En el futuro, puede ser necesario importar hidrógeno verde y sus derivados a Europa, ya que es la única forma de que algunas industrias consigan una producción neutra para el clima. Fraunhofer ISE ha analizado en un estudio los posibles países proveedores y ha elaborado un mapa.
El hidrógeno verde y sus productos derivados, el amoníaco, el metanol y la parafina sintética, almacenan electricidad procedente del sol y del viento para transportarla a Europa desde regiones más lejanas de forma energéticamente eficiente. Al mismo tiempo, muchas industrias que no pueden utilizar directamente la electricidad como fuente de energía dependerán en el futuro de estas alternativas climáticamente neutras al gas fósil y al petróleo. Por encargo de la Fundación H2Global, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar ISE ha analizado 39 regiones de 12 países preseleccionados por la Fundación para determinar dónde sería más rentable en 2030 la producción de estos productos Power-to-X (PtX) en combinación con el transporte a Alemania. El resultado: Brasil, Colombia y Australia ofrecen condiciones especialmente favorables para la importación de amoniaco verde, metanol y parafina. Las importaciones de hidrógeno verde gaseoso podrían proceder del sur de Europa o del norte de África, siempre que se disponga a tiempo de gasoductos para su transporte.
Las importaciones de hidrógeno verde gaseoso podrían proceder del sur de Europa o del norte de África
"El hidrógeno producido de forma sostenible y sus derivados serán indispensables en determinadas partes del sistema energético", afirma el Prof. Dr. Hans-Martin Henning, Director del Instituto Fraunhofer ISE. "Según nuestros cálculos, las importaciones son un complemento necesario y económicamente viable a la producción local de hidrógeno". Los proyectos PtX a escala de gigavatios, que considera este estudio, tienen largas fases de planificación y construcción, por lo que la realización de los primeros proyectos a gran escala en países de producción adecuados debería iniciarse ya. Según los cálculos del Fraunhofer ISE, Alemania necesitará fuentes de energía PtX tanto de producción nacional como importadas en el rango de un solo dígito de teravatios hora para 2030.
"Según nuestros cálculos para los 12 países preseleccionados por H2Global, los costes de producción local de hidrógeno verde gaseoso no son tan bajos como en Brasil, Australia y el norte de Colombia. Allí, producir un megavatio hora de hidrógeno verde cuesta entre 96 y 108 euros, es decir, entre 3,20 y 3,60 euros por kilogramo", explica Christoph Hank, autor principal del estudio. "Si se tiene en cuenta el transporte de larga distancia por barco en forma de hidrógeno líquido o amoníaco, se obtienen unos costes de suministro para Alemania de 171 euros por megavatio hora en relación con el contenido energético tanto del hidrógeno líquido como del amoníaco en las mejores condiciones posibles." Según el estudio, una de las principales ventajas de estos países son las elevadas horas de plena carga combinadas de las centrales solares y eólicas y la consiguiente alta utilización de la capacidad de los procesos "power-to-X", que actualmente siguen siendo intensivos en capital. La larga distancia entre la producción y la utilización no es un criterio de exclusión para el amoníaco, el metanol o la parafina, debido a su alta densidad energética y a la logística de transporte establecida.
El estudio ve una alternativa en la importación de hidrógeno gaseoso por tuberías hasta Alemania, con la posibilidad de transformarlo posteriormente in situ en sus productos derivados. "Las regiones del sur de Europa y el norte de África son las que mejor se adaptan a este escenario", explica el Dr. Christoph Hank. "Siempre que los primeros tramos de esta infraestructura de gasoductos se construyan antes de 2030, se podrían transportar grandes cantidades de hidrógeno producido de forma sostenible a Europa y, por tanto, también a Alemania, de forma muy rentable." En el análisis, las regiones de Argelia, Túnez y España presentan los costes de suministro de hidrógeno gaseoso más bajos, incluido el transporte en un gasoducto de gas natural convertido en hidrógeno, con 137 euros por megavatio hora. Esto corresponde a 4,56 euros por kilogramo de hidrógeno verde.
Según el estudio, los criterios clave para una generación de PtX rentable son las combinaciones favorables de energía eólica y fotovoltaica, una elevada utilización de la planta y unos costes de capital comparativamente bajos. "En general, hemos comprobado que la combinación de buenas condiciones de energía eólica y solar tiene un efecto muy positivo en los costes de producción de hidrógeno, a menudo más que si una región tiene condiciones extraordinariamente buenas para la generación de energía eólica o solar", explica el Dr. Christoph Kost, responsable de los análisis de energías renovables del estudio del Fraunhofer ISE. En última instancia, el factor decisivo son los costes de generación más favorables posibles para la electricidad renovable. En el futuro cabe esperar nuevas reducciones significativas de los costes de las energías renovables, la electrólisis y la optimización, ampliación y aceleración de toda la cadena de valor de PtX. Todo ello conducirá a una nueva reducción significativa de los costes de producción e importación de fuentes de energía sostenibles después de 2030.
Los resultados tecnoeconómicos del estudio se basan en amplios análisis de países en relación con su potencial para generar electricidad a partir de energías renovables. A continuación, las regiones identificadas como prometedoras se analizaron en una fase posterior en relación con la producción de hidrógeno verde y sus productos derivados. El diseño detallado y la optimización de cada uno de los parques de PtX se llevaron a cabo utilizando "H2ProSim", un entorno de simulación para cadenas de valor de PtX desarrollado por el Fraunhofer ISE", explica Marius Holst, responsable de las simulaciones de PtX en el Fraunhofer ISE como parte del estudio. Los autores del estudio subrayan que, a la hora de desarrollar una industria mundial del hidrógeno, también debe satisfacerse la demanda interna de energías renovables y fuentes de energía sostenibles en los futuros países exportadores, y que el establecimiento de una infraestructura de producción y exportación debe coordinarse y armonizarse con las partes interesadas locales.
El estudio está disponible gratuitamente en
