Escalar el hidrógeno verde en una publicación

El hidrógeno limpio es un conjunto de tecnologías en etapa inicial que tienen el potencial de ser una “navaja suiza” de descarbonización a largo plazo en Estados Unidos. Puede promover la descarbonización de Estados Unidos reemplazando el hidrógeno tradicional en las aplicaciones industriales actuales en el corto plazo y sustituyendo una variedad de combustibles y materias primas en el largo plazo, pero requerirá un importante apoyo de políticas e inversiones para alcanzar los niveles necesarios. El crédito fiscal para la producción de hidrógeno limpio incluido en la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) recientemente aprobada es un paso significativo para asegurar un lugar para el hidrógeno limpio en la economía estadounidense. Ahora, el Servicio de Impuestos Internos (IRS) está lidiando con las regulaciones de implementación para el crédito, tratando de decidir cómo contabilizar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) provenientes de la generación de electricidad utilizada para producir hidrógeno electrolítico (un tipo de hidrógeno limpio, a menudo llamado hidrógeno verde). ).

En esta nota, analizamos las compensaciones de las decisiones que el IRS tiene por delante. Para que el hidrógeno verde desempeñe un papel en un futuro descarbonizado, Estados Unidos necesita adquirir experiencia en la construcción e instalación de electrolizadores a una escala sin precedentes hoy para establecer una industria nacional y reducir los costos. Adherirse a reglas restrictivas para reclamar el crédito en el corto plazo puede obstaculizar la capacidad de esta industria para crecer, reduciendo la variedad de oportunidades de hidrógeno limpio en el futuro. Al mismo tiempo, los formuladores de políticas deben brindar claridad sobre un camino futuro que garantice que el hidrógeno verde realmente reduzca las emisiones de GEI a largo plazo. Un modelo que podría ser útil para Estados Unidos es el enfoque de contabilidad de GEI para el hidrógeno verde que la Comisión Europea estableció recientemente, que es un enfoque gradual en el tiempo hacia reglas más restrictivas. En EE. UU., la flexibilidad a corto plazo en estas reglas probablemente conduzca a aumentos modestos en las emisiones generales de GEI en los próximos años, pero mantener una industria del hidrógeno verde que en última instancia se adhiera a reglas estrictas en el futuro puede garantizar que el hidrógeno verde pueda desempeñar un papel significativo en una descarbonización profunda.

El hidrógeno limpio tiene el potencial de desempeñar un papel importante en una economía descarbonizada como combustible, materia prima y medio de almacenamiento de energía en múltiples sectores. En investigaciones anteriores sobre Rhodium antes de que se aprobara el IRA, evaluamos las oportunidades a corto y largo plazo para aumentar de manera efectiva el hidrógeno limpio. Las mayores oportunidades de reducción de emisiones en el corto plazo provienen de cambiar los actuales aproximadamente 10 millones de toneladas de demanda anual de hidrógeno en Estados Unidos de la producción convencional basada en combustibles fósiles a métodos de producción más limpios. Esta demanda está impulsada por procesos industriales, entre los que destacan las refinerías, la producción de amoníaco y la producción de metanol. Hoy en día, casi todo este hidrógeno se produce mediante el proceso de reformación de metano con vapor (SMR), que convierte el gas natural en hidrógeno y emite alrededor de 100 millones de toneladas de CO2e al año o poco menos del 2% de las emisiones netas de GEI de EE. UU. (Figura 1). Reducir estas emisiones mediante la transición a una producción limpia de hidrógeno puede marcar una diferencia pequeña pero mensurable en la trayectoria de descarbonización de Estados Unidos.

Con el tiempo, se pueden lograr reducciones más profundas de las emisiones sustituyendo combustibles fósiles tradicionales por hidrógeno limpio en nuevos casos de uso, incluso como combustible o materia prima industrial y como combustible de transporte para aplicaciones difíciles de electrificar, como el transporte por carretera. Los mayores beneficios en materia de emisiones derivados del hidrógeno limpio se materializan cuando su uso se amplía a estas aplicaciones futuras, en comparación con el impacto en las emisiones relativamente pequeño de la descarbonización del consumo de hidrógeno existente en la actualidad.

Varias vías tecnológicas pueden producir hidrógeno con intensidades de gases de efecto invernadero (GEI) significativamente más bajas. Dos de los más comúnmente discutidos son la adaptación de los SMR con captura de carbono y la producción de hidrógeno mediante electrólisis. En el primero, el CO2 se puede capturar en varios puntos del proceso de conversión de gas natural en hidrógeno, lo que produce una intensidad de emisiones de producción hasta un 99% menor que la producción no controlada de SMR, aunque las oportunidades más económicas para la captura de carbono en estas instalaciones serán probablemente produzcan menos reducción de emisiones. Nuestras investigaciones anteriores han indicado que la captura de carbono en las instalaciones SMR actuales (también llamadas hidrógeno azul) puede desempeñar un papel en la descarbonización a corto plazo; sin embargo, esta nota se centra en el hidrógeno electrolítico producido con electricidad de bajas emisiones, comúnmente conocido como hidrógeno verde. El hidrógeno verde utiliza electricidad en presencia de un catalizador para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno, sin emitir CO2 en el punto de producción. Sin embargo, se pueden emitir CO2 y otros GEI al generar la electricidad utilizada en el proceso.[1]

Este futuro para el hidrógeno verde está lejos de estar garantizado y no está claro qué papel desempeñará específicamente el hidrógeno verde. Pero sabemos con certeza que no ayudará a descarbonizar el sistema energético estadounidense a menos que se cumplan tres cosas:

Para que el hidrógeno verde desempeñe un papel en un futuro sistema energético descarbonizado, Estados Unidos debe comenzar a adquirir experiencia en la construcción e instalación de electrolizadores rápidamente. Se necesita tiempo para que las nuevas tecnologías se propaguen en el mercado a medida que los desarrolladores trabajan para establecer cadenas de suministro, capacitar a la mano de obra y aprender a navegar los procesos burocráticos. Este aumento del despliegue del hidrógeno también es necesario para reducir costes y garantizar un suministro barato de hidrógeno verde.

¿Qué tan rápido pueden crecer los electrolizadores? Un ejemplo útil proviene del meteórico ascenso de la energía eólica y solar. Durante los períodos de ampliación de escala de 10 años más rápidos de este siglo, las instalaciones eólicas a escala comercial crecieron en un promedio del 42% anual, y las instalaciones solares a escala comercial crecieron en un promedio del 97% anual. Incluso si los electrolizadores están en el mismo camino que la energía solar, sólo están en camino de proporcionar menos del 20% de la demanda actual de hidrógeno en diez años. Al igual que con la energía eólica y solar, una ampliación agresiva o, en este caso, incluso modesta, no se logrará únicamente con las fuerzas del mercado: será necesario apoyo político para aumentar la disponibilidad de hidrógeno verde.

Se adoptó un crédito fiscal a la producción de hidrógeno (PTC) como parte de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) en 2022 y es una política importante que identificamos en nuestra nota anterior como clave para el aumento del hidrógeno. Junto con un conjunto de otros créditos fiscales, especialmente los créditos fiscales para la inversión y la producción de electricidad limpia, el PTC de hidrógeno (también llamado crédito fiscal de 45 V, por su sección en el código fiscal) puede reducir el costo del hidrógeno limpio para que sea competitivo en términos de costos. con hidrógeno producido por SMR.

El crédito fiscal de 45 V es especialmente importante para el hidrógeno verde. Si el hidrógeno verde puede demostrar emisiones de GEI de ciclo de vida muy bajas, puede calificar para créditos fiscales de hasta $3/kg. Ese nivel de crédito fiscal puede impulsar un despliegue significativo de electrolizadores. La pregunta clave que el IRS está tratando de abordar actualmente es cómo calcular esa huella de GEI, a la que volveremos más adelante en esta nota.

A pesar de este importante impulso del lado de la oferta, no se han promulgado impulsores importantes del lado de la demanda para incentivar o exigir la transición al hidrógeno verde. Para que el hidrógeno verde desempeñe un papel significativo en la descarbonización a largo plazo, debe ir más allá de simplemente reemplazar la producción actual de SMR. Sin embargo, crear el mercado de hidrógeno verde necesario para la descarbonización requiere una política suficiente del lado de la demanda que incentive ese cambio. Para que el mercado del hidrógeno verde realmente crezca, estas políticas deberán existir en forma de estándares sectoriales o políticas de carbono sectoriales o para toda la economía.

Los retrasos en la instalación de electrolizadores en el corto plazo darán como resultado un aumento general más lento de la capacidad de los electrolizadores y, por lo tanto, menos beneficios en materia de emisiones a largo plazo. Al evaluar las ventajas y desventajas de la implementación de políticas, es importante comprender el equilibrio entre los considerables beneficios de reducción de emisiones a largo plazo y los impactos a corto plazo. Esto nos lleva nuevamente a la importancia de las decisiones del IRS sobre la implementación del crédito fiscal 45V.

El lenguaje legal del PTC del hidrógeno es sencillo: para calificar para el nivel más alto de crédito fiscal, el hidrógeno debe producirse mediante un proceso con una tasa de emisiones de GEI durante el ciclo de vida inferior a 0,45 kg de CO2e por kg de hidrógeno. Hoy en día, el hidrógeno electrolítico necesita el valor total del crédito para acercarse a la competitividad de costos con el hidrógeno SMR, por lo que sus productores deben demostrar una tasa de emisiones muy baja. La electrólisis es un proceso que consume mucha electricidad y las emisiones procedentes de la generación de electricidad son las que más contribuyen a la tasa de emisiones total del ciclo de vida. Por lo tanto, los GEI emitidos al generar electricidad que fluye hacia el electrolizador realmente importan.

Las partes interesadas y los interventores han propuesto varios enfoques para calcular las emisiones de GEI procedentes de la generación de electricidad relevante. Los más estrictos de estos enfoques requieren disposiciones de adicionalidad y equiparación temporal y regional. En este enfoque, para que la electricidad califique como de cero emisiones, cada kilovatio-hora (kWh) de electricidad que ingresa a un electrolizador debe combinarse con un kWh de electricidad generado a partir de un nuevo generador de cero emisiones ubicado en la misma región que el electrolizador cada hora. Esto proporciona el mayor grado de seguridad de que la demanda de electricidad del electrolizador no está provocando un aumento de las emisiones de GEI en el sector energético, produciendo así el hidrógeno más limpio posible. Otros enfoques varían aspectos de esta fórmula, incluida la igualación de kWh anualmente en lugar de cada hora, no requerir que el recurso de cero emisiones sea nuevo y no requerir su colocación relativa con el electrolizador.

Exigir un alto grado de rigor en las variables regionales, temporales y de adicionalidad desde el primer día tiene un costo. Los usos finales industriales que hemos destacado como mercado actual de hidrógeno verde necesitan un suministro relativamente constante de hidrógeno. Esto se puede lograr fortaleciendo la energía eólica o solar barata con almacenamiento en baterías u otras formas de generación de electricidad sin emisiones, lo que permitirá una producción más estable a partir del electrolizador. Los modelos de optimización del sistema energético proyectan impactos mínimos en los costos a lo largo del tiempo a medida que el sistema planifica y se equilibra con esta demanda. Pero hoy en día, los contratos firmes de electricidad limpia tienen un costo superior: por ejemplo, un aumento del 38% en el precio de un acuerdo de compra de energía solar (PPA) combinado con almacenamiento en baterías en comparación con un PPA solar tradicional (Figura 2).

Dado que el costo de la electricidad es el factor más importante en el costo de producir hidrógeno electrolítico, estas primas de costos pueden elevar rápidamente el costo total de producción por encima del costo del hidrógeno SMR, incluso con el crédito fiscal completo de $3/kg en vigor. El aumento de costos al cambiar de un PPA solar independiente a un PPA de energía solar más almacenamiento aumenta el costo total subsidiado de la producción de hidrógeno de $0,93-$2,98/kg a $1,49-$3,65/kg.[2] El hidrógeno SMR hoy en día se produce a un costo de alrededor de $1 a $1,50/kg, dependiendo del precio del gas natural, por lo que la prima de costo adicional hace que la economía del hidrógeno verde sea difícil de evaluar incluso en el extremo inferior de nuestros rangos de costos.

Reafirmarse con una batería de cuatro o incluso ocho horas tampoco mejora la regularidad de la producción de electricidad lo suficiente como para crear un flujo de hidrógeno útil para aplicaciones industriales. Los productores o consumidores de hidrógeno pueden construir grandes instalaciones de almacenamiento para retener el hidrógeno hasta que sea necesario, pero el costo de ese equipo de almacenamiento, que depende del tipo de almacenamiento y el contexto del sitio individual, aumenta con su tamaño y nuevamente se suma al costo total del hidrógeno. .

Más allá de las implicaciones en los costos de producción de hidrógeno, el seguimiento horario de los atributos de emisiones de la electricidad todavía es relativamente nuevo en Estados Unidos. Ha habido avances prometedores a este respecto entre las principales plataformas de seguimiento de certificados de atributos energéticos (EAC): la plataforma M-RETS, que rastrea los EAC voluntarios en varias partes del país, desarrolló herramientas de seguimiento por horas en 2019, mientras que PJM GATS, solía rastrear Se espera que los EAC de cumplimiento en la región del mercado eléctrico de PJM liberen la capacidad de hacerlo este año. Aún así, actualmente no existe una plataforma común a nivel nacional para rastrear los EAC por hora en los EE. UU. Esto hace que la igualación constante de electricidad limpia cada hora para proyectos de producción de hidrógeno verde en etapas iniciales sea un desafío, si no imposible.

Por otro lado, flexibilizar la equiparación horaria con un requisito anual aumentará las emisiones del sector eléctrico en el corto plazo. Para simplificar un poco, si los electrolizadores funcionan a factores de capacidad relativamente estables, esa demanda está aumentando la generación de algunos generadores alimentados con combustibles fósiles cuando el recurso renovable contratado a través de un PPA no está generando. Como destacamos anteriormente, el hidrógeno verde no puede contribuir a una descarbonización significativa si no genera bajas emisiones.

Para evaluar las posibles compensaciones entre la igualación horaria y anual, puede resultar útil considerar la escala de emisiones que podría ocurrir en el escenario de igualación anual menos restrictivo. Como se mencionó anteriormente, la capacidad de los electrolizadores de EE. UU. hoy comienza desde un nivel muy bajo. Incluso con la IRA y la Ley de Empleo e Inversión en Infraestructura (IIJA), llevará tiempo ampliarla. Si la capacidad de electrolizadores crece un 50% más rápido que lo que lo hizo la capacidad solar a escala comercial en su mejor período de 10 años, la capacidad instalada de electrolizadores podría alcanzar los 21 GW en 2030, produciendo poco menos de 3 millones de toneladas de hidrógeno, alrededor del 30% de la demanda total de hidrógeno en la actualidad ( Figura 3). La electricidad adicional utilizada para la electrólisis representaría aproximadamente un aumento del 4% en el uso total de electricidad ese año.

Con un promedio anual, estimamos que la generación de electricidad para alimentar estos electrolizadores podría aumentar las emisiones totales de gases de efecto invernadero provenientes de la producción de hidrógeno entre 34 y 58 millones de toneladas en 2030, por encima del nivel actual de 100 millones de toneladas por año (un aumento de aproximadamente el 1 % en las emisiones de GEI en toda la economía) y un aumento acumulado de 56-97 MMT en las emisiones desde 2023 hasta 2030.[3] Para contextualizar esta cifra, el Departamento de Energía considera que, si puede escalar, el hidrógeno limpio puede reducir las emisiones totales de gases de efecto invernadero de EE. UU. en 660 millones de toneladas en 2050.

Estas cifras son un límite superior conservador sobre el impacto del promedio anual, ya que se basan en altas tasas de emisiones por hora y no suponen ninguna mejora en la intensidad de carbono de la red con el tiempo. La red ya está en camino de ser sustancialmente más limpia de lo que es hoy; estimamos que la IRA puede impulsar la proporción total de generación limpia del 43% actual al 60-81% para 2030.

Aunque la coincidencia temporal es quizás el elemento de diseño más debatido, los otros elementos también importan bastante. Nuestras estimaciones de emisiones aumentan 73 MMT en 2030 si no hubiera requisitos de adicionalidad y a 63-100 MMT si el hidrógeno solo se produjera en partes del país con las redes eléctricas con mayores emisiones. Finalmente, nuestras estimaciones suponen que el hidrógeno electrolítico satisface la demanda que actualmente satisface el hidrógeno producido por SMR. Si todo este hidrógeno se destinara a nuevos usos finales y no hubiera una reducción en la producción de SMR, nuestras estimaciones de emisiones aumentarían a 60-85 MMT en 2030.[4]

Acciones adicionales que impulsen la descarbonización de la red pueden mitigar parte de este aumento de emisiones a corto plazo. Así como una red más limpia reduce el impacto de las emisiones durante el ciclo de vida de otras nuevas tecnologías electrificadas, como los vehículos eléctricos y las bombas de calor, hará lo mismo con la producción de hidrógeno electrolítico en relación con la red actual, especialmente en la medida en que la red más limpia incluya un mayor factor de capacidad. , fuentes de generación de cero emisiones. El despliegue a gran escala de baterías de servicios públicos y una mayor transmisión también pueden ayudar a que haya más energía sin emisiones disponible en más partes del país y en más momentos. Más allá de los aumentos en la generación que se espera que se materialicen gracias al IRA, las políticas que incluyen las regulaciones de las plantas de energía de la EPA y el trabajo para abordar los cuellos de botella en la transmisión, los problemas de ubicación y permisos para las energías renovables, los retrasos en las colas de interconexión y las limitaciones de la cadena de suministro pueden ayudar a asegurar el progreso hacia una red más limpia y conducirlo más lejos.

Estados Unidos no es el único lugar que lucha con lo que constituye hidrógeno limpio. La Comisión Europea estableció recientemente sus reglas para lo que se considera hidrógeno verde, proponiendo un enfoque gradual, y es instructivo por un par de razones. En primer lugar, la UE es otro gran consumidor de energía que lucha por lograr sus objetivos climáticos. En segundo lugar, sus requisitos se aplican también a cualquier hidrógeno importado al continente, lo que significa que los productores de hidrógeno estadounidenses tendrían que cumplirlos si quieren considerar a la UE como un mercado de exportación.

En cuanto a la cuestión del emparejamiento temporal de electricidad limpia con la producción de hidrógeno, el modelo europeo comienza con un emparejamiento mensual, señalando que un emparejamiento más granular “se ve obstaculizado en el corto plazo por barreras tecnológicas para medir el emparejamiento horario, las implicaciones desafiantes para los diseños de electrolizadores, así como como la falta de infraestructura de hidrógeno que permita el almacenamiento y transporte de hidrógeno renovable a los usuarios finales que necesitan un suministro constante de hidrógeno”.

Cada uno de estos desafíos también resulta cierto en el contexto estadounidense, en particular las barreras tecnológicas al emparejamiento por horas. Como mencionamos, actualmente no existe un sistema nacional de seguimiento de la generación por horas y no está claro cuándo estará implementado. Los proyectos de hidrógeno probablemente tendrán dificultades para conseguir financiación si los promotores necesitan cumplir con un requisito de contrapartida horaria sin un marco común para su cumplimiento.

Dada la naturaleza fragmentada de los mercados eléctricos estadounidenses, es probable que la igualación mensual sea incluso exagerada en el futuro previsible. En particular, la UE tiene un mercado energético común, mientras que el mercado estadounidense está muy segmentado. Europa se centra en lograr el ajuste horario para 2030, proporcionando un buen modelo para una transición a mediano plazo. ​​El enfoque de Europa también incluye una cláusula de revisión para una correspondencia más granular en 2028, examinando los impactos del aumento de la rigurosidad en los costos de producción de hidrógeno.

El enfoque de la UE también requiere equiparación regional y que la electricidad utilizada para la producción de hidrógeno sea de construcción relativamente reciente (es decir, que esté en funcionamiento dentro de los tres últimos años antes de que comience la producción de hidrógeno), con excepciones limitadas para las regiones que ya tienen redes muy limpias. Las reglas también incluyen una “fase de transición”, que permite a las instalaciones en operación antes de 2028 obtener una exención de las reglas de adicionalidad hasta 2037.

Los electrolizadores son una solución tecnológica clave para reducir las emisiones de los procesos industriales existentes que utilizan hidrógeno a base de gas natural. Con el tiempo, también podrán desempeñar cada vez más un papel en otras aplicaciones. Para aprovechar los beneficios potenciales del hidrógeno verde, Estados Unidos necesita desarrollar una industria para construir e instalar electrolizadores, algo que es poco probable que suceda si las regulaciones restrictivas limitan el despliegue de electrolizadores a corto plazo.

Se espera que la capacidad mundial de fabricación de electrolizadores crezca sustancialmente en los próximos años, y Estados Unidos corre el riesgo de perder una oportunidad clave de fabricación de energía limpia sin políticas de apoyo y una demanda interna sólida. Los costos de los electrolizadores se reducirán a medida que aumente la capacidad de fabricación global, y nada obliga a los desarrolladores de hidrógeno estadounidenses a comprar electrolizadores fabricados en Estados Unidos. Aún así, la implementación nacional puede ayudar a reducir aún más los costos en la curva de aprendizaje. Lograr fuertes reducciones en los costos de capital requiere un despliegue significativo de electrolizadores más allá de lo que ya está en proyecto, y Estados Unidos puede ayudar a llenar ese vacío.

Otro desafío de las regulaciones restrictivas sobre la producción de hidrógeno electrolítico es el riesgo de que el hidrógeno azul se convierta en la tecnología líder en la producción de hidrógeno limpio. Los SMR con captura de carbono ya pueden reclamar el crédito fiscal de 85 dólares por tonelada de la sección 45Q, y los desarrolladores y financieros ya tienen cierta experiencia trabajando con esa política. No existe ningún requisito de contabilidad del ciclo de vida según el 45Q si el CO2 se almacena permanentemente bajo tierra, y la medición de la reducción de emisiones es más sencilla: una tonelada de CO2 capturada resulta en un pago, una parada difícil. Especialmente si no hay políticas que impulsen una nueva demanda de hidrógeno, gran parte de la demanda actual de hidrógeno podría saturarse con hidrógeno azul, útil para la reducción de emisiones a corto plazo, pero no para disminuir la dependencia de los combustibles fósiles o el hidrógeno que desempeña un papel importante en las emisiones a largo plazo. término descarbonización.

Proporcionar una pista para limitaciones más restrictivas sobre lo que el hidrógeno califica para 45 V, incluida una coincidencia temporal y regional más granular a lo largo del tiempo similar a lo que la UE está considerando, puede orientar a los desarrolladores en la dirección correcta y al mismo tiempo brindarles una experiencia importante en la instalación de electrolizadores hoy y el desarrollo de una solución nacional. industria.

Al mismo tiempo, los formuladores de políticas no pueden ignorar el riesgo de emisiones a largo plazo que puede acompañar a un auge en el despliegue de electrolizadores. Para construir barreras de protección de emisiones, el IRS puede establecer fechas objetivo para aumentar la certeza sobre detalles clave de implementación, como una transición a una comparación más granular temporal. Estos enfoques graduales brindan a las industrias del hidrógeno y la energía las señales que necesitan para desarrollar herramientas de seguimiento, enfoques de cálculo, lenguaje contractual y otros elementos clave para garantizar que el hidrógeno verde contribuya a la descarbonización.

Mientras tanto, el IRS puede centrarse en implementar cosas (relativamente) fáciles basadas en los marcos y regulaciones existentes:

Encontrar un camino de transición que ponga en marcha la implementación y minimice las emisiones mientras se introduce gradualmente un listón alto para el rendimiento de GEI a lo largo del tiempo representa un compromiso y podría ser el mejor camino a seguir.

[1] Estos resúmenes no son evaluaciones completas del ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas con cada vía de producción.

[2] Los rangos de costos representan supuestos bajos, centrales y altos del costo de capital de los electrolizadores. Suponemos que las baterías en un entorno de almacenamiento solar más no pueden cargarse desde la red.

[3] Los extremos inferior y superior de los rangos representan la obtención de un PPA con instalaciones eólicas y solares, respectivamente. Suponemos que toda la electricidad adicional a la disponible por hora a través de estos PPA se emite a la tasa de emisiones no base de eGRID 2021, lo que probablemente exagera las emisiones, como analizamos a continuación.

[4] Estos resultados parecen relativamente improbables. Un requisito de adicionalidad es fácil de implementar, como se analiza más adelante, y la mayoría de las regiones del país con demanda de hidrógeno existente tienen electricidad promedio o más limpia que el promedio. Como se analizó anteriormente, la falta de nueva demanda de hidrógeno en este período significa que el hidrógeno verde está sustituyendo en gran medida o por completo al hidrógeno SMR. Tenga en cuenta que estas estimaciones son para cada componente individualmente y no son necesariamente aditivas.

Esta investigación independiente y no partidista se llevó a cabo con el apoyo de Breakthrough Energy. Los resultados presentados en este informe reflejan las opiniones de los autores y no necesariamente las de la organización que los respalda.