La Comisión Europea descarta que la producción de hidrógeno renovable baje de 2,5€/kg

El hidrógeno renovable se ha destacado como una fuente de energía clave para reducir la dependencia de los combustibles fósiles y combatir el cambio climático. A medida que la UE busca cumplir sus objetivos de reducción de emisiones de carbono y transitar hacia un sistema energético más limpio, el hidrógeno verde se ha convertido en un componente esencial de su estrategia.

Tanto es así, que el hidrógeno proveniente de energías renovables se ha postulado a desplazar el hidrógeno gris en muchos sectores donde actualmente se usa este tipo de materia prima o combustibles fósiles. Sin embargo, la Comisión Europea ha descartado que la producción de hidrógeno renovable baje de 2,5 euros/kg. Así lo refleja en el último informe que el organismo ha publicado, llamado Hydrogen’s impact on grids: Impact of hydrogen integration on power grids and energy systems, donde especifican que existe un umbral mínimo claro de factor de carga del cual no es posible la viabilidad económica.

En el informe señalan que este umbral se suavizará con un CAPEX más bajo en el futuro, pero que este no desaparecerá. Los factores de coste operativo más importantes del H2 producido por los electrolizadores son el precio de la electricidad y el factor de carga, aunque los costos en este campo varían de manera muy dinámica.

Modos

Desde este punto de vista, la Comisión ha previsto los siguientes modos operativos, bajo el supuesto común de que el H2 es valioso para la transición energética-climática sólo si contribuye efectivamente a la descarbonización: modo de operación puntual, modo de operación de carga base, modo de operación basado en el mercado y modo de operación dedicado (para una instalación renovable especifica).

Así, el modo de operación 'spot' (impulsado por el precio del mercado) es "muy eficiente para todo el sistema, pero no es conveniente para el propietario del electrolizador, porque el factor de carga es impredecible y en general bastante bajo (al menos para el futuro a corto/medio plazo)". Además, dicen que "es necesario que la salida de H2 sea muy flexible, por ejemplo si hubiera un mercado líquido para el H2 y/o un gran almacenamiento de H2 in situ asociado; dicho almacenamiento agregaría su Capex y Opex al plan de negocios. En lugar de H2, la extracción/almacenamiento podría ser para un combustible sintético o una sustancia química derivada del H2, agregando nuevamente Capex y Opex de conversión".

Este modo de operación "podría llegar en un período más maduro y/o en casos de uso de nicho limitados, también porque un gran despliegue de este modo de operación suavizaría/disminuiría los diferenciales de precios de la electricidad que están en la base de su justificación económica".

El modo de funcionamiento con carga base es el concepto opuesto al funcionamiento puntual, es decir, maximizar el factor de carga. "Esto es particularmente relevante para un gasto de capital elevado, es decir, en la etapa inicial de implementación de electrolizadores, y requiere un contrato de compra de electricidad verde a largo plazo (PPA) a los precios más bajos posibles y con una disponibilidad de perfil plano". La energía nuclear podría ser una buena opción en términos de perfil de generación, explican, pero "no como capacidad adicional, ya que en Europa no se prevén nuevas plantas. Sin embargo, un compromiso podría ser contratar la capacidad existente dedicada al H2 durante el resto de la vida útil de las plantas existentes, permitiendo así el tiempo necesario para que toda la economía del H2 se pongan en marcha".

Según la CE, este modo de operación parece adecuado para el despliegue inicial de la cadena de suministro de H2, pero necesitará subsidios para superar el diferencial de costos frente al hidrógeno negro/gris.

Entre los dos modos anteriores, son posibles muchas combinaciones en casos reales, por ejemplo, dedicar una parte de la capacidad a compradores fijos a largo plazo, una parte a compradores a corto plazo y/o programables y una parte a ventas al contado. Así, en el modo de operación basado en el mercado (impulsado por la demanda del usuario), "la capacidad excedente se puede utilizar para proporcionar servicios del sistema a la red eléctrica, explotando todas las flexibilidades inherentes a la planta y aquellas acordadas comercialmente con el proveedor". Los problemas son los mismos que en los casos anteriores, pero parte con la ventaja de la versatilidad. Sin embargo, en el informe se señala que sería adecuado cuando se dispone de un mercado del hidrógeno y de infraestructuras.

El modo de operación dedicado se conectaría un electrolizador directamente a una gran planta renovable con alto factor de carga. En el informe señalan que "con energía solar fotovoltaica, con un factor de carga limitado al 25% es la menos viable, mientras que la energía eólica, especialmente marina, con un factor de carga de hasta el 50%, es la más viable". Indican además que este modo parece posible en Europa, pero sólo para grandes energías eólicas marinas en zonas como por ejemplo el Mar del Norte, donde resuelve tanto el factor de carga como los problemas de evacuación.

En el mismo informe concluyen que el modo de operación 'spot' parece el adecuado para el despliegue inicial de la cadena de suministro de H2, pero que necesitará subsidios para superar el diferencial de costos frente al hidrógeno negro/gris. Tales subsidios, indican, "deben configurarse en una forma de al menos compensar las reducciones de emisiones de CO2 y (si el precio del CO2 en el mercado europeo continúa siendo demasiado bajo) incluir incentivos para proyectos piloto y el establecimiento de una cadena industrial de H2".