Separando el bombo del hidrógeno – Primera parte: El lado de la oferta

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Fuente: https://about.bnef.com

Michael Liebreich
Colaborador sénior
BloombergNEF 

Cuando Ahmed Sheikh Yamani, ministro de Petróleo de Arabia Saudita durante las crisis petroleras de los años setenta y ochenta, dijo que «la Edad de Piedra no terminó por falta de piedra, y la era del petróleo terminará mucho antes de que el mundo se quede sin petróleo», no estaba pensando en energías renovables y vehículos eléctricos, estaba pensando en hidrógeno.

En la superficie, el elemento más común del universo parece ser la respuesta a todas las preguntas sobre energía. Se puede producir en cualquier lugar donde tenga electricidad y agua. Puede generar calor o electricidad. Se puede producir, almacenar, transportar y utilizar sin contaminación tóxica ni emisiones de CO2. Transporta tres veces más energía por unidad de peso que la gasolina, el diesel o el combustible para aviones. Puede entregar potencia con una eficiencia del 60% a través de una celda de combustible que también puede funcionar en reversa. Puede bombearse a velocidades de transferencia similares a las de los hidrocarburos líquidos. Y se quema a una temperatura similar al gas natural.

Lamentablemente, el hidrógeno muestra una lista igualmente impresionante de desventajas. No ocurre en la naturaleza, por lo que requiere energía para separarse. Su almacenamiento requiere compresión a 700 veces la presión atmosférica, refrigeración a menos 253 grados Celsius o combinación con un químico orgánico o hidruro metálico. Transporta una cuarta parte de la energía por unidad de volumen del gas natural, ya sea licuado o como gas a una temperatura y presión determinadas. Las pilas de combustible y otros equipos diseñados para usar hidrógeno tienen muchas partes móviles que requieren mantenimiento. Puede fragilizar el metal; se escapa por las más pequeñas fugas; y sí, realmente es explosivo.

Un poco de historia

A pesar de estas obvias desventajas, el hidrógeno tiene un control parecido al de un vicio sobre la imaginación de los tecno-optimistas. Esto se remonta al menos a 1970, cuando Lawrence W Jones, un físico nuclear de la Universidad de Michigan, presentó un artículo titulado Toward a Liquid Hydrogen Fuel Economy . En él, señaló: «El uso de hidrógeno líquido como reemplazo a largo plazo del combustible de hidrocarburos para el transporte terrestre y aéreo debe considerarse seriamente como el reemplazo lógico de los hidrocarburos en el siglo XXI».

A mediados de la década de 1970, Japón incluyó el hidrógeno como una de las cinco áreas de enfoque para su Proyecto Sunshine, con un presupuesto combinado equivalente a $ 2.4 mil millones en la actualidad, diseñado para identificar formas de abastecer de energía al país de escasos recursos después del primer petróleo. choque (los otros cuatro son energía solar, geotermia, gasificación / licuefacción de carbón e investigación de apoyo general). Los vestigios del estatus otorgado al hidrógeno en Japón como tecnología salvadora se pueden ver en el continuo apoyo a su programa de automóviles de celda de combustible.

Cuando los precios del petróleo se desplomaron en la década de 1980, el dominio del hidrógeno sobre la imaginación del público se evaporó, solo para reaparecer rugiendo durante la burbuja tecnológica del cambio de milenio. Entre septiembre de 1997 y marzo de 2000, el precio de las acciones de Ballard Power Systems, abanderado de las pilas de combustible de hidrógeno, subió un 1.000%. El futurista Jeremy Rifkin capturó al zeitgeist con su libro, La economía del hidrógeno , que subtituló La creación de la red mundial de energía y la redistribución del poder en la Tierra. Hizo un cóctel embriagador de cenit del petróleo, cambio climático y manía de las puntocom en lo que llamó la Red Mundial de Energía de Hidrógeno, en la que «millones de usuarios finales conectarán sus celdas de combustible en redes de energía de hidrógeno locales, regionales y nacionales, y crearán una nueva forma descentralizada de producción de energía ”.

No se trataba tanto del hidrógeno como solución de ingeniería como del hidrógeno como teología de la liberación. Incluso The Economist lo compró: “Debido a que el hidrógeno puede ser fabricado de una manera distribuida geográficamente, por cualquier productor en cualquier lugar, ningún cartel de la OPEP o su sucesor podría manipular los suministros o el precio. No es necesario que haya otra guerra por la energía ”.

Lamentablemente, incluso cuando el libro de Rifkin llegó a las gradas a fines de 2002, los sueños habían comenzado a agriarse: las acciones de Ballard habían perdido el 96% de su valor máximo. Pronto comenzaron las pesadillas: durante la próxima década, las acciones de Ballard caerían otro 93%, antes de alcanzar su punto más bajo en 2012.

En lugar de una capacidad milagrosa para redistribuir el poder a la gente, una de las principales propiedades del hidrógeno resultó ser aliviar a sus patrocinadores de su riqueza.

Pacto verde de la UE y estrategia de hidrógeno

Y aquí estamos de nuevo. El Green Deal de la UE, que tiene como objetivo una reducción del 55% de las emisiones en relación con la línea de base de 1990 para 2030 y su eliminación completa para 2050, y su plan de recuperación de Covid, tienen en su corazón dos documentos publicados simultáneamente en julio: la Estrategia de la UE para el sistema energético. Integración y estrategia del hidrógeno para una Europa climáticamente neutra.

Estos exponen con considerable detalle un plan amplio para la producción y distribución de “hidrógeno verde”, en otras palabras, hidrógeno electrolizado del agua utilizando energía renovable.

El plan se basa en un aumento de la capacidad del electrolizador en la UE de los actuales 60MW a 6GW para 2024 y a 40GW para 2030, a un costo de entre 24 y 42 mil millones de euros ($ 28-50 mil millones). Mantener estos electrolizadores alimentados con energía renovable requerirá el gasto de 220-340 mil millones de euros en 80-120GW de nueva generación solar y eólica; luego hay 11 mil millones de euros para modernizar la mitad de las plantas de H2 de base fósil existentes con captura y almacenamiento de carbono; y 65.000 millones de euros para estaciones de transporte, distribución, almacenamiento y repostaje de hidrógeno.

El total asciende a entre 320 mil millones y 458 mil millones de euros, de 380 a 550 mil millones de dólares al tipo de cambio actual.

Parte de la financiación provendrá del Green Deal, al que la UE ha prometido 1 billón de euros de su propio presupuesto, dos tercios en forma de subvenciones y un tercio en forma de préstamos. Pero esto tiene que cubrir mucho más que la estrategia del hidrógeno, sobre todo la eficiencia energética. Se espera que los estados miembros y el sector privado también contribuyan, y en el momento de redactar este artículo, cinco países se habían comprometido a un total de 26 GW del objetivo de capacidad de electrólisis de 40 GW para 2030.

Independientemente de cómo termine siendo financiado, invertir hasta 550.000 millones de dólares de gasto de capital durante la próxima década en hidrógeno verde podría parecer, digamos, valiente, para usar la terminología de Yes Minister (la serie de televisión del Reino Unido). Pero eso es solo el comienzo. Solo cubre los costos de capital y solo para la producción y distribución; no incluye los costos del lado de la demanda, que veremos en la segunda parte. Y solo va hasta 2030.

El supuesto de trabajo para la capacidad de electrolizadores de la UE en 2050, escondido en la nota 35 del documento de estrategia, es de 500 GW. Para poner eso en contexto, la carga eléctrica máxima jamás registrada en toda Europa fue de 546 GW. La estrategia del hidrógeno podría impulsar la duplicación de la demanda de energía de Europa, una duplicación de su suministro de energía, una duplicación de su capacidad de distribución de energía y una red de tuberías de hidrógeno en toda Europa. Goldman Sachs predice sin aliento un mercado direccionable para el hidrógeno verde en Europa por valor de 2,2 billones de euros por año para 2050. Bank of America extrapola la inversión global total en infraestructura relacionada con el hidrógeno de $ 11 billones hasta 2050. Grandes números.

Economía del hidrógeno verde

La Estrategia del Hidrógeno de la UE se basa en reducir el coste de producción de hidrógeno verde en Europa, actualmente entre 2,5 y 5,5 euros por kg, a entre 1,1 y 2,4 euros por kg para 2030. ¿Es ese un objetivo razonable?

El costo del hidrógeno verde está impulsado por cuatro factores principales: el costo de la electricidad renovable; el factor de capacidad al que funcionan las plantas; el costo de los electrolizadores; y el costo de capital.

El costo de la electricidad renovable, por supuesto, continúa cayendo en picado en todo el mundo. Las mejores plantas eólicas y solares en las mejores ubicaciones ahora generan energía a alrededor de $ 15 por MWh, y para el 2030 vamos a ver esta caída a $ 10 / MWh, en mi opinión. Para 2030, gran parte del mundo se beneficiará de la energía eólica o solar de $ 20 / MWh, alrededor de un tercio del costo de la energía de cualquier otra fuente, y no hay razón para creer que este tipo de costos no se lograrán en días soleados. y partes ventosas de Europa.

Los costos de los electrolizadores también se han desplomado, con tasas de aprendizaje de poco menos del 20% por duplicación de capacidad, similar a la energía eólica. Todavía quedan muchas vías para reducir los costos y, a medida que la industria crezca, sin duda veremos bajar los costos de los electrolizadores. Pero hay una arruga. La Estrategia de Hidrógeno de la UE quiere impulsar los electrolizadores “de 900 euros por kW a 450 euros / kW o menos en el período posterior a 2030”. Sin embargo, los principales fabricantes chinos ya están suministrando equipos a $ 200 / kW, como se revela en Economía de la producción de hidrógeno a partir de energía renovable 2019 de BloombergNEF (enlaces de clientes aquí web | terminal ). Que esta pasando?

Los productores chinos se benefician de materias primas y mano de obra más baratas, pero también se han centrado en los electrolizadores alcalinos más establecidos. Estos, solía decir la sabiduría convencional, no les gusta subir y bajar para seguir los picos y los bajos en la demanda y el suministro de electricidad. Como resultado, la UE, esperando que los electrolizadores funcionen con energía renovable variable, centró el desarrollo durante la mayor parte de una década en tecnologías de membranas de intercambio de protones y óxidos sólidos (PEM), estas últimas capaces de subir y bajar en décimas de segundo. segundo. Estos son más caros que los alcalinos y todavía están muy por detrás en escala, y resulta que los electrolizadores alcalinos también pueden diseñarse para seguir la carga, aunque un poco más lento. ¿Puede la UE ponerse al día con los costes de los electrolizadores chinos? Probablemente no. ¿Puede alcanzar sus objetivos de costes sin hacerlo? Probablemente no.

La sola idea de utilizar energía renovable excedente para generar hidrógeno resultará, en general, un espejismo. Podría tener sentido para una red de islas, pero no cuando se trata de un sistema energético a escala continental altamente conectado. Aquí, lo único que importa es producir el hidrógeno verde más barato posible, o los productores que utilicen la electricidad renovable de menor costo con factores de alta capacidad le superarán en la competencia, entregando por tubería.

Imagine, por el bien del argumento, una red futura con una penetración tan grande de generación renovable variable que la reducción alcanza el 33%. Podría suceder: la energía eólica o solar con costos nivelados de $ 20 / MWh aún podría venderse de manera rentable a $ 30 / MWh, la mitad del precio de cualquier alternativa. Sin embargo, sería completamente antieconómico hacer funcionar un electrolizador solo con la energía restringida, incluso si fuera gratis, porque todo se vertiría en la red en un número relativamente limitado de horas cada año.

Lo que harán los productores de hidrógeno verde en su lugar es, sí, aprovechar cualquier excedente de energía disponible, pero complementarlo comprando energía renovable a precios de mayorista normales el resto del tiempo. Al hacerlo, en las mejores ubicaciones del mundo, las que llamé superpotencias de energía renovable en mi artículo a fines del año pasado , podrán lograr una combinación de factores de alta capacidad y bajos precios de energía limpia. Si bien las plantas de energías renovables individuales pueden operar a un factor de capacidad de entre el 15% (extremo bajo para energía solar) y el 60% (extremo alto para energía eólica marina), si están ubicadas en el mismo lugar o conectadas a través de líneas eléctricas, será posible obtener muy factores de alta capacidad, quizás el 80% o más, dada una inversión juiciosa en baterías cada vez más baratas, y producen hidrógeno verde muy barato.

Por lo tanto, para 2050, extrapolando las tendencias de larga data en los costos de energía renovable y electrolizadores, combinándolos con la probable capacidad de funcionar con factores de alta capacidad y con reducciones en los costos de capital a medida que los financieros dominan la tecnología y el riesgo de mercado, BloombergNEF estima que el hidrógeno verde estará disponible entre $ 0.8 y $ 1.0 el kilo. No me sorprendería verlo debajo de eso.

Partes del sur de Europa cuentan con la combinación de recursos solares y eólicos de bajo costo necesarios para llegar allí, en competencia con las regiones de superpotencias de energía renovable de Australia, Marruecos, el Golfo, México, Chile, Brasil, el sur de EE. UU., China, India, etc. , El norte de Europa no lo hace. Es por eso que Alemania planea importar tanto electricidad limpia como hidrógeno verde, y por qué Hydrogen Europe, la organización coordinadora de los intereses del hidrógeno en ese continente, ha propuesto un plan «2 × 40»: los 40 GW de capacidad de electrolizador de la estrategia de la UE para 2030. más 40 GW más en el norte de África y Ucrania.

También vale la pena señalar que es poco probable que el hidrógeno verde basado exclusivamente en la energía eólica marina sea competitivo con la producción basada en la combinación de energía solar y energía eólica terrestre superbaratos. Incluso para 2050, es probable que se encuentre en una desventaja de costos nivelada, y la energía eólica marina muestra una fuerte autocorrelación, lo que significa que no podrá entregar factores de capacidad muy altos a menos que se hibride con energía solar.

¿Qué pasa con el hidrógeno azul?

El hidrógeno verde basado en energías renovables no es la única fuente posible de hidrógeno sin carbono.

En primer lugar, está el hidrógeno «azul», producido al reformar el gas natural o gasificar el carbón, pero con las emisiones de CO2 capturadas. La Estrategia de Hidrógeno de la UE estima el costo actual de producir hidrógeno azul en 2 euros por kg, pero para 2030 no hay ninguna razón por la que no pueda producirse al menos a un precio tan bajo como el objetivo de la UE para 2030 de hidrógeno verde, a 1,50 euros por kg. dadas las extraordinarias ventajas en energía, captura de carbono y productos químicos de la industria europea. A largo plazo, durante un período de varias décadas, debido a que se beneficia de una tasa de aprendizaje más lenta, se puede esperar que el hidrógeno azul se quede atrás del verde en los costos.

La Estrategia de Hidrógeno de la UE admite que el hidrógeno azul desempeñará un papel; como se señaló, destaca 11 mil millones de euros para modernizar la mitad de las plantas existentes basadas en fósiles. Sin embargo, por separado, la UE ha indicado que no proporcionará ninguno de los fondos necesarios: eso dependerá de los estados miembros o del sector privado. Alemania es particularmente hostil al hidrógeno azul, declarando casi como un artículo de fe en su estrategia nacional que “solo el hidrógeno producido sobre la base de energías renovables (hidrógeno ‘verde’) es sostenible a largo plazo”.

A menudo se citan dos razones legítimas para las reservas sobre el hidrógeno azul, y una pobre. La primera preocupación real es que generalmente solo se captura el 90% del CO2; esto se puede aumentar, pero solo a un costo adicional, aunque podría pensar que es sensato dedicar algunos de los vastos fondos destinados a la investigación de electrólisis para mejorar el proceso. La segunda preocupación real es el tema de las emisiones fugitivas: dondequiera que se extraiga el gas natural, hay alguna pérdida a la atmósfera, y el metano (el principal componente del gas natural) es un poderoso gas de efecto invernadero. Nuevamente, parece extraño considerar esto como un problema insoluble, particularmente dados los rápidos avances en el rastreo de fugas vía satélite. Ahora que los malhechores pueden ser atrapados tan fácilmente, la industria del petróleo y el gas se está movilizando en torno a los esfuerzos para sofocar las emisiones fugitivas. El tercero, Una mala razón para no apoyar el hidrógeno azul es simplemente porque su producción beneficiará a las empresas de petróleo y gas, algo que muchos activistas encuentran inaceptable. La idea de que de alguna manera podamos efectuar una transición a la energía neta cero sin la participación de las empresas energéticas más grandes del mundo es, por supuesto, absurda.

¿Algún cisne verde?

El hidrógeno verdaderamente sin carbono también se puede producir mediante un proceso de pirólisis, mediante el cual el gas natural pasa a través de un álcali o metal fundido, produciendo negro de humo como subproducto. Este proceso de “hidrógeno turquesa” puede ser impulsado por energía limpia y parece económicamente prometedor, sin embargo, como el hidrógeno azul, es mal visto por los puristas porque no elimina el riesgo de emisiones fugitivas o la participación de compañías de petróleo y gas.

Luego está la energía nuclear, también mal vista por los puristas, pero potencialmente atractiva en la generación de hidrógeno sin carbono. He escrito antes sobre la espantosa economía de las nuevas centrales nucleares basadas en la tecnología de la generación actual, pero los pequeños reactores modulares quizás podrían cambiar esto. La energía nuclear tiene dos grandes ventajas sobre las energías renovables para procesos industriales como la producción de hidrógeno: le gusta funcionar las 24 horas del día, los 7 días de la semana, y produce calor residual que se puede utilizar. Queda por probar si esas ventajas son suficientes para contrarrestar la probable desventaja persistente de costos nivelados, así como los riesgos que inevitablemente acompañan a la energía nucleoeléctrica.

Un último concepto de hidrógeno sin carbono que vale la pena mencionar es el elegante enfoque de “hidrógeno térmico” propuesto por Jared Moore. En la mayoría de los planes para la electrólisis de hidrógeno, no se atribuye ningún valor al subproducto, el oxígeno. En este sistema propuesto, se utiliza una mezcla de oxígeno y combustible para impulsar un generador de ciclo Allam, que produce energía y calor y entrega una corriente pura, después de la eliminación del agua, de CO2, lista para su uso o almacenamiento, a un costo mucho menor que separar el CO2. de los gases de escape normales. Una parte del calor y la electricidad se utiliza a su vez para la electrólisis a alta temperatura, lo que genera hidrógeno y el oxígeno consumido en el proceso. Les dije que era elegante, siempre que el hidrógeno resultante reemplace el uso de un combustible fósil.

Costo de transporte

Distribuir hidrógeno verde barato en Europa, la otra parte de la Estrategia de Hidrógeno de la UE, debería sumar entre 7 y 50 céntimos de euro por kilogramo, según el informe más reciente de BloombergNEF sobre la economía del transporte y la entrega de hidrógeno (enlaces de clientes aquí web | terminal ) – siempre que se haga a través de una tubería.

Comience a usar camiones o barcos, ya sea que el hidrógeno sea gaseoso, licuado o combinado con un vector orgánico como el tolueno, y los costos se disparan rápidamente a entre 60 centavos y $ 7 por kg de hidrógeno, dependiendo del volumen y la distancia, lo que lo vuelve poco competitivo contra ‘ hidrógeno marrón ‘y frente al precio indicativo de 1,1 a 2,4 euros por kg.

Donde no hay tuberías, el vector más viable para el transporte a granel de hidrógeno a larga distancia parece ser el amoníaco. Pero incluso entonces, el costo total de transporte, incluida la conversión, el almacenamiento, etc., podría ser tres veces el costo de producir el hidrógeno en primer lugar.

En septiembre, Saudi Aramco y el Instituto de Economía Energética de Japón, en colaboración con Sabic, enviaron el primer envío mundial de amoníaco azul, es decir, amoníaco elaborado a partir de gas natural pero con el CO2 capturado y almacenado, desde Arabia Saudita a Japón para su uso generando energía sin carbono. Fue solo un piloto, para probar los diferentes elementos de la cadena de valor, pero es difícil ver que esto funcione económicamente. Y, por supuesto, si el CO2 capturado se usa para mejorar la recuperación de petróleo, todo se convierte en un helado autolimible en términos de emisiones.

En resumen

¿Qué podemos aprender de todo esto, aparte del hecho de que un enorme muro de dinero está a punto de romperse por el lado del suministro de hidrógeno?

¿Será el hidrógeno verde competitivo con el hidrógeno azul para 2030? Probablemente. ¿Competitivo con el hidrógeno marrón en Europa? No del todo, pero cerca. ¿Habrá grandes cantidades de hidrógeno verde, más barato que el hidrógeno marrón para el 2050? Absolutamente, aunque en Europa es probable que gran parte de él se importe de lugares donde se puede fabricar a un precio más económico. E incluso si se fabrica en Europa, probablemente no se fabricará con electrolizadores europeos y, desde luego, no se utilizará exclusivamente energía renovable europea.

La semana que viene, en la Parte II, veremos el lado de la demanda. ¿A dónde diablos se supone que vaya todo este hidrógeno verde barato?

¡Estén atentos, fanáticos del hidrógeno!

Michael Liebreich es fundador y colaborador principal de BloombergNEF. Forma parte del consejo asesor internacional de Equinor.

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