La estrategia actualizada de hidrógeno de EE. UU. es mejor, pero sigue siendo mayormente buena para la industria de combustibles fósiles

Como documento vivo, la estrategia todavía tiene fallas profundas, pero menos fallas que la primera. Si el DOE lo actualiza cada seis meses y hay tanto movimiento cada vez, entonces para 2025 o 2026 podría ser una buena estrategia.

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En noviembre, evalué el primer borrador de la estrategia de hidrógeno de EE. UU., publicado en septiembre de 2022. Creo que el título resumía muy bien el problema con esa iteración: Nueva estrategia de hidrógeno de EE. UU.: Departamento equivocado, autores equivocados.

¿Cuáles fueron los problemas que surgieron de esto? Bueno, la primera era que el diagnóstico era erróneo, y se basaba en que el hidrógeno es fundamental para la transición energética, a diferencia de la transición industrial. Como resultado, se dispersó por todo el transporte y la calefacción industrial. La estrategia incluso incluía la declaración notable de que sería necesario para temperaturas superiores a 300 ° Celsius cuando hay soluciones de resistencia eléctrica, inducción, radiación y horno de arco que funcionan en calefacción industrial a temperaturas de hasta 3000 ° Celsius en la actualidad.

Incluso tenía la calefacción comercial y residencial como objetivo para el hidrógeno, lo cual es una proposición bastante ridícula dado que incluso en noviembre de 2022 había docenas de estudios a nivel mundial que dejaban en claro que era una idea terrible desde una perspectiva económica y de seguridad, y que las bombas de calor eran completamente aptas para su propósito a un costo y perfil de riesgo mucho más bajos.

Y, por supuesto, la estrategia tenía una gran cantidad de fabricación de hidrógeno a partir de combustibles fósiles con captura y almacenamiento de carbono (CCS), a pesar de que la gran mayoría de CCS, especialmente en los EE. UU., se utiliza para la recuperación mejorada de petróleo (EOR), un fracaso como solución climática.

¿Por qué salió tan mal esa estrategia? Bueno, fue escrito casi en su totalidad por el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE), con poca contribución aparente de los sectores de casos de uso final reales para el hidrógeno en la actualidad. El cabildeo de los combustibles fósiles sin duda tuvo algo que decir, ya que si bien la mayor parte del presupuesto del DOE es para la regulación y seguridad de la energía nuclear comercial, la siguiente parte más grande es para los combustibles fósiles, con las energías renovables luchando por las sobras. Las refinerías de petróleo utilizan actualmente alrededor del 33 % del hidrógeno para desulfurar el combustible, y las refinerías de petróleo amargo y pesado de Houston que se ocupan de los productos de Venezuela y Alberta son los principales consumidores, aunque otras refinerías más pequeñas también utilizan mucho en los EE. UU.

Claramente, eso desaparecerá a medida que se alcance el pico del petróleo y el descuento de calidad frente al crudo Brent aumente con el aumento del costo del hidrógeno, y los descuentos en viajes se mantengan o aumenten. Los productos de Venezuela y Alberta serán los primeros en salir al mercado.

Pero, ¿la industria del amoníaco recibió mucha atención? A nivel mundial, alrededor del 25 % del hidrógeno se utiliza para fabricar amoníaco, principalmente para fertilizantes. Recibió un asentimiento, claro, pero no la mayor parte de la atención que debería tener en cualquier estrategia razonable.

¿Qué pasa con la reducción directa de hierro (DRI) para acero? Aproximadamente 100 millones de toneladas de acero se fabrican con gases sintéticos, que representan una gran parte de la demanda actual de hidrógeno. ¿Limpiando eso? No es una prioridad terriblemente grande en comparación con la expansión del mercado del hidrógeno, incluidas muchas moléculas derivadas de combustibles fósiles, la única esperanza que tiene la industria de los combustibles fósiles para continuar existiendo en su escala y rentabilidad actuales.

Hoy en día, el hidrógeno es un problema de calentamiento global de aproximadamente el mismo tamaño que toda la aviación a nivel mundial. El primer trabajo es descarbonizar sus casos de uso industrial, no inventar nuevos mercados para los que no es adecuado, pero el primer borrador de la estrategia de hidrógeno de EE. UU. se centró principalmente en inventar nuevos mercados.

Entonces, ¿es mejor la versión actualizada nueve meses después? Vamos a averiguar.

Logotipos de agencias y departamentos de EE. UU. involucrados en la estrategia de hidrógeno de EE. UU.

Bueno, todavía está siendo dirigido y escrito por el DOE, en lugar del Departamento de Comercio, que pensé que sería una mejor opción. Sin embargo, están dejando en claro que las consultas, ya sean profundas o superficiales, involucraron e involucrarán a muchas organizaciones que son las principales partes interesadas actuales y futuras del hidrógeno. Es algo extraño que el Departamento de Agricultura de los EE. UU. aparezca en último lugar, ya que los fertilizantes son probablemente el área de mayor demanda de derivados del hidrógeno que existe hoy en los EE. UU. y que no va a desaparecer. Pero eso es solo mala óptica, no necesariamente indicativo de nada.

Tenga en cuenta que esta versión de la estrategia, como la última, va a la zaga de los subsidios masivos de la Ley de Reducción de la Inflación para el hidrógeno con menos carbono, no la precede. Es un poco listo, disparar, apuntar, pero dado que la anterior administración de EE. UU. fue profundamente hostil a cualquier tipo de acción climática, esto es mucho mejor que nada.

El resumen ejecutivo se trata de las oportunidades, no del problema del cambio climático de las emisiones actuales de hidrógeno. Los grandes espacios de oportunidad que identifica son:

"... el sector industrial (por ejemplo, productos químicos, acero y refinería), transporte pesado y almacenamiento de energía de larga duración para permitir una red limpia".

El primero es bueno y es bueno que sea el primero. El transporte pesado no tiene caminos para el hidrógeno en un mundo racional. Los camiones de servicio pesado se electrificarán, con densidades de energía de batería disponibles que permiten rangos de 500 millas hoy, rangos de 1,000 millas en uno o dos años, y más del doble de las plataformas diésel actuales de larga distancia en la década de 2030.

Fuera de los EE. UU., todas las demás geografías importantes están avanzando con trenes electrificados con conexiones a la red y vagones llenos de baterías para túneles y puentes, con India en un 85 % electrificada y apuntando al 100 % antes de 2025, China en un 72 % y creciendo rápidamente, y Europa al 60% y aumentando. EE. UU. es un caso atípico en la descarbonización ferroviaria y el DOE y el Departamento de Transporte (DOT) claramente no entienden cuál es la estrategia correcta para ese modo de transporte, o la Asociación Estadounidense de Ferrocarriles (AAR) lo intimida y lo somete. se opone beligerantemente a la electrificación por razones sin sentido. Para el transporte marítimo, serán las baterías y los biocombustibles, no los derivados del hidrógeno. Incluso la mayor alternativa de combustible marítimo que no sea biodiésel o diésel renovable donde realmente hay contratos es el metanol de origen biológico, no un derivado del hidrógeno.

El modelo de transporte de EE. UU. es algo mejor que la primera estrategia de hidrógeno, pero aún no logra el barco (ni el tren ni los camiones) en este punto, por lo que no sorprende que la estrategia de hidrógeno aún se equivoque.

El almacenamiento de energía de larga duración también es fascinante. Va a ser demasiado costoso debido a las ineficiencias y los costos de capital para competir en las reservas diarias o en los mercados de dos días, por lo que se verá limitado, si alguna vez se construye, a un almacenamiento de muy larga duración donde hay escasez nacional de energía eólica y sol durante una semana. Dado el tamaño de los EE. UU., el movimiento continuo hacia los interconectores HVDC, la enorme área de tierra y agua para las energías renovables ampliamente difundidas, esta es una solución única en un siglo. No es una isla como el Reino Unido, donde los modelos sugieren que sería necesario cada diez años en promedio.

Incluso entonces, simplemente desviar la mayor cantidad posible de biometano de las fuentes antropogénicas existentes hacia las instalaciones de almacenamiento de gas natural es mucho más sensato que fabricar hidrógeno para ese propósito.

La respuesta para el almacenamiento de larga duración económicamente sensato es la energía hidroeléctrica bombeada y el espacio emergente de la batería de flujo redox, no una molécula costosa a la que le encantan las fugas.

Por lo tanto, no estoy impresionado con la nueva estrategia y aún no he superado el resumen ejecutivo. Avancemos.

"El Hydrogen Energy Earthshot (Hydrogen Shot) lanzado en 2021 catalizará tanto la innovación como la escala, estimulando las inversiones del sector privado, impulsando el desarrollo en toda la cadena de suministro de hidrógeno y reduciendo drásticamente el costo del hidrógeno limpio".

Bueno no. Este no es un espacio que esté sujeto a reducciones masivas de precio. Las leyes de la termodinámica no dan paso a ilusiones, por lo que el costo del hidrógeno verde a través de la electrólisis aún requerirá más de 50 MWh por tonelada de hidrógeno. Solo que el electrolizador no es un componente comercial en la actualidad, y es uno de quizás 28 componentes en una planta de electrólisis a escala industrial, sin compresión, almacenamiento, distribución o enfriamiento a 20° Kelvin. Como resultado, el gasto de capital (capex) hará subir el precio del hidrógeno verde por tonelada, a menos que puedan amortizarse en muchas más toneladas. Eso requiere una utilización mucho mayor de la que un parque eólico o solar puede ofrecer por sí solo, más del 60%. Y eso significa electricidad firme a precios de red.

La tarifa industrial promedio de electricidad en los EE. UU. fue de $ 72,60 por MWh en 2021, por lo que esos 50 MWh generan un costo por tonelada de $ 3,630 o $ 3,63 por kg por sí solos. El gasto de capital agregará fácilmente dos o tres dólares a eso. El subsidio máximo de $ 3 por kg para el hidrógeno realmente bajo en carbono reducirá el precio al doble o al triple del hidrógeno fabricado a partir de gas natural barato utilizando reformado con vapor sin captura de carbono.

En cuanto al hidrógeno azul con captura de carbono, bueno, la única forma en que califica para el subsidio de $ 3.00 es con dos tecnologías de captura de carbono separadas, 35% más de consumo de energía para el proceso y escalas de secuestro serias más allá de cualquier cosa que exista a nivel mundial, fuera posiblemente de China. Recuerde, ocho toneladas de dióxido de carbono altamente difuso por cada tonelada de hidrógeno del proceso de reformado con vapor, y agregue una tonelada o tres más para la energía adicional requerida para el proceso, que la industria de los combustibles fósiles insistirá en que proviene del gas natural. Para aquellos que dudan de esto, observé la solución de captura directa de aire de Carbon Engineering en 2019, y un 50 % del dióxido de carbono que 'capturó' procedía de la quema de gas natural para impulsar el proceso.

Una vez más, muchos más costos, y dado el historial de integración de CCS en soluciones a nivel mundial, una probabilidad muy baja de reducciones reales de emisiones. Además, aunque probablemente siga siendo más barato que el hidrógeno verde, incluso con el subsidio máximo, es probable que hoy sea más caro que el hidrógeno negro o gris.

Y para decirlo de nuevo, ese es el costo de fabricar hidrógeno con menos carbono. Los costos de compresión, almacenamiento, distribución y bombeo del hidrógeno son altísimos y no bajarán mucho. El hidrógeno negro o gris cuya fabricación cuesta menos de $ 1 hoy cuesta $ 15- $ 20 en estaciones de servicio de hidrógeno, y $ 8-10 entregado a granel en grandes camiones de tubo. Los centros regionales de hidrógeno tienen cierto sentido para usuarios industriales como plantas de amoníaco y plantas de acero verde, pero poco sentido para cualquier otra cosa. Incluso entonces, dado que el 85 % del hidrógeno que se consume hoy en día se fabrica en el punto de consumo y en los volúmenes y la tasa necesarios para los procesos, es mucho más probable que sea más rentable implementar electrolizadores en el punto de consumo para reemplazar el vapor. plantas de reforma de gas natural.

¿Y adivina qué? No usamos hidrógeno para obtener energía fuera de pequeños nichos que, de todos modos, están mejor atendidos por la electrificación. El hidrógeno es más barato que nunca, incluso con el enorme subsidio por kg del IRA (equivalente a US$ 3,00 por galón de gasolina, o el 83% del precio minorista en este momento). No lo usamos ni sus derivados como energía a pesar de que es lo más barato posible porque es mucho más caro que los combustibles fósiles, y no lo usaremos como energía en el futuro a menos que seamos idiotas económicos porque la electrificación y los biocombustibles son más baratos.

Seamos muy claros. El mejor hidrógeno azul o verde podría ser más caro que el hidrógeno negro o gris actual, pero solo con el subsidio IRA de $3.00. Una vez que ese subsidio desaparezca en 2034, el precio del hidrógeno bajo en carbono se disparará. Cualquiera que se encierre en hidrógeno con menos carbono para obtener energía se está encerrando en aumentos masivos de gastos operativos en una década. Cuando hablo con mis clientes de fondos de inversión y transporte a nivel mundial, dejo esto claro y me aseguro de que levanten la cabeza a partir de los próximos cinco años para considerar el 2035 y más allá. La electrificación y los biocombustibles no tendrán este problema.

Está bien, todavía voy. Veamos la sección de lenguaje legislativo. Comienza a aclarar por qué esta sigue siendo una estrategia rota.

(b)(i) producción y uso de hidrógeno limpio a partir de gas natural, carbón, fuentes de energía renovable, energía nuclear y biomasa; (c)(i) oportunidades económicas para la producción, procesamiento, transporte, almacenamiento y uso de hidrógeno limpio que existen en las principales regiones productoras de gas natural de esquisto de los Estados Unidos; (e) identificar oportunidades para usar y barreras para usar la infraestructura existente, incluidos todos los componentes del sistema de infraestructura de gas natural, el sistema de infraestructura de tubería de dióxido de carbono, final -utilizar redes de distribución locales, generadores de energía de uso final, terminales de GNL y otros usuarios de gas natural, para el despliegue de hidrógeno limpio;

Sí, la atención se centra primero en el hidrógeno limpio del gas natural y el carbón y en dar una segunda vida a la infraestructura obsoleta. Luego vienen otras cosas después de eso. ¿Es probable que ese orden sea exactamente como lo posicionaron los redactores de la legislación y los cabilderos de la industria? Sí, en mi opinión. ¿Es un orden apropiado? No. El hidrógeno azul será un problema continuo del cambio climático, no una solución real. Solo las mejores soluciones de captura de alto contenido de carbono, de baja fuga y de primer nivel deben aplicarse para el hidrógeno de carbono realmente razonable, y esas no existen en los EE. UU. Su problema de emisiones de metano aguas arriba de su petróleo de esquisto, fracking y millones de millas de tuberías es mejor que el de Rusia o Uzbekistán, pero eso es como decir que recibir un golpe en la cabeza con un bate de béisbol es mejor que recibir un golpe en la cabeza con un plomo. tubo.

La electricidad renovable se menciona exactamente una vez en la legislación. Las leyes tratan principalmente de obtener hidrógeno de los combustibles fósiles, con más énfasis en el hidrógeno nuclear que en el hidrógeno renovable.

¿Significa esto que lo que realmente sucederá será una gran cantidad de hidrógeno de origen fósil en los EE. UU.? Más probable.

El prólogo continúa en esta línea, pero al menos se inclina hacia la electrólisis.

"... si más del 90 por ciento del hidrógeno se produce mediante electrólisis, en 2030, esta producción podría requerir hasta 200 GW de nuevas energías renovables o el uso de alrededor de 50-70 GW de energía nuclear".

Esto supone un aumento masivo en la demanda de hidrógeno para el 2030 para el transporte y el almacenamiento, y hace que suene como si tirar dos tercios o más de la electricidad baja en carbono que podría usarse directamente con eficiencias mucho mayores fuera una buena idea, en lugar de económica. suicidio, antitético a la acción climática real e inalcanzable.

Reitero. El hidrógeno es un problema del cambio climático y el trabajo número uno es eliminarlo. EE. UU. verá un aumento en la fabricación de acero con bajo contenido de carbono, el único mercado de crecimiento real para el hidrógeno, pero ya obtiene el 70 % de su demanda anual de chatarra, no de acero nuevo, y tiene enormes cantidades de acero oxidado por todo el país. sobre o justo debajo de la superficie, por lo que es probable que aumente hasta un 75% en los próximos años. Llevar electrolizadores alimentados con energía nuclear y renovables a ese espacio problemático tiene mucho sentido. Dicho esto, solo he encontrado un buen caso de uso para la electrólisis de energía nuclear, y es desviar un pequeño porcentaje de la generación de un reactor para producir hidrógeno en el sitio como lubricante de turbina en lugar de transportar cientos de kilogramos de negro. o hidrógeno gris al reactor todos los días.

Pero desviar la electricidad limpia existente a casos de malos usos no tiene sentido, y la flota nuclear de los EE. UU. va a desaparecer en su mayor parte para 2035, sin expandirse con 50-70 nuevos reactores a un costo cercano a un billón de dólares.

Hacia adelante. Todavía no sale de los preámbulos, lo creas o no.

Subvenciones y préstamos para instalaciones de fabricación de automóviles para fabricar vehículos limpios, incluidos vehículos eléctricos de pila de combustible (FCEV); Créditos fiscales competitivos para instalaciones que fabrican tecnologías de hidrógeno y pilas de combustible, incluidos vehículos de pila de combustible e infraestructura de abastecimiento de combustible Subvenciones para vehículos pesados ​​limpios, incluidos FCEV ;

Sí, démosle dinero a los fabricantes nacionales para que fabriquen celdas de combustible y automóviles con celdas de combustible que nadie comprará ni conducirá. Eso es pura carne de cerdo. Y no es que los camiones de hidrógeno vayan a ser una cosa. Como señala David Cebon, del Centro para el Transporte Sostenible por Carretera de Cambridge, los camiones de hidrógeno de los principales proveedores siguen siendo mucho más caros que sus alternativas que funcionan con baterías, y los costos de combustible serían tres veces más caros que solo usar electricidad. Un capex y opex más altos significa que ningún comprador de flotas los considerará como alternativas. La Ley de Wright se aplicará mucho más a los camiones eléctricos debido a que pueden aprovechar las baterías, los motores y los sistemas de control de potencia de los vehículos ligeros, mientras que los camiones de hidrógeno obtendrán pocos beneficios de escalar por números.

Como recordatorio, hay un país que ya ha avanzado mucho en el camino hacia la descarbonización del transporte, y EE. UU. debería prestar atención a las lecciones que se derivan de ello. Ese país tiene 1,1 millones de autobuses y camiones eléctricos en sus carreteras, compra el 60 % de los vehículos ligeros eléctricos que se venden anualmente, también construye la mayoría de ellos, construyó 25 000 millas de trenes electrificados de carga y pasajeros de alta velocidad en los últimos 16 años, está construyendo 6,000 millas más y tiene menos de 10,000 vehículos de celda de combustible en sus caminos. Que el país sea China no debería hacer que la claridad del experimento natural y la realidad empírica sean menos convincentes, de hecho, debería hacerlo más convincente. Si EE. UU. quiere competir en el siglo XXI con China, tiene que hacerlo con opciones pragmáticas que tengan sentido, no con callejones sin salida económicos que satisfagan solo a la industria de los combustibles fósiles.

Préstamos para ayudar a reequipar, repotenciar, reutilizar o reemplazar la infraestructura energética para evitar, reducir, utilizar o secuestrar contaminantes del aire o emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero;

Algunos de ellos son buenos, pero mucho de eso se desperdiciará en los intentos fallidos de captura de carbono en las estaciones de generación de combustibles fósiles, un enfoque que se ha demostrado una y otra vez en los EE. UU. y fuera de él como un fracaso. Cualquier dinero que se gaste en la captura y el secuestro de carbono irá mucho más allá mediante la construcción de más energías renovables.

Un crédito fiscal para producir combustibles de aviación sostenibles y un crédito fiscal de tecnología neutral para combustibles limpios, que pueden incluir hidrógeno como materia prima en el proceso de producción;

Bueno, ya que los biocombustibles de aviación sostenibles actualmente incluyen algunas vías que involucran el hidrotratamiento para mejorar los resultados. Malo porque cuando desaparezcan las subvenciones, los costos irrecuperables se desviarán hacia vías que requieren hidrógeno costoso. Mi expectativa es que, a nivel mundial, todo el hidrógeno para mejorar los biocombustibles solo ascienda a unos cuatro millones de toneladas al año en 2100, pero EE. UU. espera más que eso en los próximos años.

Subvenciones para reducir las emisiones en los puertos, que podrían financiar el despliegue de pilas de combustible

Los puertos ya están masivamente electrificados, con la mayoría de las enormes grúas electrificadas, como ejemplo clave. Todo el mundo está corriendo también hacia los vehículos terrestres portuarios eléctricos, al igual que los aeropuertos están corriendo rápidamente en esa dirección en busca de equipos de servicio terrestre. No hay función para una pila de combustible en un puerto.

Incentivos para el despliegue de la captura, utilización y almacenamiento de dióxido de carbono

Por supuesto.

Además de sus propiedades químicas, el hidrógeno puede ayudar a la descarbonización al desplazar al gas natural en sectores que requieren calor a alta temperatura, una aplicación que es difícil de electrificar. Calor a alta temperatura (>550 °C)

El DOE continúa haciendo esta declaración errónea de que se requieren sustancias combustibles para el calor industrial, aunque han subido el punto de temperatura desde la declaración francamente vergonzosa de 300 ° Celsius en la estrategia de septiembre a menos pero aún vergonzoso 550 ° Celsius. No está claro por qué.

No hay requisitos de calor industrial que no puedan electrificar. Donde sea intensivo en capital electrificar, también sería intensivo en capital cambiar al hidrógeno. Como ejemplo, el chorro de llamas de gas natural de 10 metros de largo y 5 metros de ancho dentro de un tambor de clínker de cemento requeriría un cambio a plasma eléctrico con un tambor y proceso nuevos o a hidrógeno con un tambor y proceso nuevos y costes operativos mucho más elevados. Esos casos de uso donde existe el gasto de capital y el valor de un activo existente que se reemplaza en los próximos 20 años se atienden mejor capturando mucho más biometano antropogénico que actualmente forzamos a la atmósfera y quemándolo en el tambor de escoria en lugar de natural. gas. Pero esos casos de uso son raros, y los casos de uso de electrificación dominarán.

Entonces, ¿cuál es el resultado neto de esta versión actualizada de la estrategia de hidrógeno de EE. UU.? Bueno, claramente es un documento que le encantará a la industria de los combustibles fósiles. Mucho dinero gubernamental para casos de uso de hidrógeno y captura de carbono que fracasarán, perpetuando su modelo de negocio durante una o dos décadas más a expensas del planeta. Las proyecciones de transporte, calefacción industrial y almacenamiento de energía son claramente un suicidio económico. Cualquier organización que crea en las promesas de $ 1 por kilogramo de hidrógeno sin subsidio e invierta una gran cantidad de dinero de capital basado en él, en el mejor de los casos, cojeará con precios de entrega mucho más altos, y se declarará en bancarrota cuando el PTC de IRA desaparezca.

Pero es una mejora con respecto al original. Se llama claramente a más partes interesadas, y hay un enfoque claro de todo el gobierno que faltaba en el original. El DOE es el líder de la carga, y si bien creo que sigue siendo el posicionamiento incorrecto para la estrategia y, como resultado, está equivocado, de alguna manera está mitigado.

Hay más enfoque y claridad en los casos de uso reales para el hidrógeno, el amoníaco y el acero con menos carbono que se destacan entre ellos. Y todo el potencial de calefacción residencial y comercial del hidrógeno ha desaparecido. Eso es bueno. Finalmente recibieron ese memorándum.

Como documento vivo, la estrategia todavía tiene fallas profundas, pero menos fallas que la primera. Si el DOE lo actualiza cada nueve meses y hay tanto movimiento cada vez, entonces para 2026 o 2027, podría ser una buena estrategia. Pero eso requeriría paralizar el lobby de los combustibles fósiles, mirar el conjunto de soluciones más amplio y mirar de manera realista las prácticas líderes a nivel mundial, algo que EE. UU. aparentemente detesta hacer.

es miembro de los consejos asesores de la startup de aviación eléctrica FLIMAX, estratega jefe de TFIE Strategy y cofundador de distnc technologies. Presenta el podcast Redefining Energy - Tech (https://shorturl.at/tuEF5), parte del galardonado equipo Redefining Energy. Pasa su tiempo proyectando escenarios para la descarbonización de 40 a 80 años en el futuro y ayudando a ejecutivos, juntas e inversores a elegir sabiamente hoy. Ya sea reabastecimiento de combustible para la aviación, almacenamiento en la red, vehículo a la red o demanda de hidrógeno, su trabajo se basa en los fundamentos de la física, la economía y la naturaleza humana, y está informado por los requisitos de descarbonización y las innovaciones de múltiples dominios. Sus posiciones de liderazgo en América del Norte, Asia y América Latina mejoraron su punto de vista global. Publica regularmente en múltiples medios sobre innovación, negocios, tecnología y política. Está disponible para la Junta, asesor de estrategia y compromisos para hablar.

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