ENERGÍA. Mapa global del coste futuro de la producción de Hidrógeno limpio en 2030 y 2050

hidrógeno, energías renovables

 


24 junio 2022.- Una de las principales barreras para el hidrógeno renovable es su mayor coste en comparación con otras tecnologías bajas en carbonoLos principales parámetros que definen el coste del hidrógeno renovable son el coste de capital de la generación renovable y el electrolizador ; el coste de capital ; y las horas de funcionamiento a plena carga en un año.

De estos, el principal generador de costes es la entrada de electricidad que puede constituir el 60-80% (dependiendo de los otros parámetros) del coste total de producciónEl hidrógeno renovable está hoy en el rango de USD 3-5/kgH2 . Las palancas que reducen este coste son hacer los módulos más grandes y escalar la fabricación (economías de escala), aumentar la escala global de implementación (aprender haciendo) e innovar para mejorar la tecnología (por ejemplo, la eficiencia del electrolizador).

El otro factor principal para el hidrógeno renovable es su potencial. La mayoría de los países tienen energía renovable de una forma u otra, pero dadas las limitaciones de disponibilidad de tierra y la alta densidad de población, es posible que algunos países no tengan suficiente para satisfacer todas sus necesidades de energía a nivel nacional o al menos podrían satisfacerlas de manera más económica si se consideran las importaciones. 

Un informe reciente de IRENA explora estos dos aspectos para varios horizontes de tiempo (2030 y 2050) y escenarios (considerando costos de tecnología altos y bajos). Un tablero en línea también permite explorar el costo de cada área (1 × 1 km) en el mundo en múltiples escenarios.

Si bien los resultados siguen siendo muy hipotéticos para Horizonte 2050, las tecnologías maduras como los electrolizadores podrían establecer una referencia absoluta en la economía de mercado de 2050 "Net Zero".

Disponibilidad de suelo para potenciar la producción de hidrógeno

El análisis considera la tierra disponible para la energía solar fotovoltaica y eólica terrestre teniendo en cuenta varios criterios de exclusión como áreas protegidas, bosques, humedales permanentes, tierras de cultivo, áreas urbanas, pendiente (>5 % [PV] y >20 % [eólica terrestre]), densidad de población y estrés hídrico con una resolución de 1×1 km. La Figura 1 muestra la fracción de tierra que es elegible para tecnologías renovables para países seleccionadosAl considerar la producción de hidrógeno verde, esta fracción se reduce aún más debido a las limitaciones del estrés hídrico.

Figura 1. Porcentaje de tierra excluida para la energía eólica terrestre (izquierda) y la energía fotovoltaica a gran escala (derecha) debido a los criterios de exclusión de la tierra. / Nota: El sombreado oscuro indica el porcentaje de suelo no elegible para la instalación de cada tecnología de generación. La porción elegible, informada en color, es el porcentaje de tierra elegible teniendo en cuenta las limitaciones de las áreas protegidas, la pendiente del terreno y la densidad de población.


El potencial es 20 veces lo que necesitamos

Usando este enfoque, el potencial técnico global de hidrógeno verde es casi 20 veces la demanda mundial estimada de energía primaria en 2050.

…pero algunos países se adaptan mejor que otros

Si bien el potencial global de hidrógeno verde es más que suficiente, hay países específicos donde el potencial está restringido. Debido a la naturaleza de su territorio, Japón y la República de Corea son los más restringidos : el 91 % y el 87 % de la tierra del país, respectivamente, está excluida para la producción de hidrógeno. Además, la calidad de los recursos es relativamente pobre (un factor de capacidad inferior al 14 % para la mayoría de la energía fotovoltaica e inferior al 30 % para la eólica) y la mayor parte de este escaso potencial se utiliza para satisfacer la demanda de electricidad en lugar de hidrógeno

Otros países que requerirían una parte relativamente alta de su potencial renovable para satisfacer su demanda interna de hidrógeno son India (89% de la tierra está excluida principalmente por densidad de población, tierras de cultivo, sabanas y bosques); Alemania (66% excluido principalmente por bosques y tierras de cultivo); Italia (62% excluido principalmente por pendiente, densidad de población y tierras de cultivo); Arabia Saudita (94% excluidos principalmente por estrés hídrico).

Cálculo del LCOH

El coste de producción de hidrógeno se determina optimizando la configuración (es decir, las capacidades para la energía solar fotovoltaica, la energía eólica terrestre y el electrolizador) para cada celda (1 × 1 km) considerando los perfiles horarios específicos y la calidad del recurso. La Figura 2 muestra la relación entre el coste nivelado del hidrógeno (LCOH) y los índices de capacidad óptimos entre la generación y la electrólisis para diferentes calidades de recursos .

Figura 2. Comparación entre el costo nivelado del hidrógeno producido por energía solar y eólica en función del factor de capacidad anual y la relación óptima / Notas: Las curvas de Chile, Alemania y Arabia Saudita se generaron a través de su recurso característico de mejor desempeño. Las curvas para Estados Unidos y Japón, por otro lado, son representativas del efecto de los recursos de mala calidad en el LCOH y la relación óptima.


Según la Figura 2, cuanto menor sea la calidad del recurso (es decir, menor número de horas de funcionamiento a plena carga en un año), mayor será la relación de capacidad óptima entre generación y electrólisisEste efecto es más pronunciado para la energía solar fotovoltaica, que puede alcanzar índices de capacidad de dos para recursos solares de mala calidad (factor de capacidad fotovoltaica anual del 10 %). Esto conduce a una relación de capacidad muy amplia de generación a electrólisis para la energía solar fotovoltaica (1,3 a 2,15), mientras que para la energía eólica terrestre, el rango es más estrecho (1,15 a 1,5).

Al mismo tiempo, la curva de costes para un recurso de buena calidad es relativamente plana, por lo que incluso con una relación de capacidad subóptima, la penalización de costes es pequeña (tanto para la energía eólica terrestre como para la solar fotovoltaica). Los criterios de evaluación de la elegibilidad de la tierra podrían coincidir en algunos casos tanto para la energía solar fotovoltaica como para la eólica terrestre, dando paso a los sistemas híbridos de generación de hidrógeno. 

Siguiendo la misma filosofía del sistema de generación de hidrógeno de tecnología única, existen relaciones óptimas entre las capacidades de los tres componentes del sistema que aseguran el LCOH más bajo, dados los recursos solares y eólicos locales y los supuestos tecnoeconómicos regionales. Este enfoque de optimización permite calcular el LCOH para cada punto del mundo, lo que da como resultado los costes de la Figura 3.

Figura 3. Mapa global del costo nivelado del hidrógeno verde en 2050 considerando la escasez de agua / Notas: Distribución geoespacial de LCOH inferior a USD 5/kgH2 para 2050 bajo supuestos pesimistas. Los supuestos para CAPEX 2050 son: PV: USD 271/kW a USD 551 /kW; energía eólica terrestre: 775 USD/kW a 1 191 USD/kW; energía eólica marina: 1 317 USD/kW a 1 799 USD/kW; electrólisis: USD 326/kWel. WACC: según valores de 2020. En esta representación, los criterios de exclusión de tierras también tienen en cuenta la disponibilidad de agua. / Descargo de responsabilidad: este mapa se proporciona solo con fines ilustrativos. Los límites y nombres que se muestran en este mapa no implican ningún respaldo o aceptación por parte de IRENA.


Los costes y el potencial no son números absolutos para cada país, sino que son una relación continua entre el coste y la capacidad renovable. A medida que se utilizan los mejores sitios, el factor de capacidad promedio disminuye y, en consecuencia, el coste aumenta hasta que se usa toda la tierra disponible (la Figura 4 muestra este comportamiento para países africanos seleccionados).

Figura 4. Curva de suministro-costo para países africanos seleccionados en 2050 bajo supuestos pesimistas / Notas: CAPEX: PV: USD 253-416/kW, energía eólica terrestre: USD 888-1 006/kW, energía eólica marina: USD 1 369-1 540 /kW, electrolizador: USD 326/kWel. Eficiencia del electrolizador: 82% (HHV). Rango WACC: 7-12%. El CAPEX y la eficiencia del electrolizador se igualan para todos los países. El potencial técnico ha sido calculado en base a la disponibilidad de suelo considerando varias zonas de exclusión (áreas protegidas, bosques, humedales permanentes, tierras de cultivo, áreas urbanas, pendiente de 5% [PV] y 20% [viento terrestre], densidad de población), disponibilidad de agua.


Costes más bajos para 2050

Para 2050, varios impulsores podrían conducir a bajos costes de producción de hidrógeno. Las economías de escala, el aprendizaje del despliegue global y la innovación pueden conducir a costes más bajos de electrolizadores, pero lo que es más importante, el despliegue global de energías renovables podría conducir a costes de electricidad más bajos, en particular para la energía solar fotovoltaicaEn un futuro donde se implementen casi 14 TW de energía solar fotovoltaica, 6 TW de energía eólica terrestre y 4-5 TW de electrólisis, los costes de producción de hidrógeno pueden alcanzar niveles inferiores a USD 1/kgH 2 para la mayoría de los países en el escenario más optimistaEn un escenario menos optimista con mayores costes de tecnología, aún para 2050, la mayoría de los países acceden a costes por debajo de USD 1,5/kgH2 .

Las incertidumbres en estos costes son una posible desaceleración de la disminución del coste de la energía renovable y la electrólisis (es decir, una tasa de aprendizaje más baja). Esto podría deberse a restricciones en la cadena de suministro, precios más altos de los productos básicos, inflación (como se experimentó en todo el mundo en 2021-2022). 

Otra incertidumbre clave son los costes mínimos de las energías renovables y la electrólisis (es decir, el coste de capital mínimo que pueden alcanzar incluso con grandes capacidades acumuladas desplegadas). Por último, el coste de capital es también un factor determinante ya que todo se basa en infraestructuras y los costes de funcionamiento son limitados y no hay combustible. El coste a largo plazo dependerá de cómo esos parámetros evolucionen con el tiempo y sus diferencias entre países. 

En cuanto al potencial, este análisis estima el potencial técnico que debe reducirse aún más por aspectos como la aceptación social, la proximidad a la infraestructura existente, los costes de acceso a ubicaciones remotas , entre otros, lo que podría resultar en que más países enfrenten desafíos de suministro.

Esta muestra los costos para 2030 y cuatro factores clave de costos (sin costes o subsidios "regulatorios").


Esta Tabla informa los costes y los factores clave de los costes.


Este trabajo es parte de una serie de informes de IRENA que analizan el comercio mundial de hidrógeno. Las otras dos partes se ocupan de: la evaluación tecnoeconómica del transporte de hidrógeno a gran escala ; demanda, un escenario para 2050 y acciones habilitadoras para los próximos diez años.

Fuentes: 

Herib Blanco, experto en Energía de Hidrógeno y Power to X en IRENA y Jacopo de Maigret, investigador en la Fondazione Bruno Kessler

Piero Carlo dos Reis / Jean-Michel Glachant, Hydrogen costs in 2030 and 2050: a review of the known and the unknownFlorence School of Regulation, 2021

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La Crónica del Henares: ENERGÍA. Mapa global del coste futuro de la producción de Hidrógeno limpio en 2030 y 2050
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