Costo frente a resistencia: La estrategia europea de abastecimiento determinará la economía regional del hidrógeno

Costo frente a resistencia: La estrategia europea de abastecimiento determinará la economía regional del hidrógeno

Fecha publicada: 16 Noviembre, 2023

La próxima licitación piloto del European Hydrogen Bank, EHB, centran la atención en el futuro del hidrógeno. Jonas Lotze y Massimo Moser, de TransnetBW, y Janina Erb, Roman Flatau, Felix Greven y Max Labmayr, de d-fine, presentan los resultados de su modelización de dos escenarios de abastecimiento de hidrógeno: El “Global Market” (GM), en el que la importación de hidrógeno a Europa no está restringida, y la “Energy Resilient Europe” (ERE), en la que casi todo el hidrógeno se produce en Europa.

Con la optimización de costos como objetivo, el estudio muestra cuánta capacidad se necesita, qué países están mejor situados para suministrarla, dónde se consumirá, qué sectores difíciles de abandonar la utilizarán y cómo serán la transmisión y el almacenamiento. En comparación con el escenario GM, el ERE consumirá menos hidrógeno pero producirá mucho más dentro de Europa -lo que aportará seguridad energética y mayor flexibilidad- y también requerirá un aumento significativo de la generación de electricidad renovable para fabricar el hidrógeno. En cualquier caso, en 2050 la demanda de petróleo se reducirá un 72% (en ambos escenarios) y la de gas un 63% (GM) o un 83% (ERE). En conjunto, el estudio muestra cómo las grandes decisiones sobre la estrategia europea de abastecimiento configurarán la economía regional del hidrógeno.

Visión
Optimización integrada del sistema energético europeo utilizando un modelo de sistema energético intersectorial con dos escenarios que analizan diferentes estrategias de abastecimiento de hidrógeno: uno con un mercado mundial de hidrógeno sin restricciones y otro con una mayor resiliencia energética europea en el que no se permiten las importaciones de hidrógeno por tuberías desde países no europeos.
El análisis muestra que un sistema energético europeo resistente consumirá menos hidrógeno, pero producirá mucho más dentro de Europa. El aumento de la producción de hidrógeno está fuertemente correlacionado con la expansión de la generación de electricidad renovable y muestra diferencias regionales significativas debido a los distintos potenciales de los países europeos.
La electrólisis como tecnología y el hidrógeno como vector energético proporcionan una flexibilidad considerable al sector eléctrico mediante el almacenamiento o la utilización directa, especialmente en un sistema energético resistente. La capacidad de control de la electrólisis permite una mayor utilización de la capacidad de generación de energía instalada.

“Escenarios de “Global Market” frente a “Energy Resilient Europe”

La descarbonización de los sistemas energéticos es una de las medidas más importantes para contrarrestar con éxito el calentamiento global. Una transición rentable hacia la neutralidad climática, el desarrollo eficiente de infraestructuras y la minimización del consumo de recursos requiere una planificación integrada de todo el sistema energético, incluido el acoplamiento de sectores. TransnetBW, con el apoyo de d-fine, ha analizado un sistema energético europeo con cero emisiones netas de CO2 en 2050 en su estudio “Energy System 2050”.

El estudio utiliza un modelo de sistema energético europeo, desarrollado a partir del modelo de código abierto “PyPSA-Eur-Sec” para cumplir los requisitos del estudio. Abarca la demanda, la generación, la importación y la conversión de energía en los sectores de los hogares, los servicios, la industria y el transporte en todos los países europeos. Teniendo en cuenta los escenarios predefinidos, tanto la expansión de la capacidad como la asignación de las tecnologías modelizadas se optimizan en términos de costes totales mínimos del sistema.

Para examinar el impacto de la dependencia europea de los suministros energéticos externos, se consideran dos escenarios con diferentes restricciones a las importaciones de energía. Mientras que en el escenario “Global Market” (GM) la importación de hidrógeno a Europa no está restringida, en el escenario “Energy Resilient Europe” (ERE) la economía europea del hidrógeno no tiene conexiones por gasoducto con países fuera de Europa. Esta restricción afecta al precio del hidrógeno que puede importarse a Europa.

Este artículo analiza el papel del hidrógeno en la descarbonización del sistema energético europeo, con especial atención al suministro de energía resiliente. Basándose en la optimización integrada del sector del hidrógeno dentro del sistema energético, se identifican y discuten cuantitativamente las principales conclusiones sobre la producción e importación, el transporte y el consumo de hidrógeno en los distintos sectores.

El hidrógeno es esencial para la descarbonización de la industria y el transporte
Por sus características, el hidrógeno puede desempeñar un papel clave en la descarbonización de aplicaciones que no son aptas para la electrificación directa por razones económicas o de proceso, entre las cuales el transporte, la industria y la producción de combustibles sintéticos son los principales consumidores de hidrógeno. Según nuestros resultados de optimización, en 2050 se utilizarán unos 298 TWh de hidrógeno en aplicaciones industriales (por ejemplo, en la industria siderúrgica) y 662 TWh directamente como combustible en el sector del transporte (principalmente para modos de transporte de alto consumo energético como el transporte marítimo, la aviación y el transporte pesado por carretera). Otros 585 TWh se destinan a la producción de combustibles y gases sintéticos.

El análisis global muestra que una Europa con capacidad de adaptación energética consume menos hidrógeno en general, con 1.540 TWh (ERE) frente a 1.710 TWh (GM) en la hipótesis del mercado mundial. Esto se debe a que los costos de producción de hidrógeno en Europa son superiores a los precios de importación en los mercados mundiales, con unos costos marginales medios del hidrógeno de 54 €/MWh (GM) frente a 58 €/MWh (ERE). Por lo tanto, la restricción de las importaciones hará que se utilice menos hidrógeno debido a los costos más elevados. En la hipótesis del mercado mundial, el hidrógeno disponible adicionalmente se utiliza en mayor medida para derivados del hidrógeno, es decir, combustibles sintéticos y gases, y otros 16 TWh se destinan a la reconversión en electricidad.

La figura 1 muestra los flujos de energía entre sectores para la UE-27 en el escenario ERE en 2050 y pone de relieve la integración del sector del hidrógeno en el sistema energético. Puede observarse que la demanda de hidrógeno se cubre casi en su totalidad mediante electrólisis en Europa.

Un sistema energético europeo resistente requiere un aumento masivo de la electrólisis
Aunque en el escenario ERE se consume aproximadamente un 10% menos de hidrógeno que en el escenario GM, el mercado europeo autónomo del hidrógeno conduce a un aumento de la síntesis de hidrógeno por electrólisis. En el escenario ERE, la capacidad de electrólisis en la Unión Europea se amplía a 560 GW en 2050, casi un 50% más que en el escenario GM (375 GW). Mientras que en la hipótesis GM sólo alrededor del 57% de la demanda de hidrógeno en la Unión Europea se cubre por electrólisis con 970 TWh en 2050, en la hipótesis ERE más del 99% de la demanda de 1.540 TWh se cubre por electrólisis en la Unión Europea.

Como aplicación convencional de conversión de electricidad en gas, la electrólisis provoca un cambio significativo en la demanda de electricidad y se convierte en uno de los principales impulsores, especialmente en un sistema energético resistente. En comparación con el escenario GM, el consumo neto de electricidad de la Unión Europea aumenta en torno a un 15% hasta alcanzar los 5.450 TWh/a en el escenario ERE. La electrólisis representa más del 34% del consumo neto de electricidad (GM: 25%).

Europa utilizará mucho menos gas y petróleo y dependerá menos de las importaciones de energía

Comparando los resultados para 2050 con los valores correspondientes para 2020, se observa una reducción de la demanda de petróleo del 72% (en ambos escenarios) y de la demanda de gas del 63% (GM) al 83% (ERE), dependiendo del escenario (véase la Figura 2). El escenario ERE muestra cómo la UE se hará más resistente energéticamente gracias a una menor importación de hidrógeno en el futuro.

Comparando los escenarios de 2050, la demanda de gas natural es ligeramente superior en el escenario ERE (313 TWh), lo que sigue estando muy por debajo de la capacidad de producción de la UE (2020: >480 TWh). Para compensar la menor producción de combustibles sintéticos y las mayores emisiones de CO2 del gas natural, la UE importa 72 TWh de combustibles sintéticos. Es concebible que estas cantidades se importen de EE.UU. o Canadá, por ejemplo. Las emisiones del petróleo y el gas natural se compensan con la captura y almacenamiento de carbono (CAC) y la captura directa en el aire (DAC). Leer documento aquí

Fuente:   energypost.eu

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