Sabéis de sobra nuestra postura con respecto a la red troncal de hidrógeno. Es un todo o nada para el hidrógeno en España y gran parte del mundo. En este análisis, el primero de nuestra newsletter, vamos a indagar en por qué el desarrollo del hidrógeno en España necesitará de esta infraestructura en detrimento de la red eléctrica.
Para ilustrarlo, vamos a hacer un ejemplo muy simple en el cual, para una ubicación determinada, calcularemos el coste de producción del hidrógeno (LCOH) de una planta de 100 MW operando el 60 % del tiempo a través de PPAs solares y eólicos a 35 y 55 €/MWh respectivamente. A este LCOH le llamaremos “LCOH base”.
Después, comenzaremos a sumar todos los costes asociados a la red eléctrica utilizada para llevar la energía obtenida mediante los PPAs a la planta. Costes asociados como pueden ser los peajes, el impuesto eléctrico, los servicios de ajuste y restricciones técnicas, las pérdidas o los impuestos municipales. Para ser benevolentes, los estimaremos en 20 €/MWh, aunque bien sabemos que este año ya están por encima. Al efecto de estos costes lo denominaremos como “Sobrecoste red”
Gráfica 1 LCOH proyecto en estudio, realizado con el software digHy.
Se observa como el LCOH base de 4,45 €/kgH2 aumenta 1,15 €/kgH2 (un 25 %) solo por culpa de los costes asociados a la red, un sobrecargo que es estático, es decir, si nuestro coste de producción estuviera en 3 €/kgH2, el sobrecoste de la red sería exactamente el mismo, representando un 40 % del LCOH final.
Los sobrecostes de la red eléctrica implican un aumento de 1,15 €/kgH2 en nuestro LCOH. ¿Cuánto dinero perdido implicará esto?
Pues si nos vamos al PNIEC, con 12 GW desplegados en 2030 (algo que ya deberíamos dar por imposible en este año, pero que usaremos a modo ilustrativo), se deberían de producir en España aproximadamente 1,2 millones de toneladas de hidrógeno, las cuales sin un hidroducto importarían la energía principalmente a través de la red eléctrica, como ya se ha visto en la gran parte de los proyectos de la convocatoria “Valles del Hidrógeno”.
*(No vamos a juzgar hoy el % de proyectos con autoconsumo o el total de GWs desplegados, eso es harina de otro costal que dejaremos para análisis posteriores)*
1,2 millones de toneladas de hidrógeno, o 1.200.000.000 kgH2 por año, que llevarían asociado un sobrecoste de 1,15 €/kgH2, implicando un pago al sistema eléctrico de 1.380.000.000 €/año.
Con una inversión total estimada de 6.000 M€ para toda la red de hidroductos, los números hablan por sí solos, en cuatro años se habrá compensado la inversión (CAPEX) de esta infraestructura, la cual, en base a otros análisis realizados por AtlantHy, debería implicar entre 0,2-0,6 €/kgH2 en función de los diferentes escenarios.
*(Dejaremos este análisis también para otro día)*
El hidroducto es la única opción que tiene nuestro país para que el hidrógeno tome la escala que perseguimos y con este breve análisis queda más que patente que la red eléctrica no es una solución atractiva económicamente hablando, incluso sin entrar a evaluar cuestiones como:
❌ Inversiones relativas a reforzar la red eléctrica para absorber la potencia requerida por esos 12 GW de electrólisis.
❌ Tiempos y costes asociados al desarrollo de infraestructura eléctrica, que no en pocas ocasiones debe asumir el promotor del proyecto de hidrógeno.
❌ Falta de transparencia en cuanto a disponibilidad de la red y por tanto retraso en el desarrollo de los proyectos.
❌ Ventajas de la red de hidrógeno como almacenamiento y apertura al mercado europeo, con un hidrógeno menos competitivo que el ibérico.