El consorcio Hydeal sube la apuesta e insiste en que llegará a 1,5 euros por kilo de hidrógeno verde en 2022

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pv magazine: Sr. Lepercq, su empresa, Soladvent, forma parte del consorcio Hydeal y usted es su portavoz. El consorcio planea desplegar 95 GW de energía solar y 67 GW de hidrógeno en España para 2030. ¿Cómo es posible alcanzar este enorme objetivo? Teniendo en cuenta que el proyecto comenzará en 2022, estamos hablando de unos 10,5 GW de energía solar y 7,4 GW de capacidad de hidrógeno al año. ¿Debemos considerar esta capacidad como algo independiente del desarrollo estándar del mercado?

Thierry Lepercq: Estas cifras parecen grandes, pero no lo son. Representan apenas un 1% del consumo europeo de combustibles fósiles. El mercado mundial de la energía fotovoltaica alcanzará los 200 GW este año, según algunas estimaciones, y sigue expandiéndose exponencialmente, por lo que estamos hablando de una pequeña fracción de este mercado. La capacidad de los proyectos de energía solar que han solicitado la conexión a la red solo en España supera los 220 GW, aunque las limitaciones de la red eléctrica hacen que la mayoría de estos proyectos solo se materialicen bajo la forma de hidrógeno, conectado a la red de gas. Es cierto que la capacidad global de fabricación de electrolizadores es todavía bastante reducida. Pero hay que esperar a los anuncios de la gigafactoría que se harán en los próximos 12 meses: ¡la gente se va a quedar de piedra!

 

Recientemente ha declarado que el proyecto puede dar un gran salto entre 2025 y 2026. ¿Qué ocurrirá exactamente en esta etapa? ¿También influirá la bajada de precios de los paneles fotovoltaicos?

La energía fotovoltaica está en una increíble carrera hacia la ultracompetitividad. El umbral de los 10 €/MWh está a punto de ser superado, y los continuos avances tecnológicos y de fabricación garantizan que esta carrera no se ralentizará durante al menos una década. El salto de los volúmenes de hidrógeno verde y la correspondiente caída de los costes que prevemos para 2025 son el resultado de dos factores: la aceleración de las gigafábricas de electrolizadores, que supondrá un aumento masivo de la capacidad a partir de 2024, y el despliegue de miles de kilómetros de tuberías de transmisión de hidrógeno y de teravatios-hora de almacenamiento subterráneo para igualar en ese horizonte.

 

El consorcio pretende alcanzar un precio del hidrógeno verde de aproximadamente 1,5 kg en 2030. Estudios recientes afirman que ese objetivo a duras penas podría alcanzarse para 2 kg y, de conseguirlo, solo en determinados mercados. ¿Puede explicar cómo podría lograrse técnica y económicamente? ¿Es inevitable cruzar el umbral de 1,5 euros para que el hidrógeno verde sea viable?

Como empresario solar, desafié a los escépticos en Solairedirect, mi antigua empresa, con la mejor oferta en una subasta muy competitiva en la India en 2011, el primer parque solar comercial en Chile en 2013 y el primer proyecto por debajo de 20 dólares/MWh en México en 2017. Los observadores del sector ya deberían saberlo: los empresarios y los proyectos reales siempre han vencido a los «estudios» y a los «expertos», que han demostrado sistemáticamente estar por detrás de las fuerzas reales del mercado. Mi empresa apunta a 1,5 €/kg entregado, incluyendo la transmisión en el almacenamiento, no en 2030 sino en 2022, porque eso es lo que exige el mercado. Alrededor de 1 euro/kg es el equivalente al gas natural entregado en Europa, más un valor de carbono de 0,5 euros/kg, que corresponde a 50 euros/t de CO2. No hay magia para llegar a ese punto. Se necesitan tres factores: emplazamientos a gran escala de más de 500 MW; zonas de alta irradiación como España, Portugal y Túnez; y EPC solar y de electrolizadores industrializados basados en tecnologías maduras y escalables, financiación competitiva de la deuda a largo plazo gracias a la disminución del riesgo de la compra y los flujos de caja.

 

¿Qué parte de la esperada caída del precio del hidrógeno verde provendrá de la mejora de la tecnología fotovoltaica y qué parte de la mejora de las tecnologías de los electrolizadores?

Como se ha visto en las subastas de los últimos meses en España, Portugal y los Emiratos Árabes Unidos, con precios que oscilan entre los 11 y los 14 euros/MWh, la energía solar fotovoltaica ya ha alcanzado el nivel de costes necesario, pero los nuevos avances ayudarán sin duda. No confiamos en que se produzcan alteraciones en la tecnología de los electrolizadores, ya que nos quedamos con la alcalina, la más madura y rentable con diferencia, sino en que se produzcan avances en la eficiencia energética mediante pilas más grandes y efectos de escala en la adquisición y la fabricación. Prevemos un descenso del 60% de los costes totales de los electrolizadores, incluido el EPC, hasta situarlos por debajo de los 400 euros/kW en 2025.

 

Para alcanzar estos ambiciosos objetivos en términos de volúmenes y precios, ¿qué tipo de escala tienen que alcanzar los proyectos individuales? ¿Podemos imaginar plantas solares del tamaño de un gigavatio conectadas a un electrolizador gigante en el sur de Europa?

Sí, desde luego. La clave del éxito es la ubicación conjunta de plantas solares a gran escala y electrolizadores conectados directamente a la red de gas y pronto de hidrógeno. La conexión a la red eléctrica debe evitarse por completo, ya que aumenta enormemente los costes totales sin aportar beneficios. Ya estamos trabajando en emplazamientos al sur del Mediterráneo con capacidades individuales de más de 25 GW.

 

España ha sido elegida como la región preferida para el proyecto. ¿Hay planes para ampliarlo a otros países como Italia, Portugal o Francia? ¿Qué tipo de características debe tener una ubicación ideal para grandes proyectos de hidrógeno verde? ¿Es necesaria la presencia de una demanda industrial cercana de hidrógeno? ¿Se enviará también el hidrógeno producido a mercados fuera de Europa?

Es un juego de recursos. Si se busca petróleo, hay que optar por la cuenca del Pérmico y no por la región de París, que produce volúmenes ínfimos. En cuanto a la energía solar, se necesitan 2.000 kWh/kW y mucho terreno disponible. Solo dos países europeos cumplen estos requisitos: España y Portugal, y posiblemente algunas partes del sur de Italia. Francia se ve perjudicada por un recurso mucho menor y unos procedimientos de autorización que son una pesadilla. La disponibilidad de un transporte por tuberías muy barato permite que haya miles de kilómetros entre la producción y el uso. Los gigantes industriales alemanes ya saben que van a prosperar con el hidrógeno español y tunecino procedente de grandes emplazamientos de bajo impacto ambiental. Europa en su conjunto no va a exportar y seguirá siendo un importador importante, al igual que ocurre con el petróleo y el gas en la actualidad.

 

Usted ha declarado recientemente que el consorcio comenzará a vender hidrógeno en septiembre de 2022. ¿Qué tipo de precios y volúmenes de venta podemos esperar para ese momento? ¿Cuántos de estos primeros intentos dependerán de la infraestructura de gas existente?

El mercado, siempre el mercado. Nuestro objetivo es un precio de venta de 1,5 euros/kg desde el primer día, porque es lo que demandan los clientes de la industria química, el refinado, el acero, el cemento, el sector energético para la electricidad y la calefacción, y la movilidad para el transporte marítimo y el combustible para camiones. Es un juego binario de materias primas. Si alcanzas el precio de mercado, no hay límite a lo que puedes vender. Si estás por encima del mercado, nadie te comprará. Empezaremos a inyectar en la red de gas y a comercializar nuestro producto con garantías de origen, y pasaremos a las tuberías de hidrógeno dedicadas en cuanto estén listas. Esperamos superar la barrera de las 20.000 t/año a principios de 2024 y llegar a las 500.000 t/año dos años después.

 

¿Espera el consorcio que se den marcos regulatorios favorables y algún tipo de incentivos al hidrógeno? ¿Qué tipo de condiciones deberían crear los responsables políticos para que proyectos como HyDeal tengan éxito?

La industria del hidrógeno es una imitación de la industria del petróleo en lo que respecta a las emisiones de carbono. El camino que hay que seguir es el de las fases previas, intermedias y posteriores. Confiamos plenamente en que ambos extremos de la cadena de valor se pueden cuidar por sí solos. La cuestión clave es el midstream, es decir, la transmisión y el almacenamiento. Necesitamos que los gobiernos y los reguladores pongan en marcha marcos normativos adecuados que permitan tomar decisiones de inversión para reutilizar y ampliar las tuberías y los túneles subterráneos existentes lo antes posible. La Comisión Europea, algunos gobiernos –especialmente, el alemán–, y los operadores de transporte de gas de toda Europa se toman en serio esta cuestión, por lo que soy bastante optimista.

 

 

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