Actualización trimestral del primer trimestre de 2023 de los mercados europeos de hidrógeno de ICIS

Jake Piedras

10-mayo-2023

LONDRES (ICIS)–El informe trimestral de los mercados europeos de hidrógeno de ICIS es una descripción general trimestral destinada a actualizar a los participantes del mercado sobre novedades clave en materia de políticas, reglamentación, infraestructura y mercado. Utilizando los datos de precios del hidrógeno de ICIS, el informe trimestral de los mercados europeos del hidrógeno proporciona a los participantes del mercado una instantánea de cómo los precios del mercado de la energía, el gas y el amoníaco han impactado los costos de producción de hidrógeno durante el período de tres meses anterior.

Un pdf descargable del informe está disponible aquí

En coautoría con el editor de Hidrógeno de ICIS, Jake Stones, y el editor adjunto de Hidrógeno de ICIS, Gary Horby.

INTRODUCCIÓN

Desde la publicación de la estrategia de hidrógeno de la Comisión Europea en julio de 2020, el mercado del hidrógeno ha arrasado en el sector energético, con numerosas estrategias nacionales publicadas, proyectos anunciados y el nivel actual de demanda de combustibles fósiles que, con el tiempo, probablemente será revisado.

El mercado del hidrógeno en sí sigue siendo incipiente, pero a medida que los gobiernos continúan mejorando los esquemas de apoyo y las ofertas de subsidios, los acuerdos entre productores y compradores están tomando forma. En el primer trimestre de 2023, se marcó una nueva dirección clara para el mercado, y los participantes recibieron reglas y objetivos claros para el uso de hidrógeno renovable.

En 2022, Europa vivió un año de incertidumbre en el mercado energético, ya que el final de la crisis de precios de 2021 se superpuso con la importante crisis de suministro de gas causada por la invasión rusa de Ucrania. Pero el impacto de los sitios de almacenamiento de gas casi llenos a partir de 2022 comenzó a presionar una vez más los precios de las materias primas energéticas, que se recuperaron parcialmente a los niveles anteriores a la guerra.

Sin embargo, las medidas adoptadas en 2022 para acelerar el mercado del hidrógeno eran necesarias. En 2022 se tomaron varias decisiones políticas clave que finalmente catapultaron el mercado del hidrógeno, una de las cuales fue el paquete REPowerEU que cuadruplicó los objetivos de suministro de hidrógeno renovable para 2030. Y, de hecho, el primer trimestre de 2023 mostró un cambio político histórico como siguiente paso: a un año de progreso.

Durante los primeros años del mercado del gas natural, tras el descubrimiento de gas en el yacimiento holandés de Groningen en 1959, los contratos a largo plazo eran el principal mecanismo de suministro para el bloque. Sin embargo, a medida que el gas natural surgió como un producto básico con un precio mínimo y una transparencia de información, estos primeros contratos a largo plazo utilizaron la indexación de un producto básico más establecido, a menudo el petróleo.

Con el avance de los proyectos de hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono y el respaldo gubernamental, el mercado del hidrógeno está empezando a tomar forma de manera similar, con negociaciones entre proveedores y compradores que surgen de diferentes formas. Al igual que los mercados del gas natural en los primeros años, los participantes del mercado del hidrógeno buscan periódicamente productos alternativos para incluirlos en los acuerdos. En el Reino Unido, el uso del contrato de gas natural para el mes anterior es clave, luego de que el gobierno del Reino Unido estableciera el Punto de Equilibrio Nacional (NBP) del Reino Unido como precio mínimo relativo para los acuerdos de venta de hidrógeno. Al analizar el comercio internacional, los participantes del mercado notan una posible indexación o referencia al actual mercado mundial al contado de amoníaco.

En Europa, en el primer trimestre surgió el acto delegado para los combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO), que en última instancia establece las reglas para la producción de hidrógeno renovable. El desarrollo de estas reglas y su relativa aceptación son fundamentales para lograr que avancen las negociaciones iniciales para proyectos en los estados miembros de la UE. La publicación del acto delegado aún suscitó críticas, pero se acogió con agrado el establecimiento de algún tipo de norma, en lugar de no tener ninguna norma.

Junto con el desarrollo de las reglas de producción de la RFNBO, llegaron los términos iniciales para el Banco de Hidrógeno de la UE, que ha delineado un subsidio fijo durante un período de 10 años, adjudicado mediante subasta con prioridad para el postor más bajo. Inicialmente, el banco apoyará el hidrógeno renovable, tal como se define en el acto delegado de la RFNBO, pero en el futuro podría apoyar el hidrógeno con bajas emisiones de carbono a medida que la regulación siga desarrollándose.

Además de la política, en el primer trimestre se produjeron múltiples anuncios de operadores de sistemas de transmisión de gas con el objetivo de desarrollar o reutilizar infraestructura para una futura red de hidrógeno. Entre los anuncios revisados ​​por ICIS, la mayoría indica capacidad de transporte inicial para finales de la década, lo que proporciona una indicación clave de cuándo el mercado del hidrógeno podría pasar de acuerdos contractuales a largo plazo a posibles focos de comercio al contado, habilitados por compradores que buscan suministro de fuentes alternativas. ubicaciones a los productores en sus inmediaciones.

Desde una perspectiva de precios, la información de precios del hidrógeno de ICIS indicó cambios clave en el mercado luego de los aumentos de precios de la energía y el gas en 2021 y 2022. En particular, en medio de mercados de carbono alcistas, producir hidrógeno con bajas emisiones de carbono se volvió más barato que el reformado constante de metano con vapor (SMR). ), comúnmente conocido como hidrógeno gris, por primera vez en la historia de precios de ICIS cuando se tiene en cuenta la recuperación de costos de capital.

Además de esto, al revisar los mecanismos de apoyo anunciados para el hidrógeno renovable y bajo en carbono en la UE y el Reino Unido respectivamente, la información de precios de ICIS indicó que los precios del hidrógeno podrían oscilar en el rango de alrededor de 1-2 €/kg después del subsidio.

Las tendencias generales de los costos de producción de hidrógeno mostraron que el mercado se estaba relajando. Sin embargo, al observar la curva lejana de los mercados de energía y gas, y su impacto en los costos de producción de hidrógeno, es posible ver que los participantes del mercado continúan descontando alguna prima de riesgo para los años venideros. Sin embargo, esta prima de riesgo también se ha reducido durante los primeros tres meses del año, lo que indica dónde podrían estar los costos de producción a mediados de la década, cuando Europa vea entrar en operación sus primeros proyectos de hidrógeno a gran escala.

La transparencia de precios es vital en cualquier etapa de un mercado. Cuanto mayor sea la transparencia de los precios, más información podrán utilizar los participantes del mercado para tomar decisiones informadas que ayuden a equilibrar la oferta y la demanda y, al mismo tiempo, invertir a largo plazo. En el mercado actual del hidrógeno, las valoraciones calculadas son, en última instancia, sólo un primer paso hacia la transparencia de precios, pero tienen un propósito. Al indicar el costo de producir hidrógeno teniendo en cuenta los diferentes mercados de productos básicos, los posibles participantes pueden comprender cómo será probablemente el mercado futuro.

El primer trimestre de 2023 mostró el impacto de la lucha de Europa por garantizar un suministro adecuado para el invierno en todos los mercados energéticos. En este contexto, es posible ver cómo respondieron las diferentes partes de la cadena de valor del hidrógeno.

Tendencias del mercado europeo del hidrógeno en el primer trimestre de 2023

PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO ELECTROLÍTICO 1T 2023

Los precios en los mercados mayoristas de energía de Europa disminuyeron sustancialmente en el primer trimestre de 2023, continuando una tendencia de caídas progresivas desde el inicio del invierno de 2022 en medio de un comienzo de temporada inusualmente cálido. Los costes de producción de hidrógeno basados ​​en la electrólisis del mercado mayorista utilizando contratos de energía del primer mes alcanzaron casi 50 €/kg en 2022.

Sin embargo, tras un clima templado continuo, abundante suministro de gas y una generación de energía renovable igual o superior a lo normal, los costos de electrólisis del mes anterior en el punto de equilibrio del proyecto (recuperación total de los costos de capital) pasaron de más de 10 €/kg de hidrógeno a alrededor de 7-8 €/kg. kg antes del 31 de marzo.

A principios de año, de los mercados para los que ICIS produce evaluaciones de hidrógeno, el mercado energético francés resultó en el mayor coste de producción de hidrógeno a partir de electrólisis con 13,89 €/kg debido a la rigidez del mercado energético relacionado con la energía nuclear.

A medida que avanzaba el trimestre con condiciones invernales relativamente suaves y una buena producción de energías renovables, las primas de riesgo que se habían acumulado a lo largo de 2022 retrocedieron progresivamente, lo que dio como resultado unos costes de producción de electrólisis en el mercado mayorista de energía de una media de 7,78 €/kg utilizando contratos de energía del primer mes como materia prima en todo el país. Francia, Alemania, Italia, Reino Unido y Países Bajos.

Los contratos del mercado mayorista de energía para entrega en el futuro también mostraron una disminución relativa en el primer trimestre de 2023, lo que resultó en una caída de los costos de producción de hidrógeno electrolítico de alrededor de 9-13 €/kg a alrededor de 7-10 €/kg según los valores del año+2. .

Los costos de producción basados ​​en la curva lejana se mantuvieron relativamente altos a pesar de que se acercaron más a la entrega en el primer mes. Esto se debe a que los contratos de curva lejana a menudo se mueven de manera menos agresiva hacia contratos más cercanos a la entrega. En el caso del hidrógeno electrolítico, la producción de hidrógeno del primer mes se evaluó por encima de los valores del año +2 al comienzo del trimestre. Sin embargo, a pesar de una caída en cada tipo de contrato en todos los centros, los valores del primer mes habían pasado a ser inferiores a los del año+3 a finales de marzo.

Esta relación de precios generalmente indica que el mercado energético todavía está considerando una relativa rigidez en los próximos años tras la ausencia de suministro de gas por tuberías en Rusia y el desmantelamiento general de activos nucleares en mercados clave como Alemania.

Los costes de producción de la curva lejana parecen haber caído por debajo de los máximos observados en 2022, pero todavía están muy por encima del rango de 5-6 €/kg observado a principios del año pasado.

La naturaleza a largo plazo de los precios de los PPA significa que estuvieron relativamente protegidos de las fluctuaciones sustanciales de los contratos de energía cercanos a la curva durante 2022. Como tal, los costos de producción de hidrógeno renovable utilizando un PPA fueron mucho menos volátiles en el transcurso del año, y esto El patrón se mantuvo en el primer trimestre de 2023. Como los precios de los PPA todavía se derivan del mercado mayorista de energía, todavía hubo fluctuaciones como se muestra desde agosto, pero la relativa flexibilización de los precios de la energía a plazo en el último trimestre suavizó los costos de producción de hidrógeno renovable utilizando energía eólica marina.

En general, los costos de producción de hidrógeno utilizando un PPA a 10 años para energía eólica marina en los Países Bajos, el Reino Unido y Alemania a partir de 2026 oscilaron alrededor de los 4-6 €/kg de hidrógeno durante el trimestre en base al punto de equilibrio del proyecto. Este margen representa tanto el uso de energía renovable como la recuperación de la inversión en el electrolizador durante el período de 10 años, lo que significa que los costos de producción del proyecto disminuirían posteriormente para tener en cuenta únicamente los costos operativos constantes y el PPA o precio de la energía utilizada.

COSTOS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO A BASE DE GAS NATURAL 1T 2023

Los costos de producción de hidrógeno a partir de gas natural siguieron siendo los más bajos de las evaluaciones del ICIS a principios de 2023. Esto se debe a que el impacto de las temperaturas relativamente suaves, la fuerte producción renovable y la abundancia de gas almacenado contribuyeron a la flexibilización general de las primas de riesgo en los contratos cercanos a la curva.

Los costes de producción utilizando contratos de gas natural del primer mes mostraron una caída de alrededor de 2 euros/kg durante el primer trimestre, mientras que el hidrógeno bajo en carbono con infraestructura de captura y almacenamiento de carbono (CCS) se mantuvo por debajo de los 4 euros/kg.

La tendencia a flexibilizar la producción de hidrógeno a partir de gas es coherente con otros métodos de producción, que también mostraron una flexibilización progresiva hacia finales de 2022.

Sin embargo, por primera vez en la historia de las evaluaciones de ICIS, el reformado continuo de metano con vapor (SMR), comúnmente conocido como hidrógeno gris, se volvió más costoso de producir en una base de equilibrio del proyecto en comparación con el hidrógeno con bajas emisiones de carbono proveniente del reformado autotérmico (ATR) con CCS.

Esto se debió a los aumentos en el precio del carbono, lo que hizo que el hidrógeno de altas emisiones fuera menos económico en un proyecto completo. Esto significaba que era más barato invertir en una unidad de producción de hidrógeno a base de gas con capacidad de CCS que pagar por las emisiones de carbono resultantes del hidrógeno gris.

Mirando más adelante en la curva futura, los precios del gas para 2025 también cayeron progresivamente en el primer trimestre, lo que provocó que los costes de producción potenciales pasaran de alrededor de 4-5 €/kg a 3-4 €/kg. La caída a lo largo de la curva lejana indicó que algunos de los peores impactos de la volatilidad de 2022 están comenzando a desvanecerse para los proyectos de hidrógeno que pretenden entrar en funcionamiento a mediados de la década. Sin embargo, los costes siguen siendo notablemente superiores a los de principios de 2022, de alrededor de 2-3 euros/kg de hidrógeno, según muestran los datos del ICIS.

Los valores de 2025 para los costos de producción son particularmente relevantes en el Reino Unido, ya que es entonces cuando algunos de los proyectos iniciales de hidrógeno con bajas emisiones de carbono podrían comenzar a operar. A medida que las cadenas de suministro comiencen a reequilibrarse en los próximos años y se despliegue una mayor capacidad renovable en Gran Bretaña y Europa, los precios del gas para la mitad y la segunda mitad de la década podrían bajar aún más antes de la entrega.

Nota: El valor positivo indica costos de producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono superiores a los del SMR constante.

Uno de los acontecimientos clave desde una perspectiva de mercado durante el primer trimestre fue que los altos precios del carbono empujaron a SMR sin cesar por encima del hidrógeno con bajas emisiones de carbono en una base de equilibrio del proyecto en el primer trimestre de 2023 por primera vez en la historia de las evaluaciones de ICIS.

En el transcurso de 2022, los costos de producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono utilizando energía, gas y carbono del año anterior presentaron una imagen nueva e importante de la interacción entre el hidrógeno con bajas emisiones de carbono y la producción estándar de hidrógeno SMR sin cesar.

Hacia el primer trimestre de 2022, los precios del carbono mostraron tendencias alcistas, reduciendo la prima del hidrógeno con bajas emisiones de carbono mantenida sobre el SMR constante sobre la base del Punto de Equilibrio del Proyecto. Esto es importante, ya que los precios más altos del carbono en última instancia penalizarían más a los SMR que a los productores de hidrógeno con bajas emisiones de carbono, lo que contrarresta la inversión en tecnología CAC y la energía necesaria para impulsarla.

Sin embargo, en el primer trimestre de 2023 la prima pasó a ser un descuento, lo que indica que era más barato construir un nuevo proyecto de hidrógeno con bajas emisiones de carbono con unidades CCS que construir una unidad SMR sin tecnología de reducción.

Si bien esto muestra potencial para la inversión en hidrógeno con bajas emisiones de carbono, es importante señalar que las actuales plantas de producción de hidrógeno ya están en funcionamiento. Esto significa que es posible que la inversión de capital ya se haya recuperado, mientras que actualmente no hay unidades con bajas emisiones de carbono en funcionamiento en Europa, lo que significa que todos los desarrolladores de proyectos tendrían que aplicar la recuperación del gasto de capital al precio final que pagan los compradores de hidrógeno.

Otra conclusión importante de los últimos 18 meses fue que las unidades ATR tienen una eficiencia relativamente mejor con respecto al uso de gas natural. Esto significa que los precios más altos del gas hacen que la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono sea más económica si se utiliza ATR.

Sin embargo, uno de los factores que influyen en los costes de producción también es la energía. Con SMR, el proceso de producción de hidrógeno puede producir energía como subproducto, reduciendo la necesidad de importar energía. Sin embargo, con el hidrógeno con bajas emisiones de carbono que utiliza ATR, existe la necesidad de importar energía para el CCS y para la unidad de separación de aire necesaria para proporcionar el oxígeno puro que se requiere para el proceso endotérmico.

A más largo plazo, el contrato de gas británico NBP Año 2024 también pasó de una prima a un descuento en comparación con su equivalente holandés TTF. El cambio fue otro resultado de las importaciones de GNL a Gran Bretaña, ya que Europa seguía siendo un lugar óptimo para las entregas de carga de GNL.

Esto significó que los costos de producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en el Reino Unido pasaron de una prima para los Países Bajos de alrededor de 0,30 euros/kg a un descuento de 0,05 euros/kg. El cambio al descuento basado en los valores del año anterior también se produjo en 2022, aunque con una volatilidad mucho mayor debido a un reequilibrio sustancial de la cadena de suministro.

Sin embargo, la diferencia entre los dos países se redujo hacia finales de año cuando los Países Bajos comenzaron a instalar medios adicionales para importar GNL. La instalación de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) significó que los Países Bajos aumentaran sus capacidades generales de importación de GNL.

La diferencia entre los costos de producción es importante para los futuros productores y compradores de hidrógeno en ambos países, ya que muestra la interacción potencial que los transportistas pueden utilizar a medida que se desarrolla el mercado, similar a cómo los transportistas de gas actuales nominarán para exportar e importar desde el Reino Unido a los Países Bajos y Bélgica depende de los diferenciales de precios del mercado del gas.

Con la aparición del Banco Europeo de Hidrógeno a finales del primer trimestre, los participantes en el mercado europeo del hidrógeno tuvieron una idea de dónde podrían situarse los futuros precios del hidrógeno renovable.

Al revisar los costes de producción de hidrógeno renovable de ICIS, sobre la base de los criterios de producción establecidos en los actos delegados, es posible revisar qué tan bajos podrían ser los precios del hidrógeno si a los productores se les concediera la subvención máxima de 4 euros/kg.

A efectos de comparación, ICIS ha aplicado la subvención completa al historial de precios del hidrógeno renovable para los PPA de energía eólica marina a 10 años en los Países Bajos y Alemania a partir de 2026. Además, ICIS ha convertido su evaluación de referencia del mes anterior del NBP de ICIS a €/kg. precio del hidrógeno.

El gobierno del Reino Unido pretende establecer el precio del gas del primer mes del Reino Unido como su piso de soporte, lo que significa que el precio del gas en sí podría convertirse en el precio relativo para los compradores de hidrógeno con bajas emisiones de carbono durante los primeros años del mercado.

Los futuros compradores han indicado previamente a ICIS que tienen la intención de centrarse en el precio del gas del Reino Unido como un componente clave de los acuerdos de compra.

Teniendo en cuenta los dos mecanismos de apoyo, está claro que, aunque el precio del hidrógeno renovable podría ser inferior al del hidrógeno con bajas emisiones de carbono del Reino Unido, esto debe equilibrarse con el hecho de que el Banco de Hidrógeno de la UE opera con un mecanismo de licitación competitivo. Esto significa que el Banco de Hidrógeno de la UE dará prioridad a las subvenciones al mejor postor.

Esto podría significar que el modelo de negocio de hidrógeno bajo en carbono del Reino Unido dé como resultado inicialmente uno de los hidrógenos de menor precio de Europa. De hecho, basándose en los costos de producción de SMR constantes utilizando los valores del primer mes en el Reino Unido, el modelo de negocio habría dado como resultado precios de venta de hidrógeno con bajas emisiones de carbono con un promedio de 1,74 €/kg por debajo del hidrógeno con altas emisiones en el transcurso del primer trimestre.

EL AMONÍACO COMO VECTOR DE IMPORTACIÓN

Más allá de la evolución del mercado interno del hidrógeno en Europa, el sentimiento en torno a la noción de comercio global de hidrógeno también ha sido debatido políticamente, con iniciativas como la licitación H2Global para volúmenes de hidrógeno y derivados del hidrógeno, y la decisión de incluir amoniaco e hidrógeno en el Carbono. Mecanismo de Ajuste Fronterizo (CBAM).

A lo largo de 2022, ICIS desarrolló una nueva evaluación que revisa el costo de importar hidrógeno a Europa en función de los valores del mercado spot de amoníaco. El precio del amoníaco se basa en la evaluación de ICIS NW Europe, que realiza entregas en el puerto de Rotterdam, Países Bajos, y en el puerto de Amberes, Bélgica.

El historial de precios de ICIS demostró que a menudo es consistentemente más barato producir hidrógeno en el país que importarlo a través de amoníaco y descomponerlo en hidrógeno, con un promedio de 2022 de la evaluación de amoníaco en hidrógeno de 10,91 €/kg de hidrógeno, en comparación con alrededor de 7-8 €/kg. kg de hidrógeno para ATR y SMR con captura y almacenamiento de carbono (CCS).

Sin embargo, cuando el aumento de los precios de las materias primas en 2022 alcanzó su punto máximo durante el segundo trimestre del año pasado, coincidiendo con el cese de los flujos de importación de gas natural a través del gasoducto Nord Stream que une Rusia con Alemania, el hidrógeno importado a través de los costos de producción de amoníaco demostró ser competitivo para tanto hidrógeno con bajas emisiones de carbono como hidrógeno sin reducción basado en los precios del gas y la energía del primer mes, Proyecto Breakeven.

Este cambio de prima a descuento indica que el amoníaco como vector de importación podría utilizarse como mecanismo de entrega que responda a las señales del mercado, apoyando el suministro europeo de hidrógeno durante futuros períodos de escasez.

A medida que avanzaba el año y los precios del gas en Europa caían rápidamente durante los meses de invierno, la conversión de amoníaco a hidrógeno se volvió más cara como método de producción, ya que el suministro mundial de amoníaco aún no se había reequilibrado por completo.

Sin embargo, en el primer trimestre de 2023, cuando la demanda de amoniaco comenzó a superar la oferta a pesar de la continua pérdida de producción, la evaluación de la relación amoniaco-hidrógeno indicó que la importación de hidrógeno a través de amoniaco se estaba volviendo más económica, pasando de una prima de alrededor de 4 euros/kg de hidrógeno a al comienzo del trimestre, hasta alrededor de 1,50 €/kg de hidrógeno antes del 31 de marzo de 2023.

Desarrollos del primer trimestre de 2023

A lo largo del primer trimestre, surgieron múltiples novedades en materia de políticas, reglamentación, transmisión y mercado. Estos avances abarcaron desde mecanismos de apoyo hasta esquemas de certificación.

ICIS ha recopilado algunos de los acontecimientos clave a continuación.

REGULACIÓN Y CERTIFICACIÓN

Actualizaciones principales

De todos los avances regulatorios en el primer trimestre, uno de los más sustanciales no solo para el hidrógeno europeo, sino también para los futuros productores globales de hidrógeno que buscan exportar a Europa, fue la publicación del acto delegado final de la RFNBO el 13 de febrero.

Las reglas se aplican a los productores de hidrógeno que buscan etiquetar su producto como "hidrógeno renovable", si desean que sea comprado y reconocido como tal en Europa.

El anuncio de las reglas para RFNBO significó que los desarrolladores de proyectos podrían aspirar a tomar decisiones finales de inversión (FID) sobre los proyectos, ya que pueden adaptar el diseño final del proyecto a un estándar establecido.

Para apoyar la transparencia de las reglas, ICIS produjo la siguiente infografía como punto de resumen.

La mayoría de las condiciones para producir hidrógeno renovable dan como resultado que un productor celebre un acuerdo de compra de energía renovable (PPA) o construya un activo de energía renovable. Sin embargo, si la proporción de generación renovable alcanza el 90% o más de la generación total, entonces un productor de hidrógeno podría comprar energía en el mercado mayorista dentro de esa zona de oferta y llamarla renovable, evitando al mismo tiempo la necesidad de adherirse a principios de adicionalidad, temporalidad y correlación geográfica.

ICIS realizó un análisis de este escenario y descubrió que para 2030, nueve países contendrían zonas de oferta con proporciones adecuadas de energías renovables que cumplieran con los niveles de consumo.

El anuncio del acto delegado significó que la certificación de hidrógeno también podría dar un paso adelante en Europa, y el 22 de marzo, el programa de certificación de hidrógeno CertifHy anunció que había presentado sus documentos del Sistema Voluntario de la Unión Europea RFNBO para su aprobación por parte de la Comisión Europea. El desarrollo de la certificación es clave para el avance del mercado, ya que los esquemas de certificación apropiados permitirán a los participantes del mercado validar los criterios de sostenibilidad de su molécula de hidrógeno y también pueden usarse para demostrar el cumplimiento de los objetivos nacionales.

El 28 de marzo, la Comisión de Industria, Investigación y Energía (ITRE) del Parlamento Europeo rechazó una moción para oponerse al acto delegado. La decisión indica que el acto delegado pasará ahora al nivel parlamentario para su debate final y votación, y sugiere que el acto podría finalizarse pronto.

Otro importante avance regulatorio en Europa durante el primer trimestre se produjo el 15 de marzo, cuando los miembros del Parlamento Europeo finalizaron su posición sobre las reformas del mercado del gas de la UE. Los paquetes de mercados de gas descarbonizado (directiva y regulación) fueron presentados por primera vez por la Comisión Europea en diciembre de 2021. Durante el primer trimestre, tanto el parlamento de la UE como el Consejo Europeo llegaron a acuerdos internos sobre sus posiciones sobre los paquetes, lo que permitió el inicio de las negociaciones. . Un componente clave de los paquetes de mercados de gas descarbonizados es que integrarán la infraestructura y la regulación del hidrógeno en los sistemas energéticos actuales de la UE.

Entre los puntos incluidos en la posición final, los eurodiputados optaron por aclarar la definición de "hidrógeno bajo en carbono" como una reducción de emisiones del 70% frente a un límite superior de 94 gCO2e/MJ. Esto da un umbral de 28,2 gCO2e/MJ, que es 8,2 gCO2e/MJ por encima del estándar del Reino Unido. Los eurodiputados también recomendaron que los planes decenales de desarrollo del mercado del gas incluyan el hidrógeno.

El Consejo Europeo acordó sus posiciones de negociación sobre las dos propuestas de reforma del mercado del gas el 28 de marzo. Las principales sugerencias planteadas por el Consejo fueron que se aclararan las normas sobre tarifas y descuentos tarifarios, como un descuento del 100% para los gases renovables y un descuento del 75% para los gases con bajas emisiones de carbono en las redes de gas. El Consejo también recomendó una mezcla de 2% de hidrógeno en el sistema gasista.

El consejo también recomendó un fortalecimiento efectivo de las definiciones, con un enfoque general para hacer referencia al comparador de combustibles fósiles al que se hace referencia en la Directiva sobre energías renovables. El consejo también sugirió una fase de transición para implementar reglas detalladas para los sistemas de transmisión de hidrógeno hasta 2035.

Fuera de la UE, el 9 de febrero el gobierno del Reino Unido anunció planes para un posible esquema de certificación de hidrógeno, emitiendo certificados para “hidrógeno bajo en carbono”, en consonancia con su Estándar de Hidrógeno Bajo en Carbono, que permite un umbral de emisiones de 20gCO2e/MJ.

El programa de certificación funcionará a nivel internacional para alinear los estándares. La posición intencionada del gobierno fue apoyar un esquema de certificación de equilibrio de masa, es decir, un sistema en el que los certificados se agruparían con la venta de hidrógeno. Esto significa que si un comprador compra 5 MWh de hidrógeno con bajas emisiones de carbono a un productor, ese hidrógeno vendría con 5 MWh de certificados de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Este sistema permite mezclar diferentes tipos de hidrógeno en el sistema de transmisión, ya que el comprador tendría certificados para diferenciar los suministros en el punto de compra. El sistema alternativo de reserva y reclamación no refleja un vínculo físico entre el hidrógeno y el certificado.

Desarrollos adicionales

El operador del sistema ibérico de transporte de energía, Enagas GTS, lanzó el 25 de enero su plataforma para el alta en un sistema de garantías de origen de gases renovables. La plataforma permite el registro de titulares de cuentas y el registro de dispositivos de producción. El sistema se aplica al biogás, al biometano y al hidrógeno renovable. La plataforma está en línea con el Plan +SE (Plan de Más Seguridad Energética) del Gobierno de España que fue presentado en octubre del año pasado.

Finalmente, el gobierno del Reino Unido publicó el 6 de febrero directrices para los productores de hidrógeno que deseen producir hidrógeno utilizando combustibles fósiles con captura y almacenamiento de carbono (CAC). Las directrices cubren a quienes producen hidrógeno y pretenden utilizarlo dentro de la misma instalación o proyecto, y a proyectos que pretenden exportar y vender el hidrógeno a terceros. El CO2 asociado con la producción de hidrógeno también debería transportarse por tuberías u otros medios y almacenarse en instalaciones geológicas subterráneas permanentes o utilizarse como producto en sí.

La orientación para la producción es relevante para las “plantas industriales a gran escala” que son nuevas plantas de hidrógeno o modernizaciones de plantas existentes que normalmente tienen más de 100 toneladas/día de capacidad de producción de hidrógeno, equivalente a 140 MW de capacidad con un poder calorífico más bajo. Sin embargo, el gobierno del Reino Unido dijo que “las plantas más pequeñas deberían utilizar esta guía hasta que haya más orientación disponible”. La guía decía que las tasas generales de captura de emisiones de CO2 procedentes de la producción de hidrógeno deberían ser "al menos del 95%" para un rendimiento promedio durante un período prolongado.

POLÍTICA

Actualizaciones principales

En el primer trimestre se produjeron avances sustanciales en lo que respecta a los anuncios de políticas, en particular en lo que respecta a los esquemas de subsidios y apoyo en el desarrollo de la producción de hidrógeno. De los planes anunciados, una tendencia clave fue establecer un nivel fijo de apoyo durante un período prolongado, a menudo 10 años.

La propia naturaleza de los esquemas de nivel de apoyo fijo a largo plazo indica que el mercado del hidrógeno podría operar sobre una base inicial de contratos a largo plazo que reflejen la duración del apoyo garantizado.

Además, el acuerdo provisional del Consejo Europeo y el Parlamento Europeo sobre la refundición de la Directiva sobre energías renovables significó que la posición del hidrógeno en la economía europea para 2030 tuviera mucha mayor certeza.

A principios de año, salió el primero de varios anuncios de planes de apoyo. El 4 de enero, el gobierno portugués anunció la licitación para el suministro de hidrógeno renovable y biometano en sustitución del gas natural. El gobierno portugués dijo que su objetivo era establecer 120 GWh/año de hidrógeno renovable y 150 GWh/año de biometano, ofreciendo un subsidio máximo de 127 €/MWh (5 €/kg) para el hidrógeno y 62 €/MWh para el biometano. Se espera que los contratos tengan una validez de 10 años.

En Italia, el consejo de la región italiana de Emilia Romagna anunció el 16 de enero una licitación para proyectos de hidrógeno renovable que se desarrollarían en sitios industriales abandonados, ofreciendo apoyo para la producción, el almacenamiento y la generación de energía. La subvención máxima concedida por propuesta de proyecto no puede exceder los 19,5 millones de euros, pero la asignación de fondos puede incluir el uso de los fondos para almacenamiento, siempre que los costos de almacenamiento no excedan el 50% de los costos totales del proyecto, y para la generación de energía siempre que la generación sea a 10 km del proyecto y representa más del 20% de la capacidad del proyecto de hidrógeno renovable. Los proyectos pueden oscilar entre 1 y 10 MW y, si tienen éxito, deberán completarse antes del 30 de junio de 2026. El consumo total de energía por tonelada de hidrógeno no puede exceder los 56 MWh.

A continuación, el gobierno danés recibió 170 millones de euros (1.250 millones de coronas danesas) para apoyar la producción de hidrógeno renovable a través de tecnologías Power-to-X (PtX). Las tecnologías que recibirán apoyo de la financiación serán la ampliación de la producción de hidrógeno renovable y sus derivados, como amoníaco, metanol y e-queroseno mediante el uso de tecnologías PtX.

Las tecnologías PtX en este contexto cubrirán electrolizadores que producirán hidrógeno renovable utilizando electricidad obtenida directamente de activos de generación renovable. Los electrolizadores son la tecnología principal para producir hidrógeno renovable. El plan danés respaldará entre 100 MW y 200 MW de capacidad de electrólisis y se adjudicará mediante un proceso de licitación competitivo que concluirá a finales de 2023 en forma de subvención directa por un período de 10 años.

A principios del segundo trimestre, el gobierno danés amplió su plan de apoyo, señalando que sería un subsidio de nivel fijo otorgado al postor más bajo. El apoyo se otorgaría durante un período de 10 años.

El mayor anuncio sobre el mecanismo de apoyo se produjo en marzo, cuando la Comisión Europea dio todos los detalles de su tan esperado Banco Europeo de Hidrógeno. El banco se mencionó por primera vez en septiembre de 2022, y después de ese momento llegaron más detalles al mercado. Se entendió que el banco se estaba desarrollando para cerrar la brecha de costos entre el hidrógeno de altas emisiones y el hidrógeno renovable, y que podría ser un esquema de apoyo de prima fija.

El 16 de marzo, la comisión respondió a muchos de estos puntos. El banco funcionará con un mecanismo de apoyo fijo, proporcionando a un productor de hidrógeno una subvención de €/kg durante 10 años. El apoyo se otorgará mediante una subasta competitiva, dando prioridad al postor con la oferta más baja.

La primera subasta se llevará a cabo en otoño de 2023, con una asignación de 800 millones de euros generada a través de los retornos del Fondo de Innovación. En esta etapa, la financiación se otorgará únicamente al hidrógeno renovable, pero las subastas futuras pueden incluir hidrógeno con bajas emisiones de carbono. En abril se hicieron públicas las primeras condiciones del banco, que indicaban que la subvención máxima sería de 4€/kg.

En el Reino Unido, el “día verde” del gobierno el 30 de marzo también avanzó en el potencial del país en cuanto a capacidad de hidrógeno electrolítico, así como en la financiación de subvenciones para múltiples programas diferentes de apoyo.

Uno de los anuncios clave fue la lista de finalistas para la tan esperada ronda de asignación de electrólisis de hidrógeno. La lista corta constaba de 20 proyectos de electrolizadores que podrían estar en funcionamiento en 2025. En total, se seleccionaron 408 MW de capacidad en esta primera ronda. La ambición es seleccionar 250 MW de capacidad para respaldar durante la ronda, que se confirmará en el tercer trimestre de 2023. Los ganadores de la asignación recibirán apoyo a los ingresos a largo plazo, lo que permitirá a los productores reducir el precio al que pagan. Necesidad de vender hidrógeno para recuperar las inversiones de capital. A continuación, el gobierno del Reino Unido lanzará una segunda ronda de asignación de electrólisis en el cuarto trimestre de este año. El objetivo de la segunda ronda es asignar 750MW de capacidad.

Al final del trimestre, el Consejo Europeo y el Parlamento Europeo llegaron a acuerdos provisionales sobre dos cuestiones políticas clave para el crecimiento de la demanda del mercado del hidrógeno.

El 28 de marzo, los organismos anunciaron conjuntamente que habían llegado a un acuerdo provisional en torno al Reglamento de infraestructura de combustibles alternativos (AFIR). El acuerdo permitirá la instalación de estaciones de servicio de hidrógeno cada 200 km, apoyando el desarrollo del hidrógeno en el sector del transporte. El acuerdo cubrirá tanto la recarga de vehículos pesados ​​eléctricos como el repostaje de hidrógeno, así como la recarga de vehículos eléctricos ligeros y el suministro de electricidad a barcos.

Finalmente, a finales de marzo, el Consejo y el Parlamento llegaron a un acuerdo provisional sobre el uso de hidrógeno en determinados sectores como parte de una actualización de la Directiva sobre energías renovables, donde los estados miembros acordaron un objetivo vinculante según el cual el 42,5% de toda la energía Se espera que el consumo sea renovable para 2030. El acuerdo provisional tiene grandes implicaciones para la demanda de hidrógeno en Europa.

Para el sector del transporte, el objetivo del 5,5% del consumo total debía provenir de biocombustibles avanzados, en su mayoría materias primas no alimentarias, y combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO), en su mayoría hidrógeno renovable y combustibles sintéticos a base de hidrógeno. También existe un requisito mínimo del 1% de la RFNBO en la proporción de energías renovables suministradas al sector del transporte para 2030. Para la industria, el acuerdo provisional establece que la industria aumentará su uso de energía renovable en un 1,6%/año, así como un acuerdo de que el 42% del hidrógeno utilizado en la industria provendrá de RFNBO para 2030 y el 60% para 2035.

Sin embargo, los estados miembros pueden descontar la contribución de la RFNBO al 20% si se cumple su contribución al objetivo general de la UE, o si la proporción de hidrógeno procedente de combustibles fósiles en el estado miembro no supera el 23% en 2030 y el 20% en 2035.

Desarrollos adicionales

El 5 de enero, los gobiernos alemán y noruego publicaron una declaración conjunta en la que describían planes para fortalecer aún más los lazos de hidrógeno entre los dos países, basándose en las declaraciones realizadas en 2022. El objetivo del anuncio era apoyar el desarrollo de una ruta de suministro de hidrógeno a gran escala. de Noruega a Alemania para 2030, probablemente un oleoducto. Coincidiendo con el anuncio, el productor noruego Equinor y la empresa eléctrica alemana RWE anunciaron la firma de un memorando de entendimiento (MoU) para el suministro y consumo de hidrógeno para su uso en el sector energético.

Según el MoU, Equinor producirá hidrógeno con bajas emisiones de carbono a partir de gas natural con CAC e hidrógeno renovable. El enfoque de Equinor será invertir primero en capacidad de hidrógeno con bajas emisiones de carbono, con un objetivo de 2 GW de capacidad para 2030, con hasta 10 GW de capacidad total de producción de hidrógeno para 2038. RWE y Equinor también colaborarán en la producción de hidrógeno renovable utilizando vientos de la costa. Ambas empresas están trabajando juntas en AquaSector, un proyecto en el Mar del Norte que tiene como objetivo construir 300 MW de capacidad eólica marina que contará con electrolizadores integrados. Según RWE, el MoU incluye una inversión conjunta en 3GW de centrales eléctricas de gas con capacidad de hidrógeno.

El 10 de enero, el gobierno español esbozó planes para la financiación de cuatro proyectos de hidrógeno renovable, H2B2, Nordex, SENER e IVECO, reforzando los proyectos con financiación adicional tras su selección como parte de los Proyectos Importantes de Interés Común Europeo (IPCEI). Dos de los proyectos, H2B2 y SENER, están centrados en el desarrollo de electrolizadores. Los dos proyectos han recibido en conjunto 35 millones de euros de la subvención asignada. El proyecto IVECO, que recibió la mayor asignación de financiación de los cuatro con 27,05 millones de euros, desarrollará tecnologías del lado de la demanda destinadas a su uso en el sector del transporte. La atención se centra principalmente en vehículos comerciales pesados ​​para uso urbano y regional.

En cuanto a la producción, el proyecto Nordex tiene como objetivo entregar un electrolizador alcalino de 5-10 MW que pretende utilizar energía solar y eólica. Los proyectos que combinan el uso de generación solar y eólica para hidrógeno se están volviendo más comunes, ya que los desarrolladores buscan beneficiarse de más horas de generación provenientes de una combinación de las dos tecnologías. Aumentar el total de horas de generación ayuda a reducir el impacto de la recuperación del costo de capital en el costo final de producir hidrógeno. Nordex figura en la lista para recibir 11,6 millones de euros.

El 17 de enero, Clean Hydrogen Partnership lanzó una convocatoria de propuestas de investigación sobre el hidrógeno, con un total de 195 millones de euros disponibles para proyectos. La financiación disponible se dividirá en 49 millones de euros para la producción de hidrógeno renovable, 36 millones de euros para el almacenamiento y distribución de hidrógeno, 25,5 millones de euros para el transporte, 19 millones de euros para calor y energía, 7,5 millones de euros para la reducción de costes, 38 millones de euros para los valles del hidrógeno y Otros 20 millones de euros para el desafío de investigación estratégica. Los temas anteriores se dividirán en 11 acciones de innovación, 13 acciones de investigación e innovación y dos acciones coordinadas y de apoyo, y cinco de las acciones de innovación se considerarán de importancia estratégica y se seleccionarán como proyectos emblemáticos.

El 2 de febrero, el gobierno francés anunció que se había asignado apoyo financiero a un total de 14 ecosistemas territoriales de hidrógeno. La ayuda total asignada ascendió a 126 millones de euros tras el cierre de la última convocatoria lanzada allá por 2020. Los 14 ecosistemas territoriales de hidrógeno combinados representan 8.400 toneladas de hidrógeno al año, de las cuales la gran mayoría, el 91%, del hidrógeno producido se destinará a el transporte de viajeros a través de autobuses y autocares, y de mercancías a través de vehículos comerciales, vehículos pesados ​​y camiones de basura.

La Comisión Europea anunció el 17 de febrero que concedería apoyo financiero al fabricante de acero ArcelorMittal para la descarbonización de sus operaciones con hidrógeno. Las ayudas aprobadas ascendieron a 460 millones de euros para las operaciones en España, así como 55 millones de euros en Alemania.

El 1 de marzo, Noruega y el Reino Unido anunciaron planes para una cooperación más estrecha en materia de hidrógeno después de que los dos gobiernos firmaran un anexo al memorando de entendimiento (MoU) noruego-británico sobre captura y almacenamiento de carbono (CAC). El anexo afirma una cooperación ampliada entre las autoridades de los dos países para "intercambiar periódicamente conocimientos y experiencias relacionados con el uso de hidrógeno bajo en carbono en la producción, el transporte y el almacenamiento, así como en el desarrollo de estándares y certificación", dijo el gobierno noruego.

El 17 de marzo, la UE y Noruega anunciaron que los dos organismos aumentarían la cooperación en la transición verde. El anuncio incluyó una discusión para aumentar la capacidad de generación de energía renovable, tanto para la demanda de electricidad como para la producción de hidrógeno renovable, con el objetivo de mejorar la competitividad en el mercado global.

TRANSMISIÓN, ALMACENAMIENTO E IMPORTACIÓN

Desarrollos centrales

Una de las tendencias clave que surgió desde la perspectiva de la infraestructura en el primer trimestre fue el enfoque del mercado del hidrógeno en el amoníaco como vector de importación. Curiosamente, los acuerdos alcanzados en el primer trimestre mostraron que el amoníaco se utilizará no sólo para el transporte transatlántico, sino también para transportar hidrógeno por toda Europa en ausencia de infraestructura de gasoductos. El surgimiento de una infraestructura de amoníaco de esta manera refleja el desarrollo del propio mercado del amoníaco.

Esto quedó demostrado a principios de año cuando el 5 de enero el productor noruego de amoníaco Yara International anunció planes para modificar sus terminales de amoníaco en Alemania, lo que le permitirá manejar hasta 3 millones de toneladas de amoníaco limpio. Yara dijo que este esfuerzo equivaldrá a aproximadamente 530.000 toneladas de hidrógeno y puede ayudar a acelerar la economía del hidrógeno en Alemania. Yara opera el mayor almacenamiento de amoníaco de Alemania y produce y consume aproximadamente el 7% del hidrógeno europeo.

Poco después llegó un anuncio de BP el 19 de enero, cuando la compañía declaró que estaba revisando planes potenciales para un centro de hidrógeno en Wilhelmshaven, Alemania. El proyecto incluirá potencialmente un craqueador de amoníaco con capacidad para proporcionar hasta 130.000 toneladas/año de hidrógeno con bajas emisiones de carbono a partir de amoníaco renovable. Se espera que el centro entre en funcionamiento en 2028.

El 20 de febrero, la empresa energética española Cepsa y ACE Terminal (un desarrollo entre Gasunie, HES International y VOPAK), con sede en el puerto de Rotterdam, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para el suministro de amoníaco renovable a ACE.

El MoU rodea al suministro de amoníaco renovable de Cepsa a la terminal ACE de Rotterdam para aplicaciones de uso final en la industria después de descomponer el amoníaco nuevamente en hidrógeno, o para uso directo como amoníaco. Cepsa dijo que la compañía está desarrollando 2GW de capacidad de producción de hidrógeno renovable en sus dos Parques Energéticos en Andalucía, en el sur de España, que representan una inversión de 3.000 millones de euros. Se prevé que las primeras exportaciones de hidrógeno renovable comiencen en 2027, dijo Cepsa, lo que coincide con el cronograma del proyecto ACE Terminal, que estará operativo en 2026. Cepsa exportará el amoniaco producido en su Parque Energético de San Roque, cerca de la Bahía de Algeciras. .

Por último, Air Liquide anunció a finales de marzo planes para construir una planta piloto de craqueo de amoníaco a escala industrial en el puerto de Amberes, Bélgica. La planta utilizará tecnologías patentadas de Air Liquide y está previsto que entre en funcionamiento en 2024, con el apoyo financiero confirmado a través de la Agencia para la Innovación y el Emprendimiento del Gobierno flamenco (VLAIO).

Transmisión

Las actualizaciones de los sistemas de transmisión fueron abundantes en Europa durante el primer trimestre, y los operadores de sistemas de transmisión (TSO) de redes de gas presentaron planes a múltiples mecanismos de financiación para establecer infraestructuras reutilizadas o de nueva construcción.

El 12 de enero, el TSO francés de gas natural GRTgaz anunció una consulta para evaluar el interés económico en la infraestructura de hidrógeno en la zona sur de Fos-sur-Mer. Fos-sur-Mer, al oeste de Marsella, en el sur de Francia, alberga industrias pesadas como la siderúrgica, la refinación, la petroquímica y la producción de energía.

La Junta de Extremadura y el operador español del sistema de transporte Enagás acordaron impulsar el desarrollo y promoción del hidrógeno renovable y sus derivados en la región, tal y como se anunció el 17 de enero. El acuerdo tendrá como objetivo desarrollar infraestructura de gas natural renovable, específicamente hidrógeno renovable, para el transporte y almacenamiento de hidrógeno renovable y sus derivados dentro de la región de Extremadura, en el suroeste de España, en la frontera con Portugal. La región de Extremadura se ha fijado el objetivo de producir el 20% de todo el hidrógeno renovable producido en España en 2030, con el desarrollo de 3GW de electrólisis de un total de 16GW a nivel nacional en la región.

El 19 de enero, el operador de red italiano Snam Rete Gas dio a conocer su Plan Estratégico para 2022-2026, asignando 10.000 millones de euros para desarrollar infraestructuras de transporte, almacenamiento y GNL. El plan incluía una asignación de 100 millones de euros para desarrollos de transmisión de hidrógeno a través del Plan Nacional de Recuperación y Resiliencia del país. Snam proyecta que se utilizaría un sistema de transmisión de hidrógeno para descarbonizar sectores difíciles de reducir, pero expresó que esto no se esperaría antes de 2026. Snam tiene la intención de desarrollar la red italiana de hidrógeno durante la década de 2020 reutilizando las redes y el almacenamiento existentes.

El 23 de enero, los operadores de sistemas de transporte de gas natural GASCADE y Fluxys solicitaron a la Comisión Europea el estatus de Proyecto de Interés Común (PCI) para el proyecto AquaDuctus. El proyecto de hidrógeno AquaDuctus es un gasoducto que se ubicará en el Mar del Norte y tendrá más de 400 kilómetros de longitud. El gasoducto llevará el hidrógeno producido en la costa alemana a la red de hidrógeno terrestre. El gasoducto comenzará a transportar el hidrógeno producido en el parque eólico SEN-1, que estará operativo en 2030, y está previsto que otros parques eólicos se conecten en los próximos años a Alemania. Se espera que el proyecto AquaDuctus tenga una capacidad de 1 millón de toneladas/año en 2035.

El 24 de enero, en el marco de la declaración franco-alemana con motivo del 60º aniversario del Tratado del Elíseo, Alemania pasó a formar parte del plan del gasoducto de hidrógeno H2Med. El gasoducto H2Med, que se prevé que entre en funcionamiento en 2030, transportará hidrógeno renovable entre Portugal, España y Francia. La capacidad del oleoducto de 2.500 millones de euros está prevista en 2 millones de toneladas/año.

El 9 de febrero, el operador holandés del sistema de transmisión de gas natural Gasunie solicitó a la Comisión Europea el estatus de PCI para un tramo de la red de hidrógeno en la parte alemana del Mar del Norte que se conectará a la futura red de hidrógeno holandesa. Gasunie dijo que la aplicación “es parte de la asociación internacional Clean Hydrogen for Europe en la que trabajan juntos para realizar toda la cadena de producción, transporte y almacenamiento del hidrógeno”.

El 23 de febrero, los operadores de sistemas de transmisión Gasunie y Thyssengas describieron sus planes para desarrollar un gasoducto de hidrógeno entre Wilhelmshaven y Wesseling, cerca de Colonia, Alemania. El oleoducto de 400km se construirá reutilizando la infraestructura existente, así como parte de la capacidad de nueva construcción. Se espera que la línea esté lista para el transporte de hidrógeno en 2028.

En marzo, el operador polaco de la red de gas Gaz-System anunció que estaba buscando financiación de la UE para tres proyectos de hidrógeno para el desarrollo del mercado del hidrógeno en Europa central y las regiones del Mar Báltico. Gaz-System ha solicitado apoyo financiero en el marco del programa PCI de la UE para tres proyectos, entre ellos: el Corredor de Hidrógeno Nórdico-Báltico, cuyo objetivo es establecer un corredor para transportar hidrógeno desde Finlandia a través de los estados bálticos y Polonia hasta Alemania; La columna vertebral del hidrógeno nacional, incluida la infraestructura que conecta a los productores nacionales de hidrógeno, las fuentes de importación y una instalación de almacenamiento de hidrógeno en Damaslawek con los usuarios finales y posiblemente con las redes de distribución locales; el almacén de Damaslawek.

Almacenamiento

Los participantes han señalado que el almacenamiento de hidrógeno es un requisito necesario antes de cualquier comercio en el mercado al contado de hidrógeno. ICIS destacó dos anuncios clave sobre el almacenamiento de hidrógeno en el primer trimestre.

Geometano lanzó el 2 de febrero una convocatoria de manifestaciones de interés para la construcción de una instalación subterránea de almacenamiento de hidrógeno en cavernas de sal francesas. Según Geomtane, hay siete cavidades de sal operativas utilizadas para el almacenamiento de gas en Manosque, Francia, mientras que las dos restantes no se utilizan pero son capaces de almacenar alrededor de 6.000 toneladas de hidrógeno. La convocatoria de interés no fue vinculante y tuvo como objetivo evaluar las necesidades de las industrias y consumidores de la región.

El 21 de febrero, la empresa eléctrica alemana RWE anunció que había presentado la aprobación de planificación para una instalación de almacenamiento de hidrógeno en Epe, Gronau, Alemania, al gobierno del distrito de Arnsberg. Se espera que la instalación esté terminada para 2026 y constará de dos cavernas de sal ubicadas cerca de tuberías de hidrógeno entre Lingen y la zona del Ruhr. La primera fase del sitio tendrá una capacidad de alrededor de 6 millones de metros cúbicos (mcm), alrededor de 17 GWh, antes de aumentar a 28 mcm.

PANORAMA

El hidrógeno, en particular el hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono, a menudo tiene un precio superior al de otros combustibles con mayores emisiones. Los participantes del mercado dicen que para fomentar un verdadero crecimiento del lado de la demanda durante los primeros años del mercado, los subsidios gubernamentales son cruciales. Ahora que se han anunciado mecanismos clave de apoyo, el mercado puede considerar llevar proyectos al FID.

Sin embargo, es posible que en el segundo trimestre de 2023 no se produzca una actividad sustancial de la FID, ya que los esquemas de subastas y los subsidios otorgados están previstos para más adelante en el año.

Lo que probablemente ocurrirá en el segundo trimestre será una previsión precisa de los costes de producción de hidrógeno proyecto por proyecto, tras la adopción del acto delegado final sobre la RFNBO, que se producirá en los meses de verano.

Los beneficios de los planes de apoyo avanzados ya están empezando a notarse en el Reino Unido, donde el proyecto de hidrógeno Vertex, que forma parte de la unidad de producción de hidrógeno HyNet y del clúster HyNet en el noroeste de Inglaterra, ha estado firmando acuerdos de condiciones generales para la compra.

Vertex Hydrogen y Pilkington UK firmaron un acuerdo de términos para el suministro de hidrógeno con bajas emisiones de carbono dentro del clúster HyNet North West el 4 de enero. El acuerdo permitirá a Vertex suministrar a Pilkington UK, un fabricante de vidrio con sede en St Helens, hidrógeno bajo en carbono. Pilkington dijo que completó las dos primeras pruebas globales de combustión de hidrógeno en un horno de vidrio.

Además, el 26 de enero, Tata Chemicals Europe firmó sus propios términos con Vertex para el suministro de más de 200 MW de hidrógeno con bajas emisiones de carbono.

La forma de estos acuerdos, si se aceptan para recibir apoyo del gobierno del Reino Unido, probablemente reflejaría un contrato a largo plazo de hasta 15 años según los términos de apoyo del Modelo de Negocio de Hidrógeno del Reino Unido.

Ampliando el desarrollo de MoU y términos generales, el mercado del hidrógeno probablemente verá una mayor claridad del lado de la demanda en el segundo trimestre. El hidrógeno se puede utilizar en multitud de áreas, pero hay algunos sectores predominantes que han mostrado un crecimiento en los últimos meses.

El 25 de enero, la empresa energética Mabanaft y la naviera Hapag-Lloyd firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para evaluar opciones para el suministro de amoníaco como combustible para buques en el puerto de Hamburgo en Alemania y también en el puerto de Houston en el estado estadounidense de Texas. Mabanaft dijo que está en el proceso de desarrollar infraestructura en Hamburgo para la importación y suministro de amoníaco limpio para un cliente principal, junto con un programa de inversión en infraestructura más amplio para crear una plataforma para alternativas de combustible bajas en carbono.

Las alternativas a los combustibles fósiles para el sector del transporte parecen estar aumentando, particularmente en el transporte pesado. Aunque es probable que el amoníaco se utilice como posible combustible para el abastecimiento de combustible, también está surgiendo un crecimiento en el transporte pesado por carretera. El 2 de febrero, la empresa francesa de gases industriales Air Liquide dijo que planea formar una empresa conjunta con la importante empresa de energía y petroquímica TotalEnergies para desarrollar una red de más de 100 estaciones de hidrógeno para vehículos pesados ​​en Europa. Las estaciones se instalarán en los próximos años en las principales carreteras de Francia, Alemania, Bélgica, Países Bajos y Luxemburgo.

Por último, los avances en materia de aviación siguen surgiendo. BP lo ha demostrado con el desarrollo de su cluster de producción de hidrógeno renovable número 28 en la Comunidad Valenciana, HyVal, en su refinería de Castellón. BP tiene previsto desarrollar 2 GW de capacidad de electrolizador en Castellón, cuya finalización se prevé para 2030. En la primera fase se instalarán al menos 200 MW de planta de electrólisis en Castellón para 2027, que se espera produzca hasta 31.200 toneladas/año de hidrógeno renovable. . El hidrógeno renovable producido se utilizaría como materia prima en el proceso de producción de biocombustibles, específicamente para la producción de combustible de aviación sostenible (SAF), además de ser utilizado cerca del sitio por la industria cerámica y la industria química.

Desde una perspectiva política, algunos de los cambios potenciales clave serán revisiones de las estrategias nacionales de hidrógeno. El gobierno francés anunció en 2022 que a finales del primer semestre de 2023 habría revisado su plan nacional. Además, también se prevé que Alemania, el mayor centro de demanda de hidrógeno de Europa, actualice su estrategia de hidrógeno.

Algunos indicios se inclinan hacia una mayor penetración del hidrógeno bajo en carbono, ya sea a partir de gas natural o de redes eléctricas bajas en carbono. En el caso del noroeste de Europa, donde el carbono capturado a partir del hidrógeno a base de gas natural podría almacenarse en el Mar del Norte, este es un potencial creciente. Hasta ahora, el Reino Unido y los Países Bajos han sido líderes en tecnologías de hidrógeno con bajas emisiones de carbono, pero Bélgica también muestra espacio para el desarrollo. De hecho, en febrero el productor noruego Equinor anunció que seguiría adelante con su proyecto H2BE de 1 GW junto con la eléctrica francesa Engie.

Con la indicación de que los costos europeos de producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono pueden competir con la SRM constante, se fortalece el argumento económico para la construcción de nuevas plantas con bajas emisiones de carbono.

El ritmo de la evolución de las políticas en Europa probablemente requerirá esfuerzos similares a los observados en el primer trimestre de 2023. Se avecina la amenaza cada vez mayor de que los participantes industriales trasladen sus operaciones a Estados Unidos. El anuncio de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) por parte de la administración Biden-Harris en 2022 sigue actuando como un fuerte incentivo para que el desarrollo del mercado del hidrógeno se traslade a las Américas.

A medida que los mercados de productos básicos continúan reequilibrándose luego de la interrupción de la cadena de suministro sufrida después de la invasión rusa de Ucrania, los costos de producción de hidrógeno también desempeñarán un papel clave en el apoyo a las decisiones sobre la ubicación de los proyectos. Mucho dependerá ahora de la capacidad de Europa para reabastecer las reservas de gas, poniendo a prueba si las medidas adoptadas en 2022 para la seguridad inmediata del suministro pueden durar antes del próximo invierno.

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