El hidrógeno es un componente integral para la fabricación de acero, fertilizantes y una serie de productos químicos. Producir hidrógeno utilizando electricidad renovable ofrece una manera de limpiar estas y muchas otras industrias difíciles de descarbonizar.

Pero apoyar a la naciente industria del hidrógeno limpio y al mismo tiempo garantizar que se convierta en una verdadera fuerza para la descarbonización es complicado, en gran parte debido a los desafíos que plantea el abastecimiento de electricidad limpia. Para ayudar a los reguladores y aclarar los desacuerdos en el campo, los investigadores del MIT publicaron hoy un artículo en Nature Energy que describe un camino para escalar la industria del hidrógeno limpio limitando al mismo tiempo las emisiones.

En este momento, las redes eléctricas estadounidenses funcionan principalmente con combustibles fósiles, por lo que si el aumento de la producción de hidrógeno se traduce en un mayor uso de electricidad, podría resultar en un aumento importante de las emisiones. También existe el riesgo de que los proyectos de hidrógeno “bajo en carbono” terminen desviando energía renovable que de todos modos se habría construido para la red. Por lo tanto, es fundamental garantizar que el hidrógeno con bajas emisiones de carbono obtenga electricidad a partir de energías renovables “adicionales”, especialmente cuando la producción de hidrógeno está respaldada por subsidios públicos. El desafío es permitir que los productores de hidrógeno adquieran electricidad renovable de una manera rentable que ayude a la industria a crecer y al mismo tiempo minimice el riesgo de altas emisiones.

A los reguladores estadounidenses se les ha encomendado la tarea de resolver esta complejidad. La Ley de Reducción de la Inflación (IRA) ofrece generosos créditos fiscales a la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Pero la ley no especifica exactamente cómo se debe juzgar la huella de carbono del hidrógeno.

Con este fin, el documento propone un enfoque gradual para calificar para los créditos fiscales. En la primera fase, el hidrógeno creado a partir de la electricidad de la red puede recibir créditos bajo estándares más flexibles a medida que la industria se asienta. Una vez que crezca la demanda de electricidad para la producción de hidrógeno, se debería exigir a la industria que cumpla con estándares más estrictos para garantizar que la electricidad provenga de fuentes renovables. Por último, dentro de muchos años, cuando la red funcione principalmente con energías renovables, las normas podrán volver a flexibilizarse.

Los investigadores dicen que el enfoque matizado garantiza que la ley apoye el crecimiento del hidrógeno limpio sin a expensas de las emisiones.

"Si podemos escalar la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono, podemos reducir algunas fuentes importantes de emisiones existentes y permitir la descarbonización de otras industrias críticas", dice el coautor del artículo Michael Giovanniello, estudiante graduado del Programa de Política y Tecnología del MIT. “Al mismo tiempo, existe un riesgo real de implementar requisitos incorrectos y desperdiciar mucho dinero para subsidiar la producción de hidrógeno con alto contenido de carbono. Por lo tanto, hay que equilibrar el escalamiento de la industria con la reducción del riesgo de emisiones. Espero que haya claridad y previsión en cómo se implementa esta política, y espero que nuestro documento deje claro el argumento para los formuladores de políticas”.

Los coautores de Giovanniello en el artículo son el científico investigador principal de MIT Energy Initiative (MITEI), Dharik Mallapragada, la asistente de investigación de MITEI, Anna Cybulsky, y el profesor titular de MIT Sloan School of Management, Tim Schittekatte.

Sobre definiciones y desacuerdos

Cuando la electricidad renovable de un parque eólico o de un panel solar fluye a través de la red, se mezcla con electricidad procedente de combustibles fósiles. La situación plantea una pregunta que vale miles de millones de dólares en créditos fiscales federales: ¿Cuáles son las emisiones de dióxido de carbono de los usuarios de la red que también están firmando acuerdos para adquirir electricidad a partir de energías renovables?

Una forma de responder a esta pregunta es mediante modelos de sistemas energéticos que puedan simular varios escenarios relacionados con configuraciones tecnológicas y requisitos de calificación para recibir el crédito.

Hasta la fecha, muchos estudios que utilizan estos modelos han arrojado estimaciones de emisiones muy diferentes para la producción de hidrógeno electrolítico. Una fuente de desacuerdo es sobre la “coincidencia de tiempos”, que se refiere a cómo alinear estrictamente los tiempos de producción de hidrógeno eléctrico con la generación de electricidad limpia. Un enfoque propuesto, conocido como coincidencia horaria, requeriría que el consumo de electricidad para producir hidrógeno se contabilice mediante electricidad limpia adquirida cada hora.

Un enfoque menos estricto, llamado coincidencia de tiempo anual, ofrecería más flexibilidad en el consumo de electricidad por hora para la producción de hidrógeno, siempre que el consumo anual coincida con la generación anual de la generación de electricidad limpia adquirida. La flexibilidad adicional podría reducir el costo de producción de hidrógeno, que es fundamental para ampliar su uso, pero podría generar mayores emisiones por unidad de hidrógeno producido.

Otro punto de desacuerdo surge de cómo los productores de hidrógeno compran electricidad renovable. Si un usuario de electricidad obtiene energía de una granja solar existente, simplemente está aumentando la demanda general de electricidad y quitando energía limpia a otros usuarios. Pero si los créditos fiscales solo se destinan a los productores de hidrógeno eléctrico que firman acuerdos de compra de energía con nuevos proveedores de energías renovables, están apoyando una electricidad limpia que de otro modo no habría contribuido a la red. Este concepto se conoce como “adicionalidad”.

Los investigadores analizaron estudios previos que llegaron a conclusiones contradictorias e identificaron diferentes interpretaciones de la adicionalidad subyacentes a sus metodologías. Una interpretación de la adicionalidad es que los nuevos proyectos de hidrógeno electrolítico no compiten con la demanda de recursos energéticos renovables distintos del hidrógeno. El otro supone que compiten por todas las energías renovables recientemente implementadas y, debido a los subsidios al hidrógeno con bajas emisiones de carbono, los electrolizadores tienen prioridad.

Utilizando DOLPHYN, un modelo de sistemas de energía de fuente abierta, los investigadores probaron cómo estas dos interpretaciones de adicionalidad (los escenarios de “competencia” y “no competencia”) impactan el costo y las emisiones de los requisitos alternativos de coincidencia de tiempo (por hora y anual) asociados con producción de hidrógeno interconectada a la red. Modelaron dos redes regionales de EE. UU., en Texas y Florida, que representan el extremo superior e inferior del despliegue de energías renovables. Además, probaron la interacción de cuatro factores políticos críticos con los créditos fiscales al hidrógeno, incluidos los estándares de cartera de energías renovables, las limitaciones de las energías renovables y el despliegue de almacenamiento de energía, los límites a los factores de capacidad de los electrolizadores de hidrógeno y la competencia con el hidrógeno a base de gas natural con captura de carbono.

Muestran que las diferentes interpretaciones de la adicionalidad en los modelos son el factor principal que explica las estimaciones muy diferentes de las emisiones del hidrógeno electrolizador bajo coincidencia temporal anual.

Hacer las políticas correctas

El documento concluye que la forma correcta de implementar los requisitos para calificar para el crédito fiscal a la producción depende de si se cree que vivimos en un mundo “competente” o “no competitivo”. Pero la realidad no es tan binaria.

“El marco que sea más apropiado cambiará con el tiempo a medida que implementemos más hidrógeno y la red se descarbonice, por lo que la política debe adaptarse a esos cambios”, dice Mallapragada. "Es una historia en evolución que está ligada a lo que está sucediendo en el resto del sistema energético, y en particular en la red eléctrica, tanto desde la perspectiva tecnológica como política".

Hoy en día, el despliegue de energías renovables está impulsado, en parte, por factores vinculantes, como los estándares estatales de cartera de energías renovables y los compromisos corporativos de energía limpia, así como por fuerzas puramente del mercado. Dado que el electrolizador es tan incipiente y hoy se asemeja a un mundo "no competitivo", los investigadores abogan por comenzar con el requisito anual menos estricto. Pero a medida que crece la demanda de hidrógeno para electricidad renovable y la competencia del mercado impulsa una cantidad cada vez mayor de despliegue de energías renovables, será necesaria la transición a la igualación horaria para evitar altas emisiones.

Este enfoque gradual requiere una planificación deliberada y a largo plazo por parte de los reguladores. “Si los reguladores toman una decisión y no especifican cuándo volverán a evaluarla, es posible que nunca vuelvan a evaluarla, por lo que podríamos quedar atrapados en una mala política”, explica Giovanniello. En particular, el documento destaca el riesgo de fijar un requisito de coincidencia de tiempo anual que conduzca a emisiones significativas en el futuro.

Los investigadores esperan que sus hallazgos contribuyan a las próximas decisiones políticas en torno a los créditos fiscales de la Ley de Reducción de la Inflación. Comenzaron a investigar esta cuestión hace aproximadamente un año, lo que logró un rápido cambio según los estándares académicos.

“Definitivamente teníamos sentido ser oportunos en nuestro análisis para responder a las necesidades de las políticas”, dice Mallapragada.

Los investigadores dicen que el documento también puede ayudar a los formuladores de políticas a comprender los impactos en las emisiones de las empresas que obtienen créditos de energía renovable para cumplir con los objetivos de cero emisiones netas y de los proveedores de electricidad que intentan vender electricidad "verde".

"Esta pregunta es relevante en muchos ámbitos diferentes", dice Schittekatte. “Otros ejemplos populares son los impactos en las emisiones de los centros de datos que obtienen energía verde, o incluso los impactos en las emisiones de su propio automóvil eléctrico que obtiene energía de la red solar y de la red. Obviamente existen diferencias según la tecnología en cuestión, pero la pregunta de investigación subyacente que hemos respondido es la misma. Este es un tema extremadamente importante para la transición energética”.

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