La evolución de los combustibles marítimos durante las próximas décadas dependerá de una combinación de regulación, costes de producción, disponibilidad de materias primas, decisiones de inversión de los armadores y capacidad de los puertos para suministrar las nuevas alternativas energéticas. Un estudio elaborado conjuntamente por el Global Centre for Maritime Decarbonisation (GCMD) y Boston Consulting Group (BCG) analiza estas variables mediante diferentes escenarios hasta 2050 y sitúa el nivel de la penalización sobre las emisiones entre los principales factores que pueden alterar la competitividad entre los combustibles convencionales y las nuevas opciones.
El informe, titulado Navigating the Maritime Fuel Transition, parte de un modelo integrado que relaciona las políticas climáticas y los costes de los combustibles con las decisiones sobre motores, la evolución de la flota, el consumo energético y, finalmente, las necesidades de suministro en los puertos. El objetivo de los autores no es establecer una única trayectoria para la transición, sino estudiar bajo qué condiciones económicas y regulatorias las diferentes alternativas pueden resultar competitivas.
El análisis incluye como combustibles convencionales el fuelóleo de muy bajo contenido en azufre (VLSFO) y el GNL fósil, además de una opción basada en VLSFO con sistemas de captura de carbono a bordo. Entre los nuevos combustibles considerados figuran biodiésel de primera y segunda generación, aceite vegetal hidrotratado (HVO), bio-GNL, biometanol, bioetanol de primera y segunda generación, amoniaco azul, e-metanol y e-amoniaco. El modelo compara todos ellos sobre una base energética común y contempla seis configuraciones de motores, incluidas las soluciones duales para GNL, metanol, amoniaco y etanol.
Uno de los elementos que condiciona el horizonte de 2050 es el ritmo de renovación de la flota mundial. GCMD y BCG estiman una vida útil de los buques de entre 25 y 30 años y calculan que únicamente alrededor del 4% de la flota se renueva cada año. De este modo, los motores encargados durante los próximos años determinarán una parte sustancial de los combustibles que los buques estarán capacitados para utilizar durante las décadas siguientes.
El informe desarrolla tres escenarios regulatorios. El primero toma como referencia el Net-Zero Framework (NZF) de la Organización Marítima Internacional, con una penalización Tier-2 RU mantenida en 380 dólares por tonelada de CO2 equivalente hasta 2050. Un segundo escenario eleva gradualmente esta penalización desde los 380 dólares entre 2028 y 2030 hasta alcanzar 700 dólares por tonelada en 2050. El tercero analiza la aplicación del EU ETS y FuelEU Maritime sin la existencia de un marco global equivalente.
El punto de partida regulatorio continúa sujeto a cambios. El documento recuerda que el NZF acordado en principio durante el MEPC 83 de la OMI, celebrado en abril de 2025, vio aplazada su adopción formal en la sesión extraordinaria de octubre de ese año. Desde entonces se han presentado propuestas alternativas que deberán considerarse antes del MEPC 85, previsto para diciembre de 2026. Por tanto, el escenario base empleado por el estudio constituye una hipótesis de modelización y no una previsión de cuál será finalmente el mecanismo aprobado.
Con la penalización de 380 dólares utilizada en el escenario base, GCMD y BCG calculan que las nuevas opciones energéticas no alcanzan una competitividad generalizada frente a los combustibles convencionales durante el periodo analizado. Los incentivos temporales para combustibles de emisiones cero o próximas a cero reducen inicialmente la diferencia de costes, pero el modelo contempla que, al desaparecer esos apoyos durante la década de 2040, los combustibles convencionales vuelven a resultar económicamente más favorables en numerosos casos.
Esta situación tiene un efecto directo sobre la diferencia entre los motores instalados y los combustibles efectivamente consumidos. En el escenario base, los motores convencionales representarían el 24% de la flota en 2050, los motores convencionales con sistemas de captura de carbono un 30% y los motores duales de GNL un 22%. Los motores duales de metanol alcanzarían el 10% y los de etanol el 9%. Sin embargo, disponer de un motor compatible con un nuevo combustible no implica necesariamente utilizarlo si el combustible convencional continúa siendo más económico.
El informe utiliza el metanol para ilustrar esta diferencia. En el escenario base, los motores duales preparados para metanol representarían alrededor del 10% de la capacidad instalada, pero el combustible únicamente aportaría alrededor del 2% de la energía consumida por la flota. En el caso del amoniaco, la capacidad de los motores alcanzaría aproximadamente un 4%, frente a un consumo energético cercano al 2%. Esta diferencia responde a la capacidad de los motores duales para seguir funcionando con VLSFO u otros combustibles cuando su coste sea inferior.
El resultado cambia cuando el modelo eleva la penalización asociada al mecanismo de la OMI hasta los 700 dólares por tonelada de CO2 equivalente. Bajo este supuesto, los nuevos combustibles pasan a competir económicamente con los fósiles en un mayor número de casos. En comparación con el escenario base, disminuye la participación de los motores convencionales, de los equipados con captura de carbono y de los duales de GNL, mientras aumentan las configuraciones preparadas para metanol, etanol y amoniaco.
En este escenario, los nuevos combustibles, incluidos los drop-in que pueden emplearse en motores convencionales, representarían aproximadamente el 61% del consumo energético de la flota mundial en 2050. El VLSFO utilizado con captura de carbono a bordo aportaría otro 26%, mientras que el VLSFO convencional y el GNL fósil quedarían conjuntamente en torno al 13%.
La aplicación exclusivamente regional de las normas europeas produce un resultado diferente en el modelo. El informe calcula que los trayectos afectados por EU ETS y FuelEU Maritime representan aproximadamente el 20% del consumo energético del transporte marítimo internacional. Dentro de ese ámbito, las exigencias sobre intensidad de gases de efecto invernadero desplazan el consumo hacia alternativas con menores emisiones, pero fuera de la cobertura europea la transición resulta más lenta y el GNL conserva presencia en segmentos en los que mantiene una ventaja económica.
La comparación entre e-metanol y e-amoniaco ocupa una parte central del análisis. Pese a que el e-amoniaco presenta un menor coste de producción, el estudio calcula que ambos alcanzan un coste nivelado de utilización prácticamente equivalente. La ventaja inicial del amoniaco queda compensada por los mayores costes asociados al almacenamiento, la logística y las operaciones de suministro, además de las necesidades vinculadas a su toxicidad, la formación de las tripulaciones y las zonas de seguridad requeridas durante las operaciones de bunkering.
El hidrógeno renovable constituye la principal variable económica para ambos combustibles. Según los cálculos de GCMD y BCG, su coste representa entre el 54% y el 60% del coste nivelado de utilización del e-metanol y del e-amoniaco. Para 2030, el informe estima costes aproximados de entre 66 y 67 dólares por gigajulio para ambas alternativas. Hacia 2050, el crecimiento de la producción de hidrógeno y la reducción de los costes de la electricidad renovable y los electrolizadores llevarían el coste nivelado de ambos combustibles hasta aproximadamente 52 dólares por gigajulio en el escenario planteado.
El escenario base considera un coste nivelado del hidrógeno de aproximadamente tres dólares por kilogramo en 2050. El estudio prueba también qué ocurriría si descendiera hasta alrededor de dos dólares. En ese supuesto, acompañado de una trayectoria de descarbonización global más rápida, metanol y amoniaco alcanzarían conjuntamente el 36% de la demanda energética de la flota mundial en 2050, 32 puntos porcentuales por encima del escenario base.
Para el e-metanol existe, además, otro componente que no afecta al e-amoniaco: el coste del CO2 biogénico necesario como materia prima. El informe analiza precios comprendidos entre 50 y 200 dólares por tonelada. Con un coste de 50 dólares, el metanol alcanzaría el 23% del consumo energético y el amoniaco el 14%. A 100 dólares, el reparto se aproximaría, con un 22% para el metanol y un 20% para el amoniaco. Con costes superiores, el modelo desplaza una mayor parte del consumo hacia el amoniaco.
La trayectoria del biometanol constituye otra variable con capacidad para modificar el escenario. En el supuesto base, su coste de producción permanece en 43 dólares por gigajulio, unos 850 dólares por tonelada, durante todo el periodo. En esas condiciones, el consumo de metanol se mantiene en torno al 2% de la demanda energética de la flota en 2050.
GCMD y BCG plantean un escenario alternativo en el que el coste del biometanol disminuye desde 43 dólares por gigajulio en 2025 hasta 33 dólares en 2050, equivalentes aproximadamente a una reducción de 850 a 650 dólares por tonelada. Bajo esta hipótesis, el consumo de metanol pasa del 2% al 19% de la energía utilizada por la flota en 2050, y la cuota de motores duales de metanol prácticamente se duplica antes de 2035 respecto al escenario base.
El informe relaciona esta evolución con la posibilidad de que el biometanol actúe inicialmente como combustible para ampliar la base de motores compatibles y facilitar posteriormente el uso de e-metanol sin necesidad de sustituir la tecnología instalada a bordo. Para alcanzar el nivel de consumo planteado en este escenario serían necesarios unos 70 millones de toneladas anuales de biometanol en 2050, una cifra inferior a los 135 millones de toneladas de disponibilidad estimados para ese año por la Agencia Internacional de Energías Renovables y el Methanol Institute, según las referencias utilizadas por el estudio.
El etanol presenta una dependencia distinta, ligada fundamentalmente a su clasificación regulatoria. En el escenario base, su aportación alcanza aproximadamente el 9% del consumo energético en 2050. Sin embargo, cuando los biocombustibles procedentes de cultivos alimentarios reciben un tratamiento desfavorable, el modelo reduce hasta niveles prácticamente marginales tanto el consumo de etanol como el de combustibles drop-in de primera generación. El consumo desplazado pasa principalmente a VLSFO, VLSFO con captura de carbono y GNL fósil.
Estas diferencias de costes también condicionan el libro de pedidos de nuevos buques. El informe señala que la competitividad de un combustible en 2050 no resulta suficiente por sí sola para determinar su utilización futura. Antes debe existir una flota equipada con motores capaces de consumirlo. Con una vida económica de los buques situada entre 25 y 30 años, las decisiones de inversión durante la década actual y la primera mitad de la próxima condicionan la capacidad disponible a mediados de siglo.
La misma relación se traslada a las infraestructuras portuarias. GCMD y BCG diferencian entre la posible evolución del suministro de combustibles líquidos, como metanol y etanol, y la del amoniaco. Metanol y etanol resultan comparativamente más sencillos de transportar, almacenar y suministrar, por lo que su disponibilidad en un puerto depende menos de la proximidad a los centros de producción. El informe considera que esta característica puede permitir que los hubs de bunkering ya consolidados mantengan parte de su posición mediante la importación de combustible desde regiones productoras.
Los actuales grandes centros de suministro disponen, según el análisis, de factores como tráfico marítimo, redes de proveedores, capacidad de almacenamiento, mercados de comercialización y experiencia regulatoria. Al mismo tiempo, el estudio contempla la entrada de otros puertos si disponen de una ventaja suficiente en el coste del combustible o de una demanda cautiva que permita sostener las inversiones.
En este proceso, las líneas marítimas regulares pueden desempeñar un papel específico en las primeras etapas de adopción de metanol y amoniaco. Las escalas repetidas y los horarios previsibles permiten concentrar demanda, establecer contratos de suministro a largo plazo y ofrecer una mayor certidumbre para desarrollar instalaciones de bunkering. Los buques que operan en mercados tramp, por el contrario, presentan itinerarios menos previsibles y mayores dificultades para comprometer el suministro en puertos determinados.
El amoniaco puede introducir cambios más profundos en esta estructura debido a sus requisitos de transporte, refrigeración, manipulación y seguridad. GCMD y BCG identifican dos modelos de puertos capaces de participar en este mercado. El primero corresponde a hubs vinculados a centros de producción con costes competitivos, donde la infraestructura asociada a las exportaciones podría utilizarse también para suministrar combustible a los buques. El segundo corresponde a grandes puertos importadores con elevado tráfico marítimo y capacidad para concentrar demanda.
En estos hubs de importación, la demanda marítima podría combinarse con la procedente de industrias o instalaciones energéticas próximas. Esa agregación permitiría adquirir amoniaco a mayor escala, respaldar inversiones en terminales de importación y establecer contratos de suministro a largo plazo. El estudio utiliza como ejemplos de su análisis distintos grandes hubs mundiales, entre ellos Singapur, Fujairah, el área Ámsterdam-Róterdam-Amberes y varios puertos asiáticos.
El modelo no identifica un combustible único como dominante en 2050 ni considera que la transición vaya a concentrarse en un único tipo de puerto. Entre las variables que el propio informe plantea para su seguimiento figuran las decisiones regulatorias de la OMI, la evolución del coste del biometanol, los precios del hidrógeno y del CO2 biogénico y el tratamiento normativo de los biocombustibles derivados de cultivos alimentarios.
