sesion2-15

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HIDRÓGENO
Explorando el futuro del H2
Costos, viabilidad y perspectivas de uso 
en redes de gas natural
Ing. Lucas Giussano
JUNIO 2023
APROXIMACIÓN PEDAGÓGICA
OBJETIVO: GENERAR Y MEJORAR LA COMODIDAD FRENTE AL TÓPICO HIDROGENO EN REDES DE GAS NATURAL
CONTENIDO
1
2
3
¿Por qué Hidrógeno, por qué ahora?
Propiedades físicas, relación con su 
logística y almacenamiento
Criterios para evaluar su factibilidad de 
inyección en redes de gas natural
5
6
Estado actual de la inyección de 
hidrógeno verde
Conclusiones y perspectivas
4 Factibilidad económica
1 ¿Por qué Hidrógeno,
por qué ahora?
DESCARBONIZACIÓN
Energías renovables
Electrificación
Eficiencia energéticaNEUTRALIDAD de GEI para 2050
Acuerdo de París (2015)
0% CO2
Entonces..
¿Por qué Hidrogeno, por qué 
ahora?
Source: World Energy Council
Sectores “Hard-to-abate”
HIDRÓGENO COMO COMBUSTIBLE PARA LA DESCARBONIZACIÓN
Reemplazo del combustible fósil por H2
Reemplazo del H2 gris H2 por verde
Vehículos impulsados a H2, mayor autonomía y flexibilidad que 
eléctrico
Solución a su intermitencia
Complemento para las 
energías renovables
Transporte larga 
distancia
Sectores consumidores 
de H2 gris
Source: World Energy Council
PRINCIPALES SECTORES CONSUMIDORES DE H2 EN SUS PROCESOS
Acero/Vidrio
3%
Electrónicos
6%
Metanol
10%
Refinería
25%
Amoniaco
54%
Industria alimentos
2% 20%
Emisiones globales
95%
H2 viene del H2 gris
H2
Source: World Energy Council
EL “ARCOIRIS DEL HIDRÓGENO”
H2
Reformado de metano con vapor de agua
Energía nuclear
Gas natural + CSS
Bioenergía
Gas natural (pirolisis)
Energía renovable
ALTERNATIVAS
Source: World Energy Council
NUEVOS CONCEPTOS DE ACUERDO A LA REGULACIÓN EUROPEA
Paquete de medidas para el mercado de 
hidrógeno y gas descarbonizado
GASES RENOVABLES GASES BAJO CARBONO
• Biogas
• Biometano
• H2 a partir de EE
• Metano sintético
Fuentes orgánicas No biológicas de origen renovable
Producidos con recursos no
renovables pero con hasta
70% menos de gases de
efecto invernadero que la
utilización de gas natural para
su producción (hidrogeno gris)
Source: World Energy Council
Es el elemento químico más ligero que existe, su átomo esta
formado por un protón y un electrón
Requiere muy poca energía para iniciar la combustión a diferencia
del gas natural o gasoil (alta velocidad)
El gas y flama son invisibles (aditivos aún en investigación) e
inoloros
Al ser tan pequeño el hidrogeno causa corrosión y fragilidad cuando
entra en contacto con algunos metales
El manejo y almacenamiento de hidrogeno requiere de medidas
adicionales de seguridad debido a sus propiedades explosivas
1 kg ≈ 11.5 m3 ≈ 0.12 MMBTU 
PROPIEDADES QUÍMICO/FÍSICAS DEL HIDRÓGENO
Cálculos a
(1 bar, 25°C)
Concepto Valor Comparación con GN
Densidad (gas) 0.089 kg/m3 1/10 del GN
Densidad (liquido) 70.79 kg/m3 1/6 GNL
Temp. ebullición  -252.76°C 93°C menos que GN
Vel. de llama 346 cm/s 8 veces del GN
Rango ignición 4-77% en aire 6 veces del GN
Energía ignición 0.02 MJ 1/10 del GN
PCS 12.7 MJ/m3 3 veces menos que GN
Densidad (gas)
1/10
Con respect al GN
Densidad (líquido)
1/6
Con respect al GNL
Velocidad de llama
x8
Con respect al GN
Poder calorífico sup.
1/4
Con respect al GN
RELATIVIZANDOLO CON EL GAS NATURAL
Source: World Energy Council
M
ás
 e
sp
ac
io
 r
e
q
u
e
ri
d
o
Gas natural comprimido (200 bar) Hidrógeno comprimido (200 bar)
2.16 MJ/litro 9 MJ/litro
GNL
24 MJ/litro 10 MJ/litro 
Hidrógeno líquido
PROPIEDADES FÍSICAS DEL HIDRÓGENO
No confundir densidad energética con poder calorífico
... en otras palabras, almacenar hidrogeno es más difícil que 
almacenar gas natural...
Entonces.. Como lo 
transportamos?
Source: World Energy Council
... entonces, ¿cómo lo transportamos/almacenamos?...
PORTADORES DE HIDROGENO
LOGÍSTICA DEL HIDRÓGENO
• Punto de licuefacción muy bajo (-252,9
°C) a 20 °C del cero absoluto.
• Coste energético de la etapa de
licuefacción 26 – 33 MJ/Kg.
• Presión extremadamente alta (700 bar).
PROPIEDADES FÍSICAS DEL HIDRÓGENO
40%
PORTADORES DE HIDRÓGENO
• Amoníaco (12,7 MJ/L).
• Portadores orgánicos líquidos de
hidrógeno [LOHC] por ejemplo, metanol
(15.5 MJ/L).
• Hidruros metálicos.
PROCESO HABER – BOSCH
121 kg H2 por m3 de NH3
VS
71 kg H2 líq. por m3 de H2 39 kg/m3 comprimido
Source: World Energy Council
OPCIONES DE TRANSPORTE CONSIDERANDO SUS CARACTERISTICAS
Comercio global de hidrógeno para cumplir con la meta climática de 1.5°C - Revisión tecnológica de los portadores de hidrógeno
Fuente: Irena
• En térmicos de eficiencia
energética, el transporte por
ductos es lo más eficiente
• Resulta el más económico frente a
otras alternativas en distancias
hasta 6000 km.
F (Cantidad transportada; distancia)
• Redes de transporte (nuevas o readaptadas)
• Redes de distribución 
• Transporte por camiones 
• Transporte marítimo 
Source: World Energy Council
PORTADORES DE HIDROGENO
Comercio global de hidrógeno para cumplir con la meta climática de 1.5°C - Revisión tecnológica de los portadores de hidrógeno
Fuente: Irena
FASES DE PROCESAMIENTO DE LA CADENA DE VALOR DEL H2 PARA 
CADA UNA DE LAS OPCIONES DE TRANSPORTE
Costo y consumo energéticoFacilidad de transporte
PORTADORES DE HIDRÓGENO
• Cualquier vector necesita 3 pasos
o Transformación en el vector
o Transporte
o Reconversión
• Todas las etapas requieren I+D para alcanzar
una escala plenamente comercial
• Las limitaciones vienen en el costo
energético de la transformación o
reconversión
En térmicos de eficiencia 
energética, el transporte por 
ductos es lo más eficiente
Source: World Energy Council
https://www.socalgas.com/es/sustainability/hydrogen/h2-blending
INYECCIÓN DE HIDRÓGENO EN REDES DE GAS NATURAL
4
Factibilidad de 
inyección en redes 
de gas natural
¿Cuál puede ser el beneficio 
para una transportista / 
distribuidora de gas natural?
Source: World Energy Council
CONSIDERACIONES AL MOMENTO DE EVALUAR SU FACTBILIDAD
Regulación 
económica
Beneficio 
medioambiental
Adaptabilidad 
de las redes y
seguridad
Factibilidad 
económica
Calidad del energético
Source: World Energy Council
Power-to-gas para inyección en la red de gas: ¿Qué podemos aprender de los proyectos de la vida real, las evaluaciones económicas y el modelado de sistemas?
¿QUÉ ALTERNATIVAS EXISTEN HOY PARA FABRICAR ESE H2?
• Limites legislativos / Poder calorífico 
• Materialidad de las tuberías
• Componentes, tales como válvulas y compresores en la parte del transporte.
• Componentes que utilizan gas, para el caso de los consumidores finales.
Tubería de AC
Factibilidad técnica, es necesario conocer la tolerancia de: 
ADAPTABILIDAD DE LAS REDES
¿Cuánto hidrógeno 
podemos inyectar?
¿En qué segmento de la cadena de valor del gas natural se puede inyectar? ¿En el transporte o en la 
distribución?
Tubería de PE
Aquí se debe evaluar factibilidad Inyección posible
Inyección de hidrógeno en redes de gas natural
GIZ • Filtraciones
• Coste energético (x3-x4 veces mas 
energía para comprimirlo)
ADAPTABILIDAD DE LAS REDES
Tuberías de acero al 
carbono
API 5L - XNÚMERO
ESTACIONES DE 
COMPRESIÓN ELEMENTO 
MÁS SENSIBLE
Source: World Energy Council
Inyección de hidrógeno en redes de gas natural
GIZ
ADAPTABILIDAD DE LAS REDES
Polietileno puede tolerar 
hasta 30% sin mayores 
cambios
Clientes R y C la 
compatibilidad varía entre 
5% y 30%
Source: World Energy Council
Inyección de hidrógeno en redes de gas natural
GIZ
USO FINAL - LIMITACIONES
• Tecnología de combustión para el caso 
de mezcla o 100% de hidrógeno.
• Cambio en el índice de Wobbe
• Sistemas de seguridad para la llama 
(riesgo de que la llama se propague al 
quemador)
• Riesgos debido al aumento en la 
inflamabilidad
CALIDAD DEL ENERGÉTICO
PODER 
CALORÍFICO
ÍNDICE DE WOBBE
Source: World Energy Council
 -
 5.00
 10.00
 15.00
 20.00
 25.00
 30.00
 35.00
 40.00
 45.00
1
%
5
%
9
%
1
3
%
1
7
%2
1
%
2
5
%
2
9
%
3
3
%
3
7
%
4
1
%
4
5
%
4
9
%
5
3
%
5
7
%
6
1
%
6
5
%
6
9
%
7
3
%
7
7
%
8
1
%
8
5
%
8
9
%
9
3
%
9
7
%
M
J
/m
3
% Blending
Poder calorífico de la mezcla
Poder calorifico equivalente (MJ/m3)
10
39.11
30%
Poder calorífico
1/3
Con respecto al GN
CALIDAD DEL ENERGÉTICO
Source: World Energy Council
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
1
%
4
%
7
%
1
0
%
1
3
%
1
6
%
1
9
%
2
2
%
2
5
%
2
8
%
3
1
%
3
4
%
3
7
%
4
0
%
4
3
%
4
6
%
4
9
%
5
2
%
5
5
%
5
8
%
6
1
%
6
4
%
6
7
%
7
0
%
7
3
%
7
6
%
7
9
%
8
2
%
8
5
%
8
8
%
9
1
%
9
4
%
9
7
%
1
0
0
%
A
u
m
e
n
to
 d
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 v
o
lu
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 c
o
n
d
u
c
id
o
% Blending
Aumento de volumen conducido
Aumento de volumen (incorporación de H2 en volumen)
Aumento de volumen (incorporación de H2 en energía)
52%
17%
¿Mezcla en volumen o en energía?
Se debe alcanzar un equilibrio
entre transporte (volumen) y %
de blending para asegurar al
offtaker su energía
Source: World Energy Council
Testing Blends of Hydrogen and Natural Gas
Gas Networks Ireland
CALIDAD DEL ENERGETICO
Poder calorifico e índice de Wobbe de gas natural y mezclas de hidrógeno de HyTest.
Blending
75% gases bajos en carbono
100% Hidrogeno renovable
2% puntos de interconexión
Cargo dedicado en 
servicios de gas
Evitar subsidio cruzado
Hasta 2030 Acceso negociado
REGULACIÓN ECONÓMICA
Paquete de medidas para 
el mercado de hidrógeno y 
gas descarbonizado
Descuento en tarifas de 
transporte
Financiamiento cruzado
Separación de base de activos
Acceso a las redes
Source: World Energy Council
Regulación económica
Estados Unidos
Docket G-008/GR-21-435
El acuerdo autoriza a CenterPoint a incluir las inversiones 
en su primer proyecto piloto de hidrógeno renovable en la 
base tarifaria.
HB 3115/SB 530
Incluye objetivos de cartera del 2% de la cartera de 
suministro de la empresa de servicios públicos para el 1 
de enero de 2030 y no menos del 3% para 2035.
https://efiling.web.commerce.state.mn.us/edockets/searchDocuments.do?method=showPoup&documentId=%7b101A8D82-0000-C413-91FF-72F03D8DBA98%7d&documentTitle=20228-188285-01
Source: World Energy Council
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1
%
5
%
9
%
1
3
%
1
7
%
2
1
%
2
5
%
2
9
%
3
3
%
3
7
%
4
1
%
4
5
%
4
9
%
5
3
%
5
7
%
6
1
%
6
5
%
6
9
%
7
3
%
7
7
%
8
1
%
8
5
%
8
9
%
9
3
%
9
7
%
%
 R
e
d
u
c
c
ió
n
 
C
O
2
% Blending
Reducción de emisiones de CO2
CO2 Evitado % (Ton Co2) (incorporación de H2 en volumen)
CO2 Evitado % (Ton Co2) - (incorporación de H2 en energía)
20%
7%
¿Cuánta emisión 
de CO2 
ahorramos?
BENEFICIO MEDIOAMBIENTAL
Source: World Energy Council
BENEFICIO MEDIOAMBIENTAL
¿Qué 
equivalencia?
10 millones m3 año 
de GN
Blending 20%
+20,000
hogares
5 Factibilidad económica
Source: World Energy Council
CAPEX ductos H2
Costo de producción de 
hidrogeno
Tarifa final al 
usuario
OPEX ductos H2
Financiamiento
Incentivos 
regulatorios
Incentivos fiscales
FACTIBILIDAD ECONÓMICA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
Ingresos generados 
por bonos de 
carbono
Source: World Energy Council
¿CUÁL ES EL DRIVER MÁS IMPORTANTE QUE DEFINE EL COSTO DE 
PRODUCCIÓN DEL HIDRÓGENO?
A
B
C
D
E
CAPEX del electrolizador
Costo de la energía (agua y electricidad)
Factor de planta
Financiamiento
Ninguna de las anteriores
Source: World Energy Council
CAPEX, 
35%
Energía 
Eléctrica, 
44%
Agua, 1%
OyM, 
17%
Servicio 
deuda, 
3%
Estructura de costos Estructura de costos
normalizada (LCOH)
Concepto Unidad Caso Base
CAPEX USD/kW
1184 
Costo electricidad USD/MW 55
Costo de agua USD/m3 2
Factor de utilización FU 80%
Costo de OyM
(Electrolizador+Compresor)
% CAPEX 5%
Nivel de Apalancamiento % 30%
Tasa de interes % 5%
CAPM ADI % 10%
*Sin generación de EE in situ (PPA solar), sin almacenamiento de 
H2 e inyección directa a red
Electrolizador 2.5 MW
Eficiencia 58%
Produ.: 44 Kg/hr
PPA: 16MW
COSTO DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE
CASO BASE CON PREMISAS AL 2022
17.55 
22.29 
0.69 
8.73 
1.30 
50.56 
U
S
D
/M
M
B
T
U
Total
Servicio
deuda
Agua
OyM
Energía
Eléctrica
CAPEX
Source: World Energy Council
CAPEX, 
35%
Energía 
Eléctrica, 
44%
Agua, 1%
OyM, 
17%
Servicio 
deuda, 
3%
Estructura de costos 
2.37 
3.01 
1.18 0.09 
0.18 
6.83 
U
S
D
/K
g
 
Servicio deuda
Agua
OyM
Energía
Eléctrica
CAPEX
Estructura de costos
normalizada (LCOH)
Concepto Unidad Caso Base
CAPEX USD/kW
1184 
Costo electricidad USD/MW 55
Costo de agua USD/m3 2
Factor de utilización FU 80%
Costo de OyM
(Electrolizador+Compresor)
% CAPEX 5%
Nivel de Apalancamiento % 30%
Tasa de interes % 5%
CAPM ADI % 10%
*Sin generación de EE in situ (PPA solar), sin almacenamiento de 
H2 e inyección directa a red
Electrolizador 2.5 MW
Eficiencia 58%
Produ.: 44 Kg/hr
PPA: 16MW
COSTO DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE
CASO BASE CON PREMISAS AL 2022
Source: World Energy Council
-26% -28% -1%
-5%
-2%
1% -1%
-8%
21% 20%
2%
177%
4%
-1% 2%
4%
V
a
ri
a
c
ió
n
 c
o
n
 c
a
s
o
 b
a
s
e
Análisis de sensibilidad de los costos de producción 
del costo de hidrogeno verde
Precio H2 Max Precio H2 Min
CAPEX
1800-400 USD/KW
CAPEX
COSTO 
ENERGÍA
AGUA FU OyM D/E
TASA 
INTERES
CAPMCAPEX COSTO 
ENERGÍA
COSTO ENERGIA
20/80 USD/MW
AGUA
1/5 USD/M3
FU
20/95%
OyM
1/5%
D/E
10/60%
INTERES
3.5%/8%
CAPM ADI
6/12%
SENSIBILIZACIÓN DE RESULTADOS
61.0 60.7 
51.6 
140.2 
52.8 50.0 51.3 52.6 
37.3 36.4 
50.2 
47.8 
49.3 50.9 
50.2 46.7 
U
S
D
/M
M
B
T
U
Análisis de sensibilidad de los costos de 
producción del costo de hidrogeno verde
Precio H2 Max Precio H2 Min
AGUA FU OyM D/E
TASA 
INTERES CAPM
Source: World Energy Council
5.0 4.9 
6.8 6.5 6.7 6.9 6.8 6.3 
8.2 8.2 
7.0 
18.9 
7.1 6.8 6.9 7.1 U
S
D
/K
g
Análisis de sensibilidad de los costos de 
producción del costo de hidrogeno verde
Precio H2 Max Precio H2 Min
AGUA FU OyM D/E
TASA 
INTERES
CAPM
-26% -28% -1%
-5%
-2%
1% -1%
-8%
21% 20%
2%
177%
4%
-1% 2%
4%
V
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o
 b
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s
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Análisis de sensibilidad de los costos de producción 
del costo de hidrogeno verde
Precio H2 Max Precio H2 Min
CAPEX
1800-400 USD/KW
CAPEX
COSTO 
ENERGÍA
AGUA FU OyM D/E
TASA 
INTERES
CAPMCAPEX COSTO 
ENERGÍA
COSTO ENERGIA
20/80 USD/MW
AGUA
1/5 USD/M3
FU
20/95%
OyM
1/5%
D/E
10/60%
INTERES
3.5%/8%
CAPM ADI
6/12%
SENSIBILIZACIÓN DE RESULTADOS
Concepto Unidad Ideal
CAPEX USD/kW 400
Costo electricidad USD/MW 20
Costo de agua USD/m3 1
Factor de utilización FU 80%
Costo de OyM (Electrolizador+Compresor) % CAPEX 5%
Nivel de Apalancamiento % 60%
Tasa de interes % 4%
CAPM ADI % 10%
Costo de producción H2 verde (USD/MMBTU) 21.2
Precio de 
hidrogeno gris
3-10
21-51
Precio GN Precio de 
hidrogeno verde
15-81
U
S
D
/M
M
B
T
U
ESCENARIO IDEAL
Concepto Unidad Ideal
CAPEX USD/kW 400
Costo electricidad USD/MW 20
Costo de agua USD/m3 1
Factor de utilización FU 80%
Costo de OyM (Electrolizador+Compresor) % CAPEX 5%
Nivel de Apalancamiento % 60%
Tasa de interes % 4%
CAPM ADI % 10%
Costo de producción H2 verde (USD/Kg) 2.86 
Precio de 
hidrogeno gris
3-7
Precio de 
hidrogeno verde
2-11
U
S
D
/k
G
ESCENARIO IDEAL
7-3 bares
30-100 bares
0.8 USD/MMBTU 7 USD/MMBTU
14 USD/MMBTU
Trade off
CAPEX vs Energía 
Transportada
El costo especifico del acero
baja a mayor volumen de
hidrogeno
Tuberia nueva de H2 puede
ser de 10% a 50% mas
costosa que una nueva de
GN
CAPEX – REDES DE DISTRIBUCIÓN / TRANSPORTE
Source: World Energy Council
7USD/kg ≈ 51 USD/mmbtu
Costo H2
6.01 6.81 
9.63 
U
S
D
/M
M
B
T
U
PG G+H2 5% G+H2 20%
10.98 11.67 
14.10 
U
S
D
/M
M
B
T
U
PG G+H2 5% G+H2 20%
3.43 
4.31 
7.07 
U
S
D
/M
M
B
T
U
PG G+H2 5% G+H2 20%
3.52
4.33 
7.15 
U
S
D
/M
M
B
T
U
PG G+H2 5% G+H2 20%
13% 60%
6% 28%
26% 106%
23% 103%
Elaboración propia en base a cuadrostarifarios de marzo-mayo 2023
COSTO DE BLENDING EN LATAM
3.52 3.84 
4.95 
U
S
D
/M
M
B
T
U
3.43 
3.83 
4.91 
U
S
D
/M
M
B
T
U
10.98 
11.19 
11.91 
U
S
D
/M
M
B
T
U
6.01 6.30 
7.33 
U
S
D
/M
M
B
T
U
Source: World Energy Council
Costo H2
PG G+H2 5% G+H2 20%
PG G+H2 5% G+H2 20%
PG G+H2 5% G+H2 20%
PG G+H2 5% G+H2 20%
5% 22%
2% 8%
12% 43%
9% 41%
Elaboración propia en base a cuadros tarifarios de marzo-mayo 2023
COSTO DE BLENDING EN LATAM
3USD/kg ≈ 21 USD/mmbtu
6
Estado actual de la 
inyección de hidrógeno 
verde
PROYECTOS DE BLENDING EN EL MUNDO
PROYECTOS POR PAÍS
5 5
4
2 2 2 2
1 1 1 1
+26 Proyectos pilotos en el mundo 
CAPEX
+8.5 
MMUSD x 
proyecto
RED
Proyectos en 
redes de 
distribución PE 
a nivel 
residencial
1
-
1 1 1
2
1
2 2 2
4
0-100 100-500 500-1,000 1,000-5,000 >10,000
Clientes alcanzados
Clientes / Tamaño Electrolizador (MW)
0-0.5 0.5-1 1-10
PROYECTOS DE BLENDING EN EL MUNDO
PERSPECTIVAS
• Mayoritariamente las pruebas pilotos se hacen
en mallas mayores a 1000 clientes
• La mayoría de los electrolizadores utilizados
son entre 0.5-1 MW
• Los proyectos inician con test que van del
1/2/5%
• Luego la segunda fase escalan hasta el 20%
PROYECTOS: PILOTOS EN LA REGIÓN
• Blending del 5% con objetivo de 20%
• 2000 hogares
• Blending del 2%
• Zona industrial (Refineria, plásticos, 
metales) y residencial
Clean Energy Innovation Park - Australia
PROYECTOS: PILOTOS EN EL MUNDO
https://www.eesa.org.au/files/AGIG___Hydrogen_Park_SA_ESS_Presentation.pdf
• Abastecimiento a 3000 hogares
• 5% de inyección en la red
• Transporte virtual de hidrogeno puro a clientes 
industriales
7 Conclusiones y 
perspectivas
Source: World Energy Council
CONCLUSIONES
IMPULSORES
• En el corto o mediano plazo va ser requisito para las empresas
• Descarbonización de la industria de distribución y transporte de
gas natural
• Ductos son el medio mas eficiente
• La escala de tecnología y los bajos precios de EE en el futuro
• Objetivo común en todas las estrategias nacionales de los países
• Admite su incorporación actual a las redes de gas
• Puede ser fuente de diversificación de negocios para empresas
del sector
8 Anexo
ANEXO