Como ya sabéis, en atlantHy no solo trabajamos con hidrógeno. Desde hace más de tres años colaboramos con grandes players industriales en proyectos de captura de carbono, fundamentales para la producción de combustibles sintéticos… ¿o quizá no tanto?
En este artículo analizamos por qué el CO₂ industrial, especialmente el biogénico, podría dejar de ser el recurso estrella que hoy todos persiguen.
La complejidad de armar un proyecto de e-fuels
Ya lo hemos dicho en muchas ocasiones: Los e-fuels son y serán necesarios para descarbonizarnos. No hay otra opción.
Aviones, barcos, olefinas… No hay suficiente biorecurso para satisfacer las demandas energéticas de estos sectores.
Nadie es ajeno a ello, y por este motivo prácticamente todas las empresas del sector del hidrógeno se han lanzado a analizar y desarrollar este tipo de proyectos, tocando a la puerta de muchos emisores de CO2, especialmente biogénico.
Así es como grandes industriales como papeleras, cementeras o centrales de combustión de biomasa pasaron a ser las niñas bonitas del sector P2X, gracias a un recurso que hasta el momento ni aportaba ni molestaba (recordemos que el CO2 biogénico no debe pagar por las emisiones) y que de repente puede pasar a reportar decenas de millones de euros anuales a las cuentas de estas empresas, y además de una forma recurrente y estable, alejada de los ciclos económicos y similares, algo muy valorado especialmente por cuestiones de financiación a medio plazo e incluso de valoraciones en bolsa o para futuras transacciones de M&A.
Estos grupos llevan ya unos años vislumbrando cómo sacar a relucir ese oro del que ya disponen y que se escapa por las chimeneas día tras día. Sin embargo, no se están cerrando los contratos que permitan desbloquear las inversiones. ¿Por qué?
Los retos reales de una planta de captura
Una vez se comienza a trabajar en este tipo de proyectos, se observa que nada es tan sencillo como puede parecer a simple vista. Por dar unos números redondos, una planta que capture 500.000 toneladas de CO2 al año, puede estar requiriendo:
- 130 M€ de inversión
- 100 MW de aporte térmico
- 500.000 m3 de agua
Estas cifras explican por qué muchos proyectos se reducen en cuanto a tamaños, se ralentizan o directamente se descartan.
Además, los emisores de CO₂ comienzan a exigir contratos vinculantes para seguir con el desarrollo de sus plantas de captura, viendo que aquí estamos hablando de auténticos monstruos industriales, no de la compra de 2 o 3 equipos, por lo que el compromiso por todas las partes debe de ser firme y respaldable.
Aquí surge el bloqueo:
- Los desarrolladores de e-metanol o e-SAF no pueden firmar contratos vinculantes sin haber alcanzado suficiente madurez técnica y financiera de sus proyectos, para lo que necesitan que las plantas de captura tengan un cierto grado de compromiso.
- Los productores de CO₂, a su vez, no consiguen se atreven a cerrar acuerdos por la falta de bancabilidad del mercado actual.
El resultado es una clara parálisis por análisis.
¿Una situación perpetua?
Una vía que se está trabajando en paralelo con otros fines es la de los almacenamientos permanentes de CO₂. Proyectos como Northern Lights en Europa permitirán generar créditos de eliminación de carbono, algo que una vez cerrado en términos de regulación europea, creará un mercado fiable y bancable, originando cadenas completas de captura-transporte-almacenamiento.
En este escenario, el CO₂ pasaría a tratarse como una commodity, facilitando la vida a los proyectos de e-fuels.
Sin embargo, esto tardará más de una década en consolidarse.
La segunda vía, cada vez más comentada, es la captura directa del aire (DAC). Esta tecnología permite capturar CO₂ atmosférico sin depender de un foco industrial, abriendo ubicaciones completamente nuevas.
Según la IEA, su papel en la descarbonización hacia 2050 está lejos de ser menor.
Ilustración 1 Cantidades de CO2 capturadas de la biomasa y del aire en el escenario NET Zero de la IEA
¿Por qué es tan costosa la DAC hoy en día? Principalmente por la diferencia de concentración:
- Aire ambiente: ~400 ppm (0,04%)
- Emisiones industriales: 4%–20%
Esta enorme diferencia explica por qué los costes de captura direct air se mueven en rangos muy superiores a la captura en origen.
Aun así, las previsiones apuntan a que la maduración tecnológica podría reducir los costes desde 300 $/tCO₂ hasta aprox. 150 $/tCO₂ en los próximos años.
Ilustración 2 Costes de captura del CO2 en función de la tecnología
Entonces, si la diferencia en el coste de la captura es tan grande, ¿por qué estamos hablando de esta posibilidad?
Bueno, lo primero es que aquí somos atlantHy, y nos gusta pensar las cosas de muchas formas posibles para encontrar el mejor ángulo.
Lo segundo, porque esta tecnología promete unas reducciones de costes a medio plazo bastante interesantes, pudiendo arrastrar los costes desde la parte más alta del rango (300 $/tonCO2) hasta la más baja (150 $/tCO2):
Ilustración 3 Reducción de costes de captura estimados por una madurez de la tecnología
Ante esta reducción de costes, cabe preguntarse qué posibilidades se abren a los proyectos de producción de e-fuels como el metanol y el SAF, y para nosotros la vía a explorar es clara:
Podríamos llevarnos los proyectos a las ubicaciones con mejor recurso renovable sin preocuparnos por la fuente industrial del CO2.
El análisis
Toca entonces entender cuál es el impacto que puede tener esta oportunidad, siendo el análisis tan simple como comparar si el irnos a una mejor ubicación para abaratar el coste del hidrógeno compensa el sobrecoste de la captura directa del aire.
Haremos el caso para el e-metanol, siendo prácticamente similar para el e-SAF.
Comenzamos por entender cómo varía el coste del metanol (LCOM) en función del coste del CO2 que introducimos en el sistema:
Ilustración 4 LCOM en función del precio del CO2 para un precio de hidrógeno de 5 €/kgH2
Con una diferencia máxima del LCOM de 361 €/tonMEOH entre los dos escenarios de 350 y 100 €/tonCO2.
Del mismo modo, corresponde estudiar cual es el efecto del precio del hidrógeno en el LCOM.
Ilustración 5 LCOM en función del precio del H2 para un precio de CO2 de 200 €/tonCO2
Observando que aquí, una variación del 25 % en el coste del hidrógeno tiene un impacto de prácticamente 200 €/tonMEOH, mientras que en el CO2 esto solamente afecta en 70 €/tonMEOH.
El coste del hidrógeno tiene una influencia mucho mayor que el del dióxido de carbono.
Para alcanzar los costes de producción en los rangos más bajos del gráfico, debemos de irnos a las ubicaciones con mejores recursos, mientras que nos iremos hacia los 6 €/kgH2 en entornos industriales donde sea necesario utilizar la red eléctrica para aprovisionar la electricidad, pagando por el uso de la misma.
Corresponde entonces, realizar dos análisis. Uno en el cual situemos una planta de producción de metanol en el entorno de una planta de captura de un foco industrial (con un coste del hidrógeno de 5,86 €/kgH2 (IBHYX) y un coste de captura de 100 €/tonCO2, como valor de referencia para la captura en una planta industrial) y otro en el cual nos vayamos a una ubicación en la cual el hidrógeno se pueda obtener a partir de autoconsumo 100 %, con un coste de 4,5 €/kgH2.
Ejecutando las simulaciones, el resultado que nos arrojan para el Escenario de la Captura Industrial, es de un coste de producción (LCOM) de 1.491 €/tonMEOH, algo muy en línea con lo que estamos viendo de la mayor parte de los proyectos actuales.
Observando este resultado, vamos a hacer algo diferente para evaluar hasta donde podríamos estirar el chicle en el Escenario del Coste Competitivo del Hidrógeno, es decir, vamos a ver cuanto de costosa tendría que ser la captura (€/tonCO2) para ser o no ser interesante. Los resultados de las simulaciones realizadas en digHy son los siguientes:
Ilustración 6 LCOM según variación en el coste del CO2 hasta alcanzar paridad con el Escenario 1 (Industrial)
Los resultados son muy interesantes. Podríamos irnos a un CO2 con un coste de hasta prácticamente 300 €/tonCO2 para compensar los incrementos de costes del hidrógeno más costoso.
Conclusión
Esta es por supuesto una interpretación en un escenario simplificado, pero evidencia la realidad y es que el CO2 puede asumir una penalización mucho más grande en su coste que el hidrógeno y seguir haciendo un proyecto interesante.
Esto abre muchas alternativas, como por ejemplo la que hemos comentado aquí del DAC, pero también la del uso de CO2 de plantas más pequeñas (menos interesante la captura en términos económicos) o la del transporte del CO2 a largas distancias a pesar de penalizaciones económicas y de huella de carbono.
Particularmente, no vemos proyectos utilizando DAC en los próximos años. No es una tecnología bancable y los costes todavía están en los rangos más altos que hemos comentado.
Sin embargo, ya hay casos donde se producen e-combustibles a escala piloto con DAC, como es el caso de Haru Oni en Chile.
No obstante, esto es un aviso a los productores de CO2 biogénico: No os durmáis en los laureles. Lo que hoy es un tesoro, mañana puede ser una commodity más y los márgenes que se pueden sacar hoy en día pueden hacerse mucho más estrechos.
Tecnologías como el DAC, no solo ofrecen libertad de elección de ubicaciones, sino que también pueden simplificar desarrollos y reducir costes de capital por menores riesgos, algo que interesa mucho a los desarrolladores.
Si estáis interesados en análisis como este, en atlantHy nos conocemos al dedillo el sector y sus tecnologías. Podemos ayudaros a sacar el máximo provecho a vuestros proyectos.
Además, si queréis tener en vuestro ordenador la herramienta de simulación que hemos utilizado en este análisis, ¡contactadnos para acceder a digHy!
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