Posibles modelos de negocio para proyectos de hidrógeno verde: Offtakers y aplicaciones del hidrógeno y sus derivados, costos asociados, logística ...
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Posibles modelos de negocio para proyectos de hidrógeno verde: Offtakers y aplicaciones
del hidrógeno y sus derivados, costos asociados, logística y periodos de construcción, O&M
y análisis de casos de éxito de proyectos de hidrógeno verde
26.08.2021 Título de la presentación
¿Quienes somos?
+USD 1.5 B Como empresa líder en energía renovable, FRV se coloca naturalmente en
el centro de la transformación de la industria de la energía y tiene la
Inversiones previstas en oportunidad de convertirse en un jugador relevante en el futuro mercado de la
activos fijos hasta 2024 energía.
2-fold
Aumento de la capacidad total Aprovechando nuestra experiencia y conocimientos en la industria, hemos
instalada con de 2 GW en construido un modelo de negocio que combina la propiedad de una cartera
2020 a diversificada de activos de generación de energía limpia en nuestros mercados
4 GW en 2024 clave, buscando la optimización operativa y financiera a largo plazo, con un
mayor enfoque en las necesidades de los clientes que surgen como resultado
de la transformación del sector eléctrico.
26.08.2021 Título de la presentación
¿Quienes somos?
Managing Director FRV-X Structured Finance and M&A FRV-X Green Hydrogen project manager Head of FRV-X
Felipe joined FRV in 2008, assuming different Juan is a professional with more than 5 years Maribel joined FRV in 2021. She has been During more than 15 years within the Energy
leading roles, including head of engineering, of experience in investment analysis for both providing technical expertise, business market he has held successfully Product
Head of Assets Management or Business Renewable Energy and Real Estate sector development support, and project Manager, Project Manager, Technical
Development in MEA region. Felipe was and 4 years in IT solutions for the financial management to the green hydrogen projects. Solutions Director and Regional Service
based in Dubai office for 5 years. sector. Prior to joining FRV in 2019, Juan has Manager positions for various EU and
worked in ieX Renewables (now Enfinity, part She has been working 14 years in Spanish international companies including: General
Before joined FRV, he was technical of EverStream), Copernicus, Patrizia and leading hydrogen company, the last 5 as Electric, Gas Natural Fenosa, Gamesa,
manager for Spain market in a German PV Accenture. associated director. Coordinator of +35 Woodward among others.
EPC contractor (CitySolar) and Project hydrogen innovation projects; Manager of the
manager in a construction company (Elecnor) Juan holds a Master’s degree in Corporate secretariat of the Hydrogen TCP of the David holds a B.Sc. in Electrical Engineering
Finance from IEB Madrid. Prior to that, he International Energy Agency (IEA). Her and a M.Sc. in Renewable Energy both from
Felipe holds an Industrial Engineer’s degree earned graduate degrees in Mechanical background lies in green hydrogen Carlos III University at Madrid, Spain.
by Universidad Politecnica de Madrid, with a Engineering from Universidad Politécnica de technologies. She also has strong knowledge
master’s in mechanical engineering. Felipe Madrid. of innovation tools & funds to promote green David.menendez@frv.com
also holds and Executive MBA by IE hydrogen initiatives.
business School. Juan.gonzalez@frv.com
Maribel holds a Forestry & environmental
Felipe.hernandez@frv.com degree by Universidad Politécnica de Madrid
and an Executive MBA by EAE business
School.
Maribel.rodriguez@frv.com
26.08.2021 Título de la presentación
Posicionamiento de FRV en la cadena de valor
Soluciones de
movilidad
Electrólisis
Producción de
energía renovable Estaciones de
repostaje de
hidrógeno
Aplicaciones
industriales
26.08.2021 Título de la presentación
ÍNDICE
1. Introducción
2. Modelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Diferenciación entre proyectos de
producción y demanda de hidrógeno.
3. Introducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde.
4. Imputación del OPEX: Operación y mantenimiento.
5. Tipos de estructuras de financiamiento viables / disponibles y sus fuentes de financiamiento.
6. Análisis de casos de éxito de proyectos de hidrógeno verde.
26.08.2021 Título de la presentación
1
Introducción- ¿Por qué?
Fuente.- U.S. Enviromental Protection Agency
(EPA). GHG Global Greenhouse Gas Emissions Data.
26.08.2021 Título de la presentación
1
Introducción- ¿Por qué?
El vicepresidente del Banco Central
Europeo (BCE), Luis de Guindos,
ha advertido de que "si no se actúa
rápido" contra el cambio climático,
éste tendrá importantes
consecuencias en un horizonte de
dos décadas sobre la solvencia de
las empresas y, por consiguiente, en
las entidades financieras.
26.08.2021 Título de la presentación
1 Introducción
Procesos industriales bajos en carbono Portador de energía química
E l hidróge no se utiliza princ ipalme nte en E l hidróge no e s un por tador d e e nergía
proc e s o s industriale s donde se produc e a quím ica que pue de a lm a c e narse ,
pa r tir d e combustible s fósile s . transpor tarse , quem a do y re com binado e n
re a c c ione s quím ica s . F lex ibilida d re d .
Hidrógeno
Nuevas aplicaciones de uso final Resiliencia del sistema energético
La s nuevas aplicac i one s de u s o final, co m o e l
• L a re silie nc ia d e los siste m a s e ne rgéticos
transpor te , l a ge nerac ión de e ne rgía, la
ca lefa c c i ó n y l a e nergía de e dific io s, l o s • E ·quilibrar l a var iabilidad d e l a ge nerac i ón
proc e s o s industriale s, etc ., podrían ampliar y a j usta r la a l a de m a nda e n tie m po re a l .
l a ca de na d e valor de l hidróge no
26.08.2021 Título de la presentación
1 Introducción
Se espera que las nuevas aplicaciones de uso final impulsen la demanda de hidrógeno. Si el hidrógeno alcanzara su mayor potencial, su demanda se multiplicaría por 6,5 para 2050.
Previsión de la demanda mundial de hidrógeno 1,2,3,4 CAGR 2018-
Fuente2,3,4 Hipótesis de previsión
2050
600,0 550
• ~ 100% cuota de mercado en aplicaciones industriales actuales
500,0 • Interrupción de nuevas aplicaciones de uso final: 25% de FCEVs
+ 6.3% en el transporte, 25% de procesos de calor industrial.
400,0 • ~ 20% de calor y energía de construcción, 5% de generación de
300,0 energía global, 15% de almacenamiento de energía, etc.
200
MtH2
232
200,0 • Crecimiento significativo del uso del hidrógeno en el
102
62 74 141 transporte.
100,0 35 52 99
24 147
+ 3.5% • El hidrógeno todavía se utiliza en ciertas aplicaciones
77 92
0,0 industriales relacionadas con la fabricación de productos
1980 1990 2000 2010 2018 2030 2040 2050 químicos y acero.
IEA IRENA HydrogenCouncil Shell
• El hidrógeno se utiliza como recurso extra de energía para
+ 2.1%
aplicaciones de uso final de la industria y el transporte.
Aplicaciones Economía Marco normativo
Relacionado con la evolución de los precios de la energía (gas Relacionado con las políticas de descarbonización que
Relacionados con la penetración del hidrógeno en nuevas
natural, carbón, electricidad y CO2). Reducción de costos en la dictan planes nacionales de hidrógeno
aplicaciones y sectores de uso final
producción de hidrógeno verde y la cadena de suministro
S o u r c e s : 1I E A ( 2 0 1 9 ) : T h e F u t u r e o f H y d r o g e n ; 2H y d r o g e n C o u n c i l ( 2 0 1 7 ) : H y d r o g e n s c a l i n g u p , a s u s t a i n a b l e p a t h w a y f o r
t h e g l o b a l e n e r g y t r a n s i t i o n ; 3I R E N A ( 2 0 1 8 ) : H y d r o g e n f r o m R e n e w a b l e P o w e r ; 4S h e l l ( 2 0 1 8 ) : E n e r g y T r a n s i t i o n R e p o r t .
26.08.2021 Título de la presentación
Modelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde 26.08.2021 Título de la presentación
Modelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde
La cadena de valor puede analizarse como la combinación de tres tipos diferentes de actividades...
La cadena de valor del hidrógeno verde reúne potencialmente tres familias de negocios:
1. Actividades "industriales": producción de equipos para la electrólisis (upstream) y usos finales del hidrógeno. en la movilidad,
la industria y la energía (downstream).
2. Actividades de "producción de productos básicos": electrólisis de baja emisión de carbono.
3. Actividades de "infraestructura": estaciones de recarga y todos los equipos auxiliares posteriores.
Fabricación de electrolizadores Usos finales del Hidrogeno verde
Suministro de hidrógeno verde
otros equipos auxiliares (Energético, industrial, movilidad)
Cadena logística H2 (producción, transporte y distribución)
Enfoque de servicios “Commodities” Enfoque mixto
Enfoque industrial
•Producción de H2, Transporte, Distribución, HRS •Industrial en algunos segmentos para producción de
equipos de uso del H2 (FC)
•Enfoque de despliegue de infraestructuras
(principalmente HRS y flotas cautivas)
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde
... cada uno con su modelo de negocio específico
Los eslabones "industrial", "commodity" e "infraestructura" tienen características específicas (aunque cambiarán
con el tiempo)...
Perfil de Segmentos/activos afectados Mercado abordable Riesgos/desafíos asociados
negocio
Industria • Fabricación de electrolizadores • Mercado global dada la multiplicidad de áreas de • Insuficiencia de los productos ofrecidos con la demanda (coste,
(componentes, montaje. producción potenciales de H2 verde. especificaciones).
• Fabricación de equipos auxiliares. • Sobrecapacidad.
• Competencia dentro del segmento (precio, especificaciones técnicas).
• Competencia de equipos y tecnologías establecidos o alternativos.
Producción de • Electrólisis verde. •Mercado hoy local a través de la celebración de contratos • Salvo en casos muy concretos, la falta de competitividad de costes en
productos de compra de hidrógeno (HPA). comparación con el sector del hidrógeno gris.
básicos y • Mercado en parte nacional con la esperada introducción de • Doble riesgo de contraparte: vendedor de electricidad bajo en
materia prima sistemas de apoyo público. carbono y comprador de H2 verde.
•Mercado potencialmente global en función del desarrollo • Riesgo "mercantil" en caso de desajuste entre la duración del contrato
de la demanda global y la infraestructura de transporte. de compra de H2 verde y la vida útil de los electrolizadores.
Infraestructura •Estaciones de compresión y camiones de • El mercado por el momento es local (cerca de los • El "valor" económico depende del uso final de la molécula que soporta
transporte. electrolizadores). • Sobredimensionada.
•Estaciones de carga H2 (HRS. • En algún momento del futuro, mercado nacional e • De tamaño insuficiente, constituye un cuello de botella para el
•Equipos colectivos alimentados por H2 internacional (redes terrestres y submarinas, cadena desarrollo del sector.
(autobuses, contenedores de basura, taxis) logística para el transporte marítimo). • Para las estaciones de carga, la competencia potencial de varios
•Infra. de entrega H2 (redes de transporte y métodos de despliegue, poniendo en competencia de facto los activos.
distribución).
and submarine networks, logistics chain for maritime transport)
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde
Demanda esperada de hidrógeno por sectores en el nuevo escenario climático
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de electrolizadores
FOSSIL RENOVABLE
SMR COAL ALCALINO PEM
Reformado de vapor de metano Gasificación del carbón Electrólisis alcalina Membrana de intercambio polimérico
La electrólisis alcalina es la tecnología La electrólisis PEM es la tecnología más versátil
SMR es la principal tecnología para la La gasificación del carbón se utiliza para la
electrolítica más madura para uso industrial para la producción de hidrógeno in situ de bajo
producción de H2 a escala industrial (5000- producción de hidrógeno a escala industrial a
(50-5000 m3/h). volumen (0-500 m3/h).
200.000 m3/h). caudales similares a smr
Los costes de producción y las emisiones están Los costes de producción y las emisiones están
Intensidad de CO2 (10 toneladas de Alta intensidad de CO2 (2x SMR)
Tecnología directamente relacionados con los precios de la directamente relacionados con los precios de
CO2/tonelada H2) Para abatir las emisiones de CO2 se requiere
Descripción electricidad y la intensidad de las emisiones. la electricidad y la intensidad de las emisiones.
Para abatir las emisiones de CO2 se requiere la CCs.
Baja flexibilidad operativa. Alta flexibilidad de operación con un rango
CCS.
La etapa de purificación es necesaria para la operativo del 5-100% y una respuesta rápida a
producción de hidrógeno. los cambios de potencia (segundos)
Escala Comercial Low Mid Large Very Large Low Mid Large Very Large Low Mid Large Very Large Low Mid Large Very Large
(MW) 0-50 50-150 150-300 >300 0-50 50-150 150-300 >300 0-50 50-150 150-300 >300 0-50 50-150 150-300 >300
Materia Gas natural Agua Electricidad Carbón Agua Electricidad Water Electricity Water Electricity
70 – 85 35 – 50 63 – 70 56 – 60
Eficacia
LHV (%) 0 100 0 100 0 100 0 100
270 175 60 – 90 30 – 90
Tiempo de vida
(horas [x1000]) 0 300 0 300 0 300 0 300
0,6 – 1,2* 1,2 – 1,3* 0,7 – 1,9 1,7 – 2,7
CAPEX
(€/WH2) 0 3 0 3 0 3 0 3
1,21 – 1,7* 0,92 – 2,2* 5 7,5
Costo de producción
(€/kgH2) 0 10 0 10 0 10 0 10
14
Fuentes: 1IEA (2019): The Future of Hydrogen; Notes: 1 USD=0.89€; 2019); [1] Production cost for a Natural gas Price of 0,021 €/kWh; [2] Production cost for a Coal
cost of 0,019 €/kWh; *The production cost includes carbon capture and storage additional costs (CCUS)
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de electrolizadores
Fabricantes y alianzas
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de electrolizadores
✓ Más unidades
Impactos tecnológicos: ✓ Más grande
✓ Más eficiente
✓ Más pequeño
✓ Más barato
Aumentar la densidad de corriente
Nº y tamaño MW utilizando una hasta al menos 0,5A/cm2 (ALK) o Reducir el CAPEX del electrolizador
cadena de valor europea, Aumentar la eficiencia del 3A/cm2 (PEM) y la presión de en un 20% hasta 480 euros/kW y
electrolizador de 49 (ALK) a 52 entrega hasta 30 bar. Reducir la huella de la planta en un
gestionar los flujos de energía 700 euros/kW para los
(PEM) kWh/kg de H2 a potencia 30%
(electricidad y calor), agua, Funcionamiento dinámico del electrolizadores alcalinos y PEM
nominal;
hidrógeno y oxígeno; electrolizador del 25 al 100% en respectivamente
segundos
Aumentar la vida útil de la pila con
un objetivo de degradación del Mejorar la eficiencia global
0,12%/1000 horas para los valorizando también el calor de los
alcalinos y del 0,19%/1000 horas subproductos
para los PEM;
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de electrolizadores
Coste de producción de hidrógeno
Se espera que la reducción de costos en 2025 sea más rápida en la tecnología PEM que Alkaline debido a la madurez de la tecnología Alkaline y la
evolución potencial de PEM.
7 6,54
5,89
6
5,35
5,19
4,97
5 4,69
4,48 4,41
4,19
3,96 4,02
3,83 3,84
4 3,71
3,47
€/kgH2
3,31
3
2
1
0
1 MW 5 MW 20 MW 40 MW 1 MW 5 MW 20 MW 40 MW 1 MW 5 MW 20 MW 40 MW 1 MW 5 MW 20 MW 40 MW
2017 2025 2017 2025
Alkaline PEM
L as innova c io ne s e n las pro pias te c no lo g ías, co m o e l de sarro llo de m ate riale s m eno s co sto s o s pa ra e le c tro do s y m e m bra na s , y l a s e co no m ía s de e s cala e n
e l pro c e so de fabricac ió n, darán lugar a futura s re duc c io ne s de co sto s .
20
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de electrolizadores
Desglose de costes del coste nivelado de producción de hidrógeno1
• El CAPEX es el segundo elemento de mayor coste e incluye 5
la unidad electrolizadora (con todos los sistemas auxiliares
necesarios para operar) junto con la obra civil necesaria
para desplegar la planta de producción de hidrógeno.
4
• O&M se basa en todos los costos variables para operar la
planta de producción de hidrógeno, excluyendo los costos 3,03
de energía y reemplazo de pilas. Por lo general, los costos 3
de los electrolizadores O&M oscilan entre el 4% y el 2% del
€/kgH2
CAPEX total del electrolizador (dependiendo de la escala). 4,97
2
• El costo de reemplazo del stack toma una parte
considerable de la operación del sistema. El reemplazo de
la pila es necesario cuando la eficiencia alcanza menos 1,42
del 90% de su valor inicial. 1
0,21 0,27
0,03
• El agua es el contribuyente más bajo al LCOE. Los 0
electrolizadores típicamente requieren 9 litros de agua
Water Stack O&M CAPEX Energy LCOH
desmineralizada por kilogramo de H2
Replacement
21
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de hidrógeno
Coste de producción de hidrógeno Contribución de los costos al Capex Total
El sistema de electrolizador incluye todos los sub-sistemas auxiliares necesarios para operar el
electrolizador y las pilas que actualmente representan alrededor del 40% del CAPEX total.
Equipo auxiliar
Los equipos auxiliares incluyen equipos de tratamiento de agua,
tuberías, cableado, componentes eléctricos o equipos de gestión
térmica
Obra Civil
Las obras civiles suelen representar del 5% al 25% del CAPEX total y
están directamente relacionadas con obras de construcción como
cimentaciones, edificios industriales e iluminación.
Almacenamiento
El hidrógeno se incluye normalmente en los sistemas de electrólisis
para amortiguar la producción asegurando un suministro continuo
aguas abajo. Es el menor contribuyente a CAPEX.
Compresor
Las unidades de compresor elevan la presión de hidrógeno de
salida a la aplicación específica. Estos son normalmente
compresores de pistón o diafragma. Representan el 4% del CAPEX.
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26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de hidrógeno verde
Producción de hidrógeno:
Ratio 1:3-4
Caso de uso ejemplo: Plantas aisladas, procesos parciales
%Utilización: 20-35%
4-8 €/Kg H2
Ratio 1:2
Caso de uso ejemplo: Plantas aisladas, procesos completos
%Utilización: 50-65%
4-9 €/Kg H2
Ratio desde 1:1
Caso de uso ejemplo: Industrias 24/7, grandes instalaciones
%Utilización: hasta 98%
3-6 €/Kg H2
Caso de uso ejemplo: Plantas zonas urbanas, HRS
%Utilización: hasta 98%
5-8 €/Kg H2
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de hidrógeno verde
5-8
O2 Venta €/kg
8 – 10
€/kg
Compresión
Electrolisis H2 +
transporte
150€/
CALOR Electricidad MWh
Almacenamiento
+
Pila de combustible
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de hidrógeno verde
2021
1,5€/Kg 4-6€/Kg
• Subvenciones públicas y otros mecanismos de ayudas
• Mejor imagen de empresa
• Mayor acceso a financiación
• Precio CO2
• Alineamiento con normativa cada vez más exigente
2030
1,7-3€/Kg 1,5-4€/Kg
S o u r c e s : 1F C H ( 2 0 1 7 ) : S t u d y o n e a r l y b u s i n e s s c a s e s f o r H 2 i n e n e r g y s t o r a g e a n d m o r e b r o a d l y p o w e r t o H 2
a p p l i c a t i o n s ; 2I E A ( 2 0 1 9 ) : T h e f u t u r e o f H y d r o g e n .
26
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Almacenamiento energético 26.08.2021 Título de la presentación
Modelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Almacenamiento energético
Costos nivelados de almacenamiento en función de la duración de la descarga
• Las tecnologías basadas en hidrógeno son las más adecuadas para aplicaciones
de almacenamiento a gran escala y almacenamiento estacional.
• Baja eficiencia de ida y vuelta, perdiendo en promedio el 60% de la
electricidad original.
• Aplicaciones: arbitraje, el almacenamiento interestacional y estacional en
entornos con gran potencia para la producción de hidrógeno (>100MW) junto
con el almacenamiento en forma comprimida en cavernas que proporcionan
altas capacidades de descarga.
• Podrían combinarse con los usos finales del hidrógeno para evitar la re-
electrificación y permitir el acoplamiento del sector.
El almacenamiento de hidrógeno comprimido se convierte
en la opción de almacenamiento más económica con
duraciones de descarga superiores a 20-45 horas
Source: IEA 2019
28
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de Infraestructuras
Abastecimiento de H2
• Combustibles fósiles
• Electricidad
• Suministro de H2
Almacenamiento de H2
• Líquido
Economía de la estación de abastecimiento de hidrógeno
• Alta presión
Beneficio unitario marginal ($ / kg) $ 4.00 • Baja presión
Costo de la estación de reabastecimiento de combustible ($) $ 2,500,000 • Combinado
Incentivo de estación (33% por VW) $ 825,000
Costo neto de la estación $ 1,675,000 Suministro
Número de años para amortizar 10.2
Costo de operación $200,000 • Tipo de dispensador
Ventas de hidrógeno por año (kg) 91,054 • Pre-enfriado
Consumo H2 (kg / día / Vehículo) 0.97 • Evaporador
Uso del vehículo (Millas / Día) 63
• Overflow por Booster
Flujo de caja positivo anual ($ / año) $ 364,216
Vehículos de hidrógeno apoyados anualmente 257 Conocer la normativa y seguridad necesaria ISO 19880
Media de kg dispensados al día 249
29
26.08.2021 Título de la presentaciónModelos de negocios para proyectos de hidrógeno verde. Venta de Infraestructuras
Coste objetivo necesario para entrada en distintos usos
Pero… por desarrollar
Primeras marcas (Toyota, Hyundai, Honda…)desarrollando equipos comerciales
26.08.2021 Título de la presentaciónIntroducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde
El LCOH2 de una planta es el precio estimado en dólares EEUU por kilogramo [kg] (real año a año) que se
necesita para cumplir un objetivo de rentabilidad determinado durante la vida del proyecto.
Fórmula simplificada:
Con una cantidad fija de hidrógeno producida anualmente y unas anualidades fijas de capex (pagos o
Pmt), la fórmula pasa a ser:
• N es la vida útil de la planta en años.
• QH2 producido es la cantidad de hidrógeno producida anualmente (en kg)
• Los gastos fijos de funcionamiento son los costes fijos de operación y mantenimiento
(independientes del nivel de producción de hidrógeno, por ejemplo, el alquiler del terreno
o de las instalaciones, los salarios, etc.). Suele indicarse como porcentaje del coste de
capital.
• Los gastos variables incluyen los costes del combustible y de las materias primas. Costes de
CO2 para las vías de emisión de carbono, o costes de agua para la electrólisis. Los costes de
combustible y materias primas suelen aparecer por separado en el modelo, ya que suelen
cuánto le cuesta a la empresa o
ser el coste variable dominante.
• Pmtcapex es el pago anual de capex (anualidad). Incluye los equipos, el balance de la
proyecto obtener financiación,
planta, los costes de los terrenos y edificios y los costes de instalación. El Pmtcapex se
calcula a partir del capex inicial total mediante la expresión que se indica a continuación.
26.08.2021 Título de la presentaciónIntroducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde
Unidad estándar: Dólares americanos o Euros
La conversión a US$/MWh o US$/MMBtu podría ser necesaria para los usuarios del modelo que estén acostumbrados a
otras unidades (unidades de energía o de gas natural):
1$ por kg de H2 = 25,38$ por MWh (HHV)
1$ por kg de H2 = 7,4$ por MMBtu (HHV)
26.08.2021 Título de la presentaciónIntroducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde
Inicio de las operaciones de la planta año y ubicación
Año de inicio 2020
Region ---
País o Estado
Chile
Financiero
Año de referencia de la moneda 2021
Hipótesis del coste medio ponderado del capital ----
(WACC)
WACC asumido 4,4%
Vida económica de la planta 20
Planta de producción de hidrógeno
Requerimiento de hidrógeno 200.000 Kg/day
Capacidad del módulo de la planta de electrólisis
10
(MW)
SmR / Tasa de utilización del gasificador 90%
Tasa de utilización del electrolizador Matching renewables capacity factor
Tasa de utilización del electrolizador si es
60%
independiente de las energías renovables
Precio de reventa de oxígeno puro 0
Desalinización de agua? No
Agua desmineralizada y desionizada 10,0 US$/cubic meters
26.08.2021 Título de la presentaciónIntroducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde
Precios de la electricidad
Costo de la electricidad de la red en Chile -- US$/MWh.
Tarifas de transmisión a la red 15 US$/MWh.
Fuente de alimentación por electrólisis Dedicated wind offshore
LCOE eólico marino dedicado en Chile 70 US$/MWh
Factor de capacidad eólica marina dedicado
46,7% %
en Chile
Precios del gas natural
Precio del gas natural en Chile --- 2020 US$/MMBtu.
Precio del gas natural en Euros/MWh --- 2020 euros/MWh
Precios del carbón
Precio del carbón en Chile --- US$ per metric ton dry basis
26.08.2021 Título de la presentaciónIntroducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde
200.000 2020 Chile
Levelized cost of H2 production — euros per kg H2 — 200.000 kg/day — Chile —
Capital Fixed O&M Var O&M
Fuel/feedstock Water Electricity
By-products and CO2 capture credits Transport & storage of CO2 Cost of carbon emitted
8
2020 euros per kg H2 produced
7
6
4,8 5,0
5
3,5
4
2,8
3 2,2 2,0 2,0
1,8
2
1
0
Input power capacity (MWe)
-1
SMR (no CCS) SMR (89% ATR (92% Alkaline PEM Coal Coal Biomass
CO2 capture) CO2 capture) gasification gasification gasification
with 90% CO2
capture
Natural gas to H2 Water electrolysis Coal to H2 Biomass to H2
Dedicated wind offshore
1.004 976
26.08.2021 Título de la presentaciónIntroducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde Escenarios de producción de hidrógeno renovable USD/Kg H2 26.08.2021 Título de la presentación
Introducción partidas financieras de los proyectos de hidrógeno verde
Gas natural a H2 Electrólisis del agua
Ejemplo de comparativa SMR SMR (89% de ATR (92% de
SMR (no CCS) Alkaline PEM
captura de CO2) captura de CO2)
Producción de la planta del hidrógeno,
LCOH2 tonelada métrica H2 por año 73.000 73.000 73.000 73.000 73.000
$
Capital $ 0,27 $ 0,48 $ 0,43 $ 1,17 1,38
US dollars/Kg H2
Fijo O&M $ 0,13 $ 0,23 $ 0,21 $ 0,28 $ 0,33
Var O&M $ 0,07 $ 0,07 $ 0,07 $ - $ -
Combustible/materia prima $ 1,08 $ 1,18 $ 0,99 $ - $ -
Agua $ - $ - $ - $ 0,12 $ 0,12
Electricidad $ 0,01 $ 0,05 $ 0,13 $ 3,96 $ 3,85
Subproductos y créditos de captura de CO2 $ - $ - $ - $ - $ -
Transporte y almacenamiento de CO2 $ - $ 0,43 $ 0,38 $ - $ -
Costo del carbono emitido $ 0,47 $ 0,05 $ 0,03 $ - $ -
LCOH2 $ 2,0 $ 2,5 $ 2,2 $ 5,5 $ 5,7
26.08.2021 Título de la presentaciónImputación del OPEX: Operación y mantenimiento
CAPEX OPEX
Coste electrolizador Coste electricidad
Building, piping, electrical etc. Coste servicio y mantenimiento
Reemplazo del stack Coste agua
Coste de personal
Alquiler de suelo, seguros, etc.
26.08.2021 Título de la presentaciónImputación del OPEX: Operación y mantenimiento
PEM 1 MW PEM 2 MW PEM 5 MW PEM 10 MW PEM 20 MW PEM 100 MW
Planta de PEM fija O&M
(como % de capex) 4,5% 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% 1,5%
Un poco más bajos
ALK 1 MW ALK 2 MW ALK 5 MW ALK 10 MW ALK 20 MW ALK 100 MW
Planta de ALK fija O&M
(como % de capex) 5% 4,0% 3,5% 3,0% 3% 2,5%
26.08.2021 Título de la presentaciónImputación del OPEX: Operación y mantenimiento
MANTENIMIENTO Y COSTO DE REEMPLAZO
Plan de mantenimiento de la planta de electrolizador de alta presión, 600 Nm3/h Actividades que se realizarán en cada
Module Componente Actividad week 3 months 6 months year 5 years 10 years
Cell voltage measurement x
KOH check, visual inspection and KOH concentration x
Stack Replacement of KOH solution x
Cell stack replacement x
Lye pumps Check for leakage, vibration x
Lye filter Cleaning x
Pressure transmitters Calibrate x
Sistema de Pneumatic valves Visual inspection of valve operation x
separación gas- Lye flow meter Verify reading x
líquido Gas analyser O2 Calibrate x
Verify gas flow through instrument x
Gas analyser H2 Calibrate x
Replacement of measuring cell x
Verify gas flow through instrument x
Pneumatic valves Visual inspection of valve operation x
Solenoid valves Visual inspection of valve operation x
Deoxo Temperature reading x
Purificador Drier Disicant replacement x
Electric heater Replacement x
Local instruments Calibrate x
Sistema de Filter Replacement, depending on incoming water x
purificación de
agua Feedwater pump Oil replacement x
Transformador /
Rectificador Visual inspection x
Visual inspection, for leakage x
Inpsect for abnormal noise x
Recertification, PED
Planta entera x
Estimated work on site, annually (hours): 125-150
* total amount of FTE hours
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
2021
TIR Esperada proyectos renovables TIR esperada proyectos de Hidrógeno
* renovable*
7-12%
¿2030? 3-7%
*TIR medias esperadas sujetas a
parámetros fundamentales del proyecto:
tamaño, ubicación, acceso a financiación
etc.
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
Oportunidad de mercado
Capacidad de la empresa para ejecutar el business plan
Tiempo de puesta en mercado realista
Solvencia del consorcio y del usuario final Sponsor
Incluye cadena de valor
Madurez del proyecto
Promotor
Concesión previa de subvenciones
Cumple normativa
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
El modelo de desarrollo de las energías renovables prepara el camino para del hidrógeno verde
VISIÓN GENERAL SIMPLIFICADA DEL DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN TODO EL MUNDO
Feed-in tariffs Mejorar la visibilidad
or feed-in del flujo de caja de los Financiación de deuda sin recurso de hasta el 80%
premium activos
Menor costo de capital Diversificación de los
inversores
Aumento de la competencia
entre los patrocinadores de
proyectos / proveedores de
equipos
Tendencia Menor costo de desarrollo de
Logro de la paridad de la deflacionaria activos
red o acelerada
Rentabilidad mercado
Aceleración del esfuerzo
de inversión en varios
sectores
26.08.2021 Título de la presentación5 Comparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
El desarrollo del sector del hidrógeno se apoyará en la financiación basada en activos siempre que sea posible (caso 1)...
En su participación en el desarrollo del sector, el sector financiero se enfrenta a un doble reto:
• Desarrollar instrumentos con características adaptadas a los retos y al nivel de riesgo subyacente de cada uno de los activos / empresas financiados a lo largo de la cadena de
valor.
• Replicar, siempre que sea posible, en esta última los esquemas de financiación menos costosos ya desplegados masivamente en otros sectores de actividad, aprovechando los
modelos de negocio emergentes y los mecanismos de apoyo público.
TIPOLOGÍA DE LOS PRINCIPALES INSTRUMENTOS DE CAPITAL Y DEUDA Y EVALUACIÓN DEL RIESGO PARA LOS PROVEEDORES DE CAPITAL
Deuda Por lo general en
Calidad crediticia del
garantizada lineamiento con el Muy alto
activo financiado
senior activo
Nivel de
Deuda senior no Calidad crediticia de la
garantizada empresa
Hasta 100 años Alto riesgo general
Deuda
Deuda hibrida Calidad crediticia de la De medio a bajo
sociedad prestataria + 1
cláusulas legales ≥60 años o incluso
específicas del perpetua ≤ 10 años
Deuda instrumento 2-4
subordinada
Tipo de activos
3-8
4-8
Acciones Capacidad de la empresa No aplicable Muy bajo 9
preferentes para garantizar su
Equity continuidad de 10
operaciones y remunerar
Acciones
a sus accionistas
ordinarias
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
El desarrollo del sector del hidrógeno se apoyará en la financiación basada en activos siempre que sea posible (caso 2)...
Esquemáticamente, mientras que el segmento "industrial" se financiará masivamente con fondos propios, en particular los agentes especializados durante
su fase de despegue, los segmentos de "materias primas" e "infraestructuras", por separado o combinados, deberían poder beneficiarse en gran medida de
la financiación mediante deuda senior garantizada.
TIPOLOGÍA DE LOS DIFERENTES ESQUEMAS DE FINANCIACIÓN POSIBLES PARA LOS DIFERENTES ACTIVOS DEL SECTOR
Activos H2 Tipo de entidad Nivel y fuentes de riesgo implícito para Modo de financiación
posibles proveedores de deuda y capital
Combinación de capital / deuda senior no garantizada / deuda
Alto Riesgo comercial global Generación negativa subordinada / financiación pública
Fábricas Empresas de flujo de caja libre
Medio a bajo. Riesgo técnico (construcción y operación)
Riesgo de contraparte (HPA y potencialmente PPA (1) Combinación de capital y deuda garantizada senior a nivel de SPV
SPVs con varios patrocinadores
Commodities potenciales (corporativos / fondos Riesgo de precio y volumen potencialmente cubierto por De 50%50% a 20%/80% dependiendo de los fundamentos del
de infraestructura) cláusulas HPA y posiblemente feed in tariffs patrocinadas por el proyecto y las fuentes de mitigación de riesgos)
gobierno
Infraestructura (HRS + equipos Combinación de capital y deuda garantizada senior a nivel de
Varios patrocinadores potenciales Medio a bajo coactivo
colectivos alimentados con H2 (gobierno nacional o local /
(autobuses, camiones de Riesgo técnico (operación) De 50%50% a 80%/20% dependiendo de los fundamentos del
corporaciones / fondos de
recolección de residuos, etc.) infraestructura… Capacidad de la entidad que opera el equipo / proyecto y la fuente de mitigación de riesgos.
infraestructura alimentado por H2 para transmitir al Financiación potencial de equipos H2 a través de acuerdos de
usuario final el costo adicional asociado con los activos arrendamiento / pago por uso con el proveedor de equipos.
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
En algunas ciudades de Europa, con el desarrollo de polos territoriales en torno al hidrógeno verde, está surgiendo
un modelo de financiación para el sector, que reúne a actores públicos y privados, ofreciendo una fuente de
concentración de la demanda de hidrógeno en una lógica evolutiva.
DIAGRAMA DE FLUJO SIMPLIFICADO DE "ACTIVOS DE HIDRÓGENO" QUE EMERGE A NIVEL LOCAL
Electricidad baja en carbono /renovable
PPA
Entradas de capital
Electrolizador Estación de repostaje
Municipalidad & otros patrocinadores
Equity
HPA
Proveedor de equipos Bancos comerciales
financiación de la deuda garantizada
Arrendamiento, venta o pago Facturación
Equipos colectivos
por uso
(autobuses, camiones de desecho) Usuario final
Operación
Prestador de servicios públicos
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
... replicable en otros sectores de infraestructuras con potencial para
concentrar la demanda
Electricidad baja en carbono /
recuperación de energía a partir de residuos
PPA Entradas de capital
Electrolizador Estación de
repostaje de Operador logístico y privado sponsors
Arrendamiento hidrógeno Equity
pago por uso o venta HPA
Equipamiento base logística Bancos comerciales
Proveedor de Infra. Usuarios
financiación de la deuda garantizada de alto
(compañías logísticas,
equipos minoristas)
nivel
(autobuses, camiones,
carretillas) Facturación
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales
Estrategias Proyectos Autorizaciones y
nacionales, marco precedentes permisos
regulatorio
Credibilidad del
Costes y apoyo consorcio y de las
Usuario final
financiero tecnologías a
utilizar
26.08.2021 Título de la presentaciónComparación entre la financiación de proyectos de hidrógeno verde con otros proyectos de tecnologías convencionales 26.08.2021 Título de la presentación
Tipos de estructuras de financiamiento viables, disponibles y sus fuentes de financiamiento
Chile apunta a convertirse en un actor relevante en la producción de hidrógeno verde y amoníaco verde y
sus incentivos están previstos para 2020-2025 (aún no detallados) con el objetivo de estimular la demanda
de hidrógeno en aplicaciones mineras (camiones, procesos de voladura, etc.) y la industria del amoníaco
Incentivos clave Observaciones principales Análisis
• Hay programas incipientes de financiamiento específicos para proyectos comerciales de generación de
No cubierto Planificado Existente
hidrógeno.
Financiación de la
• La hoja de ruta nacional del hidrógeno planea atraer inversiones internacionales a través de
infraestructura H2
incentivos, programas de financiamiento y créditos para 2025-2030.
• La producción de hidrógeno junto con la generación renovable está prohibida en las grandes centrales
Mercado de servicios
eléctricas en aplicaciones a la energía. Sólo está permitido para plantas < 9MW.
auxiliares abierto para
• La revisión del marco regulador para 2020-2025 podría incluir servicios de respuesta del lado de la
electrolizadores demanda.
• El hidrógeno verde para camiones mineros está siendo apoyado por CORFO, que está desarrollando
Movilidad Sostenible consorcios público-privados para probar la tecnología.
• Se espera que las flotas de autobuses públicos impulsados por hidrógeno para 2020-2025, pero el
despliegue de FCEV y HRS no está respaldado por regulaciones o estrategias nacionales.
Descarbonización de • Existen planes a corto plazo para la descarbonización de la minería (camiones, voladuras y otros
la industria procesos) y la producción de amoníaco verde para reducir la dependencia nacional de las
importaciones de fertilizantes.
• No hay incentivos actuales para la inyección de hidrógeno en la red de gas. Las regulaciones y los
Blendrng límites superiores de mezcla no están definidos.
• La hoja de ruta nacional espera los primeros proyectos de demostración para 2025.
26.08.2021 Título de la presentaciónTipos de estructuras de financiamiento viables, disponibles y sus fuentes de financiamiento
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
A corto plazo A medio plazo A largo plazo
Usos potenciales
Reducción de LCOE Independencia energética
renovables
nacionales
Objetivos
Posicionamiento de Chile en los Participar en los mercados internacionales
mercados globales de H2 de materias primas verdes
Diversificar la economía a través de la energía
verde
Mitigación del cambio climático
Impulsar la colaboración público-
Gobierno privada.
Información y difusión
Hoja de ruta Organización líder del hidrógeno
nacional y
Soluciones
Autobuses H2 Exportaciones de H2 verde
objetivos
Proyectos Productos basados H2 injection in the gas grid
2020 demostrativos en H2 Instituto Chileno de Energías Limpias Exportaciones
industriales para 2030-2035
Transporte de hidrógeno y energía para la industria minera
Marco regulatorio H2 Normas técnicas
Marco normativo
Regulaciones climáticas e impuestos al CO2
Fondos regionales Incentivos
financiación
Recursos
CORFO Atracción de inversiones internacionales
R&D
Financiación
Financiación de proyectos de reducción de Financiación de
Fondos internacionales
emisiones proyectos comerciales
para 2025-2030
CONICYT Créditos al sector privado
52
26.08.2021 Título de la presentación
Sources: 1C O R F O (2020): Hidrógeno verde, visión de la industria para la elaboración de una estrategia nacional.Tipos de estructuras de financiamiento viables, disponibles y sus fuentes de financiamiento
Financiación: Resumen de la
Entidad convocante: CORFO convocatoria 50M USD en Chile
Objetivo: La presente convocatoria tiene por objeto
seleccionar uno o más Proyectos que reciban un aporte Criterios de evaluación
a la inversión en Electrolizadores para el desarrollo de
nuevos Proyectos de Hidrógeno Verde en Chile, C2 Eficiencia del
C1 Potencia nominal
Aporte solicitado para
mayores a 10 MW y cuyo comisionamiento sea, a más de electrolizadores
el Proyecto (carpeta
tardar, diciembre de 2025. (MW) (carpeta 2) 30%
2) 20%
• Las consultas serán recibidas por Corfo al correo
electrónico hidrogenoverde@corfo.cl hasta el 9 de C4 Experiencia del
C3 Estado de madurez
julio de 2021 Proponente y/o su
del Proyecto (carpeta
Subcontratada
3) 20%
• Plazo de postulación será hasta las 23:59 del 6 de (carpeta 4) 20%
septiembre de 2021
C5 Modelo de
financiamiento del
Proyecto (carpeta 2 y
4) 10%
53
26.08.2021 Título de la presentación
8/30/2021Análisis de casos de éxito de proyectos de hidrógeno verde 26.08.2021 Título de la presentación
Análisis de casos de éxito de proyectos de hidrógeno verde
Los más avanzados…
Enel Green Power Chile (EGP
Chile), filial de Enel Chile, tiene
previsto participar con AME y los
posibles socios ENAP, Siemens
Energy y Porsche, en la instalación
de una planta piloto para la
producción de hidrógeno verde a
través de un electrolizador
alimentado por energía eólica,
en Cabo Negro, al norte de Punta
Arenas, en la región de Magallanes. Participación de Engie y
Ya cuenta con la DIA Enaex
55
26.08.2021 Título de la presentación
8/30/2021Análisis de casos de éxito de propuestas y proyectos de hidrógeno verde
Diesel
//Project Concept
Electricity Electricity
8.23 ton diesel/y
Oxygen
Water 13.98k tons/y Hydrogen
27,9 M liters/y Electricity 167.54 tons/y
Project
boundaries x30 Fuel cell
electric buses
Electricity 2 H2
Green Storage
41.74 GWh/y
Hydrogen transport by Hydrogen
1,200 kg H2
Electricity 1,747.62 tons/y composite station
62.62 GWh/y cylinders
Solar PV
Electrolyser 20 Compression Distance
49.99 MW Hydrogen
MW system 26,3 km
155.66 tons/y
x10 Fuel cell
Electric electric trucks
Electricity
grid Green
60.29 GWh/y
Hydrogen
138 tons/y
Biogas Biomethane
Slaughterhouse waste
1,159,575 695,745 Hydrogen Other hydrogen
25,000 tons/y
m3/y m3/y 1,562.43 tons/y consumers
Reforming
Agricultural waste Anaerobic reactor Upgrading 200 150 m3
10,000 tons/y 4,500 m3 m3 biogas/h biomethane/h
30m3 biogas/m3
Wet manure waste
15,000 tons/y
26.08.2021 Título de la presentaciónAnálisis de casos de éxito de proyectos de hidrógeno verde
Ejemplo cálculos PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO 10 MW LCOH €/Kg H2
1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0
Desglose de costes del H2 renovable (€/kg)
5 Capacity Factor: (98%±40%) 3,84
4 0,00
0,03
CAPEX: (1850000€/kW±40%) 3,60 5,00
4 0,90
3 Energy: (30€/MWh±50%) 4,34 5,24
3
1,64
2 O&M:(108000€/kW±20%) 4,07 4,50
2 0,00
Cost of Equity: (10%±4%) 4,36 4,83
1
1,45
1
Tax rate: (30%±6%) 4,50
0
CAPEX Leverage Energía Stack replacement Water Servicios de red
LCOH (€/kg H2) 4,42 Supuestos Costes energéticos (€/MWh) 30,00
CAPEX Con 1,45 Vida Util (años) 20 Costes de agua (€/ton) 3,80
Capacidad del proyecto (MW) 10
Energía subvención
1,64 Capacity Factor 98,00% Estructura financiera
O&M 50% Chile
0,41 Consumo de electricidad (Kwe/kg H2) Plazo de la deuda (años) 20
Stack reemplazo 0,90 52 Porcentaje de deuda 0%
Agua
cerca de
0,03
2 Total CAPEX 8.050.000,00
Costo de la deuda 5%
Servicios de red €/Kg 0,00 Fixed O&M 108.000
Porcentaje de equity 100%
Fixed O&M Escalation 3,00%
Ventas de oxígeno 0,00 Variable O&M 211.680 Costo del capital 10%
Reducción de emisiones 0,00 Stack costos de reemplazo (€/kW) 420 tipo de descuento 10%
Horas al dia 12 Tasa impositiva
30%
26.08.2021 Título de la presentaciónAnálisis de contexto en Chile
Tamaño del mercado & Impulsores clave Apoyo gubernamental y regulación
Impulsores del Madurez regulatoria Incentivos clave
mercado
Financiación de la
- - 5 Coonsolidado O Hydrogen Specific Regulation infraestructura H2
Posicionamiento PV LCOE 2030 Wind LCOE 2030 CO2 Price 2019 Mercado de servicios
(€/MWh) (€/MWh) (€/ton) En auxiliares abierto para
Hydrogen National Plan
Importador Exportador Desarrollo P electrolizadores
Tamaño del Movilidad Sostenible
mercado P Objectives and Goals
326 ktH2 P Hydrogen in the energy plan
Demanda total
2030 Descarbonización de la
industria
Principales barreras regulatorias
• No hay una regulación específica para el hidrógeno. Renovable
58.5 ktH2 • La producción de H2 junto con la generación renovable está prohibida Gases
Demanda total en las grandes centrales eléctricas en aplicaciones de energía a
2019 energía. Sólo se permite en plantas < 9MW.
Objetivos del hidrógeno para 2030
Energía Calor Industria Transporte
5 GW ELY 2025 No definido Viabilidad económica 10% de los camiones
para la producción de mineros alimentados
amoníaco verde para con hidrógeno en
Impulsores clave del desarrollo Socios comerciales propuesta de mezcla del 6% para 2030
2025 2030
Competitividad de los recursos
Infraestructura de la cadena de suministro
Chile podría beneficiarse de su alto potencial renovable y convertirse en un
exportador verde competitivo de H2, sujeto al desarrollo de una
Definición de la estrategia comercial
Japón LATAM infraestructura dedicada a la cadena de suministro
(países no especificados)
58
26.08.2021 Título de la presentaciónAnálisis de contexto en Chile
Regulación clave Madurez de regulación Análisis
Regulación • El hidrógeno se considera una oportunidad relevante para la descarbonización de sectores intensivos Ninguno En desarrollo Consolidado
Nivel de madurez en carbono como el sector minero (camiones mineros y aplicaciones de energía) y la industria del
amoníaco (fertilizantes, procesos de voladura).
• El hidrógeno es mencionado en el plan energético nacional como una alternativa para aprovechar la
H2 en el disponibilidad de recursos renovables en Chile, pero no se dan detalles. No desarrollado Esperado Desarrollado
Plan Energético • Los grupos de trabajo para el plan nacional H2 destacan las barreras para las plantas fotovoltaicas a gran
escala que deben eliminarse y las barreras para la inyección en las redes de gas.
• Chile aspira a ser uno de los países líderes mundiales en el mercado del hidrógeno adoptando un papel
Objetivos & de productor / exportador (potencial para abastecer el 10% de la demanda mundial a largo plazo).
Metas
• Se espera que Chile produzca 4,18 MtH2 para 2030, 8% para la demanda interna y 92% para las
exportaciones.
• Publicado Nov 2020 Plan Nacional de Hidrógeno Verde.
Plan Nacional del
Hidrógeno • Como propuesta, CORFO ha definido una hoja de ruta de estrategia 2020-2050 que incluye hitos y
acciones como la revisión del marco regulatorio en el corto plazo, incentivos para el sector privado
para 2025 y exportaciones de hidrógeno verde para 2030.
Reglamento • No existe una regulación específica del hidrógeno pero en Feb 21, ley de eficiencia energética, definió al
H2 como un combustible y permitió que el Min Energía pudiera regularlo como tal;
específico H2
• Min Energía, y GIZ, está trabajando en la regulación de transporte de h2 gaseoso e inyección de H2 en 59
redes de gas natural.
• Min.Energía y la SEC publicó guía de apoyo para solicitud de autorización de proyectos especiales de H2.
26.08.2021 Título de la presentaciónAnálisis de contexto en Chile
Potencial de hidrógeno verde para 2030 por región
Generación renovable1 Demanda de hidrógeno2,3
Demanda 2030: 121 ktH2/año o 37% de la demanda chilena
Alto potencial
1.635 GW de potencial renovable Para 2030, la demanda de hidrógeno verde se originará en el desierto de Atacama, en la región de Antofagasta, donde las
Antofagasta es la región chilena con mayor fuentes fotovoltaicas, el suministro de agua, la infraestructura y la demanda.
potencial renovable, especialmente para plantas El hidrógeno se utilizará principalmente para alimentar camiones y maquinaria minera, para la producción de amoníaco
fotovoltaicas y termosolares. destinado a procesos de voladura minera y blending
La proximidad de los sitios mineros a los puertos de Antofagasta y Mejillones (donde Enaex produce nitrato de amonio para
explosivos) puede facilitar el suministro de agua desalinizadora para electrólisis, así como las exportaciones de hidrógeno.
Demanda actual de
H2 de las refinerías
192 GW de potencial renovable Demanda 2030: 205 ktH2/año o 63% de la demanda chilena
Alto potencial fotovoltaico en la región de Para 2030, la mayor parte de la demanda de hidrógeno se originará en las refinerías de petróleo existentes, la producción local
Potencial
Atacama. de amoníaco destinada a la fabricación de fertilizantes y blending
medio
Ubicación de las actuales plantas de También se espera la demanda de hidrógeno de las aplicaciones de transporte (camiones y autobuses urbanos) y de energía a
producción de hidrógeno. gas a través de Gasoducto del Pacífico para 2030.
La infraestructura portuaria existente (San Antonio) aumenta el potencial exportador de la región.
potencial
36 GW de potencial renovable
Bajo
Potencial renovable de fuentes eólicas e No se espera una demanda notable de hidrógeno en el sur de Chile
hidroeléctricas.
Sources: 1Ministerio de Energía de Chile (2014): El potencial eólico, solar e hidroeléctrico de Arica a Chiloé; 2GIZ (2019): Tecnologías del hidrógeno y perspectivas para
60
26.08.2021 Título de la presentación
Chile; 3CORFO (2019): Propuesta de Estrategia para el desarrollo del Mercado de hidrógeno verde en Chile.Maribel Rodriguez
Maribel.rodriguez@frv.com
26.08.2021 Título de la presentaciónTambién puede leer
