El futuro del hidrógeno en Europa: costes vs resiliencia
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| Generación, demanda y expansión de la red de interconexión de hidrógeno, escenario ERE, 2050. |
La próxima subasta piloto del Banco de Hidrógeno de la UE y los debates tripartitos están centrando la atención en el futuro del hidrógeno
Jonas Lotze y Massimo Moser de TransnetBW y Janina Erb, Roman Flatau, Felix Greven y Max Labmayr de d-fine presentan los resultados de su modelización de dos escenarios de abastecimiento de hidrógeno: el “Mercado Global” (GM), donde se importa la importación de hidrógeno a Europa. sin restricciones, y “Europa Energéticamente Resiliente” (ERE), donde casi todo el hidrógeno se produce dentro de Europa .
AVANCE
- Optimización integrada del sistema energético europeo utilizando un modelo de sistema energético intersectorial con dos escenarios que analizan diferentes estrategias de abastecimiento de hidrógeno: uno con un mercado global de hidrógeno sin restricciones y el otro con una resiliencia energética europea mejorada donde no se permiten importaciones de hidrógeno por gasoductos desde países no europeos.
- Nuestro análisis muestra que un sistema energético europeo resiliente consumirá menos hidrógeno pero producirá significativamente más dentro de Europa. El aumento de la producción de hidrógeno está fuertemente correlacionado con la expansión de la generación de electricidad renovable y muestra diferencias regionales significativas debido a los diferentes potenciales de los países europeos.
- La electrólisis como tecnología y el hidrógeno como portador de energía proporcionan una flexibilidad considerable para el sector eléctrico mediante el almacenamiento o la utilización directa , especialmente en un sistema energético resiliente. La controlabilidad de la electrólisis permite una mayor utilización de la capacidad instalada de generación de energía.
Escenarios de “Mercado Global” versus “Europa Energéticamente Resiliente”
La descarbonización de nuestros sistemas energéticos es una de las medidas más importantes para contrarrestar con éxito el calentamiento global. Una transición rentable hacia la neutralidad climática, el desarrollo eficiente de infraestructuras y un consumo de recursos minimizado requiere una planificación integrada de todo el sistema energético, incluido el acoplamiento sectorial. TransnetBW, con el apoyo de d-fine, ha analizado un sistema energético europeo con cero emisiones netas de CO 2 en 2050 en su estudio “Energy System 2050” .
El estudio utiliza un modelo de sistema energético europeo, que se desarrolló basándose en el modelo de código abierto "PyPSA-Eur-Sec" para cumplir con los requisitos del estudio. Cubre la demanda, generación, importación y conversión de energía en los sectores doméstico, de servicios, industrial y de transporte en todos los países europeos . Teniendo en cuenta los escenarios predefinidos, tanto la expansión de la capacidad como la asignación de las tecnologías modeladas se optimizan en términos de costes totales mínimos del sistema.
Para examinar el impacto de la dependencia de Europa del suministro externo de energía, se consideran dos escenarios con diferentes restricciones a las importaciones de energía. Mientras que en el escenario del “Mercado Global” (GM) la importación de hidrógeno a Europa no tiene restricciones , en el escenario del “Mercado Energético”En el escenario de una Europa resiliente” (ERE), la economía europea del hidrógeno no tiene conexiones de gasoductos con países fuera de Europa . Esta restricción afecta al precio del hidrógeno que se puede importar a Europa.
Este artículo analiza el papel del hidrógeno en la descarbonización del sistema energético europeo, con especial atención al suministro resiliente de energía. A partir de la optimización integrada del sector del hidrógeno dentro del sistema energético, se identifican y discuten cuantitativamente los hallazgos clave sobre la producción, importación, transporte y consumo de hidrógeno en los diferentes sectores .
El hidrógeno es esencial para la descarbonización de la Industria y el Transporte
Por sus características, el hidrógeno puede desempeñar un papel clave en la descarbonización de aplicaciones que no son aptas para la electrificación directa por razones económicas o de proceso, entre las que se encuentran el transporte, la industria y la producción de combustibles sintéticos son los principales consumidores de hidrógeno. Según nuestros resultados de optimización, en 2050 se utilizarán alrededor de 298 TWh de hidrógeno en aplicaciones industriales (por ejemplo, en la industria siderúrgica) y 662 TWh directamente como combustible en el sector del transporte (principalmente para modos de transporte que consumen mucha energía, como transporte marítimo, aviación y transporte pesado por carretera). Otros 585 TWh se utilizan para la producción de combustibles y gases sintéticos .
El análisis general muestra que una Europa energéticamente resiliente consume menos hidrógeno en total, con 1.540 TWh (ERE) en comparación con los 1.710 TWh (GM) en el escenario del mercado global . Esto se debe a que los costos de producción de hidrógeno en Europa son más altos que los precios de importación en los mercados globales, con costos marginales promedio para el hidrógeno de 54 €/MWh (GM) en comparación con 58 €/MWh (ERE). Por lo tanto, restringir las importaciones resultará en un menor uso de hidrógeno debido a mayores costos. En el escenario del mercado global, el hidrógeno adicional disponible se utiliza en mayor medida para derivados del hidrógeno, es decir, combustibles y gases sintéticos, y otros 16 TWh se utilizan para la reconversión en electricidad.
La Figura 1 muestra los flujos de energía entre sectores para la UE-27 en el escenario ERE en 2050 y destaca la integración del sector del hidrógeno en el sistema energético. Se puede observar que la demanda de hidrógeno se cubre casi en su totalidad mediante electrólisis en Europa.
Figura 1: Diagrama de flujo de energía para los países de la UE27, escenario ERE, 2050.
Un sistema energético europeo resiliente requiere un aumento masivo de la electrólisis
Aunque en el escenario ERE se consume alrededor de un 10% menos de hidrógeno que en el escenario GM, el mercado europeo autónomo del hidrógeno conduce a una mayor síntesis de hidrógeno por electrólisis. En el escenario ERE, la capacidad de electrólisis en la Unión Europea se amplía hasta los 560 GW en 2050, casi un 50% más que en el escenario GM (375 GW) . Mientras que en el escenario de GM sólo alrededor del 57% de la demanda de hidrógeno en la Unión Europea se cubre mediante electrólisis con 970 TWh en 2050, en el escenario ERE más del 99% de la demanda de 1.540 TWh se cubre mediante electrólisis en la Unión Europea.
Como aplicación convencional de conversión de energía a gas, la electrólisis provoca un cambio significativo en la demanda de electricidad y se convierte en uno de los principales impulsores, especialmente en un sistema energético resiliente. En comparación con el escenario GM, el consumo neto de electricidad de la Unión Europea aumenta aproximadamente un 15% hasta los 5.450 TWh/a en el escenario ERE. La electrólisis representa más del 34% del consumo neto de electricidad (GM: 25%) .
Europa utilizará significativamente menos gas y petróleo y, por tanto, se volverá menos dependiente de las importaciones de energía.
Comparando los resultados de 2050 con los valores correspondientes a 2020, se produce una reducción de la demanda de petróleo del 72% (en ambos escenarios) y de la demanda de gas del 63% (GM) al 83% (ERE), según el escenario (ver Figura 2). El escenario ERE muestra cómo la UE será más resiliente energéticamente mediante menos importaciones de hidrógeno en el futuro.
Comparando los escenarios de 2050, la demanda de gas natural es ligeramente mayor en el escenario ERE (313 TWh), que todavía está significativamente por debajo de la capacidad de producción de la UE (2020: >480 TWh). Para compensar la menor producción de combustibles sintéticos y las mayores emisiones de CO 2 procedentes del gas natural, la UE importa 72 TWh de combustibles sintéticos. Es posible que estas cantidades se importen, por ejemplo, de EE.UU. o Canadá. Las emisiones de petróleo mineral y gas natural se compensan mediante captura y almacenamiento de carbono (CCS) y captura directa de aire (DAC) .
Figura 2: Comparación de la demanda de petróleo y gas 2020 y 2050, escenarios ERE y GM, países de la UE27.
Clima, industria y la estrategia de abastecimiento europea da forma a la economía regional del hidrógeno
La producción y uso de hidrógeno depende en gran medida del escenario asumido, así como de las condiciones locales en los diferentes países considerados en el modelo. Por ejemplo, a pesar de que Alemania duplicó su capacidad de electrolizadores de 29 GW en el escenario GM a 60 GW en el escenario ERE, su demanda de hidrógeno disminuye de 400 TWh a 300 TWh. Al mismo tiempo, las importaciones de hidrógeno son significativamente menores, alrededor de 300 TWh en el escenario GM y alrededor de 100 TWh en el escenario ERE. El mayor coste del hidrógeno en el escenario ERE repercute en su uso en sectores downstream, efecto que puede variar significativamente de un país a otro.
Polonia ofrece otro ejemplo: en el escenario ERE hay un aumento de la capacidad de los electrolizadores, como en Alemania, pero la demanda de hidrógeno se mantiene sin cambios. La misma tendencia se puede observar en España. En consecuencia, si bien la producción de hidrógeno por electrólisis depende en gran medida de las condiciones regionales para la producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables (RES-E), la demanda de hidrógeno no está constantemente vinculada a su producción a nivel regional .
Italia, exportador neto de hidrógeno en el escenario GM, se convierte en uno de los principales importadores de hidrógeno (70 TWh) en el escenario ERE. En comparación, Alemania importa 100 TWh de hidrógeno en este escenario. Los principales países exportadores en el escenario ERE son Polonia (85 TWh), Grecia (25 TWh) y Francia (23 TWh) .
Esta situación subraya la importancia de una modelización integral que tenga en cuenta todos los sectores energéticos interconectados en Europa , ya que las diferentes estructuras de estos sectores interconectados pueden mostrar desarrollos divergentes de un país a otro.
La Figura 3 ilustra la producción, la demanda y el desarrollo de la interconexión de hidrógeno en los países europeos en 2050 para el escenario ERE. La Figura 4 muestra el comercio neto anual entre los países europeos en 2050 en el escenario ERE.
Figura 3: Generación, demanda y expansión de la red de interconexión de hidrógeno, escenario ERE, 2050.
Figura 4: Comercio neto anual de hidrógeno en Europa, escenario ERE, 2050.
La creciente resiliencia conduce a una creciente demanda de transporte de hidrógeno
La infraestructura de transporte de hidrógeno desempeña un papel clave en una economía europea descarbonizada. Las redes futuras consisten en tuberías de gas natural modernizadas e infraestructura de nueva construcción para completar las rutas de transporte en ambos escenarios. Con importaciones limitadas de hidrógeno de los mercados globales en el escenario ERE, esto conduce a una mayor capacidad de transmisión de hidrógeno dentro de la UE27 (220 GW) en comparación con el escenario GM (150 GW) .
Como todo el hidrógeno se produce en Europa en el escenario ERE, la estructura de producción, los requisitos de almacenamiento y las rutas de transporte dentro del continente cambian. Los principales productores de hidrógeno son España, Reino Unido, Alemania, Francia y Polonia. Estos países, junto con Dinamarca y los Países Bajos, compensan principalmente la falta de importaciones de hidrógeno desde fuera de Europa instalando en comparación un excedente de capacidad de electrólisis.
La vinculación de estos centros de producción con los centros de demanda conduce a nuevos flujos de vectores de energía gaseosos en todos los escenarios. Los flujos de hidrógeno se caracterizan por fuertes corredores norte-sur en comparación con los históricamente fuertes corredores este-oeste en los gasoductos naturales .
¿Cómo puede el Hidrógeno y sus derivados aportar flexibilidad al sistema energético?
Desde una perspectiva sistémica, las altas tasas de producción de electricidad renovable conllevan tres desafíos principales:
- Hay regiones con condiciones favorables para la producción de energía y regiones con condiciones menos favorables. Por otro lado, estas regiones no son necesariamente las que tienen una alta demanda energética. El hidrógeno añade flexibilidad al sistema al equilibrar geográficamente los centros de producción de energía con áreas de alta demanda .
- Las energías renovables variables producen electricidad en momentos que no necesariamente siguen la estructura de la demanda eléctrica. Esto se aplica a los patrones diarios, semanales y estacionales. El hidrógeno puede desempeñar un papel clave a la hora de hacer coincidir los perfiles de generación con los perfiles de demanda. Por ejemplo, el uso de almacenamiento aumenta significativamente hasta los 719 TWh en el escenario ERE frente a los 421 TWh en el escenario GM. Esto puede explicarse por el fuerte vínculo entre los sectores de la electricidad y el hidrógeno. Por lo tanto, el almacenamiento de hidrógeno es una forma eficaz de suavizar las fluctuaciones en la generación de electricidad .
- La electrificación es la principal estrategia de descarbonización para todos los sectores de demanda. Sin embargo, algunos sectores de demanda intensivos en energía, como los procesos industriales difíciles de descarbonizar y el transporte pesado, requieren diferentes vectores de energía . El hidrógeno puede satisfacer estas necesidades directamente o mediante síntesis en hidrocarburos más complejos.
Para acceder al estudio completo “Sistema Energético 2050” haga clic aquí .
Fuentes:
Jonas Lotze es el director del proyecto HydrogREenBoost en TransnetBW
Massimo Moser es asesor senior de modelado del mercado energético en TransnetBW
Janina Erb es consultora senior en d-fine
Roman Flatau es consultor senior en d-fine
Felix Greven es consultor senior en d-fine
Max Labmayr es consultor senior en d-fine
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