Hidrógeno 101: usos, costes y oportunidades
:¿Qué oportunidades de inversión plantea hidrógeno? Los expertos de Schroders Greencoat hablan de los riesgos y oportunidades, de cómo enfocan la clase de activo y de cómo es su estrategia de inversión.
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P: ¿Cuántos tipos de hidrógeno hay?
James Samworth, Corresponsable de Transición Energética de Schroders Greencoat, afirma: El hidrógeno puede producirse utilizando varios métodos, que normalmente se distinguen mediante un código de colores. En el que nos centramos principalmente es en el que se conoce como hidrógeno verde, que se produce a través de la electrolisis del agua utilizando energías renovables.
La electrolisis es el proceso por el cual el agua se descompone en hidrógeno y oxígeno utilizando electricidad.
Los otros tipos de hidrógeno, como son el rosa o el azul, dependen de la forma de producirlo.
El hidrógeno rosa se produce también a través de la electrolisis del agua, pero la electricidad utilizada en el proceso es de origen nuclear.
Otro tipo es el hidrógeno marrón, que se produce a partir de la gasificación del carbón.
La mayoría del hidrógeno que se produce ahora mismo es hidrógeno gris, que se produce a través de un proceso de reformado con vapor del metano.
El hidrógeno azul utiliza, a efectos prácticos, el mismo proceso, con gas fósil como fuente de energía, aunque en este caso se capta y almacena el dióxido de carbono que genera el proceso. El Reino Unido tiene una política sobre el hidrógeno azul ligeramente distinta a la de Europa: en un intento de producir volúmenes comparables de ambos tipos de hidrógeno, Europa se centra más en el hidrógeno verde. Creemos que esto se debe sobre todo a que el Reino Unido cree que cuenta con mejores reservas para almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte y quizá una ligera ventaja competitiva en petróleo y gas.
Lo mismo ocurre en algunas zonas de Estados Unidos, pero creemos firmemente que, al final, el hidrógeno verde será el triunfador.
P: ¿Cómo se usa el hidrógeno?
James Samworth afirma: El hidrógeno se utiliza en distintos sectores hoy en día y es uno de los principales emisores de dióxido de carbono (CO2). La molécula de hidrógeno es muy flexible y puede utilizarse como materia prima en muchos procesos. En algunos casos, también se utilizará directamente como hidrógeno. Por ejemplo, en la industria del acero. La fabricación de este metal supone el 9% de las emisiones globales, por lo que es importante descarbonizarla.
El hidrógeno también puede transformarse en amoniaco con relativa facilidad. Ese es su mayor mercado hoy en día, para su uso como fertilizante. Sin embargo, el amoniaco también se podría utilizar como combustible para embarcaciones, que también es una gran fuente de emisiones de CO2 (en torno al 6% de las emisiones globales).
El amoniaco también se puede utilizar como un vector de transporte, ya que el hidrógeno puro es bastante caro de transportar, pues la molécula es pequeña y comprimirla y licuarla resulta muy costoso.
El hidrógeno también se puede combinar con el CO2. Estos dos elementos se pueden combinar para fabricar casi cualquier otro elemento petroquímico necesario. El más sencillo es el e-metanol, que se usa como combustible de embarcaciones, en la fabricación de plásticos o en la industria química. También existen derivados un poco más avanzados que se usan como combustible de aviones, caso del e-queroseno u otros e-combustibles para el transporte pesado por carretera.
P: ¿Qué sectores utilizan el hidrógeno verde?
James Samworth afirma: Muchos de los más avanzados han sido sectores expuestos al consumo público que, aparte de motivaciones económicas, tienen aspiraciones de imagen de marca o de ASG en torno a la descarbonización. Un ejemplo sería algunos fabricantes de papel, pero también hay entre ellos firmas de alimentación y bebidas. Los grandes sectores industriales empiezan a moverse conforme se van afianzando los planes de subsidios, y eso hará que la escala crezca con rapidez.
P: ¿Cómo funciona la lógica económica del hidrógeno?
James Samworth afirma: Con el hidrógeno, tenemos un “offtake” de un producto físico. Un “offtake” consiste en un contrato entre un productor y un comprador para comprar o vender partes de los productos que en un futuro obtenga el productor. Así pues, es necesario vender el hidrógeno a un cliente. Esto tiene consecuencias para los distintos proyectos en varias dimensiones.
Normalmente, suelen ser preferibles “offtakes” a largo plazo para estos contratos de compraventa, con contrapartes solventes. De ahí, que la normativa que rija este tipo de operaciones vaya a influir notablemente en cómo se desarrolle el sector.
No obstante, en esencia, es necesario producir hidrógeno de forma predecible mediante una buena operativa y tener una cierta estabilidad del precio de esa producción a lo largo de muchos años.
Prevemos que buena parte de esa estabilidad vendrá de subsidios públicos o de mecanismos para garantizar la certidumbre de los precios, como ocurrió en las primeras dos décadas de desarrollo de las renovables. Un factor adicional es que se gasta mucho en energía, y optimizar los costes de esa energía es fundamental.
Desde un punto de vista relativo, por cada 100 euros de ingresos que se generen en un proyecto hoy, 65 se destinarán a energía. Es necesario asegurar que no existe un riesgo base entre ambos importes. O bien ambos son fijos o están vinculados al mismo índice, y por eso hay que reducirlos para que generen rentas seguras.
Existe el riesgo de construcción en los activos en fase de desarrollo, en términos de cuál será el capex estimado y en qué medida se desvía esa estimación del realmente ejecutado. Esto es relativamente "plug and play" en cuanto a las actividades in situ, donde los costes de construcción pueden irse de las manos con más facilidad. No obstante, la cadena de suministro del hidrógeno aún no es la más consolidada. Estamos ante un sector que aún es bastante nuevo, por lo que hay un cierto riesgo de entrega en la construcción de estos proyectos.
P: ¿Cuánto cuesta el hidrógeno verde?
James Samworth afirmaba: Puesto que el hidrógeno es algo difícil de comprimir y transportar de manera eficiente, tiene mucho más sentido económico ser capaz de suministrarlo a las fábricas, por ejemplo, directamente a través de un gaseoducto, en vez de almacenarlo comprimido a alta presión en camiones que lo distribuyan a los distintos clientes.
La cosa cambia si se producen combustibles como el e-metanol, que es fácil de transportar y que ya hoy se distribuye por todo el mundo.
Veamos algunos ejemplos. Los actuales costes de producción del hidrógeno verde hacen que su precio se sitúe en el entorno de los 8 $/kilo, una cifra muy superior a la del hidrógeno gris. Dejando aparte el coste del carbono, estos costes se reducirán significativamente a medida que los electrolizadores pasen de decenas a cientos de megavatios, aparte de los proyectos a escala de gigavatios que estarán operativos para principios de la próxima década a través de la escala y el desarrollo tecnológico.
Hay bastante división de opiniones en cuanto a la velocidad a la que se reducirán esos costes y hasta qué punto lo harán, pero una cifra bastante mencionada es la de 3 €/kilo para el final de la década, un importe que sigue estando por encima del coste del hidrógeno gris y que probablemente tardará en bajar.
Las estimaciones sobre la inversión necesaria en energías renovables en todo el mundo para alcanzar las cero emisiones netas varían. Sin embargo, una cifra que se suele mencionar bastante es la de 10 billones de dólares para 2050. Asimismo, vamos a necesitar invertir entre 5 y 7 billones de dólares en el hidrógeno. El sector del hidrógeno tendrá que ser más o menos del mismo tamaño que el de las renovables para 2050 si queremos lograr una descarbonización total de la economía.
P: ¿Qué futuro le espera al hidrógeno?
James Samworth afirma: El sector debe experimentar un crecimiento muy notable en los próximos 10 a 15 años. Por otro lado, sí que existe un cierto riesgo tecnológico y relativo a la medida en la que se podrán optimizar estos ingresos y costes a lo largo del tiempo. El mayor riesgo probablemente sea la eficiencia de los electrolizadores. Sin embargo, hay también un cierto riesgo de regulación en cuanto a los cambios en la normativa. En Europa y el Reino Unido, se van reduciendo a medida que las normas empiezan a ser vinculantes.
Aparte, hay varias formas en las que estos proyectos pueden generar ingresos adicionales o mitigar parte del riesgo con la venta del calor que se genera como subproducto del proceso de electrolisis. Otros riesgos son los relativos a la captación y venta del oxígeno que se produce y la dotación de una cierta flexibilidad a la red. Esto será cada vez más relevante conforme se vaya incorporando a la red más generación de renovables intermitente.
P. ¿Qué tamaño tiene el mercado del hidrógeno en Europa?
Karin Kaiser, Responsable de Mercados Privados en Europa de Schroders Greencoat, comenta:
Para lograr la neutralidad climática en 2050, la transición energética de la UE se centra en dos ámbitos. Uno es la descarbonización de la electricidad y la electrificación de los sistemas de climatización y de los vehículos. La adopción del hidrógeno por parte de sectores difíciles de descarbonizar cumple un importante papel en la estrategia europea.
A corto plazo, las oportunidades del mercado son más limitadas, pero pensamos que en las próximas décadas, la inversión anual en hidrógeno será comparable a la inversión anual en renovables. Hasta 2030, la UE ha fijado su objetivo de capacidad de producción en aproximadamente 20 millones de toneladas. Estimamos que para 2050, será necesaria en torno al 30% de la demanda de electricidad actual para producir hidrógeno por electrolisis. Esto quiere decir que estamos ante una oportunidad de unos 2 billones de dólares hasta 2050 para el conjunto del mercado con el fin de cumplir los objetivos de electrificación y electrolisis a mediados de siglo.
P. ¿Cuál es vuestra estrategia para el hidrógeno en Europa?
Karin Kaiser explica: Lo que estamos haciendo es crear una exposición total a todas las oportunidades que ofrece la transición energética. Combinamos la exposición a renovables, que son una clase de activo muy consolidado y un conjunto de oportunidades de escala, con exposición a lo que llamamos tecnologías adyacentes.
El hidrógeno supone la parte más importante de ese subconjunto de tecnologías adyacentes y la razón por la que lo hacemos y lo que es clave para ello es que la electricidad es un importante factor de producción para el planteamiento de la inversión. Esto quiere decir que se combina la producción y el uso de electricidad y, por ende, se reduce el riesgo de la exposición a los precios de dos formas: 1) creando esa certidumbre en los flujos de efectivo y esas rentas seguras que nos gusta ofrecer y 2) haciéndolo con capas adicionales de diversificación.
Hay tres puntos clave para nuestra estrategia para el hidrógeno en Europa: nos gusta mucho trabajar a través de consorcios, nos implicamos muy activamente en la supervisión de la construcción y la gestión de inversiones (aproximadamente la mitad de nuestro personal son ingenieros). Por último, nos gusta aprovechar aquello que mejor se nos da, que son los activos de generación de energía a escala.
¿Qué implica eso para la estrategia de hidrógeno que aplicamos actualmente?
Desde el punto de vista del producto, estamos muy centrados en la producción y el consumo local de hidrógeno y e-metanol. Estos son probablemente los productos más consolidados a día de hoy, y los que con más probabilidad producirán flujos de efectivo parecidos a los de las infraestructuras.
A corto plazo, desde la fase de desarrollo, no buscamos asumir el riesgo del desarrollo a gran escala, sino que entramos en la última fase del desarrollo o la construcción. Eso garantiza un despliegue relativamente rápido y que se empiecen a generar rentas seguras relativamente pronto.
Desde el punto de vista de la estructura de las operaciones, siempre tenemos una estrategia basada en activos, por lo que tratamos de invertir en plataformas de activos y en activos individuales.
P: ¿Cuál es vuestra cartera de proyectos en Europa?
Kristian Høeg Madsen, Corresponsable de Hidrógeno en Schroders Greencoat, afirmaba:
La mayoría de nuestros proyectos se fijan como objetivo la puesta en funcionamiento para 2030, pero ya vemos cómo se retrasan los plazos de proyectos grandes. Muchos proyectos de hidrógeno solo pueden hacerse realidad si se fabrican los equipos necesarios.
Estamos bastante seguros de que se producirá un cuello de botella en la oferta de electrolizadores a partir de ahora. En Europa se encuentra buena parte de la capacidad de fabricación de electrolizadores. Hay varios proveedores importantes de fabricantes de equipos originales (OEM), sobre todo, en Alemania y el Reino Unido.
Nuestra cartera europea de proyectos de hidrógeno está construida en torno a las principales zonas de consumo y producción. En particular, muchos consideran España, Portugal y los países nórdicos como los futuros gigantes de la producción de hidrógeno, sobre todo, debido a los bajos precios de la energía en estos países y la fuerte penetración de las renovables en ellos.
También hemos creado una importante cartera en Alemania, que tiene todas las papeletas para ser un gran hub de consumo de hidrógeno y de muchos de sus derivados.
En general, los productos van desde el hidrógeno puro hasta e-combustibles como el e-metanol.
Todos los proyectos se centran en las últimas fases del desarrollo o etapas posteriores, algo que, en esencia, garantiza que haya un periodo manejable hasta que fuese necesario desplegar capital.
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