La fiebre del hidrógeno verde alcanza los 1.125 gigavatios en proyectos por todo el mundo

A pesar de las presiones inflacionistas y de unos mercados de materias primas cada vez más complicados, la capacidad de los proyectos de electrolizadores previstos en todo el mundo ha aumentado hasta los 1.125 GW, según muestra la última edición de la base de datos mundial de electrolizadores de Aurora Energy Research. Desde la publicación de la edición anterior en octubre de 2022, la cartera mundial de proyectos ha aumentado en 168 GW, es decir, un 18%.

A medida que crece el consenso en torno a la necesidad de una rápida descarbonización y se acelera la carrera mundial hacia el Net Zero, también lo hace la carrera para producir hidrógeno. La posible alternativa de emisiones cero al uso de combustibles fósiles en múltiples sectores económicos se ha beneficiado enormemente del impulso para reducir la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles en el último año, añadiendo un nuevo valor a la producción de hidrógeno y un nuevo impulso para su construcción.

A pesar del impulso, la instalación de 1 TW de capacidad de electrolizadores sigue siendo una realidad lejana: el 86% de la cartera global se encuentra en la fase inicial de planificación del desarrollo, lo que significa que los proyectos carecen de detalles clave como ubicaciones específicas, proveedores de tecnología o plazos de hitos objetivo, y solo el 1% de la cartera está en construcción.

El precio medio al por mayor del hidrógeno bajo en carbono bajará de 7 euros/kg en 2025 a 2,8 euros/kg en 2050, según muestra el nuevo modelo de mercado europeo del hidrógeno de Aurora. El descenso de los precios de la electricidad en todo el continente, impulsado por la expansión de la capacidad de generación de energía renovable, hará bajar el precio medio del hidrógeno bajo en carbono a finales de la década de 2020. A más largo plazo, los precios caerán a medida que las importaciones entren en el mix de suministro y desplacen del mercado a la producción nacional, más cara, según Aurora.

Tenemos que triplicar la potencia solar fotovoltaica en España en siete años

Es lo que propone la Unión Española Fotovoltaica en el marco de la revisión del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, documento que fue aprobado por el Gobierno en 2020 y que se ha quedado prematuramente viejo, por lo que todos los actores del sector llevan tiempo apelando a una revisión. El Gobierno también lo ha estimado así y ayer convocó la primera reunión multisectorial para comenzar a recoger las distintas sensibilidades de los actores del sector. Y ahí la Unión Española Fotovoltaica lo tiene muy claro. UNEF apuesta sin ambajes por elevar la ambición solar: el Plan fijó como objetivo fotovoltaico a 2030 un guarismo muy concreto: 39.181 megavatios de potencia debían estar operativos en esa fecha. Pues bien, la asociación del sector solar fotovoltaico cree que es necesario elevar ese objetivo hasta los entre 55.000 y 65.000 megavatios (ahora mismo hay 20.324). O sea, más del triple... en siete años.

Porque las soluciones de almacenamiento son fundamentales para la fotovoltaica, pues, aunque es capaz de generar mucha electricidad en España (hay recurso, Sol, de sobra), el problema es que genera toda a la vez y ya ha empezado a haber problemas para su integración en la red (en ocasiones no hay demanda suficiente como para "tragar" toda la generación solar y el operador del sistema se ve obligado a enviar órdenes de parada a los parques solares, que tienen que "desenchufarse" para que no haya problemas de balance en la red). Por ello, UNEF considera que es fundamental que el Gobierno, además de incrementar el objetivo solar, incremente también el objetivo de almacenamiento contemplado en el Plan Nacional de Energía y Clima. La Asociación propone ampliarlo hasta los 20.000 megavatios: 10.000 megavatios de bombeo reversible, 8.000 de baterías en plantas en suelo y 2.000 megavatios de baterías detrás de contador.

Además, para que el hidrógeno verde pueda convertirse en una herramienta imprescindible para extender la transición ecológica a otros sectores de la economía, aprovechando la ventaja que supone actualmente la energía solar en nuestro país, UNEF ha solicitado que se revisen los objetivos de hidrógeno verde contemplados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para alcanzar una implementación de entre 5,80 GW y 15 GW antes de 2030.

Corea del Sur invertirá 15.000 millones de dólares para convertirse en el primer país en comercializar baterías de electrolito sólido

Corea del Sur invertirá 15.000 millones de dólares hasta el año 2030 para impulsar el desarrollo de las baterías de electrolito sólido, una tecnología que promete revolucionar la industria en los próximos años. Aparentemente, el objetivo del presidente Yoon Suk Yeol es que el país se convierta en el primero del mundo en comercializar este tipo de celdas.

La inversión será realizada de forma conjunta por los sectores público y privado. Además, Corea del Sur también planea cuadriplicar su capacidad de producción de materiales para cátodos durante los próximos cinco años, así como comenzar la producción nacional de baterías LFP (litio-ferrofosfato) a partir de 2025.

Aunque durante años las compañías coreanas (LG Energy Solution, Samsung SDI, SK On) dominaron la industria de las baterías, en los últimos tiempos se han visto superadas por la competencia china, que actualmente lidera el sector gracias a empresas como CATL y BYD, los dos mayores fabricantes del mundo. LG, Samsung y SK todavía completan el top 5.

China debe su actual liderazgo al impulso de las baterías LFP, mucho más asequibles y longevas que las NCM (níquel, cobalto, manganeso), que a cambio ofrecen una mayor densidad energética. Sin embargo, CATL se muestra escéptica respecto al potencial de las baterías de electrolito sólido, que todavía tienen mucho camino por delante hasta lograr un impacto significativo en el mercado de volumen. De acuerdo con el gigante chino, su producción en masa se hará esperar hasta 2030 debido a las dificultades técnicas asociadas a su desarrollo.

Todo parece indicar que Japón también se convertirá en un fuerte contendiente, pues sus tres principales grupos automotrices (Honda, Nissan, Toyota) están invirtiendo en este tipo de baterías con el objetivo de llevarlas al mercado a lo largo de la segunda mitad de la década.

Frente a las actuales baterías de electrolito líquido, las de electrolito sólido prometen una densidad energética muy superior, lo que se traducirá en unas autonomías más amplias. Además, su mayor estabilidad térmica las hará más seguras y les proporcionará un rendimiento optimizado en todo el rango de temperaturas.

Los tiempos de carga también se verán muy reducidos en relación con las cifras exhibidas por la tecnología actual: según algunas estimaciones, se cargarán hasta tres veces más rápido; es decir, tardarán aproximadamente un tercio en recuperar un porcentaje de carga similar.

La energía solar, en busca del ‘sorpasso’ a los ciclos combinados

Lo de la energía solar en España comienza a ser inaudito. Más megavatios se conectan todas las semanas a la red y eso se convierte en cada vez más energía producida con energía solar fotovoltaica y termosolar.

En lo que va de 2023, otro año de producción récord, la energía solar suma un total de 11.289 GWh, más de 11 TWh. De ellos, la solar fotovoltaica genera más de 10 TWh, 10.002 GWh, y el resto lo hace la termosolar.

En estos momentos, la solar sería la cuarta tecnología dentro del mix tras eólica, nuclear y los ciclos combinados.

Pero si todo sigue igual, será más pronto que tarde cuando la solar le dé el sorpasso a los ciclos combinados en el mix eléctrico español. Y eso que se trata de una tecnología que trabaja muy pocas horas al día.

Los ciclos llevan producidos un total de 12.412 GWh en lo que va de 2023, y con ellos ha logrado cubrir un 14,2% de la demanda eléctrica.

La solar podría estar más cerca si realmente no hubiese tantas pérdidas (vertidos), por ejemplo los fines de semana.

En total hay unos 1.200 GWh de diferencia, pero la fotovoltaica va a más.

Ahora llega el buen tiempo para la solar, pero también para los ciclos combinados. El hueco térmico suele crecer en verano con el parón de la eólica. El pulso entre ambas tecnologías está servido.

A dos años del colapso; necesitamos almacenamiento ya

El apetito (inversor) por la fotovoltaica y la eólica es desmedido. Decenas de miles de megavatios vienen de camino. Pero necesitan soluciones de almacenamiento. Para guardar el Sol que brilla en todas partes a la misma hora. Porque cada vez hay más parques fotovoltaicos y al final no va a caber en el sistema toda la electricidad del mediodía. Habrá que guardarla para aprovecharla más tarde. Pero los inversores no están apostando ni por las baterías, ni por el bombeo. Porque dicen que no les salen las cuentas. Por eso piden (el bombeo, las baterías) ayudas a la Administración. Como las que en su momento recibieron, las renovables. Estamos a dos años del colapso. Esta es la historia.

El almacenamiento –sentencia Reneses- es “crucial” para el sistema. “Si no utilizamos el almacenamiento, ¿qué va a pasar con la fotovoltaica...? Pues que los precios durante las horas en que la solar produce irán cayendo, habrá muchos vertidos durante esas horas, y... ¿Quién va a invertir en una tecnología como la solar, que produce en horas de precios muy bajos? El almacenamiento es crítico para todo esto”. El problema –alertan en su estudio Reneses y Cruzate– es que hay barreras importantes al desarrollo del almacenamiento. Y la primera son los altos costes de inversión. La inversión inicial (el precio de las baterías) ha caído un 90% entre 2010 y 2021, y, “aunque es verdad que en el último año hemos visto un repunte que podría estar en torno al 20% -matiza Reneses-, el descenso sigue siendo muy, muy importante”.

El estudio ha elegido cuatro configuraciones: dos bombeos (uno de 100 MW y quince horas de almacenamiento y otro de 200 MW y siete horas y media de almacenamiento) y dos sistemas de almacenamiento con baterías (100 MW y cuatro horas y 100 MW y dos horas). Y ha hecho un modelo financiero que se alimenta de una serie de insumos: CaPex (gastos de capital), OpEx (gasto en operación y mantenimiento) e ingresos.

El almacenamiento se postula como la solución. Solución para la integración de toda la potencia renovable que viene. Solución para evitar que se ralentice la transición energética, que es cada vez más urgente, habida cuenta de la emergencia climática en la que ya estamos instalados, y habida cuenta de la peligrosa dependencia que padece toda Europa de proveedores de energía “no amigos”. Hacen falta, pues, mecanismos específicos de apoyo al almacenamiento. Apoyos de largo plazo, insisten Cruzate y Reneses, por el valor estratégico del almacenamiento, por su capacidad de responder ante las necesidades del sistema.

El mercado británico de almacenamiento se disparará hasta alcanzar 24 GW de capacidad en 2030

La paradoja del mercado eléctrico: varias horas con precios negativos o cero, pero sube la media

En la semana del 17 de abril, los precios de los mercados eléctricos europeos subieron por la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda. Sin embargo, en el mercado MIBEL de España y Portugal, el 23 de abril se registraron siete horas con un precio de 0 €/MWh. En los mercados belga y neerlandés hubo varias horas con precios negativos el 19 de abril. Por otra parte, en Italia se alcanzó una producción solar fotovoltaica horaria récord y en España, el segundo valor más alto de la historia.

Durante la tercera semana de abril, la producción solar aumentó en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La mayor subida, del 29%, se registró en Alemania, mientras que el menor incremento, del 0,6%, fue el del mercado portugués. En el resto de los mercados, los aumentos estuvieron entre el 7,5% de España y el 19% de Francia.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de abril los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados.

España, potencia exportadora de electricidad renovable

España le ha dado la vuelta al reloj de arena: en 2021 tuvimos que importar electricidad porque no dábamos abasto; en 2022 hemos exportado. Pero es que además lo hemos hecho como nunca. Porque nunca antes enviamos tantos megavatios hora a Portugal, Marruecos y al norte de Pirineos. Sí: España ha cerrado el 22 con un saldo neto de casi 20 millones de megavatios hora exportados. Y, en buena medida, además, renovables. Lo dice REE en su Informe del Sistema Eléctrico 2022: “el cambio en el sentido del saldo hacia signo exportador, con respecto a 2021, se debe principalmente a dos causas: elevada penetración de renovables en el sistema español y elevados precios de la electricidad en Francia”. Las renovables son baratas… y viajan.

La capacidad instalada del parque generador en España es, a cierre del 2022, de 119.091 megavatios (119 gigas). El Informe del Sistema Eléctrico 2022 también recoge magnitudes relativas al precio de la electricidad, y ahí los números de 2022 también han abatido todas las marcas históricas: el precio medio final de la energía en el mercado eléctrico ha superado los doscientos euros el megavatio hora en 2022 (hasta alcanzar los 204,79 E/MWh). Y ha registrado así, por segundo año consecutivo, el valor más alto de la historia. Es casi el doble que el precio de 2021 y más que triplica el de los años 2018 y 2019.