1. Una encrucijada del gas natural en la industria pesada
La industria intensiva en carbono —cementeras, acereras o petroquímicas— ha dependido históricamente del gas natural como vector energético o como fuente de hidrógeno basal. Sin embargo, ante las metas de descarbonización y la presión regulatoria, emerge la necesidad de escoger entre seguir con gas natural o saltar hacia vectores más limpios, como el hidrógeno verde o azul.
En Europa, por ejemplo, la industria del acero representa aproximadamente un 5 % de las emisiones de CO₂ del bloque y enfrenta un compromiso de reducción del 55 % para 2030. El informe del International Renewable Energy Agency (IRENA) recuerda que el hidrógeno ya se utiliza comercialmente en refinerías, la industria química y para generación de calor, lo que abre la puerta a nuevas aplicaciones industriales.
Aunque el gas natural ha permitido aliviar emisiones frente al carbón, su papel como “combustible puente” presenta límites: fugas de metano, dependencia de importaciones, y la necesidad de capturar emisiones residuales. Frente a ello, el hidrógeno verde —producido mediante electrólisis con renovables— y el hidrógeno azul —derivado de gas natural con captura de CO₂— aparecen como alternativas de industria limpia para 2030.
2. Comparativa de vectores: gas natural vs hidrógeno verde/azul
A. Gas natural
- Ventaja: infraestructura existente, abundancia, coste relativamente bajo.
- Limitación: sigue emitiendo CO₂ y/o metano, tiene techo regulatorios y de sostenibilidad.
B. Hidrógeno azul
- Ventaja: permite aprovechar la cadena del gas natural con captura de carbono, más transición que revolución.
- Limitación: depende de que la captura de carbono sea eficaz, además de que el gas siga presente; puede seguir la dependencia de hidrocarburos.
C. Hidrógeno verde
- Ventaja: industria limpia auténtica, emisiones próximas a cero en proceso, alineado con energía 2030.
- Limitación: coste elevado (aunque en descenso), necesidad de renovables a gran escala, de infraestructura de transporte/storage, también de mercados industriales de offtake.
En Europa, por ejemplo, la demanda proyectada de hidrógeno renovable sólo para la siderurgia podría requerir hasta 1.7 Mt/a para 2030, lo que corresponde a cerca del 19 % del objetivo de producción de hidrógeno doméstico del bloque. En México, un diagnóstico apunta que el país podría desarrollar hasta 39 GW de capacidad de electrólisis para hidrógeno verde.
3. Casos en México, Chile y Europa: industria pesada en transición
México
El estudio “Green Hydrogen in Mexico: towards a decarbonization of …” señala que México cuenta con buenas condiciones para fabricar tecnologías del hidrógeno (electrolizadores, almacenamiento) y para desarrollar el hidrógeno verde como vector para refinerías y petroquímicas. En el sector cementero y químico se identifican oportunidades de sustitución de combustibles fósiles por hidrógeno. Además, un reciente “Sector Study on Hydrogen in Mexico” detalla que el uso de hidrógeno en México está ligado históricamente a la industria petroquímica y fertilizantes.
Por tanto, la ruta para la industria mexicana plantea primero el reemplazo del gas natural por hidrógeno azul (o gas natural+CCS) y luego la expansión del hidrógeno verde, aprovechando su recurso renovable (solar, eólica) y su proximidad a Estados Unidos como mercado.
Chile
Aunque los informes específicos sobre cemento y acero en Chile no fueron localizados al detalle en esta revisión, Chile se perfila como un eje de hidrógeno verde por su enorme potencial de solar y eólica. Esto abre la vía para que sus industrias químicas y de materiales aprovechen el hidrógeno como catalizador de la transición industrial.
(Se recomienda complementar con informes nacionales chilenos para análisis detallado.)
Europa
La región enfrenta enormes desafíos: altas tarifas eléctricas, costos altos de capital, y demanda urgente de reducción de emisiones en industrias difíciles de electrificar. Según el informe “The Case for Re-calibrating Europe’s Hydrogen Strategy”, el enfoque en sectores “hard-to-abate” como acero y cemento es clave.
Al mismo tiempo, la industria del acero alemana ha solicitado aplazar plazos para el uso masivo de hidrógeno, citando incertidumbre en infraestructura y coste. En ese contexto, la transición desde el gas natural hacia el hidrógeno (verde o azul) en Europa es un proceso complejo, costoso, pero con impactos potenciales muy altos para la industria limpia.
4. Factores clave, barreras y palancas para 2030
Barreras
- Infraestructura: transporte, almacenamiento y red de hidrógeno aún insuficientes.
- Costes: el hidrógeno verde sigue siendo más caro que el gas natural; necesita economías de escala y reducción de costes de electrólisis.
- Regulación y mercado: falta de incentivos, marcos normativos claros, contratos de offtake garantizados. Por ejemplo, en Europa se debate cómo alinear la estrategia de hidrógeno con políticas industriales.
- Acceso a energía renovable: para que el hidrógeno verde sea puramente “verde”, requiere electricidad renovable adicional, lo que en algunos países supone un cuello de botella.
- Competencia de recursos: el sector de cemento, acero o petroquímica lucha por prioridad de recursos con otros usos (movilidad, generación eléctrica).
Palancas
- Incentivos financieros: subsidios, contratos de compra (PPA de hidrógeno), tarifas preferenciales de electricidad renovable.
- Sinergias industriales: reutilizar o adaptar la infraestructura del gas natural para hidrógeno o utilizar hidrógeno azul como paso intermedio.
- Escalado tecnológico: mejoras en electrolizadores, reducción de costes por aprendizaje, fabricación local. Ejemplo: México apunta a fabricar componentes de la cadena de valor de hidrógeno.
- Integración de cadena de valor: conectar productor de hidrógeno, usuario industrial (cementera, acerera, petroquímica) y transporte/almacenamiento.
- Visión estratégica 2030: fijar metas claras de uso de hidrógeno en industria pesada para 2030, como parte de la energía 2030.
5. Hacia 2030: ¿por qué optar por el hidrógeno verde para una industria limpia?
La transición al hidrógeno verde no es únicamente una cuestión técnica, sino también estratégica. Adoptar este vector permite a las industrias intensivas de carbono posicionarse en el mercado global de materiales verdecidos, responder a la presión de los consumidores y reguladores, y asegurar su viabilidad a medio y largo plazo. En México, Chile y Europa, la ruta al hidrógeno brinda la posibilidad de convertir un reto ambiental en oportunidad industrial.
A su vez, un enfoque mixto —gas natural + captura (hidrógeno azul) como puente, seguido del hidrógeno verde pleno— ofrece un camino pragmático, reduciendo riesgo y permitiendo escalar tecnologías hacia la energía 2030.
6. Llamado a la acción para tomadores industriales y políticas
Para las empresas cementeras, acereras y petroquímicas que aún dependen del gas natural, adoptar la ruta del hidrógeno verde –o al menos la híbrida con hidrógeno azul– representa una decisión clave hacia una industria limpia.
- Los decisores deben evaluar ya los contratos de offtake, la disponibilidad de electricidad renovable y la compatibilidad de sus procesos con hidrógeno.
- Los gobiernos deben crear marcos regulatorios que ofrezcan certidumbre, adoptar objetivos de hidrógeno en la industria para 2030, y facilitar el acceso a financiamiento y escalado tecnológico.
- La coordinación internacional —como la estrategia del European Commission para el hidrógeno en Europa o los diagnósticos de México— será esencial para asegurar que las ventajas competitivas no se pierdan y que la industria pesada avance hacia la descarbonización con éxito.
Adoptar hoy la ruta del hidrógeno verde es posicionarse para una industria competitiva, baja en carbono y alineada con la agenda global hacia la energía 2030.
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