Hidrógeno Verde. El diseño de un proyecto comercial exitoso

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Concluimos con la segunda entrega editorial de la exposición de un proyecto hipotético para desarrollar un plan de negocios y tener bajo control, todos los posibles cabos que inciden en el diseño de una experiencia de tales dimensiones en la industria de la energía limpia como es en su capítulo en la generación de hidrógeno verde.

Al detalle conceptos y estrategias fundamentales dentro de los procesos como: Transporte, financiamiento, el abasto fundamental que significa el factor agua, así como una visión al interior de mercados locales e internacionales.

Aquí los detalles que exponen Alexander, Henry y Francisco en este su caso de estudio sobre el hidrógeno verde, el combustible limpio del que aún no se dimensiona del todo su enorme potencialidad.

¿Dónde nos quedamos?

Image: stux/Pixabay

Cuestiones en el Transporte

Medio de Transporte

El aspecto fundamental para un proyecto de exportación de hidrógeno será la selección del medio para transportarlo. El hidrógeno puede ser conducido en diversas maneras. Estas varían desde gases (hidrógeno en sí, o nitrógeno) hasta líquidos (como amoníaco o MCH) e incluso sólidos como hidruros metálicos o compuestos de borano.

Cada transportista tiene una serie de consideraciones a tomarse en cuenta, incluyendo costos, seguridad y factibilidad técnica. Hay diferentes ventajas y desventajas asociadas con cada transportista y, a pesar de los importantes avances tecnológicos recientes, sigue sin estar claro cuáles y cuántos de ellos se adoptarán ampliamente para el transporte marítimo internacional.

Condiciones de envío y disponibilidad

En nuestro proyecto hipotético, el producto de hidrógeno se exportaría internacionalmente en un buque marítimo. Suponiendo que el H2 SPA se encuentre en condiciones de ex-buque, H2Co sería responsable de organizar el transporte y probablemente necesitaría disponer de acuerdos a largo plazo (como un contrato de transporte) para asegurar la disponibilidad y el precio del transporte.

Cuando se utiliza una nueva tecnología, se puede esperar que los desarrolladores (sponsors) del proyecto y los prestamistas (lenders) lleven a cabo una auditoria (due diligence) de manera técnica y comercial sobre el buque que se utilizará, y sobre a su propietario y operador.

Si el H2 SPA está en términos de “franco a bordo” (free on board “FOB”), el comprador (Offtaker) será responsable de organizar el transporte. Particularmente cuando hay un suministro limitado de buques disponibles para transportar hidrógeno en la forma correspondiente, o cuando el comprador (Offtaker) desea la certeza a largo plazo de sus costos de transporte, el comprador (Offtaker) puede ver de manera similar la necesidad de contar con un acuerdo a largo plazo u otro contrato de transporte también a largo plazo.

Bombeo de agua con energía emanada del Sol. Jalisco, México. Foto: Zener Energía

Financiamiento de Proyectos

Dada la magnitud de la inversión que probablemente sea necesaria para el desarrollo de nuestro hipotético proyecto, hemos asumido que los desarrolladores (sponsors) buscarán financiamiento de un sindicato de prestamistas internacionales (international lenders). Además, dado que muchos países están asignando importancia estratégica al desarrollo de la cadena de suministro de hidrógeno, es probable que las ECAs estén entre los inversionistas.

Este financiamiento sería de recurso limitado y muy dependiente de varios factores de “financiabilidad” (bankability), entre ellos

1. El riesgo de conclusión. En particular teniendo en cuenta que es probable que haya una tecnología relativamente nueva (al menos en términos de escala), es probable que se requiera una garantía de terminación o un compromiso de servicio de la deuda, al menos con respecto a los proyectos tempranos y a gran escala. Como punto de referencia, mientras que estas formas de apoyo a la finalización de los desarrolladores (sponsors) generalmente no son necesarias para los proyectos de Energías Renovables, siguen siendo necesarias en relación con el financiamiento de recursos limitados de los proyectos de licuefacción de GNL (con algunas excepciones, por ejemplo, en lo que respecta a los proyectos de expansión en los Estados Unidos);

2. El nivel de riesgo de “proyecto en proyecto” inherente al diseño separado de los proyectos en Energías Renovables e Hidrógeno;

3. La seguridad de la compra a largo plazo. En forma de un contrato de compraventa (H2 SPA) con un comprador solvente dispuesto a comprometerse a comprar el producto de hidrógeno a un precio superior durante varios años. Este punto es tratado más adelante;

4. La fiabilidad de las operaciones, incluyendo la existencia de una entidad confiable que opere las instalaciones renovables y las instalaciones de H2, así como un suministro confiable de agua;

5. Un marco normativo suficientemente maduro y estable para el desarrollo de proyectos de hidrógeno, tanto en las jurisdicciones de origen y destino (véase también en nuestra Guía Global del Hidrógeno). Lo ideal es que exista un amplio apoyo político a los proyectos de hidrógeno que persista más allá del ciclo de vida del proyecto;

6. Un sólido paquete de seguridad que dé a los prestamistas (lenders) la capacidad de “intervenir” y asumir las obligaciones del desarrollador en determinadas circunstancias, incluyendo la asignación de intereses de capital en el préstamo, y la asignación de convenios de proyectos (incluidos los contratos de compraventa).

7. Acuerdos apropiados y de no perturbación entre H2Co, RenewablesCo y los prestamistas (lenders);

8. En caso de que RenewablesCo y H2Co se financien por separado, la garantía a largo plazo es la adquisición de energía por parte de H2Co en virtud de un acuerdo de compra de energía, con acuerdos adecuados de apoyo crediticio, dado que H2Co será una empresa con propósito específico (special purpose company); y

9. En caso de que RenewablesCo y H2Co se financien por separado, se establecen acuerdos inter crédito adecuados.

Suministro eléctrico y suministro de agua

Según el “modelo dividido” descrito anteriormente, H2Co tendrá que celebrar un contrato de compra de energía (Power Purchase Agreement, PPA) con RenewablesCo para asegurar el suministro confiable de electricidad que será usado para la producción de hidrógeno mediante electrolisis. En el caso de que RenewablesCo sea propiedad y/o se financie por separado de H2Co, es probable que RenewablesCo necesite una garantía de la empresa matriz o un crédito alternativo como apoyo para garantizar las obligaciones de pago de H2Co en virtud del PPA.

El otro insumo necesario para la producción de hidrógeno por electrólisis es el agua. Al igual que en el caso de la necesidad de un PPA, H2Co deberá celebrar contratos de suministro a largo plazo para el abasto de agua (un insumo de producción esencial). Dependiendo de las circunstancias del proyecto, esto puede adoptar la forma de un típico contrato de compraventa.

Sin embargo, si se propone utilizar agua de mar como materia prima (por ejemplo, cuando las instalaciones H2 están en una costa), los contratos pueden adoptar una forma diferente, como contratos de licencia y/o la obtención de las aprobaciones medioambientales pertinentes. La desalinización puede o no ser un paso necesario en esta cadena de suministro, pero es probable que esto dependa de los desarrollos tecnológicos y, en cualquier caso, está fuera del alcance de este artículo.

Planta solar en Guanajuato. Imagen: Pv magazine

Imagen: Pv magazine

Acuerdo de Compra (Offtake Agreement)

Una de las consideraciones más cruciales para los futuros inversionistas en nuestro hipotético proyecto es la seguridad de la compra. Para lograr esta seguridad, H2Co probablemente necesitaría entrar en uno o más contratos de compraventa de H2 a largo plazo (long-term H2 SPAs), con compradores solventes, en términos de precios y cantidades consideradas suficientes para hacer el proyecto económicamente viable y capaz de pagar la deuda. H2Co daría a sus prestamistas (lenders) una asignación como garantía sobre los contratos de compraventa de H2 a largo plazo (long-term H2 SPAs), como parte del paquete de seguridad general para el financiamiento.

Además de la solvencia, duración del contrato, precios y cantidades del comprador (Offtaker), otro aspecto fundamental de la ‘financiabilidad’ (bankability) será el recurso que dispondrá el H2Co bajo el contrato de compraventa (H2 SPA), sí el comprador (Offtaker) no se hace con la totalidad de las cantidades contratadas del producto de hidrógeno. Hasta que el costo de producción de hidrógeno verde pueda reducirse mediante el avance tecnológico y otros desarrollos, es probable que este precio sea significativamente más alto que el precio de las formas de energía competidoras. Además, no está claro a qué velocidad se desarrollará un gran mercado internacional de hidrógeno verde. Por lo tanto, si el comprador (Offtaker) bajo el H2 SPA no toma el producto de hidrógeno verde, no habría garantía de que H2Co podría proteger su flujo de caja vendiendo el producto de hidrógeno a un comprador diferente al mismo precio superior.

En consecuencia, el acuerdo de venta y compra probablemente tendría que ser un acuerdo de “aceptar o pagar” (take or pay) en virtud del cual la responsabilidad del oferente por no tomar las cantidades acordadas de producto de hidrógeno sería el pago del 100 por ciento del precio del contrato. El acuerdo puede incluir un mecanismo para que el comprador (Offtaker), después de haber pagado “aceptar o pagar” (take or pay), reciba más tarde un producto de hidrógeno adicional “de reposición” (si está disponible en el proyecto), o recibir los “ingresos netos” de cualquier venta por reemplazo que H2Co que pueda hacer respecto de la cantidad que el comprador (Offtaker) no haya aceptado.

La adopción de un mecanismo de “compensación” o “ingresos netos” puede depender de la rapidez con que las partes piensen que habrá un comercio relativamente sólido a corto plazo de hidrógeno verde. Por analogía, los contratos tempranos de venta y compra de GNL tendían a adoptar un mecanismo de recuperación, pero, a medida que se haya desarrollado el mercado spot de GNL, se habría producido un cambio hacia un mecanismo de “ingresos netos”.

Una posible alternativa a los acuerdos de compraventa descritos anteriormente sería un modelo de peaje (tolling model) similar al que se observa en algunos proyectos de GNL. En este caso, un cliente de peaje a largo plazo y solvente suministraría los insumos necesarios para producir hidrógeno y pagaría una “tasa de peaje” a H2Co para producirlo. En este caso, el cliente del peaje pagaría y suministraría a H2Co la electricidad (y posiblemente el agua) necesaria para producir hidrógeno verde utilizando el electrolizador de H2Co.

H2Co produciría, convertiría y almacenaría el producto de hidrógeno en sus instalaciones y luego cargaría el producto de hidrógeno en los buques proporcionados por el cliente de peaje, a cambio de que éste pague una cuota mensual a H2Co por la capacidad de peaje y los servicios.

Este tipo de acuerdo de peaje trasladaría ciertos riesgos (como el suministro de energía) de H2Co al cliente a largo plazo y probablemente sólo sería atractivo (en comparación con un contrato H2 SPA) si el costo total para el cliente es lo suficientemente bajo y/o hay consideraciones adicionales en juego, como si el cliente posee una participación significativa en el proyecto.

Suministro Local

Nuestro proyecto hipotético se basa en la idea de que estaría ubicado en un lugar con abundancia de “varados”, o al menos un exceso de recursos renovables, de manera que tendría más sentido económico utilizar la energía producida por RenewablesCo para fabricar hidrógeno que para abastecer la red local.

El proyecto esencialmente sería ‘re-empaquetar’ la energía renovable producida en un sitio determinado para su transporte en forma de producto de hidrógeno a los centros de demanda en otros países.

No obstante, en la medida en que exista una demanda local de electricidad adicional, RenewablesCo podría construir una capacidad renovable superior a la necesaria para la producción de hidrógeno.

RenewablesCo podría entonces conectarse a la red local y vender parte de la electricidad en el mercado local y con ello mejorar la economía del proyecto. Un beneficio adicional podría ser que esto permitiría la venta de energía para mitigar parcialmente la pérdida de ingresos cuando, por ejemplo, las instalaciones H2 están fuera de servicio por mantenimiento no planificado o por fuerza mayor, pero las instalaciones de renovables seguirían operando.

Del mismo modo, en la medida en que exista un mercado local de hidrógeno (por ejemplo, para abastecer de combustible a los camiones de largo trayecto o para su uso en procesos industriales) podría haber beneficios adicionales en la venta de algunas cantidades para su uso en el mercado local.

Si se pretende que el proyecto tenga capacidad de venta local, se puede esperar a que los inversionistas quieran asegurarse de que los contratos del proyecto aborden adecuadamente la asignación del suministro de Energías Renovables y el producto de hidrógeno, entre la capacidad necesaria para satisfacer las obligaciones en virtud del H2 SPA y lo capacidad disponible para la venta en el mercado local, en particular en los casos en que la producción de energía o hidrógeno se vea reducida por causas de fuerza mayor o mantenimiento no planificado.

Foto: Sener

Subsidios e incentivos regulatorios

Otra consideración clave es el impacto de las iniciativas políticas y los marcos normativos, tanto en los países de origen como en los de destino.

Los subsidios para el costo de la construcción de las instalaciones de hidrógeno pueden ayudar a reducir los costos de capital y con ello, disminuir la cantidad de prima que se debe cobrar por el hidrógeno verde para que el proyecto sea comercial y financiable (bankable). Sin embargo, como el hidrógeno verde puede ser mucho más caro que los combustibles de la competencia, como el GNL, es probable que se necesiten incentivos continuos para ayudar al comprador (Offtaker) a reducir el costo relativamente más alto del uso del hidrógeno verde.

Por lo tanto, en la medida en que exista un impuesto sobre el carbono para esas formas de energía existentes en el mercado, pero no para el hidrógeno verde, esto podría ayudar a la competitividad del hidrógeno en cierta medida.

Además, un sistema similar al de los Certificados de Energías Limpias (“Renewable Energy Certificates RECs”), pero basado en la energía producida a partir del hidrógeno verde (en lugar de la energía producida por RenewablesCo) podría ayudar a desbloquear el valor del hidrógeno y compensar parcialmente ese mayor costo.

Siempre que la economía del hidrógeno se amplíe y logre mayor madurez, se conseguirá una reducción sustancial de los costos. Hasta ese momento, es probable que se necesiten incentivos continuos adicionales, como tarifas y/o primas de alimentación o contratos por diferencia, con el fin de atraer potenciales compradores (offtakers) para que se comprometan a comprar hidrógeno verde a largo plazo a precios satisfactorios para que el proyecto de hidrógeno sea comercialmente viable y financiable.

Dado que el mundo se encuentra en un período de Transición Energética hacia economías con menos emisiones de carbono, puede ser incierto si los incentivos existentes al momento de emprender el proyecto seguirán vigentes de la misma forma durante todo el financiamiento y de los contratos de compraventa de H2 a largo plazo (long-term H2 SPAs).

En este sentido, los acuerdos pertinentes tendrán que abordar la asignación del riesgo de los cambios en los incentivos regulatorios y hacerlo de una manera que proteja la capacidad de RenewablesCo y H2Co para pagar su financiamiento.

Notas:

El ejemplo que se expone en este artículo es totalmente hipotético y no se basa en ningún proyecto pasado, actual o propuesto. Para formular este estudio de caso, nos hemos basado en nuestra profunda experiencia en el asesoramiento de proyectos de Energías Renovables, GNL y otros proyectos que definen el mercado en Asia-Pacífico, así como en nuestra participación actual en varias iniciativas emergentes de hidrógeno.

“Las opiniones expresadas en este documento son estrictamente las de los autores y no deben atribuirse de modo alguno a White & Case LLP.”

Agradecemos la colaboración de Francisco de Rosenzweig, por su invaluable experiencia en los temas energéticos para la traducción de este documento.

Referencias

Financiación de la ECA

Retos en el uso de hidrógeno para aplicaciones marítimas

 

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