Además del coste de la electricidad, el precio del hidrógeno depende en gran medida del coste de inversión inicial del electrolizador. Cuanto menores sean las horas de carga completa, mayor será el impacto. El analista BloombergNEF (BNEF) ve varias vías posibles para que el mercado se desarrolle.
Todos los electrolizadores tienen en el centro una pila tecnológicamente específica, en la que el agua se descompone en hidrógeno y oxígeno. Este se compone de placas bipolares y membranas de plástico soldadas, herméticas y cuidadosamente estratificadas, uno de los principales factores de coste en cualquier planta de electrólisis. Xiaoting Wang, analista de BloombergNEF, habló con 20 empresas de todo el mundo como parte del estudio de la compañía “El Capex [gasto de capital] del sistema de electrólisis podría caer un 30% para 2025”. Esto le permitió conocer la estructura de costes de 30 proyectos y determinar los componentes del precio de una planta de electrólisis alcalina de 10 MW en China en 2021, por ejemplo.
La pila representó alrededor del 33% de los costos totales, dijo Wang, y el 40% de los costos provino de otros equipos técnicos, incluida la electrónica de potencia, la separación de gases y líquidos y la purificación de gases (consulte el cuadro a continuación). Otro 27% de los costos fueron atribuibles a otros gastos del proyecto, como ingeniería civil, instalación de equipos y vivienda.
alcalino chino
El informe de BNEF indica que un sistema alcalino de 10 MW a menudo consta de dos pilas de 5 MW que suministran hidrógeno a 16 bar. 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 alrededor de 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 gastos de desarrollo, aprobaciones y acuerdos de financiación.
Wang dijo 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 promediaron 1,200 €/kW para los electrolizadores alcalinos y 1,400 €/kW para los electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM).
Ofertas más baratas, 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 Saudita, no incluyen todos los costos del proyecto y, por lo tanto, no son comparables. Incluyen pilas de electrólisis, separación y purificación de gases y líquidos y el suministro de agua. Sin embargo, se excluyen la electrónica de potencia y los armarios de control.
Wang atribuyó esta gran diferencia de precios a los bajos costos laborales y a las cadenas de suministro establecidas en China, donde los fabricantes de electrolizadores pueden obtener materiales y componentes a precios mucho más bajos que en Occidente. Hasta el momento, la producción de la mayoría de los electrolizadores no está automatizada. Los fabricantes chinos estaban produciendo electrolizadores a escala de megavatios para otras industrias antes de que hubiera demanda por parte de los productores de hidrógeno verde, lo que significa que se beneficiaron de la producción a escala. Entre sus clientes existentes se encontraban fabricantes de polisilicio para células fotovoltaicas.
El análisis de Bloomberg, de septiembre de 2022, afirmaba que los fabricantes occidentales podrían conseguir costes igualmente bajos. Para ello, tendrían que utilizar una producción altamente automatizada. Wang dijo que anticipa reducciones significativas de precios ya en 2025 (consulte el gráfico principal arriba). Los precios para 2021 también incluían márgenes adecuados para las empresas de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC). La evolución a largo plazo muestra que los precios de los proyectos de electrólisis convergerán en todo el mundo a partir de 2035.
Los inversores occidentales tienden a confiar a una empresa EPC la gestión de un proyecto completo por una suma global y a confiar en empresas grandes y conocidas. Sin embargo, estas empresas suelen tener poca experiencia en la construcción de plantas de electrólisis, por lo que las primas de seguridad en el precio de la oferta global son elevadas. Con la creciente experiencia y la entrada de planificadores de proyectos especializados, lo que genera una mayor competencia, estos recargos deberían disminuir.
Contenedores prefabricados
Los proveedores de equipos también se esfuerzan por ofrecer productos que reduzcan la carga de trabajo en la obra y, por tanto, reduzcan los costes. Una tendencia que respalda esto es el desarrollo de sistemas en contenedores. Esto significa que los distintos componentes del sistema no tienen que ensamblarse in situ, sino que se prefabrican en una fábrica, se prueban y se entregan en el lugar previsto. Esto minimiza las fuentes de error y reduce el tiempo de despliegue de personal especializado en el sitio.
En una actualización de su análisis de mercado, Bloomberg informó sobre ofertas para este tipo de soluciones de contenedores por 1,000 dólares/kW. Expertos de la industria incluso han informado de ofertas tan bajas como 700 dólares/kW, dijo Wang. Una de estas soluciones de contenedores se presentó en un pv magazine Seminario web en Alemania en febrero de 2023. El electrolizador PEM del proveedor alemán H-Tec tiene una potencia de 1 MW y produce 450 kg de hidrógeno al día. Grabaciones de pv magazine Los seminarios web están disponibles en pv-magazine.com/webinars.
Aquellos que quieran reducir costos comprando un electrolizador de China deben considerar que los productos exportados generalmente se venden con una prima de alrededor del 20% al 30%, en comparación con los precios en el mercado interno, dijo BloombergNEF, lo que significa que los costos de desarrollo y planificación de proyectos todavía sería mayor. Es importante considerar que elegir una marca china para suministrar el equipo principal podría reducir las posibilidades de que un proyecto reciba subsidios locales y podría afectar el financiamiento.
Los primeros proyectos de hidrógeno verde estaban, y siguen estando, diseñados principalmente para extraer electricidad de la red, equilibrando el consumo de electricidad de los electrolizadores mensual o anualmente con la generación de electricidad renovable de los proveedores. En este caso, la desventaja técnica de la electrólisis alcalina en términos de flexibilidad no molestaría a los operadores.
Sin embargo, después de 2030, la mayoría de los nuevos proyectos de hidrógeno verde deberán garantizar una coincidencia horaria entre la generación de energía y el consumo de energía para los sistemas de electrólisis conectados a la red, lo que conducirá al desarrollo de más proyectos fuera de la red, dijo Wang. Esta tendencia no se debe sólo a la necesidad de una definición más clara de hidrógeno verde. Una conexión directa a plantas de generación de energías renovables también debería mejorar la viabilidad económica en el futuro. Después de todo, utilizar la red para transferir enormes cantidades de electricidad costará más en el futuro. Por lo tanto, la electrólisis con electricidad de red estable no podrá producir en el futuro hidrógeno más barato que con la energía solar y eólica, con sus bajos costos de generación de electricidad.
Reducción de costes
Aquí es donde entran en juego los electrolizadores PEM. Estos pueden seguir mejor las fluctuaciones del suministro eléctrico y también funcionar de manera eficiente en funcionamiento a carga parcial o fuera de la red. Sin embargo, esta tecnología todavía necesita reducir significativamente su dependencia de los costosos metales del grupo del platino, especialmente el iridio, para poder ganar una cuota de mercado dominante, afirmó Wang. Plug Power, de Estados Unidos, e ITM Power, del Reino Unido, utilizan entre 200 y 300 gramos de iridio por megavatio de capacidad.
La producción mundial actual de iridio es de unas siete toneladas métricas al año. Incluso si todo el volumen se utilizara para producir catalizadores para la electrólisis PEM, esta cadena de suministro solo podría soportar un máximo de 35 GW por año. PEM sólo podrá dominar el mercado del hidrógeno verde si los fabricantes logran reducir significativamente el consumo de iridio por unidad esta década o lograr un efecto equivalente en paralelo con un mejor reciclaje de metales. Wang dijo que Electric Hydrogen, un nuevo fabricante de electrolizadores PEM con sede en Estados Unidos, ya ha informado que utiliza significativamente menos iridio que sus competidores.
También existe la posibilidad de que la electrólisis de membrana de intercambio aniónico (AEM) pueda reemplazar a la PEM después de 2030 porque no utiliza metales caros. Esto significa que los fabricantes deben lograr desarrollar pilas que sean adecuadas para proyectos a gran escala. Enapter es pionero en AEM, construye pequeñas pilas y las ensambla en unidades más grandes de 1 MW que aún son pequeñas en comparación con otros electrolizadores. La empresa Verdagy, con sede en California, está empezando a vender módulos de 20 MW, cada uno de los cuales consta de dos pilas de 10 MW.
Pilas más grandes
Producir más hidrógeno a partir de una sola pila es otra vía para reducir costes. Una forma de lograrlo es aumentando el tamaño de la propia pila. La mayor pila comercial, con 15 MW, que salió al mercado en septiembre de 2023, procede de Longi, según Wang. Aunque aumentar el tamaño de la pila parece sencillo, tiene varias desventajas. En primer lugar, se vuelve más difícil mover unidades grandes, especialmente para las ventas internacionales. En segundo lugar, con unidades más grandes, las fuerzas y tensiones mecánicas se vuelven más desiguales, lo que afecta la seguridad y se asocia con una menor eficiencia.
Se puede lograr un mayor rendimiento aumentando la densidad de corriente. En pocas palabras, cuantos más electrones pasen a través de la pila, más hidrógeno se podrá producir. La simple aplicación de un voltaje más alto puede aumentar la densidad de corriente, pero tiene un efecto perjudicial sobre la eficiencia. La estrategia para mantener o incluso aumentar la eficiencia es revisar las estructuras internas e introducir catalizadores y membranas avanzados.
A largo plazo, es preferible aumentar la densidad de corriente, afirmó Wang. Plug Power e ITM Power están a la cabeza con una densidad de corriente de más de 3 A/cm2 (amperios por cm2) seguido por el fabricante de AEM Verdagy, con 2A/cm2. La mayoría de los electrolizadores alcalinos chinos tienen sólo 0.3 A/cm2. Wang, a su vez, se enteró por Electric Hydrogen de que su producto tendría una densidad de corriente aún mayor que Plug Power e ITM Power. Estimó que, para 2030, las densidades de corriente cercanas a 10 A/cm2 será típico para el resto de fabricantes de electrolizadores PEM.
Más competencia
Los costes de los productos occidentales podrían inicialmente caer alrededor de un 30% hasta 2025. Además del progreso tecnológico, es probable que también aumente la competencia. Los fabricantes de todo el mundo han anunciado una capacidad de producción de 52.6 GW para este año, mientras que las entregas son, con optimismo, de sólo 5 GW, según las previsiones de BloombergNEF. En China, donde ya existe una feroz competencia por los pedidos de los desarrolladores de proyectos, los márgenes de los fabricantes son pequeños. Además, los promotores cubren su riesgo frente al fabricante pagando sólo hasta el 85% del precio acordado en el momento de la entrega y el resto una vez finalizada la puesta en marcha y el rendimiento sigue siendo bueno después de 18 meses.
La presión aún no es tan alta sobre los mercados occidentales, ya que los inversores y promotores de proyectos en Europa y Estados Unidos pueden contar con subsidios relativamente altos. Sin embargo, la capacidad de producción también está aumentando aquí y es necesario utilizar plenamente las fábricas. Si los fabricantes chinos también buscan su salvación en las exportaciones, es previsible que la guerra de precios aumente en todos los mercados.
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