ENERGÍA. El hidrógeno limpio "sigue siendo demasiado caro y poco competitivo". Informe

El hidrógeno limpio "sigue siendo demasiado caro y poco competitivo": ¿cómo se pueden reducir los costes?

 

Tanques de almacenamiento de hidrógeno en el proyecto de hidrógeno verde Kuqa de 260 MW de Sinopec, el más grande del mundo, en Xinjiang, China, donde en diciembre se revelaron importantes problemas con los electrolizadores. Foto de : Sinopec

La consultora Capgemini pidió su opinión a más de 120 empresas de hidrógeno y presentó sus respuestas en un nuevo documento técnico, junto con su propio análisis.

25 abril 2024.- Un nuevo documento técnico de la consultora Capgemini, titulado Reducción de la inversión y los costes operativos en hidrógeno con bajas emisiones de carbono , no se anda con rodeos a la hora de explicar cómo se siente la empresa francesa sobre el estado actual de la industria del hidrógeno limpio.

"El hidrógeno con bajas emisiones de carbono sigue siendo demasiado caro y poco competitivo en comparación con el hidrógeno producido a partir de otras fuentes", se explica en la página inicial. La “explosión y el entusiasmo generalizados” observados desde 2021 en el sector del hidrógeno limpio “se ha desvanecido con las incertidumbres regulatorias y del mercado, y muy pocos proyectos llegan a la etapa de inversión”, añade el informe.



"Es esta marcada disparidad entre expectativas y resultados tangibles lo que nos llevó a profundizar más y encargar este informe".


¿Por qué los costos son tan altos?


Capgemini identifica varias razones para los altos costos, a saber: “Dificultades para obtener suministros de electricidad competitiva con bajas emisiones de carbono, tasas de interés crecientes y dificultades para encontrar socios, particularmente socios de EPC [ingeniería, adquisiciones y construcción]”.


El informe explica luego que la empresa con sede en París decidió realizar una encuesta entre “casi 120 empresas del sector del hidrógeno en todo el mundo” en un intento de evaluar la opinión de la industria sobre cómo se podrían reducir los elevados costes.


Los altos precios de la electricidad fueron identificados como el mayor problema: el 58% de los encuestados dijo que se trataba de una "dificultad importante".

“Esto no es una sorpresa, porque el coste de la electricidad representa alrededor del 45-60% del LCOH [coste nivelado del hidrógeno]”, señala el consultor.



Los encuestados identificaron otras “dificultades encontradas para ofrecer precios competitivos”:


  • - Costos de equipos (según el 49% de los encuestados)
  • - Falta de demanda o “identificación de la demanda” (42%)
  • - Apoyo público inadecuado (38%)
  • - Los precios del carbono no son lo suficientemente altos (36%)
  • - Falta de infraestructura, como tuberías y almacenamiento (35%)
  • - Dificultades de regulación (32%)
  • - Limitaciones ambientales (23%)
  • - Rendimiento y disponibilidad de los equipos (21%)
  • - Fiabilidad y seguridad del equipo (19%)
  • - Disponibilidad de empleados capacitados (19%) y
  • - Disponibilidad de suelo (14%).

- Posibles soluciones (de organismos públicos)


La siguiente pregunta de Capgemini estuvo relacionada con cómo las autoridades públicas pueden ayudar a que el hidrógeno con bajas emisiones de carbono sea más competitivo.



Su encuesta encontró que el 64% de los encuestados pensaba que los subsidios públicos u otros incentivos financieros eran fundamentales para reducir los costos, mientras que el 61% identificó impuestos más altos al carbono como una palanca esencial para reducir los costos.


“En la Unión Europea, un aumento significativo en el precio del EU ETS [sistema de comercio de emisiones] por encima de 100 €/tCO 2 e [USD 1,07 por tonelada equivalente de CO 2 ] aumentará el precio del hidrógeno reformado con vapor [producido a partir de gas natural]. ], haciendo que el hidrógeno con bajas emisiones de carbono sea más competitivo”, dice el informe.

Otras opciones fueron apoyadas con menos entusiasmo por los encuestados: la reforma del mercado eléctrico y el desarrollo de acuerdos de compra de energía (PPA) fueron marcados por el 51% de los encuestados, seguidos por regulaciones de la UE como el Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (34%); la creación de un “mercado organizado” (29%); e incentivo/provisión de tierras por parte de las autoridades locales (11%).


Posibles soluciones (por sector privado)

Como era de esperar, cuando se les preguntó qué “palancas internas” podría utilizar el sector privado para reducir los costos del hidrógeno limpio, el 75% respondió “reducir los costos de la electricidad”, incluidos contratos de compra de energía a largo plazo y la diversificación de fuentes de electricidad con bajas emisiones de carbono para aumentar el consumo de electrolizadores. factor de carga.



"Sin embargo, en la práctica, se esperan pocos beneficios debido a limitaciones tecnológicas y razones económicas", dice el informe, y añade que "mejorar la eficiencia de los electrolizadores es la principal palanca para reducir los costes de la electricidad".


Capgemini explica que los electrolizadores alcalinos no podrán ofrecer las mayores eficiencias necesarias y que otras tecnologías son una mejor apuesta.


“Aunque la tecnología alcalina es actualmente la más barata, también consume la mayor cantidad de electricidad. Por lo tanto, la solución es promover tecnologías de próxima generación como la electrólisis PEM como primer paso y luego acelerar la industrialización de la electrólisis de alta temperatura u otro tipo [sic]. De hecho, para el mismo nivel de madurez en sistemas de gran capacidad de más de 100 MW, los electrolizadores PEM [membrana de intercambio de protones] consumen menos electricidad que la tecnología alcalina. Sin embargo, su eficacia se deteriora debido a los depósitos de platino que obstruyen las membranas. De esta manera, la electrólisis a alta temperatura será el verdadero punto de inflexión con los mejores rendimientos del mercado. Por ejemplo, la tecnología SOEC [celda electrolizador de óxido sólido] ofrece ganancias del 26% sobre la tecnología alcalina, con una eficiencia promedio del sistema de 40 kWh/kg de hidrógeno”.


El informe no menciona que se requiere calor residual para que los sistemas OECE alcancen eficiencias tan altas.



Capgemini añade que mejorar la flexibilidad de los electrolizadores también es clave para reducir costes.


“La tecnología alcalina no puede proporcionar la flexibilidad requerida (30-40%) debido a limitaciones físicas y químicas. De hecho, las lecciones aprendidas de la primera gigafábrica de hidrógeno en China [ reveladas por Hydrogen Insight ] demostraron que los electrolizadores alcalinos no pueden funcionar con un factor de carga inferior al 50%, lo que plantea problemas de seguridad a medida que aumenta la permeabilidad del hidrógeno [es decir, el H 2 que pasa a través del membrana electrolizador y potencialmente mezclarse con el oxígeno producido durante la electrólisis para producir una mezcla altamente combustible].

“Sin embargo, las tecnologías PEM y de alta temperatura son más versátiles gracias a su diseño modular que permite el apagado de módulos individuales en lugar del apagado total del sistema requerido para los electrolizadores alcalinos. Sin embargo, aún es necesario mejorar la competitividad de la tecnología PEM [es decir, sigue siendo mucho más cara que la alcalina por kW], y la electrólisis de alta temperatura no estará operativa antes de 2027-28".


De hecho, la reducción del costo de los equipos fue identificada como la segunda “palanca interna” más elegida para reducir los costos del H 2 , elegida por el 69% de los encuestados.

Las siguientes opciones populares fueron “mejor rendimiento” de los sistemas de electrólisis (40%), seguida de “aumentar el tamaño de las instalaciones” (39%), “innovación” (36%), reducción de los costos de equilibrio de la planta (26%) y acercar los proyectos a la demanda (también un 26%).



Otras palancas potenciales fueron la mejora de la infraestructura de almacenamiento y transporte (24%), la creación de nuevos servicios o modelos de negocio (21%), el acercamiento de los proyectos a fuentes de energía renovables (20%) y la implementación de asociaciones EPC (18%).


"Mejorar el diseño de los sistemas de electrolizadores podría reducir el LCOH en un 26%", dice el informe, y añade que esto ahorraría alrededor de 1,92 dólares/kg en el precio final del hidrógeno.


Añade que "un mejor equilibrio en el diseño de la planta también es un factor importante en la reducción de costes", señalando que los compresores actualmente "no están suficientemente diseñados para aplicaciones de hidrógeno" y se fabrican con acero que el H 2 puede volver quebradizo, reduciendo su durabilidad.

Capgemini también dice que ha identificado 35 mejoras potenciales en el proceso de fabricación de electrolizadores, con una “gestión de producción ajustada” capaz de reducir los costos de producción entre un 10 y un 15 %, lo que proporciona reducciones esperadas en el precio del hidrógeno de 0,74 a 1,10 euros/kg.


El consultor parece sorprendido de que sólo el 26% de los encuestados pensara que reducir los costes financieros era una gran palanca potencial, “a pesar del clima actual de altos tipos de interés”.


El aumento del costo promedio ponderado del capital (WACC) en los últimos años ha aumentado efectivamente el LCOH entre un 6,4% y un 24%, dijo, citando cifras de 2023 de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE).



Pero si bien la reducción de las tasas de interés ayudaría a reducir los costes, “no podrán compensar el aumento de los precios de la electricidad y el gasto de capital (es decir, el gasto de capital inicial)”.


Las perspectivas "no son del todo sombrías"


A pesar de los altos costes de la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono y la construcción de proyectos más lenta de lo esperado, “en general, las perspectivas globales del hidrógeno no son del todo sombrías”, concluye el informe.


La reciente definición de hidrógeno renovable en Europa , con la adopción el año pasado de la Directiva de Energías Renovables revisada (REDIII) , es una muy buena noticia para el desarrollo del hidrógeno en Europa. Estados Unidos, que va por detrás de la UE, está en proceso de adoptar la misma definición para desarrollar su propia industria del hidrógeno.

“Del mismo modo, en Europa, la reciente reforma de los mercados de electricidad está promoviendo el desarrollo de contratos a largo plazo (en particular, PPA), lo cual es muy bueno para asegurar los volúmenes necesarios de electricidad con bajas emisiones de carbono para los desarrolladores. Es más, aunque se suele decir que no hay demanda de hidrógeno, hay que subrayar que realmente la hay (y en abundancia), especialmente en el sector industrial. Esta nota de optimismo -al menos en Europa- sugiere que estamos en el camino correcto para que el hidrógeno haga una contribución relevante a nuestros objetivos de descarbonización para 2030, y especialmente para 2050".

El informe de Capgemini se redactó en colaboración con el “motor de innovación” del EIT InnoEnergy, respaldado por la UE.

Fuente: Hydrogeninsight

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