Hidrógeno vs. Gas Natural Para Generación De Energía Eléctrica

El papel del hidrógeno en la eliminación de las emisiones de CO2, particularmente de la red eléctrica, ha atraído un interés cada vez mayor, con implicaciones potencialmente significativas para los inversores en los sectores del gas natural, los servicios públicos y los equipos industriales.

Los inversores institucionales, por ejemplo el grupo de inversores Climate Action 100+, que representa 47 billones de dólares en activos, incluyen cada vez más factores medioambientales en sus criterios de inversión.

Esta idea se expresa a menudo como parte de un objetivo de "red con cero emisiones netas de carbono para 2050" para las empresas de servicios públicos, como se analiza aquí, por ejemplo, para Duke Energy (DUK), donde el hidrógeno se identifica como un combustible candidato para generar hasta el 30% de la energía de Duke. en 2050.

Un objetivo más ambicioso para una "economía neta de carbono cero" prevé la eliminación de los combustibles fósiles no sólo para la generación de energía, sino también para la calefacción industrial, el calentamiento de agua y espacios comerciales y residenciales, y el transporte. Este escenario agregaría cargas adicionales a la red eléctrica; por ejemplo, las necesidades de calefacción residencial en invierno ahora se cubren con gas natural.

En este artículo, nos centraremos principalmente en la cuestión de la red de carbono neto cero; ¿Puede el hidrógeno reemplazar al gas natural en la red eléctrica de Estados Unidos? También nos concentraremos en el escenario más probable: el uso de energía solar a gran escala para generar hidrógeno mediante electrólisis.

Discutimos la viabilidad técnica, la practicidad operativa y económica, y algunas implicaciones para los inversores.

La tesis de inversión que veremos hoy es simple: el hidrógeno verde generado a partir de energía renovable puede proporcionar un almacenamiento de energía a escala de red similar al que proporciona hoy el gas natural: la capacidad de almacenar grandes cantidades de energía durante días o meses. Esto superará la limitación de intermitencia de la energía eólica y solar y permitirá reemplazar el gas natural para la generación de energía, generando una red eléctrica con cero emisiones netas de carbono.

Probablemente habrá inversiones significativas en hidrógeno para aplicaciones distintas a la generación de energía a través de la red; la posible huella económica general es significativa.

El Consejo del Hidrógeno estimó 2,5 billones de dólares en ventas anuales en todo el mundo para 2050, la mitad de hidrógeno y la otra mitad de equipos. En octubre de 2020, la Asociación de Pilas de Combustible y Energía de Hidrógeno, que se centra en el transporte y las materias primas industriales en lugar de en la generación de energía de la red, estimó 750 mil millones de dólares en ingresos anuales en Estados Unidos provenientes de la economía del hidrógeno para 2050.

Como dicen, grande si es cierto.

Para analizar el potencial del hidrógeno en la generación de energía, hay algunas cosas que debemos tener en cuenta.

El hidrógeno se describe como gris, azul o verde según cómo se produzca; gris de combustibles fósiles con emisión de CO2, azul de combustibles fósiles con CO2 capturado y verde de energía renovable sin emisiones de CO2. Cuando la gente habla de la futura economía del hidrógeno, o economía sin emisiones de carbono, normalmente se hace referencia al hidrógeno verde.

El hidrógeno (H2) es más ligero que el gas del aire. Mil pies cúbicos (MCF) de hidrógeno en condiciones estándar pesan 2,41 kg o 5,3 libras; esto es aproximadamente el 15% del peso del gas natural (es decir, metano, CH4).

El contenido energético del gas se mide en BTU por pie cúbico. El hidrógeno tiene aproximadamente el 30% del contenido energético del metano. Eso significa que se necesitan alrededor de 3,3 CF de hidrógeno para entregar la misma energía que 1 CF de gas natural.

Para producir hidrógeno por electrólisis, se requieren 39,4 kWh de potencia de entrada para producir un kg de hidrógeno, si el proceso de electrólisis es 100% eficiente.

Los costos del hidrógeno se pueden cotizar en $/kg o $/MMBtu. Un precio de 1 dólar/kg equivale a unos 8 dólares/MMBtu. El precio del gas natural normalmente se fija en $/MMBtu (por ejemplo, en el Henry Hub).

Cuando se quema hidrógeno para producir energía, no se produce CO2.

Es posible mezclar hidrógeno y gas natural en la corriente de combustible, con una reducción en la producción de CO2, pero debido a la diferencia en el contenido de energía, para lograr una reducción del 50% en CO2 se requiere aproximadamente un 75% de H2 en volumen.

El hidrógeno tiene problemas de manejo y seguridad que el metano no tiene. El hidrógeno puede provocar la fragilización de los metales y el deterioro de las juntas de plástico y caucho.

Para que la tesis del hidrógeno tenga éxito, el hidrógeno debe generarse, transportarse, almacenarse, distribuirse y quemarse. ¿Podemos manejar el hidrógeno de forma práctica y segura? ¿Todo esto todavía está en el laboratorio? ¿Podríamos técnicamente hacer esto?

Todos estos pasos se encuentran en funcionamiento rutinario a escala industrial, aunque todavía no de red, con una excepción. La generación de hidrógeno mediante electrólisis es una rutina, pero aún a una escala menor que la industrial (volveremos a este punto).

La industria tiene décadas de experiencia en la generación y manipulación de hidrógeno. La producción anual mundial de hidrógeno es de aproximadamente 70 millones de toneladas métricas (MMT); La producción estadounidense es de aproximadamente 10 MMT. Casi toda esta producción es hidrógeno gris.

La primera instalación subterránea de almacenamiento de hidrógeno en domo de sal se inauguró en Texas en 2007, para abastecer a refinerías y plantas químicas en Texas y Luisiana a través de un oleoducto de 310 millas. Actualmente hay en funcionamiento dos instalaciones de almacenamiento subterráneo adicionales en Estados Unidos, con 1.600 millas de tuberías de hidrógeno.

El hidrógeno se ha añadido a la mezcla de combustible de las turbinas de gas durante décadas, acumulando millones de horas de funcionamiento con hasta un 50% de hidrógeno. Los principales proveedores de turbinas, Mitsubishi Power (MHI), GE (GE) y Siemens (OTCPK:SEIGY), esperan proporcionar turbinas para quemar 100% de hidrógeno.

El proyecto H21 Leeds City Gate es un proyecto de demostración a gran escala planificado para utilizar hidrógeno azul para reemplazar el gas natural para calentar y cocinar para el 1% de la población del Reino Unido para 2030. Hay alrededor de 350 páginas de detalles en el enlace, por debajo del nivel de sustitución de aparatos de gas.

Existen múltiples demostraciones a pequeña escala de generación y almacenamiento de hidrógeno, con energía generada a partir de pilas de combustible. Una demostración interesante en los Alpes franceses ha estado en funcionamiento durante 5 años, donde el hidrógeno generado por energía solar se almacena para proporcionar hasta 16 días de energía.

En general, lo evaluaría como técnicamente viable.

Las estimaciones varían, pero el costo actual del hidrógeno producido por electrólisis está en el rango de 4 a 6 dólares/kg, lo que equivale a alrededor de 32 a 48 dólares/MMBtu. Estimaciones de múltiples fuentes (por ejemplo, el DOE aquí) sugieren que con la fabricación a escala industrial de equipos de electrólisis, se puede lograr un costo de $1/kg, es decir, $8/MMBtu.

Existe una analogía entre el coste del hidrógeno en el punto de producción y el coste del gas natural en la boca del pozo. En ambos casos, existe un costo de transporte para llevar el gas a un punto de almacenamiento y distribución, y luego hasta el punto de consumo. La estimación internacional de energía a continuación incluye el transporte.

Fuente: AIE - El futuro del hidrógeno - 2019

Bloomberg NEF estima que

El hidrógeno renovable podría producirse a un precio de entre 0,8 y 1,6 dólares por kg en la mayor parte del mundo antes de 2050. Esto equivale al precio del gas entre 6 y 12 dólares por millón de Btu... Al incluir el costo de la infraestructura de almacenamiento y de tuberías, el costo de entrega de las energías renovables El hidrógeno en China, India y Europa occidental podría caer a alrededor de 2 dólares/kg (15 dólares/MMBtu) en 2030 y 1 dólar/kg (7,4 dólares/MMBtu) en 2050.

Los precios del gas natural en Henry Hub han rondado los $3/MMBtu en los últimos años. Es un juicio empresarial, pero sospecho que la preferencia por la energía verde no es suficiente para superar una prima de costo de 10 veces para el hidrógeno, pero bien puede ser suficiente para superar una prima de costo de 2 a 3 veces mayor. Agregue un impuesto al carbono a la combinación y la ventaja del costo del gas natural podría desaparecer para 2050.

Con la voluntad de pagar esa prima de preferencia de 2 a 3 veces, evaluaría la viabilidad económica para 2040 o 2050 como probable, con la salvedad de que lograr esos precios requeriría una ampliación y un despliegue relevantes de la red. Y eso probablemente dependería de tener plantas de energía de dos o tres GW que quemen hidrógeno para 2030. A continuación veremos un ejemplo potencial.

Las aplicaciones de nicho podrían ser menos sensibles al precio. Las empresas de servicios públicos firman hoy acuerdos de compra de energía (PPA) para energía solar sabiendo que la energía solo puede entregarse durante las horas del día. Podrían pagar un precio superior por un PPA que pudiera suministrar energía de manera confiable durante la noche.

La pregunta aquí es ¿podemos hacer esto en el mundo real, a escala de red?

Veamos primero la generación de hidrógeno. El reformado de metano con vapor representa aproximadamente el 95% de la producción de hidrógeno en la actualidad. Este método genera 5,5 kg de CO2 por kg de H2, por lo que no resulta atractivo para objetivos de carbono neto cero en ausencia de una captura de carbono rentable. Y dada la captura de carbono rentable, es más fácil generar energía de la red directamente con gas natural.

Electrólisis

Se espera que la electrólisis sea el método elegido en el futuro para producir hidrógeno. Esto a veces se denomina Power-to-Gas (P2G). En la electrólisis una corriente eléctrica aplicada al agua rompe las moléculas de agua y genera gases de hidrógeno y oxígeno: H2O + potencia -> H2 + O2.

Se necesitan nueve kg de agua para producir un kg de hidrógeno. Si el proceso de electrólisis es 100% eficiente, se requieren 39,4 kWh de potencia de entrada para producir un kg de hidrógeno.

Fuente: UE - Generación de Hidrógeno en Europa - Julio 2020

Las estimaciones actuales de eficiencia de los procesos de electrólisis comerciales se sitúan en el rango del 56-81%, las estimaciones máximas para 2050 en el rango del 74-84%. Se proyecta una vida útil de las pilas de aproximadamente 10 años o más.

Respaldando las cifras anteriores, las estimaciones del NREL para una planta de electrólisis PEM de 50.000 kg/día en 2040 sugieren una eficiencia del 77% (y un costo nivelado de aproximadamente $4,50/kg).

Para nuestros propósitos generales, voy a asumir que al menos una de estas tecnologías alcanzará la escala de red, yVoy a utilizar el 80% de eficiencia. en los cálculos siguientes. Con una eficiencia del 80%,49,3 kWhSe requiere de energía de entrada para producir un kg de hidrógeno.

Esta cifra de requerimiento de energía puede ser demasiado generosa, en el sentido de que no incluye la energía consumida fuera de la celda de electrólisis.

Actualmente, los equipos de electrólisis los proporcionan varias empresas relativamente pequeñas, por ejemplo: Nel ASA (OTCPK:NLLSF), ITM Power (OTCPK:ITMPF), Enapter (privada), Sunfire (privada). ITM Power está construyendo una planta PEM de 1 GW de capacidad anual en el Reino Unido. Las especificaciones de producto para una unidad ITM Power de 10 MW que produce 4000 kg/día de hidrógeno están disponibles aquí.

La capacidad anual de PEM de Nel es de 40 MW y la capacidad de ALK se está ampliando a 500 MW.

Fuente: Presentación para inversores del tercer trimestre de 2020 de Nel

Como veremos, estas empresas tendrían que crecer en órdenes de magnitud para satisfacer las demandas de la red.

Alemania tiene alrededor del 45% de la capacidad instalada mundial de electrólisis de gas y energía con 34 proyectos. Tenga en cuenta la pequeña capacidad en términos de red.

Fuente: IHS Markit

Consideremos el hidrógeno para una turbina de gas.

Consideremos la turbina de gas GE 9F.04, ampliamente utilizada, que produce 288 MW de potencia. Con combustible 100% hidrógeno, GE (GE) afirma que esta turbina utilizaría alrededor de 9,3 millones de CF o 22.400 kg de hidrógeno por hora. Con un costo de energía de electrólisis con una eficiencia del 80% de 49,3 kWh/kg, producir ese suministro de hidrógeno para una hora requeriría 1.104 MWh de energía para la electrólisis.

Para generar el hidrógeno necesario para hacer funcionar la turbina durante 12 horas (desde el anochecer hasta el amanecer) se necesitarían 12 x 1.104 MWh, o 13,2 GWh. Dado un factor de capacidad solar típico del 20%, eso requeriría alrededor de 2,6 GW de capacidad solar nominal dedicada a generar hidrógeno para alimentar este generador de 288 MW durante la noche.

Como ejemplo del mundo real, para reemplazar la producción de 2240 MW por hora desde el amanecer hasta el anochecer de la planta de energía nuclear Diablo Canyon de California (cuyo retiro está previsto para 2025), se necesitarían 8 de estas turbinas con generación de hidrógeno alimentadas por 20 GW de paneles solares.

¿Cuánto hidrógeno se necesitaría para desplazar completamente al gas natural en la generación de energía eléctrica en 2050?

Según la Agencia de Información Energética, Estados Unidos consumió 31 billones de pies cúbicos de gas natural en 2019, o 85 BCF por día. Alrededor del 36% se utilizó para la generación de energía eléctrica, es decir, 30 BCF por día.

Fuente: AQUÍ

El gas natural genera actualmente el 35% de la energía eléctrica estadounidense. Aquí hay una instantánea de la generación real del 25 de noviembre de 2020.

Fuente: Monitor horario de red eléctrica de la EIA

El consumo de gas natural probablemente cambiará entre hoy y 2050. Aumentará a medida que siga reemplazando al carbón, disminuirá a medida que entren en funcionamiento más energía solar y eólica, y potencialmente aumentará a medida que el transporte y otras áreas se electrifiquen.

El caso de referencia de la Perspectiva Energética Anual 2020 de la EIA predice que el gas natural generará alrededor de un 30% más de electricidad en 2050 que en la actualidad. En el escenario más adverso de la EIA para el gas natural, disminuiría aproximadamente un 30%.

Fuente: Perspectiva energética anual de la EIA 2020

Un análisis ascendente realizado por Duke Energy muestra tendencias similares: el 31% actual cambiará a un 6% de gas y un 30% de ZELFR para 2050 (ZELFR es una nueva tecnología: hidrógeno, gas natural con captura de carbono o nueva energía nuclear); consulte este artículo de SA para obtener una discusión más detallada de los planes de Duke Energy.

Fuente: Duke Energy

Para nuestra estimación general de hidrógeno, tomaremos los 30 BCF/día del gas que se utiliza actualmente para energía eléctrica yasumir que no hay crecimiento para 2050. Esto supone 30 BCF/día de energía de gas natural para ser reemplazado. Recordando que el contenido energético del hidrógeno es aproximadamente el 30% del del gas natural, significa que necesitamos 3,3 CF de hidrógeno para reemplazar 1 CF de gas natural.

Haciendo cuentas y redondeando, necesitamos 100 BCF/día o 240 millones de kg/día o 260 mil toneladas/día de hidrógeno.

Con una electrólisis con una eficiencia del 80%, necesitamos 49,3 kWh para producir 1 kg de hidrógeno. Serían 11.800 GWh/día. Suponiendo un factor de capacidad del 20% para la energía solar, eso requeriría 2.370 GW de capacidad solar dedicada a la producción de hidrógeno.

Si se asume el caso de referencia de la AIE de un crecimiento del 30%, serían unos 3.100 GW de energía solar.

La Agencia Nacional de Energías Renovables proporciona un modelo interactivo que estima la capacidad y la generación hasta 2050 para una serie de escenarios. La siguiente figura muestra 733 GW de capacidad solar a escala de servicios públicos en EE. UU. en 2050, con altos costos de gas natural y bajos costos de energía renovable. Bloomberg NEF hace una estimación similar para la capacidad solar de Estados Unidos en 2050. La estimación de Baseline Technology, que no se muestra aquí, es de 525 GW de energía solar.

Fuente: Visor de resultados de escenarios del NREL

Los 2.370 GW de energía solar dedicada adicional son 3,2 veces la capacidad solar actualmente proyectada para 2050, 4,5 veces la proyección de referencia del NREL. Es una cantidad muy grande de energía solar a escala de servicios públicos.

Yo evaluaría como poco probable el desarrollo necesario de la capacidad de electrólisis y energía solar para reemplazar completamente el gas natural para la generación de energía eléctrica. E incluso si esto se lograra, aún dejaría intacto el otro 64% del gas natural que actualmente se destina a otros usos.

Me gustaría señalar cuatro puntos aquí.

Primero , el desplazamiento del gas natural para la energía de la red no es actualmente el objetivo principal de los esfuerzos del hidrógeno. IHS Markit señaló recientemente:

En Estados Unidos y Asia, el enfoque principal es simplemente el transporte. En China continental, Japón y Corea del Sur, una combinación de gobiernos locales y centrales trabaja con la industria para impulsar el desarrollo de vehículos de pila de combustible y la infraestructura asociada.

En Europa hay interés en el transporte, pero hay muchos otros proyectos en marcha para estudiar el uso del hidrógeno... en edificios, industria y energía.

Por ejemplo, el Plan del Programa de Hidrógeno 2020 del Departamento de Energía de EE. UU. prevé un mayor uso de hidrógeno principalmente en el transporte.

Fuente: Plan del Programa de Hidrógeno 2020 del Departamento de Energía de EE. UU.

El proyecto Leeds City Gate ilustra un camino para trasladar el punto de desplazamiento o captura de carbono del calentador de agua residencial a la planta de gas centralizada, preservando al mismo tiempo la capacidad de almacenamiento estacional actual de la red de gas. Una infraestructura mixta de gas y electricidad también tiene ventajas; Es una ventaja poder calentar su casa y su comida incluso si no hay electricidad.

Segundo , se requiere una gran cantidad de energía de entrada para generar la cantidad de hidrógeno verde necesaria para desplazar al actual gas natural utilizado para la generación eléctrica. Estimamos más de ~ 2.370 GW de capacidad solar dedicada en EE. UU.

Considerado en comparación con los 525-733 GW proyectados de energía solar a escala comercial en EE. UU., el uso de capacidad solar "exceso" para producir hidrógeno para la red sólo será un factor menor, en el mejor de los casos.

Tercero , el hidrógeno en cantidades relevantes para la red requiere una enorme capacidad de electrólisis. Nuestro caso de fondo para los EE. UU. requeriría alrededor de 500 GW de electrólisis funcionando las 24 horas del día, los 365 días del año, o alrededor de 1200 GW funcionando en un día solar de 10 horas. Se necesitarían muchos años para desarrollar esa capacidad al ritmo de fabricación actual. Y Estados Unidos no es el único mercado.

Cuatro , se está realizando un considerable esfuerzo de descarbonización a nivel nacional e internacional. Es probable que esto se refleje tanto en avances técnicos como en el establecimiento de normas y regulaciones. Los debates de la conferencia de la Agencia Internacional de Energías Renovables de octubre de 2020 dan una buena indicación del alcance de este esfuerzo.

Treinta años es mucho tiempo. Sería prudente revisar este análisis dentro de cinco años aproximadamente. Si el hidrógeno va a ser realmente significativo para 2050, debería ser mucho más evidente para entonces. ¿Qué tipo de cosas se podrían buscar?

Alemania. Según se informa, Alemania tiene actualmente el mayor número de proyectos de energía a gas. Ante importantes problemas de transmisión de energía dentro de Alemania a medida que las energías renovables alcanzan altos niveles de penetración en el mercado, el hidrógeno podría servir como amortiguador. Esto podría proporcionar un proyecto piloto a escala nacional.

Proyecto de almacenamiento avanzado de energía limpia de Mitsubishi Power en Utah. Este es el único proyecto que conozco que intenta poner a prueba hidrógeno a escala de red en los EE. UU. Si está funcionando comercialmente, debería proporcionar una gran cantidad de datos concretos sobre el rendimiento operativo y de costos en el mundo real.

Ampliación de la electrólisis.Sería significativo si una empresa del Global 500 (por ejemplo, Siemens) estuviera produciendo 100 GW al año de capacidad de electrólisis en una planta automatizada.

Comercialización de reactores nucleares modulares.Un camino viable a corto plazo hacia una nueva energía nuclear significativa, tal vez reactores modulares construidos en fábricas, reduciría la presión por el hidrógeno para la red.

Captura comercial de carbono.La captura comercial (efectiva y barata) de carbono eliminaría gran parte de la motivación para desplazar al gas natural.

Mandato regulatorio.Un mandato regulatorio de facto o de jure (no utilizar gas natural para generar electricidad después de 2045, por ejemplo, ya es la ley actual del Estándar de Cartera Renovable en California).

Creo que el hidrógeno verde es técnicamente factible y que los costos se reducirán lo suficiente para 2040 o 2050, de modo que la voluntad de pagar una prima verde de 2 a 3 veces cerrará cualquier brecha de costos con el gas natural. Sin embargo, la ampliación necesaria para construir y alimentar la capacidad de electrólisis requerida hace que sea poco probable que el hidrógeno desplace una cantidad significativa del gas natural utilizado para generar electricidad para 2050. En cualquier caso, es probable que el despliegue antes de 2030 sea muy limitado.

Me considero un inversor a largo plazo, idealmente para siempre, pero rara vez compro algo que no planeo conservar durante 10 años. Después de pasar tiempo durante las últimas semanas investigando el hidrógeno y pensando en ello, personalmente me siento cómodo manteniendo mis modestas inversiones en gas natural: exploración y producción, midstream y servicios públicos de gas.

Puede que me equivoque y 30 años es mucho tiempo. Sería prudente volver a comprobarlo dentro de 5 años. Mientras tanto, inversiones.

Se necesitaría una gran cantidad de energía para generar hidrógeno verde que sustituya al gas natural. En Estados Unidos creo que esto sería principalmente solar (en la mayor parte de Europa podría ser principalmente eólico). En nuestro modelo simple anterior, estimamos que requeriría entre 3 y 4 veces más que una cantidad ya agresiva de energía solar a escala de servicios públicos. Las inversiones solares que funcionan bien sin hidrógeno deberían funcionar aún mejor con él.

El mercado actual de turbinas se divide entre tres actores muy grandes: Mitsubishi Power, Siemens y GE. Parece poco probable que sus turbinas sigan quemando gas natural o hagan la transición al hidrógeno durante un par de décadas.

La oportunidad alfa más alta que veo aquí son las empresas de electrólisis, como Nel ASA o ITM Power, aunque las consideraría muy especulativas. El mercado potencial del hidrógeno, incluso fuera de la red, es lo suficientemente grande como para que a alguien le vaya bien. Del cuadro siguiente se desprende que otras personas también piensan lo mismo.

Considero que todas las empresas de electrólisis son candidatas a ser adquiridas por grandes empresas industriales: Mitsubishi, Siemens, etc.

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