El miércoles de la semana pasada, CICITEM, Fraunhofer Chile y Club de Innovación presentaron el Hub de Hidrógeno Verde Antofagasta (H2VA), apoyado por Comité Corfo Antofagasta, a través del FIC-R del Gobierno Regional, y cuyo mandante es la Asociación de Industriales de Antofagasta, mediante el cual se busca mejorar la competitividad y el desarrollo sostenible de la industria energética de la región de Antofagasta.
La creación de este bien público demorará unos 18 meses, periodo en el cual se trabajará en reducir asimetrías de información y fallas de mercado.
"Sus principales líneas de acción consideran el levantamiento, análisis y cuantificación de casos de uso y servicios tecnológicos, con el objetivo final de crear un Hub de hidrógeno verde que permita potenciar este recurso en la región", aseguran desde Comité Corfo Antofagasta.
Uno de los expertos que participó de la jornada de lanzamiento del H2VA fue Erwin Plett, socio-gerente de Low Carbon Chile SpA, Director de H2 Chile (la Asociación Chilena de Hidrógeno) y "Embajador del Hidrógeno Verde.
En una entrevista para Energía Estratégica, Plett enfatiza sobre la utilidad de estos hubs para que Chile pueda alcanzar los objetivos de su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, las potencialidades que propone esta herramienta y las capacidades de este vector energético. ¿Cuál es el propósito de la conformación de este Hub de Hidrógeno Verde en Antofagasta? El H2VA tiene por objeto aprovechar el potencial energético que ofrece el desierto de Atacama.
Debido a que no existe actualmente un mercado de hidrógeno verde (H2V) a nivel nacional, regional, o mundial, es necesario aglutinar empresas y entidades que tengan una posible demanda con aquellas que ofrezcan el producto H2 verde y los servicios necesarios.
Esto significa conformar un espacio colaborativo en que estén integrados todos los actores que conforman la cadena de valor de este producto.
Chile importa prácticamente todos sus combustibles fósiles (quema literalmente unos USD 11.000 millones/año), y recién estamos comenzando a usar nuestras propias energías renovables en forma de electricidad y calor renovables.
En toda actividad la demanda energética es fluctuante y ella tradicionalmente se maneja con almacenamiento previo a la generación, así como tenemos la gasolina almacenada en el estanque de un vehículo y lo utilizamos sólo cuando hay demanda de transporte.
Muchas renovables son intrínsicamente variables (por ejemplo, no hay electricidad fotovoltaica de noche, ni eólica con poco viento o con demasiado viento).
Para cubrir una demanda fluctuante con una generación eléctrica variable, hay que almacenar la electricidad renovable después de su generación, algo nada fácil, ya que los electrones no se dejan almacenar a gran escala.
A nivel mundial, hoy la electricidad sobrante se almacena en un 91% centrales de bombeo (pump hydro storage), en un 5% en forma de iones en baterías electroquímicas (las tradicionales de plomo-ácido o las nuevas de Ion-Litio), y un 3% como fluidos calientes.
Una nueva forma muy flexible de almacenar y transportar electricidad renovable será a futuro en forma de moléculas como el Hidrógeno Verde y sus derivados energéticos.
Esta es una aplicación nueva para el Hidrógeno a nivel mundial, y para la Región de Antofagasta.
Para aunar los esfuerzos en la creación de esta nueva industria sustentables, se ha institucionalizado ahora este Hub de Hidrógeno Verde Antofagasta, una alianza público-privada a la que con el tiempo se incorporarán más entidades y empresas. 
Erwin Plett, Socio de Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile) ¿Qué potencialidad tiene la zona para aportar a la producción de hidrógeno? Antofagasta, así como todas las regiones desérticas del mundo, tiene un alto potencial solar para generar electricidad renovable.
Esta región privilegiada concentra el 55% del Potencial Renovable de Chile.
Los estudios de la GIZ y de CORFO le asignan a la región de Antofagasta unos 800GW en potencial fotovoltaico y unos 400GW en Concentración Solar de Potencia (CSP), como la flamante Planta Cerro Dominador con una potencia instalada de 0,11GW.
A modo de comparación, la potencia eléctrica total instalada en Chile a fines del 2021 fue (sumando peras con manzanas) de 30.862MW = 30,9GW.
Se debe enfatizar que no se pueden sumar las Potencias, ya que la Energía -y por lo tanto el Hidrógeno Verde a producir- dependen del Factor de Planta, es decir, del tiempo que puede generar anualmente.
Si consideramos un Factor de Planta para la generación fotovoltaica con un 35% y la CSP con un 80% en la desértica región de Antofagasta, vemos que la energía a producir con estas dos tecnologías solares (sin considerar potencial eólico, geotérmico o marítimo) sería de unas 5,3PWh anuales.
Con las eficiencias actuales de electrolizadores comerciales se podrían generar unas 110MtonH2/año, lo que representa casi un 160% de todo el H2 producido hoy mundialmente para sus usos químicos tradicionales.
La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde postula utilizar de aquí al 2050 el 10% del potencial renovable de Chile, lo que significa crear en 30 años una industria sustentable equivalente en volumen a toda la minería, en la que llevamos más de un siglo escalando y desarrollando. ¿Están dadas las condiciones para el éxito de este hub en Antofagasta? La Región de Antofagasta, de tradicional vocación minera, tiene por un lado los grandes consumidores puntuales de energía, las empresas mineras que deberán descarbonizar su canasta energética completa, y se encuentran establecidas en una zona con el impresionante potencial renovable mencionado anteriormente.
En la minería aproximadamente la mitad de la energía utilizada es electricidad, y la otra mitad son combustibles fósiles, especialmente diésel para los grandes camiones CAEX.
Se han realizado grandes esfuerzos en tener una matriz eléctrica renovable, pero todavía no hay avances en reducir las emisiones de los combustibles fósiles.
Aquí es donde el Hidrógeno Verde tiene su principal aplicación.
Tenemos una minería de clase mundial con muchísimos proveedores tecnológicos nacionales, y ese potencial es el que queremos aprovechar para la naciente economía del hidrógeno aglutinados en el Hub de Hidrógeno Verde Antofagasta.
Desde el punto de vista de las inversiones, los proyectos que están en la evaluación ambiental, vemos que esta región minera se está convirtiendo paulatinamente en una región energética con mayores inversiones en el rubro energético. ¿Cuáles son los pilares que se necesitará para el desarrollo de esta industria? Para generar cualquier industria se requiere de demanda y de oferta, ambas inexistentes en el caso del Hidrógeno Verde.
Para armar este mercado desde cero, se requiere tecnología que está a disposición en el mundo, de una regulación habilitante que tenemos que desarrollar en el país, el Capital Financiero para una industria no bancable (similar al caso de la energía fotovoltaica hace una década atrás) que pide sobre todo seguridad para inversiones que son a largo plazo y Capital Humano que tenemos que crearlo nacionalmente.
Uno de los pilares de trabajo transversales es la educación, capacitación y entrenamiento de la fuerza laboral, en paralelo con la generación de Energías Renovables de todos los orígenes y su Almacenamiento, ya sea con baterías para el corto plazo o en forma de Hidrógeno Verde y sus derivados energéticos para grandes cantidades y tiempos.
Con esta cooperación entre la industria, el estado, y la academia estamos integrando los diferentes estamentos de la sociedad civil que requieren de información y participación. ¿Podrían conformarse otros hubs de hidrógeno verde en Chile? Tanto en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde como en el Plan de Energía de Largo Plazo (PELP) se visualiza que fuera de Antofagasta tiene prioridad la creación de otro hub de Hidrógeno Verde en la Región de Magallanes, la que cuenta con un recurso eólico de clase mundial, y en la que actualmente se anuncia la inversión en varios megaproyectos con capacidades de 1GW hasta 10GW eólicos.
En la Patagonia se destaca un proyecto para la generación de e-fuels, combustibles sintéticos verdes (Proyecto HIF, Highly Innovative Fuels) que facilitará la carbono-neutralidad de vehículos con motores a combustión interna convencionales.
Cabe recordar que no son los motores de combustión interna los que contaminan, sino que el combustible utilizado.
Los e-fuels son más caros en costos operacionales (OPEX), pero no requieren de inversión en nuevos vehículos (CAPEX), y lo que le interesa al usuario final es el TCO, el costo del pasajero/km o de la tonelada/km transportada que incluye ambos conceptos, y es evaluado en todo el ciclo de vida.
Como las tecnologías de trasporte de hidrógeno a ultramar están recién en desarrollo, tanto en forma criogénica (Hidrógeno líquido) como con el uso de portadores (carriers) líquidos y sólidos, las exportaciones de esta energía limpia al hemisferio norte se harán en un comienzo en forma de amoníaco, cuya tecnología y logística está resuelta hace muchas décadas.
Durante el lanzamiento del Hub de Hidrógeno Verde Antofagasta se conversó sobre otro Hub naciente, la Alianza Estratégica Hidrogeno Verde para el BioBío, que consiste en un ecosistema de innovación colaborativo para desplegar el potencial del Hidrógeno Verde en la Región del Biobío y la macro región centro-sur de Chile.
Esta es una región en el centro de Chile que aglutina tanto una refinería de petróleo como la mayor parte de la industria de la madera y celulosa, y tiene una apreciable cantidad de puertos, lugares que a nivel mundial se están posicionando como centros de uso y transferencia de hidrógeno y sus derivados energéticos. ¿Qué ventajas tiene el hidrógeno verde en comparación de otras formas de almacenamiento de energías renovables variables? Las diferentes formas de almacenar electricidad renovable son complementarias y cada una tiene su nicho de aplicación económica dependiendo de la cantidad de energía a almacenar y el tiempo durante el que se requiere almacenar esa energía, es decir, la potencia de carga y descarga.
No hay una solución única para todas las aplicaciones.
Para graficar las diferentes aplicaciones cabe señalar que los condensadores (y supercondensadores) se utilizan para pequeñas cantidades de electricidad <100kWh y cortos tiempos de carga y descarga entre milisegundos y minutos, mientras que las baterías electroquímicas (BESS, battery electric storage systems) presentan capacidades económicas de unos 10MWh y tiempos de algunas horas.
El almacenamiento térmico en fluidos calientes va entre 10kWh hasta 10GWh y respalda entre horas y varios días de suministro.
Las aplicaciones de centrales de bombeo en altura se mueven entre 10GWh y 100GWh y se utilizan también para el respaldo eléctrico de varios días.
Si se requiere almacenar aún mayores cantidades de energía desde >100GWh a algunos TWh se utilizarán moléculas como el Hidrógeno o el Gas Natural Sintético, es decir, el metano verde.
Una de las aplicaciones interesantes es la electromovilidad marina, en la que barcos como transbordadores modernos utilizan supercondensadores para el corto impulso inicial, baterías electroquímicas para las maniobras, y después en el trayecto se usan celdas de combustible a hidrógeno.
Aquí se aprecia en la práctica la complementariedad de las diferentes formas de almacenamiento de electricidad renovable.
La descarbonización del transporte marítimo al 2050, como está planteada por la IMO, la organización internacional marítima, va por el camino acelerado de la utilización de combustibles carbono-neutrales en los pesados motores marítimos convencionales con amoníaco verde o con e-metanol (o también biometanol).
Ya se han puesto órdenes de compra para grandes barcos con estos nuevos combustibles limpios.
En la región de Antofagasta están en marcha los primeros megaproyectos para la síntesis de amoníaco verde.