Corea del Sur y los Retos de su primera licitación para producción de energía con Hidrógeno Limpio

Empresas Participantes

Varias empresas de generación de energía mostraron interés inicial en el programa, pero la mayoría optó por no participar en la licitación debido a problemas económicos y técnicos relacionados con el costo y la infraestructura. Del mundo privado, SK Innovation E&S fue la única que participó y que estaba avanzando con un plan para importar 'GNL (gas natural licuado) de bajo nivel de carbono' asegurado del campo de gas Barossa en Australia y crear hidrógeno azul mediante captura de carbono para luego utilizarlo en la generación de energía, pero este plan ha sido inevitablemente pospuesto.

Un funcionario de SK E&S comentó: "El plan para el negocio del hidrógeno azul puede ser parcialmente pospuesto, pero no hay un cambio significativo en el plan para construir un ecosistema completo de hidrógeno azul a nivel nacional," y "Dado que el negocio del hidrógeno azul es esencial para la expansión de la energía libre de carbono, prepararemos el negocio con más detalle y continuaremos cooperando con las partes interesadas para volver a intentarlo en el futuro."

Otras empresas ni siquiera presentaron solicitudes de licitación. Hanwha Impact y Doosan Fuel Cell revisaron las propuestas hasta el último momento, pero finalmente decidieron no participar en la licitación. En particular, Hanwha Impact tenía la intención de ingresar al mercado de generación de energía con hidrógeno limpio al lograr la  'combustión de hidrógeno al 100%' después de la demostración de mezcla de hidrógeno al 60%, pero la decisión final fue 'no participar'. Además, varias grandes empresas que estaban preparando sus propios negocios de hidrógeno limpio optaron simultáneamente por una actitud de 'esperar y ver'.

En la parte estatal, participaron las siguientes empresas públicas de generación de energía:

• Korea Southern Power (남부발전): Única empresa que logró adjudicarse un contrato para suministrar 750 GWh de electricidad mediante la co-combustión de amoníaco en su planta de Samcheok Bitdream Unit 1.

• Korea South-East Power (남동발전): Participó en la licitación, pero no logró adjudicarse un contrato debido a que los precios ofertados excedían el límite establecido por el gobierno.

• Korea East-West Power (동서발전): También presentó una oferta, pero no fue seleccionada por razones similares.

• Korea Midland Power (중부발전): Participó en el proceso de licitación sin éxito, enfrentando los mismos desafíos de precios.

Estas empresas enfrentaron dificultades para cumplir con los precios máximos establecidos por el gobierno debido a los altos costos de adquisición de hidrógeno y amoníaco limpios en el mercado global. Como resultado, sólo Korea Southern Power logró adjudicarse un contrato por 750 GWh, apenas un 11.5% del objetivo inicial. Esta respuesta limitada se aleja bastante de la meta nacional que busca alcanzar 15,500 GWh para 2030.

Precios del Amoniaco y Problemas de Sobrecostos

Korea Central Power, que intentó participar en la licitación, no logró presentar ofertas debido a que sus precios superaron en un 10-20% el límite establecido por la Bolsa de Energía de Corea (alrededor de 400 KRW por kWh). En la licitación del próximo año, se espera que se presenten un total de 8,700 GWh, incluyendo los 5,700 GWh de electricidad que no pudieron ofertar este año.

La razón por la que las empresas eléctricas se vieron obligadas a presentar precios elevados es que los costos del hidrógeno y el amoníaco limpios son demasiado altos. Según la firma de investigación de mercado BloombergNEF, el precio esperado del amoníaco azul en el mercado global ronda los U$700 por tonelada. El precio unitario de producción de hidrógeno azul varía entre U$1,800 y U$4,680 por tonelada, pero ha aumentado significativamente desde finales del año pasado.

Estos precios exceden significativamente los máximos establecidos por el gobierno para la compra de electricidad generada con estas fuentes.

Si se compra electricidad del mercado de distribución global y se genera, el precio unitario de generación supera con creces el precio de introducción del intercambio de energía. Por otro lado, la energía nuclear (53,0 KRW por kWh), el carbón (119,5 KRW por kWh) y el gas natural licuado (GNL, 159,7 KRW por kWh) pueden producir electricidad a un costo que representa entre el 10% y el 30% del costo del amoníaco y el hidrógeno limpios. El precio marginal del sistema (SMP), que es el precio mayorista al que las empresas de generación de energía venden su electricidad generada a la Corporación de Energía Eléctrica de Corea, es en promedio de 139 KRW por kWh (según el tercer trimestre).

A ello se suma el alto costo inicial de infraestructura para importar, almacenar y utilizar estos combustibles. Esto incluye instalaciones de almacenamiento y sistemas especializados de conversión, lo que representa un obstáculo insalvable sin apoyo gubernamental.

Esperamos que el próximo año se cumplan las expectativas para cumplir con las metas impuestas por el gobierno de Corea del Sur.

Fuentes: hankyung.com, news.mt.co.kr, ikld.kr