Fuente: El Economista
España contará con su propio índice de precios para el hidrógeno renovable. Si todo avanza según lo previsto, verá la luz a finales de 2024. El engranaje para la puesta en marcha de esta iniciativa, que lidera Mibgas y cuyo objetivo final es impulsar el mercado de este vector energético en la Península Ibérica, comenzó a finales del pasado mes de enero cuando su presidente, Raúl Yunta, anunció durante la celebración del segundo Día del Hidrógeno, organizado por Enagás, el inicio de los trabajos para elaborar este índice de precios a través de la creación de un grupo de trabajo.
A lo largo de estos meses, el operador del mercado organizado de gas ha celebrado un total de tres reuniones en las que han participado los principales actores del sector energético y de los gases renovables, entre los que se encuentran Enagás, Repsol, Cepsa, Naturgy, Iberdrola, Endesa, Axpo, IDAE, EDP, Galp, y así hasta llegar casi al medio centenar.
“El grado de interés es muy grande”, afirma el presidente de Mibgas a elEconomista.es. “Los trabajos que hemos hecho hasta ahora han sido obtener una señal de precios. Para eso, hemos analizado varias experiencias internacionales donde hemos constatado que la mayoría de los precios reportados son sintéticos, es decir, están basados en fórmulas por la escasez de transacciones“. Debido a la ausencia de liquidez en el mercado, el precio de referencia del hidrógeno se calculará en base al coste de producción de este combustible renovable y al precio que estarían dispuestos a pagar los offtakers por su uso.
Teniendo en cuenta que encontrar un modelo tipo de planta de producción es complicado en esta etapa incipiente del mercado, en la que aún no se ha alcanzado un nivel comercial de producción y los primeros proyectos está empezando a operar a pequeña escala, para calcular los costes de producción ha sido necesario crear un modelo de referencia basado en una serie de parámetros.
Para el cálculo del coste del modelo de producción, explica Yunta, “no se han considerado ni el coste del transporte, ni el de almacenamiento, ni el de compresión, ni los diferentes usos. Lo que sí están contemplados son el CAPEX, el OPEX, los costes de operación y mantenimiento y los parámetros generales, que son los que van a influir en el Coste Nivelado del Hidrógeno (LCOH), siendo uno de los factores más relevantes los costes de producción de energía eléctrica”.
Planta de 50 MW asociada con solar y eólica
A este respecto, se ha elegido un modelo de planta de 50 MW de electrolizador ubicada en la Península Ibérica, con una instalación renovable asociada (fotovoltaica + eólica) conectada directamente, y obtener un Coste Nivelado de Electricidad (LCOE) separado para fotovoltaica y eólica. La vida útil de la planta será de 25 años.
Por sus menores costes, la electricidad provendrá, fundamentalmente, de la planta fotovoltaica, que será complementada con la planta eólica. Por la experiencia de los proyectos en marcha, se espera llegar a 3.500 horas/año de funcionamiento a partir de las dos plantas renovables en conexión directa.
A este respecto, se ha decidido que la potencia de la planta solar fotovoltaica sea de 75 MW, que en principio debería aportar unas 2.500 horas equivalentes al año. En el caso de la planta eólica, la potencia elegida es 25 MW, debiendo aportar unas 1.000 horas equivalentes. Para llegar a las 4.500 horas de funcionamiento al año del electrolizador, considerando el cumplimiento de los actos delegados para la producción de hidrógeno renovable, se contratará un PPA a 10 años con una estimación de 1.000 horas al año.
En el caso concreto de los PPAs, Mibgas ha contactado con varias agencias de publicación de precios (Pexapark, Aurora, Baringa, S&P Platts) con el objetivo de llegar a un acuerdo para utilizar los precios de estas entidades en el modelo seleccionado por el grupo de trabajo. Ahora mismo, el operador del mercado se encuentra en la fase de selección de la oferta más adecuada.
La cuarta reunión del grupo de trabajo capitaneada por Mibgas está prevista para el 29 de octubre. “La idea es publicar, al menos, la parte del precio de venta de producción a finales de año. La parte de la demanda tardará más, ya que el precio del hidrógeno vendrá determinado a partir de aquellos sectores con mayor capacidad y necesidad de adoptar la metodología para los combustibles renovables de origen no biológico (RFNBOs) debido a la normativa y a las penalizaciones, tales como el del refino, acero, amoniaco, transporte terrestre pesado, marítimo, aéreo, etc”, afirma Yunta.
“Todo esto es una prueba de las variables que tienen más sensibilidades en cuanto al precio del LCOH. La eficiencia del electrolizador es muy importante, las variaciones de eficiencia porcentuales pequeñas tienen un impacto en el resultado, las horas de carga también tienen una influencia reseñable en las primeras sensibilidades de este modelo que todavía está por probar, el CAPEX también tiene bastante influencia en el resultado final del coste del hidrógeno y el WACC (coste medio ponderado del capital o tasa de rendimiento que una empresa necesita alcanzar para cubrir los costes de financiación de sus inversiones), es otro de los parámetros que también estamos investigando”, apunta el presidente de Mibgas.
Para dar a conocer al público en general todo lo relacionado con el precio del hidrógeno y los gases renovables, se ha presentado el diseño preliminar de un sitio web, independiente de la web principal de Mibgas, que se actualizará periódicamente, y que incluirá gráficas, material divulgativo, normativas, noticias, documentación técnica, etc.
