Emerging Economics of Hydrogen Production and Delivery

Emerging Economics of Hydrogen Production and Delivery

La evolución de la producción y entrega de hidrógeno en Estados Unidos refleja un cambio transformador impulsado por incentivos políticos y avances tecnológicos. La introducción de créditos fiscales para la Producción de Hidrógeno Limpio bajo la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) ha reducido sustancialmente los costos del hidrógeno verde, posicionándolo de manera competitiva frente al hidrógeno convencional gris. Con las proyecciones de reducción en los costos de electrólisis y los incentivos fiscales en curso, la meta del Departamento de Energía de $1/kg para la producción de hidrógeno para 2030 parece alcanzable. Sin embargo, persisten desafíos en la entrega y almacenamiento del hidrógeno, particularmente en el envío y almacenamiento a granel debido al tamaño molecular del hidrógeno. A pesar de esto, el desarrollo de un mercado nacional de hidrógeno puede ser lento, lo que llevaría a una producción localizada adaptada a usos y ubicaciones específicas. En paralelo a estos avances, Estados Unidos está liderando el establecimiento de hubs de hidrógeno, redes estratégicamente ubicadas que integran la producción, consumo e infraestructura de hidrógeno limpio. 

La Ley de Inversión en Infraestructura y Empleos de 2021 asignó fondos sustanciales para que el Departamento de Energía otorgue entre seis y diez hubs de hidrógeno. Estos hubs se seleccionaron en base a criterios como diversidad de materias primas (renovables, gas natural con captura y almacenamiento de carbono (CCS) y nuclear), diversidad de usos finales (generación de energía, industrial, calefacción y transporte) y requisitos de empleo. Los hubs seleccionados incluyen el Hub de Hidrógeno de los Apalaches (Virginia Occidental, Ohio, Pensilvania), el Hub de Hidrógeno de California, el Hub de Hidrógeno de la Costa del Golfo (Texas, Luisiana), el Hub de Hidrógeno del Medio Oeste (Illinois, Indiana, Michigan) y el Hub de Hidrógeno del Noroeste del Pacífico (Washington, Oregón, Montana). Estos hubs se centrarán en diversos métodos de producción de hidrógeno (verde, azul, rosa, biohidrógeno) y en sectores como amoníaco, productos químicos, transporte pesado, minería, centros de datos, generación de energía y combustible de aviación sostenible. Por otra parte, en la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis, los costos de electricidad representan una parte significativa, entre el 70% y el 90% del costo total. Sin embargo, se destaca la importancia del Crédito Fiscal para la Producción de Hidrógeno Limpio, que ofrece $3/kg durante los primeros 10 años, reduciendo los costos netos a la mitad. Además, se prevé una disminución considerable en los costos de capital de los electrolizadores, pasando de alrededor de $1,000-1,500/kW en la actualidad a $250/kW para el año 2030. En cuanto a la comparación entre la producción de hidrógeno verde y gris, se señala que, en 2023, la producción estable de hidrógeno verde en California es ligeramente más económica por kg ($4.60/kg) que el suministro intermitente de energía renovable ($5/kg). Esto, a pesar de que el requisito de capital total para el suministro de energía en estado estable es mayor debido al volumen de hidrógeno generado. Con la ayuda del crédito fiscal mencionado, el hidrógeno verde se vuelve competitivo con el hidrógeno gris, proveniente del gas natural sin CCS, a un costo de $1-1.50/kg en 2023. En resumen, se destaca la importancia de los incentivos fiscales y las proyecciones de reducción de costos en la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis, lo que contribuye a su viabilidad económica y competitividad frente a otras fuentes de hidrógeno, como el hidrógeno gris.

El análisis sobre las tecnologías de producción de hidrógeno aborda las características, limitaciones, disponibilidad comercial y costos potenciales de diversas tecnologías tanto en 2023 como en 2030. Se comparan las tecnologías de Electrólisis de Membrana de Intercambio de Protones (PEM), Electrólisis de Membrana de Intercambio de Aniones (AEM), Alcalina y Celda Electrolítica de Óxido Sólido (SOEC) para la producción de hidrógeno verde, así como el Reformado de Metano con Vapor (SMR) con Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS) para la producción de hidrógeno azul. El análisis sugiere que para 2030, el hidrógeno verde producido a partir de fuentes de energía renovable como solar y eólica podría alcanzar la paridad de costos o ser más económico que el hidrógeno gris convencional, especialmente con la ayuda de créditos fiscales como el 45V y el 45Q. Además, el hidrógeno azul producido a partir de SMR con CCS en la región del Golfo también podría volverse competitivo con el hidrógeno gris para 2030, con la ayuda del crédito fiscal 45Q. El texto proporciona desgloses detallados de costos y suposiciones para cada tecnología y región, destacando el potencial para que el hidrógeno limpio se convierta en una alternativa viable al gas natural para 2030, especialmente al considerar el costo social de las emisiones de carbono. Se profundiza en las estimaciones de costos para producir hidrógeno verde en California utilizando diferentes fuentes de energía y opciones de almacenamiento en 2023 y 2030. Se destaca que los costos de suministro intermitente de electricidad a partir de energía eólica o solar por sí solos son más altos que los con almacenamiento. Luego, se explora el transporte y almacenamiento intermedio del hidrógeno, indicando que los costos intermedios probablemente tengan un impacto limitado en los costos totales si la producción se lleva a cabo cerca de las ubicaciones de uso final. Sin embargo, si los costos de producción disminuyen significativamente en el futuro, los costos de manejo intermedio podrían volverse más significativos. El texto sugiere que la mayor parte del hidrógeno se producirá cerca de su uso final debido a la falta de ventajas regionales sólidas en los costos de producción. Se discute el potencial de redes de hidrógeno locales, especialmente en regiones con uso industrial existente, y la necesidad de distribución por camión para el transporte de hidrógeno en vehículos de transporte pesado. Además, se examinan los desafíos y costos asociados con el transporte de hidrógeno a través de tuberías nuevas o reutilizadas y se proporcionan estimaciones de costos nivelados para el transporte por tubería en 2030.

El documento ofrece una visión general de las diferentes tecnologías de almacenamiento de hidrógeno, sus características, costos y posibles aplicaciones. Destaca que las cavernas de sal son la opción más viable y rentable para el almacenamiento de hidrógeno debido a su bajo costo de capital, capacidad de ciclo relativamente frecuente y bajas tasas de fugas. Estas cavernas están principalmente concentradas cerca de la región del Golfo de los Estados Unidos. Los campos agotados y los acuíferos, que son estructuras geológicas subterráneas que anteriormente contenían hidrocarburos o agua, no han sido probados para el almacenamiento de hidrógeno, pero están presentes en todo el país. Las cavernas de roca dura, estructuras artificiales creadas en formaciones de roca metamórfica e ígnea, aún son una tecnología inmadura con disponibilidad limitada en Estados Unidos. Las opciones de almacenamiento sobre el suelo incluyen el almacenamiento de gas comprimido, adecuado para escalas más pequeñas, pero con costos unitarios elevados, y el almacenamiento de hidrógeno líquido, que no es adecuado para almacenamiento a largo plazo debido a la pérdida de gas y al proceso de licuefacción intensivo en energía. Se comparan los costos nivelados de diferentes tecnologías de almacenamiento, siendo las cavernas de sal las más baratas y los campos agotados las más costosas debido a su capacidad de ciclo limitada y el potencial de altas pérdidas. El almacenamiento líquido puede ser económico, pero requiere una licuefacción costosa. Además, se discuten las adiciones planificadas a la infraestructura de hidrógeno, notando que muy pocos proyectos anunciados indican explícitamente planes para el almacenamiento de hidrógeno. Las cavernas de sal son las más propensas a ser utilizadas para almacenamiento a corto plazo, mientras que el almacenamiento estacional a largo plazo sigue siendo costoso y propenso a pérdidas. Se espera que el costo total entregado del hidrógeno en 2030 varíe sustancialmente según el método de producción, ubicación, intermitencia y requisitos de manipulación, oscilando entre $0.8 y $6.9 por kg. Adicionalmente, el documento esboza la demanda potencial de hidrógeno en varios sectores y sus implicaciones para la generación y consumo de electricidad. Prioriza el uso del H2 basándose en el costo/disponibilidad y los beneficios de reducción de carbono en comparación con las alternativas. Las aplicaciones industriales y el transporte pesado se ven como prioridades debido a las limitadas alternativas limpias. Para la generación de energía, el H2 ofrece almacenamiento de energía de larga duración y energía firme pero tiene pérdidas de eficiencia elevadas, lo que lo hace menos atractivo excepto para la energía de resiliencia. La calefacción de edificios con mezcla de H2 está bajo revisión, pero enfrenta desafíos técnicos y económicos, con la electrificación como alternativa viable. Las proyecciones muestran que la mayor parte de la demanda de H2 estará en aplicaciones industriales, pero la demanda puede requerir incentivos adicionales o precios de carbono para igualar la oferta emergente. También se exploran las implicaciones eléctricas de la demanda de H2 en 2050, incluyendo el potencial de generación a base de H2, la energía requerida para la producción de H2 y la flexibilidad proporcionada por los electrolizadores. El texto proporciona estimaciones para la demanda de H2 en el sector eléctrico y la capacidad de generación correspondiente, la capacidad de electrolizador y los requisitos de energía renovable tanto para escenarios de producción de H2 de carga base como para producción intermitente de H2.

El análisis detallado del documento abarca una amplia gama de suposiciones y metodologías utilizadas en la modelización y análisis de los costos asociados con la producción de hidrógeno. Se profundiza en las suposiciones relacionadas con los precios de la electricidad, utilizando pronósticos de fuentes diversas como la EPA, EIA y CPUC para diferentes regiones como California, Nueva York y Texas. Asimismo, se discute la aproximación para estimar el costo nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) para activos renovables independientes (solar y eólica) y aquellos emparejados con almacenamiento. El modelo incorpora factores como costos de instalación, costos de operación y mantenimiento, costos de financiamiento, factores de capacidad y créditos fiscales. Además, se mencionan suposiciones relacionadas con parámetros financieros como ratios de deuda/capital, tasas de descuento, tasas impositivas y programas de depreciación. También se tocan limitaciones en la modelización del almacenamiento de baterías y las simplificaciones realizadas en cuanto a la venta de energía recortada de fuentes renovables emparejadas con almacenamiento. Por otro lado, se proporcionan estimaciones de costos y detalles de dimensionamiento para varias fuentes de energía renovable como solar, eólica y sistemas de almacenamiento en diferentes estados como California, Nueva York y Texas. Se esbozan las suposiciones clave, modelando una fuente de energía 100% limpia, ya sea independiente o co-ubicada con almacenamiento. Los recursos renovables se dimensionan para satisfacer una demanda de 100 MW, con factores de capacidad variables por estado. Las estimaciones de gastos de capital se basan en la Baseline Tecnológica Anual 2022 de NREL, con costos escalando linealmente con el tamaño del activo. El texto también explica el proceso de optimización para activos renovables emparejados con almacenamiento, apuntando a la operación continua del electrolizador al cumplir varias condiciones como la utilización del 100% y gestionar los ciclos de carga/descarga de la batería. Se proporcionan resultados detallados de dimensionamiento para configuraciones de solar, eólica y almacenamiento en los tres estados. Finalmente, se menciona la experiencia de Brattle en varios aspectos del hidrógeno, incluyendo emisiones, tecnología, regulaciones, economía y análisis de mercado.

 

En general, el documento proporciona una visión general de la iniciativa de hubs de hidrógeno del Departamento de Energía de EE. UU. y de los hubs seleccionados, así como también destaca proyectos industriales recientes relacionados con la producción de hidrógeno, principalmente para aplicaciones industriales. Desarrollando un análisis sobre la economía emergente de la producción y entrega de hidrógeno, centrándose en los costos y el impacto de diversos métodos de producción, incentivos fiscales y políticas gubernamentales. Compara los costos de diferentes modos de producción de hidrógeno, como el hidrógeno verde, rosa y azul, y examina la influencia de los créditos fiscales y las mejoras tecnológicas en los costos de producción de hidrógeno. Asimismo, se evalúan los costos de entrega, las variaciones regionales y el desarrollo potencial de un mercado nacional de hidrógeno. Destaca el papel de los programas gubernamentales, como la Ley de Reducción de la Inflación, a la hora de impulsar la inversión y centrarse en el hidrógeno. El documento proporciona información sobre el costo competitivo potencial del hidrógeno con respecto al gas natural para 2030 y analiza los métodos de transporte y las consideraciones de almacenamiento del hidrógeno.

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