Precios de los electrolizadores: qué esperar

De la edición impresa de pv magazine 3/24

Todos los electrolizadores tienen en su centro una pila de tecnología específica, en la que el agua se divide en hidrógeno y oxígeno. Se compone de placas bipolares soldadas, estancas al gas y cuidadosamente estratificadas, y de membranas de plástico, uno de los principales factores de coste de toda planta de electrólisis. Xiaoting Wang, analista de BloombergNEF, habló con 20 empresas de todo el mundo como parte de su estudio «Electrolysis System Capex [gastos de capital] could drop 30% by 2025» (El Capex [gasto de capital] del sistema de electrólisis podría caer un 30% para 2025). Esto le permitió conocer la estructura de costes de 30 proyectos y determinar los componentes del precio de una planta de electrólisis alcalina de 10 MW en China en 2021, a modo de ejemplo.

Según Wang, la pila representa en torno al 33% de los costes totales, mientras que el 40% procede de otros equipos técnicos, como la electrónica de potencia, la separación de gases y líquidos y la purificación de gases. Otro 27% de los costes correspondió a otros gastos del proyecto, como ingeniería civil, instalación de equipos y alojamiento.

Alcalina china
Según el informe de BNEF, un sistema alcalino de 10 MW suele constar de dos pilas de 5 MW que suministran hidrógeno a 16 bares. El fabricante suele ofrecer una solución completa con todos los accesorios y la instalación. Los promotores chinos recibieron una oferta de este tipo en 2021 por tan solo 303 dólares/kW, es decir, un total de unos 3,2 millones de dólares. Esto no incluía la tarifa de conexión a la red, los transformadores de alta tensión ni otros costes «blandos», como gastos de desarrollo, aprobaciones y acuerdos de financiación.

Según Wang, los costes del proyecto en los mercados occidentales con electrolizadores de producción nacional son unas cuatro veces superiores. Los costes de inversión ascienden de media a 1303,25 dólares/kW en el caso de los electrolizadores alcalinos y a 1520,46 dólares/kW en el de los electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM, por sus iniciales en inglés).

Las ofertas más baratas, como la de 195,49 dólares/kW, de Peric para una planta de 80 MW en China; o la de 565,83 dólares/kW, de Thyssenkrupp para una planta de 2 GW en Arabia Saudí, no incluyen todos los costes del proyecto y, por tanto, no son comparables. Sí incluyen las chimeneas de electrólisis, la separación y purificación de líquidos gaseosos y el suministro de agua. Sin embargo, se excluyen la electrónica de potencia y los armarios de control.

Wang atribuyó esta gran diferencia de precios a los bajos costes laborales y a las cadenas de suministro establecidas en China, donde los fabricantes de electrolizadores pueden abastecerse de materiales y componentes a precios mucho más bajos que en Occidente. Hasta ahora, la producción de la mayoría de los electrolizadores no está automatizada. Los fabricantes chinos producían electrolizadores a escala de megavatios para otras industrias antes de que hubiera demanda de productores de hidrógeno verde, lo que significa que se beneficiaron de la producción a escala. Entre los clientes actuales figuran los fabricantes de polisilicio para células fotovoltaicas.

El análisis de Bloomberg, de septiembre de 2022, afirmaba que los fabricantes occidentales podrían lograr costes igualmente bajos. Para ello, tendrían que utilizar una producción altamente automatizada. Wang dijo que prevé reducciones de precios significativas ya en 2025 (véase el gráfico principal más arriba). Los precios para 2021 también incluían márgenes adecuados para las empresas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC). La evolución a largo plazo muestra que los precios de los proyectos de electrólisis convergerán en todo el mundo a partir de 2035.

Los inversores occidentales tienden a confiar a una empresa EPC la gestión de todo un proyecto por una suma global, y a confiar en empresas grandes y conocidas. Sin embargo, estas empresas suelen tener poca experiencia en la construcción de plantas de electrólisis, por lo que las primas de seguridad en el precio de la oferta global son elevadas. Con el aumento de la experiencia y la entrada de planificadores de proyectos especializados, lo que conlleva una mayor competencia, estos recargos deberían disminuir.

Contenedores prefabricados
Los proveedores de equipos también se esfuerzan por ofrecer productos que reduzcan la carga de trabajo en la obra y, por tanto, los costes. Una tendencia en este sentido es el desarrollo de sistemas en contenedores. Esto significa que los distintos componentes del sistema no tienen que montarse in situ, sino que se prefabrican en una fábrica, se prueban y se entregan en el lugar previsto. Esto minimiza las fuentes de error y reduce el tiempo de despliegue de personal especializado in situ.

En una actualización de su análisis de mercado, Bloomberg informaba de ofertas de este tipo de soluciones en contenedores por 1.000 dólares/kW. Según Wang, algunas personas del sector han llegado a ofrecer hasta 700 dólares/kW. Una de estas soluciones de contenedor se presentó en un seminario web de pv magazine Germany en febrero de 2023. El electrolizador PEM del proveedor alemán H-Tec tiene una potencia de 1 MW y produce 450 kg de hidrógeno al día.

Quienes deseen reducir costes comprando un electrolizador en China deben tener en cuenta que los productos exportados suelen venderse con un sobreprecio de entre el 20% y el 30%, en comparación con los precios del mercado nacional, señala BloombergNEF, lo que significa que los costes de desarrollo y planificación del proyecto seguirán siendo más elevados. Es importante tener en cuenta que elegir una marca china para suministrar el equipo básico podría reducir las posibilidades de un proyecto de recibir subvenciones locales y podría afectar a la financiación.

Los primeros proyectos de hidrógeno verde estaban, y siguen estando, diseñados principalmente para extraer electricidad de la red, con el consumo eléctrico de los electrolizadores equilibrado mensual o anualmente con la generación de electricidad renovable de los proveedores. En este caso, la desventaja técnica de la electrólisis alcalina en términos de flexibilidad no molestaría a los operadores.

Sin embargo, después de 2030, la mayoría de los nuevos proyectos de hidrógeno verde tendrán que garantizar una correspondencia horaria entre la generación de electricidad y el consumo eléctrico de los sistemas de electrólisis conectados a la red, lo que hará que se desarrollen más proyectos sin conexión a la red, dijo Wang. Esta tendencia no sólo se debe a la necesidad de una definición más clara del hidrógeno verde. Una conexión directa con las centrales de generación de energías renovables también debería mejorar la viabilidad económica en el futuro. Al fin y al cabo, utilizar la red para desplazar grandes cantidades de electricidad costará más en el futuro. Por lo tanto, la electrólisis con electricidad de red estable no podrá producir en el futuro hidrógeno más barato que con energía solar y eólica, con sus bajos costes de generación de electricidad.

Reducción de costes
Aquí es donde entran en juego los electrolizadores PEM. Éstos pueden seguir mejor las fluctuaciones del suministro eléctrico y también funcionar eficientemente en operación de carga parcial o fuera de la red. Sin embargo, esta tecnología aún necesita reducir significativamente su dependencia de los caros metales del grupo del platino, especialmente el iridio, para hacerse con una cuota de mercado dominante, señaló Wang. Plug Power, de Estados Unidos, e ITM Power, del Reino Unido, utilizan entre 200 y 300 gramos de iridio por megavatio de capacidad.

La producción mundial actual de iridio ronda las siete toneladas métricas al año. Incluso si todo el volumen se utilizara para producir catalizadores para la electrólisis PEM, esta cadena de suministro sólo podría soportar un máximo de 35 GW al año. La PEM sólo podrá dominar el mercado del hidrógeno verde si los fabricantes consiguen reducir significativamente el consumo de iridio por unidad en esta década o lograr un efecto equivalente en paralelo con la mejora del reciclado del metal. Wang dijo que Electric Hydrogen, un nuevo fabricante de electrolizadores PEM con sede en Estados Unidos, ya ha informado de que utiliza bastante menos iridio que sus competidores.

También existe la posibilidad de que la electrólisis de membrana de intercambio aniónico (AEM) sustituya a la PEM después de 2030 porque no utiliza metales caros. Esto significa que los fabricantes deben conseguir desarrollar pilas adecuadas para proyectos a gran escala. Enapter es pionera en AEM, construye pilas pequeñas y las ensambla en unidades mayores de 1 MW, que siguen siendo pequeñas en comparación con otros electrolizadores. La empresa californiana Verdagy acaba de empezar a vender módulos de 20 MW, cada uno de ellos compuesto por dos pilas de 10 MW.

Pilas más grandes
Producir más hidrógeno a partir de una sola pila es otra vía para reducir costes. Una forma de conseguirlo es aumentar el tamaño de la propia pila. La mayor pila comercial, de 15 MW, que salió al mercado en septiembre de 2023, procede de Longi, según Wang. Aunque aumentar el tamaño de la pila parece sencillo, tiene varios inconvenientes. En primer lugar, resulta más difícil mover unidades grandes, sobre todo para ventas internacionales. En segundo lugar, con unidades más grandes, las fuerzas y tensiones mecánicas se vuelven más desiguales, lo que afecta a la seguridad y se asocia a una menor eficiencia.

Se puede conseguir más rendimiento aumentando la densidad de corriente. En pocas palabras, cuantos más electrones pasen por la pila, más hidrógeno podrá producirse. La simple aplicación de un voltaje más alto puede aumentar la densidad de corriente, pero tiene un efecto perjudicial sobre la eficiencia. La estrategia para mantener o incluso aumentar la eficiencia consiste en revisar las estructuras internas e introducir catalizadores y membranas avanzados.

A largo plazo, es preferible aumentar la densidad de corriente, afirma Wang. Plug Power e ITM Power van en cabeza en este sentido, con una densidad de corriente de más de 3A/cm2 (amperios por cm2), seguidos del fabricante de AEM Verdagy, con 2A/cm2. La mayoría de los electrolizadores alcalinos chinos tienen sólo 0,3A/cm2. Wang, por su parte, ha sabido por Electric Hydrogen que su producto tendría una densidad de corriente aún mayor que Plug Power e ITM Power. Calcula que, para 2030, las densidades de corriente cercanas a 10 A/cm2 serán típicas para el resto de fabricantes de electrolizadores PEM.

Más competencia
En principio, los costes de los productos occidentales podrían disminuir en torno a un 30% de aquí a 2025. Además del progreso tecnológico, también es probable que aumente la competencia. Los fabricantes de todo el mundo han anunciado una capacidad de producción de 52,6 GW para este año, mientras que las entregas se sitúan, siendo optimistas, en sólo 5 GW, según las previsiones de BloombergNEF. En China, donde ya existe una feroz competencia por los pedidos de los promotores de proyectos, los márgenes de los fabricantes son reducidos. Además, los promotores cubren su riesgo frente al fabricante pagando sólo hasta el 85% del precio acordado en el momento de la entrega y el resto una vez que se ha completado la puesta en servicio y el rendimiento sigue siendo bueno después de 18 meses.

La presión aún no es tan fuerte en los mercados occidentales, ya que los inversores y promotores de proyectos de Europa y Estados Unidos pueden contar con subvenciones relativamente elevadas. Sin embargo, las capacidades de producción también están aumentando aquí y las fábricas deben aprovecharse al máximo. Si los fabricantes chinos también buscan su salvación en las exportaciones, es previsible que la guerra de precios aumente en todos los mercados.

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