España, entre los países con costes de suministro de hidrógeno más bajos

Por encargo de la Fundación H2Global, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar ISE ha investigado en 39 regiones de 12 países preseleccionados por la Fundación dónde sería más rentable la producción de derivados del hidrógeno para 2030 en combinación con el transporte a Alemania. El resultado: Brasil, Colombia y Australia ofrecen condiciones especialmente buenas para la importación de amoníaco verde, metanol y parafina. Las importaciones de hidrógeno verde gaseoso podrían proceder de España o del norte de África, siempre que se disponga a tiempo de gasoductos para su transporte.

"El hidrógeno producido de forma sostenible y sus derivados serán indispensables en determinadas partes del sistema energético", afirma Hans-Martin Henning, director del Instituto Fraunhofer ISE. "Según nuestros cálculos, las importaciones son un complemento necesario y económicamente viable a la producción local de hidrógeno".

Los proyectos Power-to-X a escala de gigavatios, que analiza este estudio, tienen largas fases de planificación y construcción, por lo que la realización de los primeros proyectos a gran escala en los países productores adecuados debería iniciarse ya. Según los cálculos del Fraunhofer ISE, Alemania necesitará portadores de energía "power-to-X" tanto de producción nacional como importados de al menos un dígito en el rango de los teravatios-hora para 2030.

"Según nuestros cálculos para los 12 países preseleccionados por H2Global, los costes de producción local de hidrógeno verde gaseoso no son tan bajos como en Brasil, Australia y el norte de Colombia. Entre 96 y 108 euros es el coste de producción de un megavatio hora de hidrógeno verde allí, o alrededor de 3,20 a 3,60 euros por kilogramo", afirma Christoph Hank, autor principal del estudio. "Si se tiene en cuenta el transporte de larga distancia por barco en forma de hidrógeno líquido o amoníaco, en las mejores condiciones posibles hay unos costes de aprovisionamiento para Alemania de 171 euros por megavatio hora en términos de contenido energético tanto del hidrógeno líquido como del amoníaco".

Las elevadas horas de plena carga combinadas de las centrales de energía solar y eólica en estos países y la alta utilización asociada de los procesos "power-to-X", actualmente aún intensivos en capital, son una ventaja clave de estos países, según el estudio. En cambio, la larga distancia entre la producción y la utilización no es un criterio de exclusión para el amoníaco, el metanol o la parafina, debido a su alta densidad energética y a la logística establecida para su transporte por barco.Gráficorógeno

El estudio ve una alternativa en la importación de hidrógeno gaseoso por gasoducto hasta Alemania, con la posibilidad de transformarlo posteriormente in situ en sus productos derivados. "Las regiones del sur de Europa y el norte de África son las que mejor se comportan en este escenario", explica Christoph Hank. "Siempre que los primeros tramos de esta infraestructura de gasoductos estén construidos para 2030, a partir de entonces se podrían transportar grandes cantidades de hidrógeno producido de forma sostenible a Europa y, por tanto, también a Alemania de una forma muy rentable." En el análisis, las regiones de Argelia, Túnez y España, incluido el transporte en un gasoducto de gas natural convertido en hidrógeno, presentan los costes de suministro de hidrógeno gaseoso más bajos, con 137 euros por megavatio hora. Esto corresponde a 4,56 euros por kilogramo de hidrógeno verde.

Según el estudio, los criterios centrales para la generación rentable de electricidad a partir de X son las combinaciones ventajosas de energía eólica y fotovoltaica y una elevada utilización de la planta, así como unos costes de capital comparativamente bajos. "En general, hemos comprobado que la combinación de buenas condiciones de energía eólica y solar tiene un efecto muy positivo en los costes de producción de hidrógeno, a menudo más que si una región tiene condiciones extraordinariamente buenas para la generación de energía eólica o solar", explica el Christoph Kost, responsable de los análisis de energías renovables en el estudio del Fraunhofer ISE. "En última instancia, los costes de generación de electricidad renovable más favorables posibles son el factor decisivo", añadió.

En el futuro cabe esperar nuevas reducciones significativas de los costes de las energías renovables, la electrólisis y la optimización, ampliación y puesta en marcha de toda la cadena de valor del PtX. Esto reducirá aún más los costes de producción e importación de fuentes de energía sostenibles después de 2030.

Los resultados tecnoeconómicos del estudio se basan en amplios análisis por países de su potencial de generación de electricidad a partir de energías renovables. A continuación, las regiones identificadas como prometedoras se analizaron en una fase posterior en relación con la generación de hidrógeno verde y sus productos derivados. "El diseño detallado y la optimización de cada uno de los parques de conversión de electricidad en energía se llevaron a cabo con la ayuda de H2ProSim, un entorno de simulación para cadenas de valor de conversión de electricidad en energía desarrollado por el Fraunhofer ISE", explica Marius Holst, responsable en el Fraunhofer ISE de las simulaciones de conversión de electricidad en energía dentro del estudio.

Los autores del estudio hacen hincapié en que, a la hora de construir una industria mundial del hidrógeno, también debe satisfacerse la demanda nacional de energías renovables y fuentes de energía sostenibles de los futuros países exportadores, y que el establecimiento de una infraestructura de generación y exportación debe hacerse en coordinación y armonía con las partes interesadas locales.