energías renovables, hidrógeno verde
Ha surgido una ola de modelos para calcular el coste de producir H2 renovable, así como el primer índice de transacciones reales. Pero, ¿hasta dónde pueden llegar estos para establecer un valor de mercado justo?
27 julio 2023.- ¿Cuánto cuesta actualmente un kilogramo de hidrógeno verde? Es una pregunta tan simple y directa, pero difícil de responder.
Para empezar, el hidrógeno verde apenas existe en la actualidad. Solo se fabrica en pequeñas cantidades, principalmente de forma experimental, y las empresas que lo producen a menudo no revelan sus costos, argumentando que los precios actuales no serán representativos de la fabricación a gran escala.
Esto presenta grandes problemas para alcanzar los elevados objetivos establecidos por la industria del hidrógeno verde: ¿cómo pueden los compradores aceptar comprar volúmenes de proyectos futuros si no saben cuánto cuesta realmente un kilogramo de H 2 ahora, y mucho menos en cinco o diez años?
Del mismo modo, ¿pueden los gobiernos estar seguros de que sus esquemas de subsidios serán lo suficientemente generosos para garantizar que el hidrógeno verde sea más barato que el gris, sin que los contribuyentes compensen en exceso a las empresas, incluidas las grandes petroleras que ya están obteniendo grandes ganancias?
Si bien las empresas individuales pueden calcular el coste de producir hidrógeno a partir de un proyecto determinado en función de su configuración específica, como el electrolizador, la fuente de energía renovable, etc., las grandes empresas y los gobiernos realmente necesitan basar sus decisiones en un precio de mercado acordado.
Es por eso que los analistas y consultores han desarrollado una serie de modelos e índices diferentes que intentan dar respuestas más definitivas a la pregunta de cuánto cuesta hoy el hidrógeno verde y, por lo tanto, a qué precio las empresas deberán venderlo para alcanzar el punto de equilibrio.
Tanto los productores como los compradores potenciales "están profundamente interesados en tener un precio de mercado", según Sirko Beidatsch, experto en mercados de gas natural de la Bolsa Europea de Energía (EEX), que el mes pasado lanzó su propio índice "Hydrix" que afirma incluir precios para Transacciones reales de hidrógeno verde en Alemania semanalmente.
La variabilidad de los modelos de precios actuales
Los modelos e índices de fijación de precios que se han desarrollado hasta ahora adoptan uno de dos enfoques diferentes.
La primera es hacer un recuento de los precios acordados en los pocos contratos que se han firmado, una tarea difícil dado que los signatarios a menudo no quieren o no pueden revelar ningún detalle de estos acuerdos de compra. El segundo es calcular los precios en papel, en base a pistas disponibles públicamente.
El último método tiende a centrarse en el coste de producción, en lugar del costo para el comprador, que puede incluir el coste de almacenar, procesar y transportar el hidrógeno verde, costes adicionales que pueden ser tan costosos como hacerlo en primer lugar.
“En términos generales, existe la idea errónea de que el coste nivelado del hidrógeno que producimos nosotros y otras casas de investigación refleja los precios entregados”, dice Adithya Bhashyam, asociado de hidrógeno en BloombergNEF (BNEF), que recientemente publicó un documento sobre el coste del H 2 verde esperado en diferentes mercados . Sus resultados oscilaron entre $2.38-12/kg.
En cambio, advierte que estos análisis están destinados a evaluar los cambios en el coste subyacente de la producción de hidrógeno verde, es decir, el electrolizador y la electricidad renovable que lo suministra. Se espera que ambos disminuyan a largo plazo a medida que aumente la producción y se desplieguen más unidades, aunque "a corto plazo, la inflación de las materias primas podría afectar a ambos", señala Bhashyam.
Los costes de los electrolizadores y la energía renovable varían enormemente entre países, y los electrolizadores alcalinos chinos representan alrededor de una cuarta parte del precio de compra de los modelos occidentales, según BNEF.
Por lo tanto, el extremo inferior de sus cálculos tiende a reflejar proyectos que utilizan electrolizadores alcalinos chinos. Sin embargo, es poco probable que estos bajos costes se logren en los mercados occidentales, ya que actualmente hay muy pocas exportaciones de China y transportar las máquinas pesadas de Asia a Occidente sería costoso.
Los índices y modelos “pueden brindar un caso centralizado diario para el costo del hidrógeno al observar los precios actuales del mercado de energía y gas al contado”, que se puede acordar en el mercado como un valor justo.
Otros factores también pueden influir y complicar los cálculos de precios
Por ejemplo, en junio, el intercambio de hidrógeno verde holandés HyXchange, una coalición de la industria, presentó un indicador de precio de hidrógeno verde llamado Hyclicx. Esto combina los precios al contado en el mercado eléctrico holandés durante el último mes con el coste de los certificados de Garantía de origen de energía renovable, al mismo tiempo que tiene en cuenta las pérdidas de eficiencia y los costes de mantenimiento proyectados.
Pero los precios al contado inusuales pueden sesgar los resultados para un período de tiempo determinado.
Por ejemplo, entre el 1 y el 24 de julio, el coste de la producción de H 2 verde se calculó en un promedio de € 86,23 ($ 95,95) por MWh (equivalente a alrededor de € 2,59 / kg), distorsionado por un solo día de precios extremadamente negativos el 2 de julio cuando un día ventoso y soleado significó que la oferta superó la demanda.
Esto lo colocó cerca del coste del hidrógeno gris hecho a partir de gas fósil sin disminuir, que promedió 64,13 €/MWh (1,92 €/kg) durante el mismo período de tiempo.
Hyclicx también calcula el costo marginal esperado de producir hidrógeno gris e hidrógeno azul en los Países Bajos en función de los precios del gas y el carbono.
Otra complicación es que los precios de Hyclicx no incluyen costes fijos como el gasto de capital necesario para producir hidrógeno. Entonces, el coste del hidrógeno azul de Hyclicx puede ser más bajo que el gris debido al precio del carbono de la UE.
Pero el fundador de HyXchange, Bert den Ouden, reconoce que "el coste de inversión [para el azul] es más alto, por lo que el azul tendrá un precio más alto" al principio.
Además, para el hidrógeno verde, Hyclicx calcula dos precios diferentes. El primero se basa en la licitación de los mismos dos bloques fijos de seis horas de lo que tienden a ser las horas más baratas de electricidad en la mañana y la tarde. El otro se basa en el 50 % de las horas de menor precio en un mes “si tuvieras una previsión perfecta mensualmente”, explica den Ouden.
Otro problema es que debido a que Hyclicx usa precios al contado, "solo conocemos el [coste de producción] histórico", dice den Ouden, y señala que la organización actualmente está considerando un índice basado en acuerdos de compra de energía renovable (PPA), a partir del cual podría publicar curvas a futuro.
ICIS adopta un enfoque similar para los cálculos del precio del hidrógeno, aunque parte del supuesto de que es probable que los desarrolladores de proyectos firmen PPA con generadores de energía renovable para garantizar un suministro de electricidad que cumpla con los Actos Delegados de la UE, como el uso de energía eólica y solar que no haber sido construida de otro modo (la llamada “adicionalidad”).
El precio del hidrógeno verde de la empresa se calcula a partir de factores que incluyen el precio al contado actual de la electricidad, la eficiencia de un electrolizador y el perfil de producción de diferentes tecnologías renovables, como la solar, la eólica terrestre y la eólica marina. Y la plataforma también trabaja en costos de capital y operativos esperados para calcular un costo nivelado de hidrógeno (LCOH) de "equilibrio" por separado; en otras palabras, el costo promedio por kg de H 2 producido durante la vida útil de una planta.
Los datos de ICIS estiman que para un proyecto de hidrógeno verde financiado entre el 18 y el 24 de julio utilizando futuros a dos años para los valores del mercado de energía al contado, el desarrollador necesitaría vender volúmenes que oscilan entre 7,74 y 9,13 €/kg para alcanzar el punto de equilibrio (según el mercado europeo).
Eso está muy lejos de la cifra de 2,59 €/kg de Hyclicx para un período similar, lo que refleja cuán diferentes pueden ser estos cálculos, según las variables y los supuestos utilizados.
¿Cuánto cuesta la energía?
El precio de la energía es el factor más importante para determinar cuánto cuesta el H 2 verde , y representa entre el 60 y el 75 % del coste final de la producción de hidrógeno.
Esta debería ser una buena noticia para el hidrógeno verde, ya que el costo nivelado de la electricidad eólica y solar disminuirá drásticamente en las próximas décadas, ¿verdad?
No exactamente. “La mayoría de los electrolizadores de hoy necesitan funcionar con una alta tasa de utilización, lo que requiere una entrada de electricidad casi estable”, dice Bhashyam, y agrega que este también puede ser el caso para el equipo de balance de planta.
De manera similar, los compradores de la industria pesada requieren volúmenes grandes y constantes de H 2 para ejecutar sus procesos, lo que requiere almacenamiento a gran escala o producción constante.
Esto significa que la mayoría de los productores de H 2 verde necesitarán tener energía de respaldo de una batería (una gran adición al gasto de capital) o de la red.
Y los desarrolladores que opten por conectarse a la red y cubrir sus requisitos de suministro de electricidad renovable con un PPA pueden aprender rápidamente que estos contratos "no necesariamente reflejan solo el coste de la producción de electricidad renovable", dice Bhashyam.
"Los PPA están muy influenciados por el precio de la energía al contado [en el mercado mayorista de electricidad]", dice Stones, aunque señala que la red tendrá una mayor proporción de energías renovables con el tiempo y, por lo tanto, se verá afectada por la tendencia de los precios de la energía eólica y solar con el tiempo.
Si bien los PPA generalmente se vuelven más baratos en Europa a medida que caen los precios de la electricidad y otros productos básicos, los contratos de menor duración pueden ser más costosos para el comprador, según Aurora Energy Research, con sede en el Reino Unido.
"En las condiciones de mercado actuales, observamos un fuerte interés de los compradores corporativos en celebrar contratos de PPA, lo que crea presión en el lado de la demanda de PPA que está empujando los precios hacia niveles de precios futuros a largo plazo con descuento", dice Marco Pellegrino, líder asesor de PPA de la firma de investigación. .
En general, estos contratos se cargan por adelantado, lo que significa que el proveedor de energía gana más en los primeros años de operación, para cubrir en parte los altos costes iniciales, que en los años posteriores, cuando los precios futuros de la electricidad al por mayor en una red con muchas energías renovables pueden ser más bajo
Esto significa que "un PPA a corto plazo da como resultado precios de PPA más altos", explica Pellegrino. Por lo tanto, el precio del hidrógeno verde también varía según la duración del contrato de suministro de energía.
Sin embargo, es más probable que los desarrolladores de proyectos de hidrógeno en Europa busquen PPA más cortos, como el acuerdo de tres años firmado recientemente por Air Liquide y Statkraft , con miras a cumplir con los Actos Delegados de la UE que definen el H 2 renovable .
Estos requieren proyectos para igualar la producción de hidrógeno y la generación de electricidad renovable mensualmente hasta 2030, después de lo cual el electrolizador debe consumir la energía renovable en el mismo período de una hora en que se produce. Además, las leyes también contienen una cláusula que permite a los estados miembros promulgar las reglas de coincidencia horaria antes, desde mediados de 2027.
La coincidencia horaria es controvertida entre los desarrolladores de hidrógeno verde, ya que limita la cantidad de horas que un electrolizador puede estar operativo y aumenta la intermitencia de la producción; se espera que ambos aumenten el costo de producción y el precio final al que se puede obtener el H 2 renovable vendido.
Si bien es poco probable que los países aprieten el gatillo antes de tiempo, la incertidumbre significa que los desarrolladores tendrán que diseñar proyectos en torno al supuesto de coincidencia horaria desde el principio, o firmar PPA a corto plazo hasta mediados de 2027 o 2030, con ambas opciones. aumentando el costo del hidrógeno verde.
Entonces, ¿cuánto pagan actualmente las empresas en Europa?
Algunos informes y estudios, incluidos los de la asociación industrial Hydrogen Council y el grupo de expertos sobre el clima de la Energy Transitions Commission, han estimado que el costo de producir hidrógeno renovable caerá por debajo de $2/kg para 2030.
Pero la proliferación de estas estimaciones de precios extremadamente bajos, sin incluir también advertencias sobre la metodología, la tecnología, la eficiencia del electrolizador, el factor de capacidad, el mercado o los costos adicionales de almacenamiento o transporte, ha sido criticada por algunos desarrolladores.
“Creo que ha habido... información incorrecta. Ha habido muchos informes que dicen que se puede producir hidrógeno verde a 2 €/kg, y esto no es real. El coste de la electricidad es el que es”, dijo Jorge Palomar Herrero, responsable de desarrollo global de hidrógeno de Iberdrola, en una conferencia a principios de este mes en Madrid.
Se refirió a la subasta de energías renovables más reciente de España, que no estuvo suscrita y tuvo un precio medio de la electricidad de 42,78 €/MWh, lo que indica un coste de producción de hidrógeno verde de unos 6 €/kg (suponiendo una eficiencia del electrolizador de 50 kWh/kg y un factor de capacidad del 60 %), señalando que las estimaciones a menudo asumen precios de energía mucho más bajos.
Esto hace que discutir el coste final del H 2 verde con los compradores sea particularmente difícil. “La demanda [pregunta], '¿Por qué debo pagar 7 € [por kilogramo]?'”, agregó Palomar Herrero, estimando que los precios del hidrógeno verde en Alemania y los Países Bajos oscilarán generalmente entre 7 y 8 €/kg.
El índice Hydrix de EEX, que afirma enumerar semanalmente los precios reales del hidrógeno verde comercializado en Alemania, dijo que el último precio semanal del H 2 renovable fue de 224,34 € por MWh con un poder calorífico inferior, lo que equivale a alrededor de 6,73 €/kg.
Sin embargo, este índice también ha sido recibido con escepticismo, particularmente en cuanto a cuántas transacciones realmente podrían alimentar un cálculo de precio semanal, qué tan representativo es de un mercado futuro dado que los volúmenes comprados y vendidos hoy son tan bajos y metodología que implicaría la inclusión de señales de precio de ofertas de compra o venta.
Beidatsch de EEX aclara que Hydrix considera precios de acuerdos de compra a mediano y largo plazo, ventas al contado de volúmenes a clientes y acuerdos que no se han cerrado pero que tienen "un contrato negociado final listo para firmar para esa semana de entrega". Ese tercer tipo de datos también solo se incluirá como precio de "venta" o "compra", según el lado del contrato que se envíe en la información.
“Hay una gran diferencia entre las evaluaciones basadas en la producción que ya están en el mercado y Hydrix, que ya tiene en cuenta la oferta y la demanda”, dice Beidatsch.
Agrega que un enfoque exclusivo en la producción no considera "la disposición de los clientes a pagar por hidrógeno verde", particularmente porque los compradores (dependiendo del sector y el mercado) pueden tener diferentes subsidios acumulables o incentivos que influyan en su decisión de comprar H 2 renovable incluso a precios que parecerían no ser competitivos con el gris.
Si bien Hydrix actualmente solo enumera los precios para Alemania, EEX está considerando más índices para otros mercados, aunque dentro de las fronteras nacionales debido a la variedad de diferentes esquemas de subsidios que pueden influir en el precio.
El director de asuntos políticos y regulatorios de EEX, Daniel Wragge, añade que “el siguiente paso son los precios de subasta, como los derivados del mecanismo H2Global”, refiriéndose al esquema de licitación de doble cara de Alemania que comprará volúmenes de hidrógeno importado al precio más bajo y venderá a los usuarios domésticos como máximo. La empresa respaldada por el gobierno que ejecuta las subastas de H2Global, Hintco, acordó recientemente realizar futuras licitaciones en la plataforma de EEX.
La Comisión Europea también está lista para comenzar a ofrecer subsidios de hasta $ 4/kg a través de un mecanismo de subasta a partir de diciembre para cubrir la brecha de costos entre el hidrógeno gris y el verde, en un proceso en el que los productores ofertan para recibir el subsidio más bajo.
Entonces, una vez que los resultados de la subasta sean públicos, y demuestren a qué precio las empresas realmente están comprando y vendiendo, ¿seguirán siendo necesarias las estimaciones calculadas?
Dado que las tecnologías de electrolizadores y eólicas o solares están evolucionando todo el tiempo, es lógico que los cálculos regulares de LCOH sigan siendo necesarios para dar una estimación que guíe las decisiones comerciales y políticas. Pero la transparencia total seguirá necesitando precios reales.
Fuente: HydrogenInsight
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