Preguntas frecuentes

Los electrolizadores generalmente requieren de agua pura. Esta puede provenir de cualquier fuente, mientras se realicen los procesos de desalación y desmineralización necesarios (incluso debe ser desmineralizada el agua si se toma de una fuente dulce). El costo del agua impacta en menos del 1% al costo final del hidrógeno y se requiere relativamente poca agua (10 litros por kilogramo de hidrógeno verde), por lo que utilizar agua desalada en zonas de escasez hídrica no es una barrera al desarrollo del hidrógeno. Es más, en lugares como Australia se han desarrollado proyectos que usan excedentes de desaladoras ya existentes . En paralelo, investigadores e innovadores en todo el mundo están desarrollando tecnologías y materiales para realizar electrólisis directa del agua de mar de manera eficiente , incluyendo empresas chilenas. Por tanto, la localización de las plantas de producción de hidrógeno verde no está completamente restringida por la disponibilidad de agua dulce, sino que se determinará principalmente por la existencia de buenos recursos energéticos renovables (viento, radiación solar, etc) y de una potencial demanda relativamente cercana.

Tendrá usos domésticos, aunque no necesariamente sea difundido en todas las regiones y hogares. Lo que se ha visto en Europa y Asia, lugares en que el uso de este combustible está más desarrollado, es que el hidrógeno es usado por el público general en 2 aplicaciones principales. Una es el uso de vehículos particulares a hidrógeno , de los cuáles hay hoy modelos comerciales Hyundai, Toyota y Honda, los que son cargados por sus usuarios en estaciones de servicio de acceso público, como una gasolinera convencional, y pueden ser estacionados en cualquier lugar de la ciudad. El otro uso es el de reemplazo de gas natural o el Gas Licuado de Petróleo (GLP) en aplicaciones como calderas y cocinas residenciales, ya sea parcialmente como mezcla hidrógeno-gas o reemplazando 100% por hidrógeno. Por ejemplo, en la universidad de Keele se han hecho diversas pruebas exitosas con hasta 20% de hidrógeno mezclado en la red de gas sin necesidad de modificar los artefactos .

Un automóvil sedán de gasolina suele rendir 15 km/litro , mientras que un sedan a hidrógeno rinde aproximadamente 100 km/kgH2. Recorrer 100 km requeriría entonces 5.5 kg de gasolina o 1 kg de hidrógeno. El Toyota Mirai a hidrógeno tiene hoy una autonomía de 500 kilómetros .

No siempre tendrá sentido económico o técnico utilizar hidrógeno en reemplazo de la electricidad directa como solución energética limpia. En diversos procesos, como en autos compactos urbanos o en calefacción residencial en ciudades sin redes de gas, la electrificación directa de los usos podría ser significativamente más competitiva que el hidrógeno. Por otro lado, en casos como transporte pesado de recorridos de larga distancia, el hidrógeno se proyecta como más competitivo. En general, el hidrógeno es una solución limpia conveniente cuando ya existe infraestructura instalada de transporte y distribución y cuando se requiere una densidad energética muy alta (mucha energía en poca masa o volumen) . La clave para la descarbonización de la economía completa es precisamente la complementariedad entre el hidrógeno y diversas otras soluciones bajas en carbono .

En general una planta de producción de hidrógeno tiene una huella territorial baja, pues son equipos relativamente compactos. Por ejemplo, un estudio  determinó que una planta de electrólisis de 1 GW de capacidad ocuparía entre 8 y 17 hectáreas (1 hectárea equivale aproximadamente a una cancha de fútbol). Con esa planta se podría suplir aproximadamente 3 veces la demanda actual de hidrógeno (gris) de ENAP en Chile. Además del terreno para la planta misma, se requiere el suministro de agua y de electricidad, además de una forma de transportar el hidrógeno producido hacia su punto de consumo. Estas infraestructuras pueden tener la forma de instalaciones aledañas, gasoductos, líneas de transmisión u otras instalaciones, pero su tamaño y características dependerán fuertemente del contexto: qué recursos hay disponibles en la cercanía, que infraestructura existente se puede reutilizar, quién es el usuario del hidrógeno producido, etc.

Depende de varios factores, como la tecnología escogida, el costo del suministro eléctrico y el uso que se le quiera dar (por ejemplo, no es lo mismo el hidrógeno usado para producir metanol que para cargar un vehículo, pues este último requiere ser presurizado). En general, estudios y reportes públicos estiman un costo de producción actual entre 4 y 5,5 USD/kgH2 verde en Chile . Se proyecta en diversos estudios que estos costos disminuirían a entre 1,5 y 2,5 USD/kgH2 en Chile al 2030.

Como referencia, un costo de producción de 1,5 USD/kgH2 hace que el hidrógeno verde se vuelva competitivo contra el hidrógeno gris de gas natural. Si se llega a un costo de producción de 1 USD/kgH2, el hidrógeno verde se volvería competitivo contra el mismo gas natural como energético.

Riesgos e impactos
Las respuestas de esta sección consideran referencias y estudios públicamente disponibles. La agencia de cooperación alemana GIZ, en coordinación con el Ministerio de Energía, se encuentra realizando un estudio de levantamiento de potenciales impactos ambientales y sus mecanismos de mitigación. Se planea que esté finalizado y disponible públicamente en octubre de 2020.

El hidrógeno es un combustible, por lo que -como cualquier otro combustible- tiene que ser manejado, almacenado y utilizado con precauciones y estándares adecuados. Es una sustancia inflamable (“prende fuego”), aunque no es tóxica para el humano o la fauna y no es corrosivo con los materiales. En el mundo se utilizan aproximadamente 70 millones de toneladas de hidrógeno al año, por lo que hay bastante experiencia acumulada en su uso seguro. Estudios sí han identificado desafíos en Chile en regular sus nuevos usos y su uso por usuarios no expertos . En particular para el caso de estaciones de servicio y vehículos a hidrógeno, se han dado efectivamente explosiones en circunstancias específicas, aunque se han mejorado las tecnologías para gestionar los riesgos que en ese momento se dieron. Por otra parte, la vasta mayoría de las estaciones de servicio y vehículos han operado por varios años sin incidentes. Como cualquier combustible, tiene riesgos y tiene ventajas en ciertos casos, siendo incluso más seguro que los derivados del petróleo en diversos usos . 

Se ha descartado un aumento del efecto invernadero por el uso de hidrógeno verde en diversas aplicaciones por dos razones: (1) No se está agregando masa de agua al ciclo hidrológico, puesto que se utiliza agua líquida que se evaporaría eventualmente (lo que difiere, por ejemplo, de usar agua de un glaciar o de la Antártica, pues esto introduce nueva masa de agua al ciclo hidrológico). (2) La masa de agua que utilizará cíclicamente la economía del hidrógeno es relativamente mucho más pequeña que diversos otros procesos humanos y naturales. Como referencia, las emisiones de vapor de agua por uso de hidrógeno verde como energético al 2050 podrían equivaler al 0,03% del vapor presente en la atmósfera . En comparación, el consumo de agua de la industria de los hidrocarburos global equivale a 150% la cantidad de vapor presente en la atmósfera.

Se puede, puesto que el vapor de agua emitido es agua pura, por lo que su condensado podría ser utilizado para volver a producir hidrógeno verde. Sin embargo, existe un desafío práctico en múltiples aplicaciones: atrapar de manera eficiente el vapor de agua producido. Es posible que en casos como calderas industriales pudiese atraparse el vapor para su condensación, pero en aplicaciones móviles o distribuidas (camiones, buses, calderas residenciales) esto no se ha siquiera explorado comercialmente por sus desafíos de implementación.

No, puesto que los combustibles fósiles se encuentran en depósitos geológicos y son el resultado de procesos termoquímicos de largo plazo sobre restos animales y vegetales . La producción y uso de metano sintético -o de cualquier otro combustible sintético- requiere captura de carbono del ambiente para producir el combustible y, luego, se vuelve a liberar en su uso, en un proceso carbono-neutral que no aumenta el efecto invernadero  .

Dependerá del proyecto en específico y su configuración. El proceso de producción de hidrógeno verde no genera residuos, por lo que no se contaminaría el terreno con descargas líquidas o sólidas. Además, sus instalaciones no son más invasivas que cualquier instalación comercial o industrial (se deben construir calles, radieres, fundaciones para estructuras de baja altura, etc), las que pueden ser decomisionadas y retiradas con procedimientos estándares, dejando el terreno habilitado. Es importante notar que en general estos proyectos utilizan relativamente poco terreno (ver pregunta n°6). 

Como se mencionó en la pregunta n°6, una planta de hidrógeno verde de 1 GW ocuparía entre 8 y 17 hectáreas de terreno (aproximadamente 8-17 canchas de fútbol). Proveer ese 1 GW de potencia eléctrica requeriría distintas extensiones de terreno dependiendo de la fuente de energía que lo alimente y de la capacidad de almacenamiento. Si se quisiera tener una operación continua de la planta de hidrógeno, se requerirían entre 6.000 y 9.000 hectáreas  en planta solar fotovoltaica o aproximadamente 15.000 hectáreas en plantas eólicas, dado el factor de planta variable de estos generadores de electricidad.

La mayoría de los grandes proyectos de hidrógeno verde a nivel global están aún en desarrollo y construcción de sus primeras etapas. Sí existen ya varios proyectos piloto o demostrativos en operación . Dado que la cadena de valor del hidrógeno es larga y variada (desde la producción hasta un uso final en particular), las imágenes dependerán del segmento que se quiere analizar. En la web se pueden encontrar imágenes de proyectos de producción mediante electrólisis , estaciones de servicio para vehículos a hidrógeno , calderas a hidrógeno , entre otros.

En todas las regiones existirán impactos por esta transformación energética, en mayor o menor medida. Ciertas regiones, como las de la zona norte del país o las del sur, se perfilan como potenciales zonas de producción a gran escala por su gran potencial de producción de energía renovable (ya sea solar u eólica, en estos casos) . En otras regiones, se dará el caso de que se utilice mucho hidrógeno en diversas aplicaciones. Este podría ser el caso de regiones con alto tránsito de camiones pesados de carga o donde existan industrias que puedan utilizar hidrógeno en procesos de calor. El Ministerio de Energía coordina constantemente desde su Unidad de Educación iniciativas para promover la capacitación de personal necesario para desarrollar proyectos de energía. En la medida en que la industria del hidrógeno comience a crecer y se necesiten más personas, se coordinarán iniciativas específicas con SENCE, CORFO y otros organismos relevantes para fomentar la participación de mano de obra local en proyectos y empresas. Un aspecto interesante es que buena parte de la cadena de valor del hidrógeno requiere capacidades similares a otras industrias presentes en el país, como por ejemplo la metalmecánica, obras civiles, etc.

Existe una sinergia natural entre la industria del hidrógeno verde y la infraestructura de gas, pues se puede mezclar en cierta fracción con gas natural sin requerir cambios relevantes e incluso la utilización completa de hidrógeno podría permitir la reutilización de una parte de la infraestructura. En la pregunta n°3 se destacan algunos casos actuales en Europa. Además, el hidrógeno experimentará una integración gradual a los sistemas energéticos y el gas natural seguirá siendo parte relevante del consumo energético por varios años más. Por último, una sinergia adicional es que el capital humano y las capacidades técnicas adquiridas localmente pueden reconvertirse de manera directa para participar de la industria del hidrógeno. Un reflejo de esto es que múltiples empresas de peso multinacional dedicadas a la industria del petróleo y el gas hoy están invirtiendo fuertemente en hidrógeno .

Múltiples universidades chilenas se han involucrado tanto en la investigación, como en la docencia y difusión del hidrógeno a lo largo de su cadena de valor. Universidades que se han acercado al Ministerio de Energía por este tema incluyen a la Universidad de Antofagasta, la Universidad de Magallanes, la Universidad Técnica Federico Santa María, la Universidad de Santiago, la Universidad de Concepción, la Pontificia Universidad Católica de Chile, la Universidad de Chile, la Universidad de Talca. Dado que este es un tema en constante avance, es posible que diversas otras instituciones presenten avances de los que este Ministerio simplemente no conoce. Por último, es relevante remarcar que la Asociación Chilena de Hidrógeno  está levantando un catastro de grupos de investigación en Chile dedicados al hidrógeno con el fin de conectarlos y generar redes.

Por una parte, se ha observado en años recientes que las empresas que desarrollan proyectos de energía han incorporado dentro de sus prácticas y orgánicas la capacidad de realizar procesos participativos. Estos procesos de diálogo y participación buscar conocer y considerar los diversos intereses de los habitantes locales en la toma de decisiones sobre el proyecto. No hay razón para considerar que esta tendencia pudiera revertirse solo para el hidrógeno.
Por otra parte, el Ministerio de Energía busca facilitar estos procesos mediante su División de Participación y Relacionamiento Comunitario. Sus iniciativas pretenden asegurar la participación temprana y continua entre los desarrolladores de proyectos y las comunidades donde éstos se quieren emplazar a través de la elaboración de instrumentos metodológicos adecuados a la industria y la capacitación de los actores relacionados, con el objetivo de nivelar las asimetrías existentes y permitir así el buen desarrollo de los procesos de participación y diálogo empresa-comunidad-gobierno local.

Además, el Ministerio de Energía buscar promover el desarrollo de mecanismos de asociatividad entre las comunidades locales y los proyectos de energía que permitan contribuir al desarrollo de la localidad que los recibe. A través de la vinculación entre actores públicos y privados, la entrega de información y capacitación a los actores involucrados y la facilitación de los procesos de diálogo para que éstos se generen. Para esto, se exploran los siguientes instrumentos:

●    Desarrollo de proveedores locales: promover capacitación y fortalecimiento de personas y proveedores locales para que sea contratada directa o indirectamente por el proyecto.

●    Mecanismos de gobernanza: en el caso que los proyectos decidan o hayan acordado con la comunidad la entrega de un monto anual para invertir en el desarrollo local, este debe ser gestionado por un mecanismo de gobernanza multiactor que vele por su buen desarrollo, en forma participativo, transparente y con rendición de cuentas.

●    Compartir propiedad del proyecto: que las comunidades locales puedan ser parte de la propiedad – en conjunto con la empresa – del proyecto, aportando financieramente en su desarrollo.  

Al igual que para el desarrollo del mercado, Estado y mercado tienen roles complementarios. Los actores privados tendrán un rol protagónico en innovar y desarrollar nuevas soluciones para generar nuevos negocios verdes y resolver necesidades propias del contexto local de Chile. El Estado está también llamado a apoyar soluciones con menor grado de madurez y que estén alineadas con los objetivos de política pública. Este rol ya se ha activado y se ha visto en -por ejemplo- los consorcios público-privados de desarrollo tecnológico de CORFO que están impulsando soluciones de hidrógeno para el sector minero . El Ministerio de Ciencia, a través de la ANID, también entrega apoyos directos al desarrollo de investigación básica y aplicada. Ciertos mecanismos regulatorios de apoyo a la investigación, desarrollo e innovación también van en esta misma línea, como la Ley de Incentivo a la Investigación y Desarrollo .

El Ministerio de Transporte está comprometido con la integración de modos de transporte y vehículos limpios. Esto se ha visto reflejado, por ejemplo, en la integración cada vez más alta de buses eléctricos con batería a la flota de Red en el Gran Santiago, la que es hoy la ciudad con más buses eléctricos de transporte público fuera de China . Los vehículos de hidrógeno -buses, camiones, automóviles, etc- son vehículos eléctricos cero emisiones, por lo que están considerados como una de las alternativas del transporte sostenible del futuro. De hecho, las licitaciones públicas de buses de Red permiten que los proveedores oferten buses a hidrógeno. Hoy el Ministerio de Transporte está incluido en una mesa de desarrollo regulatorio liderada por el Ministerio de Energía para comenzar a resolver los desafíos regulatorios que implicarán los vehículos a hidrógeno; en particular, en el pilotaje de buses, camiones y automóviles en el corto plazo.

Por un lado, los consorcios de CORFO  son iniciativas público-privadas de desarrollo de tecnología, que buscan resolver desafíos específicos para generar nuevos servicios/productos que activen demanda y oferta de hidrógeno verde en Chile en la minería. Por otro lado, estas mesas de discusión ciudadana tienen como fin alimentar el desarrollo de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que está construyendo el Ministerio de Energía con participación de múltiples actores públicos y privados.

El transporte marítimo de hidrógeno es un tema en constante desarrollo a nivel internacional, tanto por sus aspectos económicos, como tecnológicos. Existen 3 familias de soluciones para la exportación de largas distancias: (1) licuefacción del hidrógeno y su transporte como líquido criogénico, (2) “carga” de hidrógeno en moléculas orgánicas -como el tolueno- que luego lo “descarguen” en su puerto de destino, (3) conversión del hidrógeno a otro vector, como amoniaco o metanol, el que puede ser usado en su destino directamente o ser transformado “de vuelta” a hidrógeno. Todas estas soluciones tienen ventajas y desventajas y aún no es claro cuál será la dominante en el futuro mercado internacional del hidrógeno. El Ministerio de Energía está preparando un estudio junto al Banco Interamericano de Desarrollo para explorar estas alternativas y levantar antecedentes para poder determinar cuál es el más conveniente para el caso de Chile. Algunos desarrollos interesantes de estas tecnologías son: (1) Proyecto de Japón y Australia de transporte de hidrógeno líquido , (2) proyecto de Japón y Brunéi de transporte de hidrógeno en vector orgánico . Existen también artículos que analizan el costo de exportación bajo distintos vectores al extranjero .

Hoy los esfuerzos del Ministerio de Energía están enfocados en escalar la producción de hidrógeno verde en Chile para poder disminuir sus costos como energético. Se ha concentrado en esta área, pues es habilitante de todos los potenciales usos y porque diversas aplicaciones del hidrógeno no requieren de recambios o adaptaciones muy grandes. Por ejemplo, se ha utilizado en ciertos porcentajes mezclado en redes de gas en Europa (ver preguntas anteriores) y diversos vehículos se adquieren ya listos para usar hidrógeno (grúas horquilla, buses, etc). Sin embargo, a futuro se vislumbra la necesidad de contar con incentivos para el recambio de tecnología instalada, como ha sido el caso con proyectos de eficiencia energética o calefacción residencial que el Ministerio de Energía ya llevado a cabo antes. Los mecanismos exactos para promover estos recambios se deberán definir a medida que la Estrategia de Hidrógeno se comience a implementar.

Ningún país ha realizado ya la transición a sistemas basados en hidrógeno. Ciertos países, como Japón , Alemania , Australia , y otros han publicado sus estrategias nacionales para transitar a economías fuertemente basadas en hidrógeno. Sin embargo, esta transición tomará un tiempo y será gradual, pues se debe reemplazar y desarrollar nueva infraestructura, tecnologías, capacidades y cadenas de suministro. Hoy estos países líderes aún tienen solo proyectos de menor tamaño y los de mayor escala todavía están en etapas de diseño y planificación. La construcción de una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde en Chile apunta a posicionar a Chile en esta ruta a la carbono-neutralidad y al liderazgo en la exportación de energéticos verdes.

La visión que como Ministerio de Energía se ha ido construyendo con aportes de diversos actores públicos y privados no excluye ambas dinámicas y, de hecho, las percibe sinérgicas. El hidrógeno verde y sus derivados pueden jugar el rol de disminuir los impactos ambientales locales y globales de la minería para incrementar su sustentabilidad . Esto genera una sinergia con la potencial producción de hidrógeno verde para exportación, pues se crean economías de escala que incrementan la competitividad del hidrógeno verde respecto a los combustibles fósiles y a su vez incentiva mayor integración de esta energía limpia.  Adicionalmente, es importante rescatar la última frase del enunciado: el cobre, el litio y otros minerales que produce Chile son insumos clave para la transición energética y son requeridos para diversas soluciones bajas en carbono y otros contaminantes, como la electromovilidad a baterías, la producción de electricidad renovable, su transmisión y las mismas instalaciones de electrólisis para producción de hidrógeno. El desafío país que se busca plantear en la Estrategia de Hidrógeno es cómo este energético puede reducir los impactos de la actividad minera para generar una industria más limpia y sostenible que alimente los materiales de la transición energética.

Lo que se ha visto en otros países y se vislumbra en Chile a partir de análisis iniciales es que los grandes sectores económicos (minería, transporte, electricidad, etc) son pioneros naturales para estos desarrollos dada su capacidad de inversión y movilización de tecnología y capacidades. Además, las empresas de estos sectores tienen mayor capacidad de incurrir en más altos costos en un comienzo, cuando las tecnologías aún no son completamente competitivas con las alternativas fósiles, pues tienen presión de sus accionistas, del sector público y de sus clientes por limpiar sus procesos. Lo que se proyecta es que una vez que estos sectores otorguen la demanda suficiente para que la producción de hidrógeno escale, entonces sus costos disminuirán hasta puntos en que el público general podrá acceder a este, ya sea a través de sus redes de gas, en el transporte público o en vehículos privados. Además, algo que se ha visto en otros países una vez que la industria comienza a crecer es que un número relevante de trabajadores y trabajadoras se pueden involucrar en esta nueva actividad económica, generando empleos, capacidades e impacto económico indirecto en las localidades donde se inserta. Por último, en preguntas anteriores también se remarca el potente impacto positivo en la salud de la ciudadanía, pues el hidrógeno será una de las alternativas energéticas limpias que permitirá reducir la contaminación de las ciudades y zonas latentes y saturadas.

Todo el trabajo en hidrógeno verde se debe enmarcar necesariamente dentro de la Política Energética Nacional , la que se publicó en 2017 (“Energía 2050”) y hoy se encuentra comenzando su proceso de actualización. En esta política pública se definen diversos valores, criterios y requerimientos para el desarrollo de largo plazo del sector energía, tanto específico a las energías renovables, como en general. Este marco guía al Ministerio de Energía para generar políticas de subsectores específicos que tengan una integración entre sí. Por ejemplo, en la Planificación Energética de Largo Plazo -esfuerzo de proyecciones de largo plazo basadas en modelos matemáticos- se comenzará a considerar desde este año el crecimiento de la producción y uso de hidrógeno para entender qué dinámicas genera junto al sector eléctrico tradicional. Otro ejemplo es el trabajo de la División de Desarrollo de Proyectos del Ministerio, la cuál acompaña a los proyectos en su tramitación por diversos permisos sectoriales y ambientales, con el fin de que puedan adecuarse a cumplir todas las normativas y requerimientos de la mejor manera. Por último, es importante notar que los potenciales de producción publicados en presentaciones y webinarios por parte del Ministerio de Energía y otros actores son precisamente potenciales máximos y no se traducirán por completo en proyectos y producción. Son en general valores altos que buscan inspirar acción y detectar oportunidades, pero no quieren decir que se construirá a ese nivel.