Proyecto de análisis técnico y económico del potencial del Hidrógeno Verde en paises en desarrollo

Abstract

Este trabajo determina en qué condiciones la sustitución de hidrógeno gris por hidrógeno verde de producción propia resulta económicamente viable en una refinería de un país en desarrollo, tomando la Refinería de Cartagena (Colombia) como caso de estudio. Se dimensiona una planta en isla compuesta por un electrolizador PEM de 5 MW, un parque solar fotovoltaico de 10 MW y un almacenamiento en baterías de 5 MWh, con una producción anual del orden de 271 toneladas, y se evalúa mediante flujo de caja a veinte años bajo tres escenarios de mercado y dos configuraciones de parque solar. El caso base arroja un LCOH del entorno de 8 USD/kg y un VAN marcadamente negativo. La rentabilidad solo se alcanza cuando concurren simultáneamente el escenario optimista de encarecimiento del gas, el seguimiento solar de un eje, la plena asignación de la producción al corredor europeo y una estructura apoyada en deuda concesional multilateral: el modelo óptimo alcanza un VAN de 4,35 M$, una TIR del 9,05 % y un LCOH de 5,37 USD/kg. La incorporación de créditos de carbono del Artículo 6.2 añade más de tres millones de dólares de valor. La aportación central del trabajo es la identificación de la condición institucional del promotor como el factor que habilita el acceso a las tres palancas de las que depende cerrar la brecha de rentabilidad.This paper determines under what conditions the substitution of grey hydrogen with self-produced green hydrogen becomes economically viable in a developing country refinery, taking the Cartagena Refinery (Colombia) as a case study. An off-grid plant consisting of a 5 MW PEM electrolyzer, a 10 MW solar photovoltaic park, and 5 MWh of battery storage is sized, yielding an annual production of around 271 tons, and is evaluated using a twenty-year cash flow analysis under three market scenarios and two solar park configurations. The base case yields an LCOH of around 8 USD/kg and a sharply negative NPV. Profitability is only achieved when the optimistic gas price increase scenario, single-axis solar tracking, full allocation of production to the European corridor, and a structure supported by multilateral concessional debt occur simultaneously: the optimal model reaches an NPV of $4.35M, an IRR of 9.05%, and an LCOH of 5.37 USD/kg. The incorporation of Article 6.2 carbon credits adds more than three million dollars in value. The core contribution of this work is the identification of the developer's institutional status as the key factor that enables access to the three levers required to close the profitability gap.