En los últimos años, se ha incrementado el interés por desarrollar proyectos piloto de hidrógeno verde en Latinoamérica con la intención de exportarlos hacia países más maduros.
Para producir hidrógeno verde, se necesita realizar la electrólisis del agua utilizando electricidad baja en carbono suministrada por energía renovable, sin embargo, el principal reto sigue siendo el costo de este modo de producción.
Uno de los factores principales que determinan el precio del hidrógeno es el costo de inversión inicial del electrolizador. Se trata de un dispositivo que consta de una pila de tecnología específica en su centro y placas bipolares soldadas, cuidadosamente estratificadas y herméticas al gas y membranas de plástico.
La electrólisis es un proceso fundamental en el campo de la energía sostenible, en el que el agua se divide en hidrógeno y oxígeno mediante una corriente eléctrica. Un electrolizador eficiente es clave para optimizar este proceso para la escalabilidad industrial y el impacto ambiental.
Bajo esta premisa, Xiaoting Wang, analista BloombergNEF (BNEF) vislumbra una serie de posibles vías diferentes para que el mercado se desarrolle al analizar la estructura de costes de 30 proyectos de hidrógeno a nivel mundial.
A través del estudio titulado: “El gasto de capital del sistema de electrólisis podría caer un 30% para 2025″, el experto habló con 20 empresas de todo el mundo lo cual le permitió determinar los componentes del precio de una planta de electrólisis alcalina de 10 MW en China en 2021.
El reporte de BNEF afirma que un sistema alcalino de 10 MW a menudo consta de dos pilas de 5 MW que entregan hidrógeno a 16 bares. El fabricante suele ofrecer una solución completa con todos los accesorios e instalación.
Los promotores chinos recibieron una oferta de este tipo en 2021 por tan solo 303 dólares/kW, es decir, un total de unos 3 millones de euros (3,2 millones de dólares). Esto no incluía la tarifa de conexión a la red, los transformadores de alto voltaje u otros costos «blandos» como los gastos de desarrollo, aprobaciones y acuerdos de financiamiento.
Wang determinó que los costos de los proyectos en los mercados occidentales con electrolizadores de producción nacional son alrededor de cuatro veces más altos. Los costes de inversión fueron de 1.200 €/kW para los electrolizadores alcalinos y de 1.400 €/kW para los electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM).
En línea con estas aproximaciones, Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, una compañía peruana especializada en la venta de equipamiento en subestaciones y centrales eléctricas, explicó que las ofertas más baratas y de alta tecnología desde 1994, son de Tianjin Mailand Hydrogen Equipment Co. Ltd (THE) LATAM con 150€/kW para planta de 20 MW para arriba.
No obstante, otros como 180 €/kW, de Peric para una planta de 80 MW en China; o 521 €/kW, de Thyssenkrupp para una planta de 2 GW en Arabia Saudí, no incluyen todos los costes del proyecto y, por tanto, no son comparables.
En conclusión, Farge advierte a Energía Estratégica: “Definitivamente los costos más competitivos se están dando en China a partir del año 2023 donde los capex por stack están dados en euros o dólares /kw”.
Y agrega: “Desde el año pasado competimos con los europeos en el primer concurso en ENAEX para Perú y ahí se vio la diferencia. Pero en general, conforme vaya creciendo el mercado y la oferta de los fabricantes, los precios de los electrolizadores en todo el mundo tenderán a la baja hacia el 2030 y 2050”.
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