Cada vez más países comienzan a establecer objetivos estratégicos para la energía del hidrógeno, y algunas inversiones se orientan al desarrollo de la tecnología del hidrógeno verde. La UE y China lideran este desarrollo, buscando ventajas de ser pioneros en tecnología e infraestructura. Mientras tanto, Japón, Corea del Sur, Francia, Alemania, los Países Bajos, Nueva Zelanda y Australia han publicado estrategias de energía del hidrógeno y desarrollado planes piloto desde 2017. En 2021, la UE emitió un requisito estratégico para la energía del hidrógeno, proponiendo aumentar la capacidad operativa de producción de hidrógeno en celdas electrolíticas a 6 GW para 2024 mediante el uso de energía eólica y solar, y a 40 GW para 2030; la capacidad de producción de hidrógeno en la UE aumentará a 40 GW con 40 GW adicionales fuera de la UE.
Como ocurre con todas las nuevas tecnologías, el hidrógeno verde está pasando de la investigación y el desarrollo primarios al desarrollo industrial generalizado, lo que se traduce en menores costes unitarios y una mayor eficiencia en el diseño, la construcción y la instalación. El coste nivelado de hidrógeno verde (LCOH) se compone de tres elementos: el coste de la celda electrolítica, el precio de la electricidad renovable y otros costes operativos. En general, el coste de la celda electrolítica representa entre el 20 % y el 25 % del LCOH del hidrógeno verde, y la mayor parte de la electricidad (entre el 70 % y el 75 %). Los costes operativos son relativamente bajos, generalmente inferiores al 5 %.
A nivel internacional, el precio de la energía renovable (principalmente la solar y la eólica a gran escala) ha disminuido significativamente en los últimos 30 años, y su costo nivelado de energía (LCOE) se sitúa ahora cerca del de la energía generada con carbón (30-50 $/MWh), lo que la hace más competitiva en costos en el futuro. Los costos de la energía renovable siguen disminuyendo un 10 % anual, y hacia 2030 alcanzarán aproximadamente los 20 $/MWh. Si bien los costos operativos no pueden reducirse significativamente, sí se pueden reducir los costos unitarios de las células, y se espera una curva de aprendizaje similar para las células a la de la energía solar o eólica.
La energía solar fotovoltaica se desarrolló en la década de 1970 y el costo nivelado de la energía (LCOE) en 2010 rondaba los 500 $/MWh. El LCOE ha disminuido significativamente desde entonces y actualmente se sitúa entre 30 y 50 $/MWh. Dado que la tecnología de celdas electrolíticas es similar al estándar industrial para la producción de celdas solares fotovoltaicas, es probable que entre 2020 y 2030 siga una trayectoria similar a la de las celdas solares fotovoltaicas en términos de costo unitario. Al mismo tiempo, el LCOE de la energía eólica ha disminuido significativamente durante la última década, aunque en menor medida (aproximadamente un 50 % en alta mar y un 60 % en tierra).
Nuestro país utiliza fuentes de energía renovables (como la energía eólica, fotovoltaica e hidroeléctrica) para la producción de hidrógeno mediante electrólisis del agua. Cuando el precio de la electricidad se mantiene por debajo de 0,25 yuanes/kWh, el coste de producción de hidrógeno presenta una eficiencia económica relativa (15,3 ~ 20,9 yuanes/kg). Los indicadores técnicos y económicos de la producción de hidrógeno mediante electrólisis alcalina y electrólisis PEM se muestran en la Tabla 1.
El método de cálculo de costos de la producción de hidrógeno electrolítico se muestra en las ecuaciones (1) y (2). LCOE = costo fijo / (cantidad de producción de hidrógeno x vida útil) + costo operativo (1) Costo operativo = consumo de electricidad de producción de hidrógeno x precio de la electricidad + precio del agua + costo de mantenimiento del equipo (2) Tomando como ejemplo los proyectos de electrólisis alcalina y electrólisis PEM (1000 Nm3/h), supongamos que el ciclo de vida completo de los proyectos es de 20 años y la vida útil operativa es de 9 × 104 h. El costo fijo de la celda electrolítica de paquete, el dispositivo de purificación de hidrógeno, la tarifa de materiales, la tarifa de construcción civil, la tarifa de servicio de instalación y otros elementos se calcula en 0,3 yuanes /kWh para la electrólisis. La comparación de costos se muestra en la Tabla 2.
En comparación con otros métodos de producción de hidrógeno, si el precio de la electricidad de energía renovable es inferior a 0,25 yuanes/kWh, el coste del hidrógeno verde puede reducirse a unos 15 yuanes/kg, lo que empieza a suponer una ventaja en términos de costes. En el contexto de la neutralidad de carbono, con la reducción de los costes de generación de energía renovable, el desarrollo a gran escala de proyectos de producción de hidrógeno, la disminución del consumo energético y los costes de inversión de las celdas electrolíticas, y la orientación de los impuestos al carbono y otras políticas, el camino hacia la reducción del coste del hidrógeno verde se irá despejando gradualmente. Al mismo tiempo, debido a que la producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía tradicionales se mezcla con muchas impurezas relacionadas, como carbono, azufre y cloro, y al coste de la purificación adicional y la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS), el coste real de producción puede superar los 20 yuanes/kg.
Fecha de publicación: 6 de febrero de 2023