Investigadores del Ministerio italiano de Medio Ambiente y Seguridad Energética y de la Universidad Politécnica de Turín han desarrollado un novedoso modelo para estimar el costo de producción de hidrógeno en función del tamaño de los componentes de la planta.
«El objetivo es ir más allá del análisis de un caso de estudio específico y ofrecer consideraciones de aplicación general para el diseño óptimo de sistemas verdes de producción de hidrógeno», señalan los investigadores, que apuntan que la investigación se llevó a cabo para cuatro escenarios de producción: sólo energía fotovoltaica, sólo energía eólica, producción híbrida solar-eólica y producción híbrida con almacenamiento en baterías. «También se realiza un análisis de sensibilidad sobre los costos de inversión de las tecnologías de producción de electricidad a partir de hidrógeno para explorar diversas vías de aprendizaje tecnológico desde hoy hasta 2050».
La simulación se basa en los factores de capacidad de 2016 en Italia, que se identificó como el año meteorológico de referencia más típico para el país. En el escenario propuesto, el capex se asumió en 650 euros (699 dólares)/kW para la fotovoltaica, 1.120 euros/kW para la eólica, 306 euros/kWh para el almacenamiento en baterías y 1.188 euros/kW para los electrolizadores.
«El análisis de sensibilidad abarca ratios de tamaño de 0,5 a 8 y valores de autonomía de las baterías de 0 a 6 h, garantizando la identificación del punto con el mínimo costo nivelado del hidrógeno (LCOH)», explicaron. «A través de este análisis, se obtienen las tendencias de los indicadores energéticos y económicos en función de los ratios de diseño, y se determina el punto de diseño de costo óptimo (LCOH mínimo)».
Mediante su análisis, los científicos descubrieron que el LCOH de la configuración sólo fotovoltaica es de 5,11 euros/kg y se consigue con un ratio fotovoltaico de 2,2. Esto significa que la potencia nominal fotovoltaica debería ser 2,2 veces superior a la potencia nominal del electrolizador. Para el escenario de sólo viento, el LCOH se estimó en 5,76 euros/kg, con un ratio de 2,8.
«La solución híbrida óptima se caracteriza por un valor de LCOH inferior (5,04 euros/kg) al de las configuraciones fotovoltaica y eólica, y la relación de tamaño óptima es de 1,6 tanto para la fotovoltaica como para la eólica», explican. «La introducción de una batería de almacenamiento resulta no ser conveniente desde el punto de vista económico, en términos de LCOH».
En un paso posterior, los investigadores repitieron la simulación con capex asumidos para los escenarios de 2030 y 2050. En su escenario de 2030, el capex era de 450 euros/kW para la fotovoltaica, 1.040 euros/kW para la eólica, 175 euros/kWh para el almacenamiento en baterías y 701 euros/kW para los electrolizadores. Los costos en 2050 eran de 350 euros/kW, 960 euros/kW, 131 euros/kWh y 314 euros/kW, respectivamente.
«La relación fotovoltaica óptima disminuye de 2,2 en el escenario actual a 2,1 en 2030 y 1,9 en 2050», muestran los resultados. «El costo de la producción de hidrógeno también disminuye de los escenarios actuales a los futuros. En concreto, el LCOH, que equivale a 5,11 euros/kg con los costos tecnológicos actuales, baja a 3,28 euros/kg en 2030 y a 2,04 euros/kg en 2050».
Para los escenarios eólicos futuros, el ratio disminuye hasta aproximadamente 2,4 en 2030 y 1,9 en 2050, con unos precios que bajan hasta 4,69 euros/kg y 3,71 euros/kg, respectivamente. En el caso híbrido, el coeficiente eólico disminuye a cero en los escenarios de 2030 y 2050, mientras que el coeficiente fotovoltaico sube a 2,1 en 2030 y baja a 1,9 en 2050 para compensar la ausencia de energía eólica. El LCOH disminuye a 3,28 euros/kg en 2030 y a 2,04 euros/kg en 2050.
«Es esencial proporcionar a los usuarios industriales y a las partes interesadas directrices sobre el tamaño adecuado de las nuevas centrales de conversión de electricidad en hidrógeno», concluyen los académicos. «Dado el elevado costo de las tecnologías implicadas, el diseño debe perseguir una disposición óptima en cuanto a costos para minimizar el costo de producción de hidrógeno y mejorar la competitividad del hidrógeno bajo en carbono en el mercado».
Sus conclusiones se presentaron en «Design of hydrogen production systems powered by solar and wind energy: An insight into the optimal size ratios» (Diseño de sistemas de producción de hidrógeno alimentados por energía solar y eólica: una visión de las proporciones de tamaño óptimas), publicado en Energy Conversion and Management.
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