El mercado del hidrógeno se enfrenta a una serie de desafíos, desde la incertidumbre política hasta la falta de absorción, el abastecimiento de materias primas renovables y los desafíos de la cadena de suministro. Sin embargo, el principal problema del hidrógeno en 2024 es que es simplemente demasiado caro de producir y transportar. Entonces, ¿se pueden reducir los costos a largo plazo?
Recientemente Wood Makenzie presentó una serie de seminarios web basados en datos y análisis de su plataforma Lens Hydrogen, que anoran las tendencias de costos en curso, la economía de proyectos específicos y la economía del transporte y el comercio en el sector del hidrógeno.
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Resumen del seminario
Tendencias actuales del coste del hidrógeno
Los costos han aumentado para todos los mercados renovables desde 2020, y el hidrógeno no es una excepción. Por un lado, los proyectos de hidrógeno son intensivos en capital, y un mayor riesgo significa tasas más altas que el promedio para el préstamo en lo que ya es un entorno de alta tasa. Por otro lado, el costo nivelado de la electricidad (LCOE), un elemento clave del costo nivelado del hidrógeno (LCOH), ha aumentado.
El apoyo a las políticas en forma de incentivos del lado de la producción y mandatos de descarbonización está ayudando a reducir tanto el precio como el riesgo de absorción, lo que a su vez está permitiendo que los proyectos de primera vez obtengan deuda de manera más barata. Sin embargo, aparte de los costos de electricidad, sigue habiendo una serie de otros problemas que siguen afectando a los costos de producción de hidrógeno.
Actualmente, las empresas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) y los fabricantes de equipos originales (OEM) tienen una falta de experiencia en proyectos de hidrógeno a escala comercial. Como resultado, la capacidad de EPC está restringida y las estimaciones de costos del proyecto tienden a ser altas. Al mismo tiempo, las economías de escala aún no se están realizando.
Del mismo modo, los desarrolladores y propietarios de proyectos a menudo carecen de experiencia. Por lo tanto, es probable que vuelvan a la mesa de dibujo varias veces para reducir los costos y potencialmente cambiar el alcance en lo que es un mercado relativamente nuevo e impredecible. Mientras tanto, los mayores costos de contingencia y la supervisión adicional se suman a los presupuestos de los propietarios.
Sin embargo, con el tiempo, los costos de capital disminuirán a medida que los fabricantes de equipos originales y los EPC desarrollen una mayor experiencia. La estandarización reducirá la cantidad de ingeniería necesaria para cada proyecto, mientras que los fabricantes de equipos originales podrán aumentar la fabricación y diversificar a los proveedores para reducir el riesgo.
Una estrategia efectiva de abastecimiento de energía también será importante, especialmente a corto plazo, con las geografías que necesitan jugar con sus fortalezas en este sentido y optimizarlas en consecuencia.
No olvide descargar la presentación, en la que encontrará una comparación de los costos de dos proyectos, uno con acceso a electricidad de bajo costo pero con un factor de carga bajo, el otro con costos de electricidad más altos pero un factor de carga más alto.
Mejorar la economía de proyectos específicos de hidrógeno
Si bien se necesitará tiempo para la estandarización y las economías de escala para reducir el LCOH en general, hay una serie de enfoques que los desarrolladores pueden tomar para obtener una ventaja económica a nivel de proyecto.
Sector de uso final objetivo: Se pueden lograr precios más altos vendiendo en ciertos sectores, como aquellos que pueden pasar los costos a los consumidores, o que se benefician del apoyo del gobierno.
Abastecimiento de tecnología más barata: los electrolizadores chinos suelen ser mucho más baratos que los equivalentes de fabricación occidental, si las normas locales de importación permiten su uso; y las ofertas chinas se están volviendo cada vez más atractivas debido al impresionante rendimiento técnico y a las garantías atractivas.
Elección de la fuente de energía: La electricidad suele ser responsable de la mayor parte del costo nivelado del hidrógeno verde; por lo tanto, el uso de fuentes de energía detrás del medidor o la ubicación conjunta del electrolizador con la generación de energía renovable puede mejorar significativamente la rentabilidad.
Localización cerca del suministro de gas natural: Para los proyectos de hidrógeno azul, la construcción de una planta cerca de las reservas de gas natural en áreas como Oriente Medio o Texas puede reducir significativamente las emisiones de carbono del transporte de gas, reduciendo la intensidad general de carbono y potencialmente accediendo a niveles más altos de apoyo a los subsidios.
Integración con los no tomadores: La localización del electrolizador en el mismo sitio que el usuario final previsto ahorra en los costos de capital para una tubería, así como minimizar las pérdidas que a menudo se incurren al transportar hidrógeno.
Uso de proveedores de tecnología creíbles: Reducir el riesgo tecnológico mediante el abastecimiento de tecnología, en particular electrolizadores, de fabricantes de equipos originales de buena reputación con un sólido historial puede mejorar la bancabilidad y, por lo tanto, financiar los costos de un proyecto.
No olvide completar el formulario en la parte superior de la página para descargar la presentación, que incluye un estudio de caso que muestra el impacto potencial de varias medidas en el valor actual neto, la tasa interna de retorno y el período de reembolso para un proyecto de ejemplo real (anónimo).
Transporte de hidrógeno y flujos comerciales
A medida que el comercio mundial de hidrógeno comience a despegar, la evaluación de los costos de la corriente intermedia será fundamental para comprender los beneficios de cada medio de transporte de hidrógeno. A pesar de las considerables emisiones, el amoníaco es el transportista más prometedor para el comercio marítimo, principalmente por razones de facilidad de adopción y costo.
Al convertir el hidrógeno en amoníaco, los productores pueden aprovechar la flota de buques existente y la infraestructura de exportación/importación para enviar su producto a un puerto cercano al consumidor final. Una vez en su destino, el amoníaco se puede usar directamente, por ejemplo, en el sector de la energía, o volver a romperse en hidrógeno listo para su uso. Sin embargo, mientras que la síntesis de amoníaco y el envío resultan en pérdidas del 5 %, el agrietamiento por sí solo incurre en un 24 %; en general, se perdería casi el 30 % del hidrógeno con bajo contenido de carbono producido. A pesar de estas pérdidas significativas, el agrietamiento de amoníaco todavía puede tener sentido para los mercados con un alto LCOH.
Además, en comparación con el hidrógeno licuado, el amoníaco tiene una mayor densidad de energía y menores requisitos de energía para el transporte. Como resultado de estas ventajas, nuestra inteligencia indica que entre los proyectos con bajas emisiones de carbono dirigidos a las exportaciones, el 65 % tiene como objetivo producir amoníaco como portador.
En el lado desvenido, la síntesis de amoníaco es bastante intensiva en carbono, al igual que lo es romperlo de nuevo en hidrógeno, y los buques de transporte funcionan casi exclusivamente con fuel oil bunker. Por lo tanto, los exportadores tendrán que centrarse en las formas de reducir las emisiones de la producción, el transporte y el procesamiento. La presentación incluye un análisis de los costos de envío por tamaño y distancia del buque para una serie de rutas marítimas, lo que demuestra el impacto potencial significativo en el LCOH general.
