MUY BUENO PARA CONOCER EL HIDROGENO

1. Page 1
Global Hydrogen Review 2023
Mission Innovation’s Clean Hydrogen Mission & Olade
Serie de talleres – Desarrollo de una Economía del Hidrógeno: Taller 5. Transporte de Hidrógeno
Amalia Pizarro

2. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 2
El hidrógeno de bajas emisiones: publicaciones de la Agencia

3. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 3
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2020 2021 2022 2023e
GW
0.0
2.5
2020 2021 2022 2023e
GW
0
100
200
300
400
500
Estado del proyecto
2030
GW
El crecimiento de los proyectos de electrolizadores se ha disparado
Según los proyectos anunciados, podrían instalarse 420 GW a finales de la década,
con una tendencia hacia proyectos de mayor tamaño.
Desarrollo histórico de electrolizadores y capacidad en 2030 según los proyectos anunciados
Operativo/FID
Etapas iniciales
Estudio de viabilidad
2023e = estimado para el 2023
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2020 2021 2022 2023e
GW
Europa China Estados Unidos Resto del mundo

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0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2020 2021 2022 2023e
GW
0.0
2.5
2020 2021 2022 2023e
GW
0
100
200
300
400
500
Tamaño del proyecto
2030
GW
El crecimiento de los proyectos de electrolizadores se ha disparado
Según los proyectos anunciados, podrían instalarse 420 GW a finales de la década,
con una tendencia hacia proyectos de mayor tamaño.
Desarrollo histórico de electrolizadores y capacidad en 2030 según los proyectos anunciados
>1000 MW
<1000 MW
<100 MW
2023e = estimado para el 2023
0.0
0.5
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2.0
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2020 2021 2022 2023e
GW
Europa China Estados Unidos Resto del mundo

5. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 5
Resto del Mundo
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Aumenta la diversidad geográfica de los proyectos de electrolizadores
Los proyectos en construcción o que han alcanzado la FID se concentran en Europa y China,
pero cada vez se desarrollan más proyectos en todo el mundo.
Proyectos de electrolizadores anunciados para 2030
14 GW
Proyectos de
electrolizadores
Comprometidos
Planeados
China
Europa
Oriente Medio
Estados Unidos
Australia
Resto del Mundo
Capacidad potencialmente instalada

6. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 6
China
Europa
Oriente Medio
Estados Unidos
Australia
América Latina
India
África
Resto del Mundo
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Aumenta la diversidad geográfica de los proyectos de electrolizadores
Los proyectos en construcción o que han alcanzado la FID se concentran en Europa y China,
pero cada vez se desarrollan más proyectos en todo el mundo.
Proyectos de electrolizadores anunciados para 2030
Proyectos de
electrolizadores
Comprometidos
Planeados
420 GW
Resto del Mundo
Capacidad potencialmente instalada

7. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 7
Las rutas de producción evolucionan de forma diferente
Los proyectos de hidrógeno bajo en emisiones anunciados, 38 Mt, podrían cumplir los objetivos gubernamentales de
producir 35 Mt para 2030. Sin embargo, solo el 4% ha tomado una decisión final de inversión o está en construcción.
Producción de hidrógeno bajo en emisiones en 2030 según los proyectos anunciados
Operativo/FID
Etapas iniciales
Estudio de viabilidad Australia & Nueva Zelanda
Resto del mundo
Norteamérica
America Latina
Europa
0
5
10
15
20
25
30
Electrólisis Fósil con CCUS
Mt
H₂
0
5
10
15
20
25
30
Electrólisis Fósil con CCUS
Mt
H₂

8. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 8
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Objetivos
gubernamentales
Planes gubernamentales Iniciativas Acuerdos de compra
Mt
H
2
La creación de demanda no alcanza las ambiciones de producción
Las acciones de los gobiernos, las iniciativas de cooperación internacional y el sector privado
no están a la altura de las ambiciones de producción
Objetivos de producción de hidrógeno de bajas emisiones comparados con la demanda potencial
Políticas
vigentes
Objetivos
gubernamentales
Firme
Preliminar
Producción Demanda

9. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 9
38 Mt
Los usos existentes empiezan a adoptar el hidrógeno de bajas emisiones
La mayoría de los proyectos de producción de hidrógeno con bajas emisiones que han logrado FID
están relacionados con aplicaciones de hidrógeno ya existentes.
Producción de hidrógeno de bajas emisiones a partir de proyectos anunciados por sector de demanda, 2030
Productos químicos
Otros/indefinido
Movilidad
Otras industrias
Acero
Refinería
Operativo/FID
Etapas iniciales
Estudio de viabilidad

10. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 10
Aumentar el desarrollo reducirá los costos del hidrógeno renovable
Varias regiones del mundo disponen de excelentes recursos renovables para la producción de hidrógeno
a bajo costo, donde los costos podrían bajar de los 2 USD por kg de H2 en 2030
Costos de producción de H2 a partir de sistemas híbridos solares y eólicos terrestres en el Escenario NZE en 2030
Coste
nivelado
del
hidrógeno
(USD/kg
H
2
)

11. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 11
Aumentar el desarrollo reducirá los costos del hidrógeno renovable
América Latina dispone de excelentes recursos renovables para la producción de hidrógeno a bajo coste.
Los costos podrían ser de 1,5 USD por kg de H2 en 2030, similar al costo de producción actual mediante gas natural
Costos de producción de H2 a partir de sistemas híbridos solares y eólicos terrestres en el Escenario NZE en 2030

12. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 12
0
5
10
15
20
Vector Estado
2030
Mt
H
2
Crece el interés por el comercio de H2, pero sigue habiendo barreras
Las exportaciones de hidrógeno previstas podrían alcanzar los 16 Mt en 2030, aunque casi todos los proyectos se
encuentran en sus primeras fases y menos de un tercio han identificado un posible comprador.
Flujos comerciales internacionales de hidrógeno de bajas
emisiones anunciados para 2030
Comercio internacional de hidrógeno de
bajas emisiones
H2 comprimido
H2 licuado
Amoníaco
Hidrocarbunos
sintéticos
Desconocido
Sin
comprador
Con
comprador
Australia 7.5 Mt
América Central y
del Sur 2.2 Mt
Norteamérica
2.4 Mt
Oriente Medio &
África 1.6 Mt
Otro 1.3 Mt
Sin destino
8.5 Mt
Europa 4.9 Mt
Asia 1.6 Mt
Exportadores Importadores

13. Page 13
IEA 2023. CC BY 4.0.
Relevancia del transporte de hidrógeno

14. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 14
El consumo de gas natural disminuye y el de hidrógeno se equipara
En el escenario APS, el consumo de hidrógeno en 2050 equivaldría al 25% del consumo actual de gas natural;
en el escenario NZE, el consumo de hidrógeno equivaldría al 36% del consumo de gas natural.
Consumo de gas natural e hidrógeno en los escenarios APS y NZE, 2020-2050
50
100
150
200
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
EJ
Gas natural APS Escenario
Gas natural NZE Escenario
Hidrógeno APS Escenario
Hidrógeno NZE Escenario

15. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 15
100
200
300
400
500
300
600
900
1 200
1 500
2020 2030 2040 2050
bcm
TWh
NZE
Proyectos anunciados
Comenzando el desarrollo de las infraestructuras de hidrógeno
Los largos plazos de ejecución asociados a los proyectos de infraestructura pueden retrasar significativamente el
desarrollo de la infraestructura de hidrógeno necesaria para la transición energética.
Longitud de tuberías de transmisión y capacidad de almacenamiento subterráneo de hidrógeno
en el Escenario NZE, 2020-2050
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
2025 2030 2035
km
NZE - Tuberías reconvertidas
NZE - Nuevas tuberías
Proyectos anunciados
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
2050
Redes de transmisión Almacenamiento subterráneo

16. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 16
El transporte de hidrógeno a larga distancia se hará por mar
El transporte de hidrógeno a largas distancias requiere su conversión en una forma más densa mediante la
licuefacción o en un portador químico como el amoníaco o el LOHC.
Vías tecnológicas para el transporte de larga distancia para el suministro de hidrógeno y amoníaco en buques cisterna

17. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 17
El comercio de hidrógeno requiere ampliar la infrastructura portuaria
Ya existen casi 150 terminales para amoníaco y, aunque el amoníaco domina los anuncios de nuevos proyectos,
también se están planificando instalaciones portuarias para otros transportadores.
Proyectos existentes y anunciados de infraestructuras portuarias para el comercio de hidrógeno y derivados

18. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 18
El costo del transporte de hidrógeno depende de la distancia y escala
Cuando es factible, los gasoductos son la opción más barata para transportar hidrógeno hasta una cierta distancia,
mientras que para distancias más largas el transporte marítimo resulta más rentable.
Coste indicativo nivelado del suministro de hidrógeno, por opción de transporte y distancia en el escenario NZE, 2030
km
H₂ pipelines and power transmission lines H₂ shipping as LH₂, ammonia and LOHC
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
USD/kg
H₂
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
2 000 4 000 6 000 8 000
USD/kg
H₂
km
New 20-inch pipeline
(50-130 ktpa)
Repurposed 20-inch pipeline
(50-130 ktpa)
New 48-inch pipeline
(630-1 900 ktpa)
Repurposed 48-inch pipeline
(630-1 900 ktpa)
Offshore HVDC (160 ktpa)
LH₂ tanker
(100-300 ktpa)
Ammonia tanker
(90-275 ktpa)
LOHC tanker
(5-25 ktpa)
2 000 4 000 6 000 8 000

19. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 19
Innovación necesaria para disminuir los costos
Los tanques de almacenamiento son el mayor costo en el transporte de hidrógeno como LH2, mientras que el costo
de la energía para la reconversión es el principal gasto para el amoníaco o un LOHC.
Coste indicativo nivelado del suministro de hidrógeno, por etapa y distancia en el escenario NZE, 2030
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0
1
000
2
000
3
000
4
000
5
000
6
000
7
000
8
000
USD/kg
H₂
km
Liquefied hydrogen
H₂ conversion to a higher-density carrier Energy consumption-H₂ conversion
Shipping Energy consumption-shipping
Storage tanks Energy consumption-storage tanks
Reconversion to pure H₂ Energy consumption-reconversion to pure H₂
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0
1
000
2
000
3
000
4
000
5
000
6
000
7
000
8
000
Ammonia
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0
1
000
2
000
3
000
4
000
5
000
6
000
7
000
8
000
LOHC

20. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 20
Las emisiones asociadas al transporte marítimo son significativas
El transporte del hidrógeno puede tener un impacto significativo en las emisiones asociadas con el hidrógeno en su
lugar de suministro, sobre todo mientras no se descarbonice el transporte marítimo.
Emisiones del transporte de hidrógeno en buques cisterna, incluidas la conversión y reconversión del hidrógeno
0
1
2
3
4
5
6
7
0 5 000 10 000 15 000 20 000
kg
CO₂-eq/kg
H₂
km
LOHC (fueloil marino)
NH₃ (fueloil marino)
LOHC (combustible marítimo carbono neutral)
NH₃ (combustible cargo)
LH₂ (combustible cargo)

21. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 21
El desarrollo de infraestructura de transporte necesita anticipación
El desarrollo de nuevas infraestructuras de gas lleva un tiempo considerable, por lo que la planificación debe
comenzar con mucha antelación y deben estudiarse estrategias para acortar los plazos.
Plazos de ejecución de determinados proyectos de infraestructuras de gas natural
3 6 9 12 15 18
LNG terminal - Europe
LNG terminal - Asia
Floating LNG terminal
LNG tanker
Underground gas storage
Offshore pipeline
Onshore pipeline
Years
Planning and permitting Construction

22. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 22
Herramientas online
Herramienta online del Latin America Energy Outlook

23. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 23
Recomendaciones de política de la AIE
1. Implantar sistemas de apoyo a la producción y el uso de hidrógeno de bajas emisiones
2. Adoptar medidas más decididas para estimular la demanda de hidrógeno de bajas emisiones, sobre todo
en los usos de hidrógeno existentes.
3. Fomentar la cooperación internacional para permitir la certificación y el reconocimiento mutuo del
hidrógeno
4. Abordar las barreras regulatorias, en particular para la concesión de licencias y permisos de proyectos.
5. Apoyar a los promotores de proyectos para mantener el impulso durante el periodo inflacionista y
ampliar el alcance regional.

24. IEA 2023. CC BY 4.0. Page 24