Cada vez más países están empezando a establecer objetivos estratégicos para la energía del hidrógeno, y algunas inversiones se centran en el desarrollo de tecnología de hidrógeno verde. La UE y China lideran este desarrollo, buscando ventajas competitivas en tecnología e infraestructura. Mientras tanto, Japón, Corea del Sur, Francia, Alemania, 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 se incrementará a 40 GW mediante otros 40 GW fuera de la UE.
Al igual que con todas las nuevas tecnologías, el hidrógeno verde está pasando de la investigación y el desarrollo primarios al desarrollo industrial general, lo que se traduce en menores costos unitarios y una mayor eficiencia en el diseño, la construcción y la instalación. El LCOH del hidrógeno verde consta de tres componentes: el costo de la celda electrolítica, el precio de la electricidad renovable y otros costos operativos. En general, el costo de la celda electrolítica representa entre el 20% y el 25% del LCOH del hidrógeno verde y la mayor parte de la electricidad (70%-75%). Los costos operativos son relativamente bajos, generalmente inferiores al 5%.
A nivel internacional, el precio de las energías renovables (principalmente la solar y la eólica a gran escala) ha disminuido significativamente en los últimos 30 años, y su coste energético ecualizado (LCOE) se acerca ahora al de la energía a carbón (30-50 USD/MWh), lo que las hace más competitivas en el futuro. Los costes de las energías renovables siguen disminuyendo un 10 % anual, y para 2030, alcanzarán aproximadamente los 20 USD/MWh. Los costes operativos no pueden reducirse significativamente, pero sí los costes unitarios de las células, y se prevé una curva de coste de aprendizaje similar a la de la energía solar o eólica.
La energía solar fotovoltaica se desarrolló en la década de 1970 y su precio LCOE en 2010 rondaba los 500 $/MWh. El LCOE de la energía solar fotovoltaica ha disminuido significativamente desde 2010 y actualmente se sitúa entre 30 $ y 50 $/MWh. Dado que la tecnología de celdas electrolíticas es similar al parámetro de referencia 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 coste unitario. Al mismo tiempo, el LCOE de la energía eólica ha disminuido significativamente en la última década, aunque en menor medida (alrededor del 50 % en energía marina y el 60 % en energía terrestre).
Nuestro país utiliza fuentes de energía renovables (como la eólica, la fotovoltaica y la hidroeléctrica) para la producción de hidrógeno electrolítico. Con un precio de la electricidad inferior a 0,25 yuanes/kWh, el coste de producción de hidrógeno presenta una relativa eficiencia económica (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 del costo 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 para la 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 es de 9 × 10⁻¹ h. El costo fijo de la celda electrolítica compacta, 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 las energías renovables es inferior a 0,25 yuanes/kWh, el coste del hidrógeno verde puede reducirse a unos 15 yuanes/kg, lo que supone una ventaja en términos de coste. 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 reducción del consumo energético de las celdas electrolíticas y de los costes de inversión, y la orientación de la imposición al carbono y otras políticas, el camino hacia la reducción del coste del hidrógeno verde se irá despejando gradualmente. Al mismo tiempo, dado que la producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía tradicionales se mezclará con numerosas impurezas relacionadas, como carbono, azufre y cloro, y debido al coste de la purificación superpuesta y la CCUS, el coste real de producción podría superar los 20 yuanes/kg.
Hora de publicación: 06-feb-2023