivo es desarrollar la industria a toda costa, sin importar las emisiones? ¿O desarrollarla a un ritmo más lento, controlando las emisiones desde el principio? Simplemente queremos asegurarnos de que todos los que redactan las normas conozcan las implicaciones.”
