Hidrógeno de refinería: separar gas, electricidad y carbono

Modelo transparente de coste variable del reformado, con sensibilidad al gas entregado y límites de emisiones.

Ilustración editorial generada con IA: Subestación eléctrica delante de tanques de GNL y tuberías de refinería

Ilustración editorial generada con IA; no representa un proyecto verificado, precios reales ni datos de gráficos.

1. La decisión económica

Para una refinería que compra hidrógeno u opera un reformador, importa el coste por kilogramo utilizable a presión y pureza acordadas. Un índice de gas no basta. El gas de alimentación entra en el producto, el combustible adicional aporta calor y la electricidad acciona compresión y auxiliares. Un contrato puede agruparlos en una fórmula indexada. Separarlos explica la revisión de precios y las mejoras posibles dentro de la instalación.

2. Qué muestran agosto y septiembre

La tabla del Banco Mundial del 2 de octubre registra Henry Hub en 2.77 USD/MMBtu en agosto y 2.95 en septiembre, y TTF neerlandés en 21.11 y 25.42. Son ubicaciones y bases contractuales diferentes, no ofertas alternativas a una misma refinería. El aumento TTF de 4.31 USD/MMBtu aplicado a los 0.125 MMBtu/kg ilustrativos da 0.53875 USD/kg, únicamente si el contrato sigue realmente ese índice sin retraso ni límite.

El informe EIA del 6 de octubre, cerrado el 1 de octubre, pronostica Henry Hub anual 2026 de 3.48 USD/MMBtu y electricidad mayorista estadounidense de 52 USD/MWh. No son tarifas observadas de octubre de una planta. No se usa una oferta pública verificada de hidrógeno específico de refinería de agosto/septiembre.

3. Por qué importa el límite del proceso

En la descripción DOE, el reformado requiere calor, la conversión produce hidrógeno adicional y la purificación separa impurezas. Se necesitan gas medido de toda la unidad, hidrógeno utilizable de salida y electricidad incluyendo la compresión exigida por la refinería. No contar gas de purga como combustible comprado externo y crédito simultáneamente. El vapor exportado merece crédito solo si otra unidad lo utiliza y documenta el coste evitado. El factor de emisiones de producción no es automáticamente de ciclo de vida.

4. Modelo operativo ilustrativo

Supónganse por kg H2 0.125 MMBtu de gas comprado sobre PCS, 2 kWh eléctricos, 0.2 USD de otros gastos variables y 10 kg CO2 sujetos a cargo. El gas entregado cuesta hipotéticamente 8 USD/MMBtu, electricidad 100 USD/MWh y el cargo aplicable hipotéticamente 80 USD/t CO2. La intensidad de gas incluye alimentación y combustible. Son USD nominales de una fecha de precios común supuesta, sin impuestos, recuperación de capital, personal fijo ni distribución posterior a la salida. Cobertura y precio del carbono son supuestos, no una ley universal ni observación de mercado.

PartidaCálculo por kg H2USD/kg
Gas0.125 × 81.0
Electricidad2 / 1000 × 1000.2
Otros gastos variablesSupuesto0.2
CO2 cubierto10 / 1000 × 800.8
Total1.0 + 0.2 + 0.2 + 0.82.2

A 10000 kg/día son 22000 USD/día de gasto variable modelado. No es el coste total de propiedad del reformador ni el precio entregado de hidrógeno comercial. Sin cobertura financiera de emisiones, el coste de caja modelado es 1.4 USD/kg; no desaparecen las emisiones físicas.

5. Sensibilidad y umbral útil

Gas a 4, 8 y 12 USD/MMBtu produce 1.7, 2.2 y 2.7 USD/kg manteniendo las demás entradas. Cada 1 USD/MMBtu adicional suma 0.125 USD/kg. Un aumento eléctrico de 20 USD/MWh suma 0.04 USD/kg; 20 USD/t más de carbono cubierto supuesto suma 0.2 USD/kg. Cobertura de gas, mejora de compresor y gestión de emisiones afectan distintas partes de la factura.

Sensibilidad del coste variable de hidrógeno al gas

Coste variable ilustrativo por kg H2 con gas entregado a 4, 8 y 12 USD/MMBtu; electricidad 100 USD/MWh, otros costes 0.2 USD/kg y carbono supuesto 0.8 USD/kg constantes. No es una oferta.

Gas entregado USD/MMBtuCoste variable USD/kg
41.7
82.2
122.7

6. Qué exigir al contrato

Pida índice de gas identificado, ventana de promedio, retraso de facturación, convención PCS/PCI, coeficientes de alimentación/combustible y límite del contador eléctrico. Separe cargos de capacidad, compra mínima, hidrógeno durante paradas, garantías de presión/pureza y propiedad de créditos de vapor. Aclare derechos, asignación gratuita y CO2 capturado antes de aceptar indexación del carbono. Compare igual especificación y disponibilidad; una molécula barata sin presión suficiente puede devolver la compresión a la refinería.

7. Límites y preguntas frecuentes

¿Demuestra que la electrólisis es más barata? No. Compare hidrógeno utilizable, horas, tratamiento de agua, sustitución de pilas y recuperación de capital con iguales límites; los certificados renovables no eliminan por sí solos el coste eléctrico entregado.

¿Se puede reutilizar 10 kg CO2 en todo reformador? No. Obtenga balances y alcance legal; captura, mezcla de combustible y asignación del vapor lo cambian.

¿Reducir hidrógeno cuando sube el gas? Solo dentro de calidad y seguridad. Una restricción de hidrotratamiento puede perder más margen que el gasto ahorrado.

8. Fuentes y próximas decisiones

Use referencias del Banco Mundial, EIA fechado y mecanismo DOE según su finalidad. Continúe con bases del gas y factura industrial. Construya la comparación con contadores y ofertas reales antes de la calculadora de retorno.