Un grupo de investigación de la ETH de Zúrich ha estudiado el papel del almacenamiento de hidrógeno en un sistema eléctrico con grandes recursos hidroeléctricos como el suizo.
“El estudio va en la dirección de comprender cuándo el hidrógeno podría desempeñar un papel cuando coexiste con la energía hidroeléctrica y la hidroeléctrica de bombeo, o más en general dentro del mismo mercado”, dijo el autor correspondiente, el profesor Paolo Gabrielli, a pv magazine. “Esto podría ocurrir en algunos escenarios”.
Suiza cuenta actualmente con 6,9 TWh de presas hidroeléctricas y 2,1 TWh de centrales hidroeléctricas de bombeo construidas o en construcción. El sistema eléctrico del país -incluida su transferencia de energía con los vecinos Alemania, Francia, Italia y Austria- se simuló utilizando la plataforma Nexus-e y se optimizó con un modelo de optimización de programación lineal (LP, por sus inciales en inglés).
Utilizando la simulación y optimización de software, el equipo de investigación se centró en el sector eléctrico suizo como caso de estudio. Sin embargo, afirman que debería proporcionar directrices y recomendaciones generales de diseño en entornos similares
Los académicos evaluaron la necesidad de almacenamiento de hidrógeno en unos cuantos escenarios tecnoeconómicos y climáticos con variables cambiantes. El análisis se realizó para unos pocos años objetivo: 2020, 2030, 2040 y 2050, con sus respectivos escenarios de desarrollo y demanda. Se consideró que la generación fotovoltaica sería de 6,76 TWh en 2030, 19,56 TWh en 2040 y 31,66 TWh en 2050.
El año meteorológico se fijó en seco, húmedo o lluvioso, y los costos de interrupción de la carga, entre 1.000 euros (1.080 dólares)/MWh y 10.000 euros/MWh. Además, se consideraron tres escenarios para el desarrollo de los países vecinos de Suiza, definidos por los Planes Decenales de Desarrollo de Redes (TYNDP): tendencias nacionales, ambición global y escenarios de energía distribuida.
Además, la tasa de aprendizaje de las tecnologías del hidrógeno se fijó en el 5%, el 12% o el 20%, y la capacidad neta de transferencia (CNT) osciló entre el 0% y el 100%. Una NTC del 100% corresponde a los valores actuales, mientras que una NTC del 0% corresponde a una Suiza autosuficiente.
“Además, los siguientes candidatos a generadores se incluyen en los escenarios como opciones para nuevas inversiones”, explicaron los científicos:
- plantas de conversión de residuos en energía: 12 unidades de 20 MW cada una
- parques eólicos en 7 ubicaciones para un total de 1960 MW
- baterías en 7 ubicaciones con una capacidad de 100 MW/400 MWh cada una
- centrales de ciclo combinado de gas combinadas con captura y almacenamiento de carbono (CAC): 28 unidades (en 7 ubicaciones) de 100 o 200 MW cada una para un total de 4200 MW
- almacenamiento de hidrógeno: 169 unidades, una en cada nodo considerado, incluidas las regiones no suizas. La energía utilizada para la electrólisis del agua puede ser generada por cualquiera de las unidades de generación de electricidad
Todos los escenarios se analizaron modificando una única variable, mientras que el resto de ajustes del escenario se establecieron mediante un escenario de referencia. En ese escenario de referencia, el año objetivo se fijó en 2050, la tasa de aprendizaje en el 20% y el NTC en el 100%. A continuación, el costo del corte de carga se fijó en 10.000 euros/MWh, la media del año meteorológico, y el desarrollo europeo en la ambición global.
“En el sector eléctrico suizo, el almacenamiento de hidrógeno no desempeña ningún papel importante en la mayoría de las condiciones, incluso cuando se asumen hipótesis de costos favorables para las tecnologías del hidrógeno”, subrayaron los investigadores. “Más concretamente, en Suiza no se instala ningún almacenamiento de hidrógeno si existen interconexiones energéticas razonables con los países vecinos. Esto se aplica incluso si se consideran los años secos, en los que las entradas naturales de agua son escasas y la contribución del sector hidroeléctrico suizo es reducida”.
Sin embargo, los resultados también mostraron que el almacenamiento de hidrógeno se instala cuando las capacidades netas de transferencia entre países se reducen por debajo del 30% de los valores actuales y los costos de desconexión de la carga superan los 1.000 euros/MWh. “En otras palabras, el almacenamiento de hidrógeno es una solución para garantizar la autosuficiencia en un contexto en el que los intercambios de electricidad con los países vecinos no son posibles. Sin embargo, esto tiene el costo de unos precios de la electricidad muy elevados”, subrayaron.
Sus resultados se presentan en el artículo “The role of hydrogen storage in an electricity system with large hydropower resources” (El papel del almacenamiento de hidrógeno en un sistema eléctrico con grandes recursos hidroeléctricos), publicado en la revista Energy Conversion and Management.
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