ACTUALIDAD. Invertir en hidrógeno: ¿hay una "ventaja de ser el primero en actuar"?

energías renovables, hidrógeno verde

 


13 noviembre 2022.- El sentido de urgencia que prevalece en torno a la evolución de la producción y el consumo de hidrógeno plantea la cuestión de si existe una "ventaja de ser el primero en actuar" para los inversoresLa respuesta se da probando la decisión de inversión de acuerdo con los siguientes criterios: economía, eficiencia climática, sistema óptimo, estabilidad de precios, regulación, tecnología.  Y estos criterios son la base para la toma de decisiones ahora y en el futuro.

Prueba de economía

1. El coste marginal del “H2 verde” es igual a 1,5 veces el coste de la electricidad. De hecho, como se supone que la eficiencia de la conversión es del 70 %, se necesitan 1,5 MWh de energía para producir 1 MWh de H2. Ecoste marginal de la energía es 2 veces el coste del gas, considerando que el gas proporciona la producción marginal. De hecho, como se supone que la eficiencia de conversión es del 50%, se necesitan 2MWh para producir 1MWh de energía .

En consecuencia, el coste marginal del “H2 verde” no puede ser inferior a 3 veces el coste del gas. Si su coste fuera menor, la potencia de entrada debe estar por debajo del valor de mercado, lo cual representa un coste de oportunidad enorme.

2. El costo marginal del “H2 gris” es 1,5 veces el coste del gasMientras el mercado de la energía se alimente marginalmente de la energía fósil, el "H2 verde" será al menos el doble de caro (y de emisiones de CO2) que el H2 gris .

Por el contrario, cuando el mercado de la energía está saturado de energías renovables, el precio de la energía en el mercado spot cae casi a cero. Entonces los costes del hidrógeno verde bajan al coste de amortización y mantenimiento de los electrolizadores.

Coste marginal de producción de hidrógeno gris, azúl y verde. 

FUENTE: Martien Visser , Profesor, Universidad Hanze de Ciencias Aplicadas de Groningen, @BM_Visser

NOTA: En economía, el coste marginal es el cambio en el costo total de producción que proviene de hacer o producir una unidad adicional. Para calcular el coste marginal, divida el cambio en los costes de producción por el cambio en la cantidad. El propósito de analizar el coste marginal es determinar en qué punto una organización puede lograr economías de escala para optimizar la producción y las operaciones en general. Si el coste marginal de producir una unidad adicional es más bajo que el precio por unidad, el productor tiene el potencial de obtener ganancias.

Prueba climática

Para el “H2 verde”, encender un electrolizador aumenta la producción y las emisiones de la planta de gas o carbón , a excepción de las pocas horas al año de exceso de energías renovables en la red. Para 1MWh de H2 (=25 kg de H2), esto da como resultado una emisión directa de 600 kg/MWh (producción de energía marginal a gas) a 1,5 kg/MWh (producción de energía marginal a carbón) . Para el “H2 gris”, las emisiones de CO2 rondan los 300kg/MWh de H2 .

Para pasar la prueba climática, el “H2 verde” solo debe producirse durante las pocas horas al año en que la producción de energía fósil se reduce a cero por el exceso de energías renovablesLa cantidad estable de “horas verdes” no representan más del 10% anual actualmente .

Pregunta: ¿la cantidad de "horas verdes" aumentará lo suficiente en los próximos años como para justificar un salto comercial para los electrolizadores? Las tendencias actuales, como la reapertura y el mantenimiento de plantas de carbón y nuclear, sugieren lo contrario.

Horas acumuladas con precio negativo de la energía generada. 

FUENTE: Martien Visser , Profesor, Universidad Hanze de Ciencias Aplicadas de Groningen, @BM_Visser


Óptimo del sistema

Teniendo en cuenta la escasez de energía verde demostrada por la producción de energía fósil en curso, ¿cómo se debe asignar la energía verde para maximizar la reducción de emisiones globales (y no individuales)? Clasifiquemos el potencial de reducción de emisiones de un MWh renovable según su uso y las alternativas predominantes:

  • Red eléctrica: la alternativa es gas o carbón (400kg a 1tCO2/MWh ).
  • Actualmente, los países europeos están aceptando el funcionamiento de la producción marginal de gas o carbón, lo que significa que los europeos consideran que su consumo de red vale la pena tales emisiones.
  • Movilidad eléctrica: la alternativa es la gasolina (750kg/MWh) .
  • Un vehículo térmico se considera 3 veces menos eficiente energéticamente que un vehículo eléctrico, por lo que 1MWh de transporte eléctrico ahorra 3MWh de transporte térmico (asumiendo que la gasolina emite 250kg/MWh)
  • Calefacción por bomba de calor: la alternativa es el gas (600kg/MWh) .
  • Una bomba de calor con un Coeficiente de Rendimiento del 300% ahorra 3MWh de gas (emite 200kg/MWh) por MWh eléctrico.
  • “Green H2”: la alternativa es el gas (200kg/MWh) .
  • Como las eficiencias de conversión para electrólisis (H2 verde) y SMR (hidrógeno gris) son equivalentes (70%), una potencia de 1MWh ahorra 1MWh de gas emitiendo 200kg/MWh.

Por lo tanto, la electrólisis es climáticamente eficiente solo cuando todos los demás usos enumerados anteriormente se proporcionan con energía libre de carbonoCualquier PPA que asigne energía a la electrólisis cuando los otros usos son de energía fósil es ineficiente para el clima.

Pregunta: ¿Un inversionista que posea su parque eólico (o un PPA renovable confiable) operaría sus electrolizadores cuando la energía escasea, es de combustible fósil y es costosa? ¿Aceptaría el público que dicho operador reclamaría una producción de H2 verde, mientras que la energía consumida podría haber evitado dos veces o más las emisiones de CO2 si se hubiera puesto a disposición de los emisores más contaminantes?

Mapeo de conversión de energía primaria al usuario final

Emisión de producción versus evitación de consumo


Prueba de estabilidad de precios

¿Cómo limitar la volatilidad cuando una red puede alternar entre diferentes modos de producción ?

Uno de los principales factores de la volatilidad del precio de la energía es la enorme diferencia de coste marginal entre la producción renovable (alrededor de 0€) y la producción fósil (por el bien del argumento, 200€/MWh) . En una red totalmente renovable, la electrólisis podría aumentar la demanda y desencadenar la entrada de energía fósil en el mercado. Los precios saltarán entonces de cerca de cero a 200€/MWh. Para adaptarse a la señal del precio, la reducción de la electrólisis cerrará la demanda de combustibles fósiles y los precios colapsarán nuevamente .

Cualquier empresa que sea al mismo tiempo un importante productor de energías renovables y un consumidor de electrólisis podría (queriéndolo o no) crear escasez en el mercado de energías renovables aumentando la electrólisis y beneficiándose de ello . Es muy probable que los legisladores intervengan para evitar tales conflictos de intereses, por ejemplo, regulando la integración vertical (cártel).

Al descargar, la energía eléctrica almacenada tiene un coste marginal al menos 3 veces mayor que al cargar (considerando las pérdidas de conversión). Al considerar la amortización y el mantenimiento, la relación entre la electricidad producida directamente y la almacenada podría llegar fácilmente a 10. La alternancia de carga y descarga resultante sería económicamente insostenible .

La estabilidad del mercado se puede asegurar desde el lado de la demanda y la oferta:

  • Desde el lado de la demanda, los TSO están desarrollando una respuesta del lado de la demanda con diferentes herramientas : señal de precio, medidores inteligentes, reducción compensada comercialmente... Uno podría imaginar prerrogativas adicionales de TSO, como derechos de requisición sobre la energía utilizada por los electrolizadores, o incluso más audaz, tener TSO operando directamente. principales electrolizadores como parte de su obligación legal de estabilizar la red .
  • Por el lado de la oferta, la energía nuclear podría reemplazar al gas y al carbón como la oferta marginal más cara . El equilibrio del mercado se estabilizará en un precio de energía que satisfaga tanto al productor nuclear como al consumidor de electrólisis .

Equilibrio estable de hidrógeno nuclear (precios solo como argumento)


Prueba de regulación

Los siguientes mecanismos reguladores tienen un aparente efecto virtuoso en la promoción del hidrógeno verde. Sin embargo, se centran en la reducción de emisiones individuales pero no miden el impacto colectivo .

  • Contrato por diferencia :
  • Este mecanismo compensará la diferencia entre el coste del hidrógeno electrolizado y el “H2 gris” a base de metano. Borrará parte de la señal de precio prevista por el impuesto al carbono y subsidiará la producción marginal de energía fósil.
  • Certificación de H2 :
  • La certificación de “H2 verde” certifica una relación comercial entre el productor de energía renovable y el electrolizador. Sin embargo, no certifica que la energía renovable no podría haberse utilizado de manera más eficiente para el clima al reducir la producción de energía fósil.
  • Adicionalidad :
  • La adicionalidad asegura que se ha instalado producción renovable adicional para un electrolizador determinado. Sin embargo, no asegura la asignación óptima de la producción renovable, ni excluye el aumento de la producción fósil al electrolizar.
  • Códigos de color de H2 :
  • Los electrones en la red son fungibles, los únicos criterios climáticos son la emisión marginal rastreada por una señal de precio del impuesto al carbono universal.

Como es poco probable que esos mecanismos sobrevivan a un análisis exhaustivo del sistema, los inversores corren un alto riesgo al confiar en ellos .

La Ley Delegada H2 de mayo de 2022, que fue muy criticada por algunos inversores, demostró que los legisladores de la UE son sensibles al impacto del sistema del "H2 verde" producido en Europa, así como del importado. De hecho, ¿quién le explicará al consumidor namibio que su energía nacional limpia y barata se exportará como H2 a los países ricos mientras que consumirá energía fósil contaminante y costosa? ¿Cómo explicar que Medio Oriente esté listo para exportar “H2 verde”, antes de cerrar su producción de energía fósil, además de la ausencia de impuestos sobre el CO2 en su producción de energía doméstica? ¿Estarán sujetas las futuras importaciones de “H2 verde” de dichos países al Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono, como lo dicta la física?

Los inversores en electrólisis no pueden confiar en un acceso privilegiado a electrones verdes y baratos mientras dejan los caros y contaminantes a otros consumidores.

Prueba de tecnología

La eficiencia de la electrólisis, el ciclo de vida del electrodo, la compresión, el transporte y el almacenamiento no han alcanzado la madurez y el estado de "tecnología probada" . Las fugas debidas a las propiedades de alta difusión y el transporte a alta presión contribuyen al calentamiento global, ya que el H2 filtrado prolonga la vida útil de los GEI como el metano (los procesos de desintegración y oxidación del H2 y el CH4 compiten al consumir radicales OH hidroxilo escasamente disponibles en la atmósfera).

Pregunta: ¿cuándo alcanzarán la madurez la tecnología y la regulación relacionada?

Conclusión

La regulación y el apoyo estatal al H2 no pueden anular la física que subyace a la producción de H2 . Suponiendo que se resuelvan los problemas tecnológicos relacionados con la producción, el transporte, el almacenamiento y el consumo, el H2 verde a gran escala será concebible siempre y cuando esta producción fósil sea expulsada del mercado .

En un futuro previsible, el H2 verde solo podrá consumir la sobreproducción renovable barata pero escasa y avanzar hacia la madurez tecnológica. Es probable que la financiación pública priorice la producción, las redes, las interconexiones y la respuesta del lado de la demanda libres de carbono, y que la regulación se centre en la imposición del carbono. H2 se convertirá en una variable de ajuste en toda la ecuación energética.

A largo plazo, la generación de energía sin combustibles fósiles puede dar lugar a dos escenarios :

  • Sin energía nuclear : la producción de H2 verde será intermitente y el precio de la electricidad será muy variable.
  • Con la energía nuclear : se puede producir hidrógeno libre de carbono ("verde" o "rosa") de forma continua y los precios se estabilizarían.

Fuente: Michiel Korthals Altes, Director de Proyectos en Assystem

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