Nuevo método para calcular el coste nivelado del hidrógeno

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Un grupo de investigadores de la Universidad Griffith de Australia ha creado un nuevo método para evaluar el coste nivelado del hidrógeno (LCOH, por sus iniciales en inglés) que incluye como nuevos parámetros la capacidad de sobrecarga y la eficiencia del electrolizador en función de la potencia.

«Decidimos adoptar el enfoque de modelización tecnoeconómica basado lo más posible en el rendimiento real del sistema. Si no se tiene en cuenta la variabilidad de la eficiencia del electrolizador, como suele ocurrir en los estudios sobre el hidrógeno verde, se sobreestiman considerablemente los costes de producción de hidrógeno», explica a pv magazine Mostafa Rezaei, autor del estudio.

La nueva metodología tiene en cuenta la potencia de entrada del electrolizador, el funcionamiento ocasional del electrolizador en condiciones de sobrecarga y las características reales de funcionamiento en función del tipo de electrolizador. Además, incluye la vida útil del sistema electrolizador y la vida útil de las pilas en horas de funcionamiento, así como la tasa de aprendizaje para predecir el coste rutinario de sustitución de las pilas del electrolizador al final de su vida útil. Además, incluye las economías de escala y el coste del agua desalada y del terreno necesario.

«Nuestro análisis se basa en la conexión directa de la planta de generación de energía fotovoltaica y la conexión casi directa de la planta de turbinas eólicas (WT) y un conjunto de electrolizadores», explicó el grupo. «Este enfoque reduce los costes de inversión iniciales al eliminar (FV) o reducir (WT) la necesidad de convertidores de potencia, reducir la complejidad del sistema y minimizar las pérdidas de potencia. En nuestro estudio, nos centramos en dos opciones de electrólisis, elegidas en función de sus niveles de preparación tecnológica: Las tecnologías alcalina (ALK) y PEM».

El nuevo modelo se utilizó para analizar el LCOH en distintas regiones de Australia designadas como centros del hidrógeno. «Aunque la metodología aquí desarrollada se aplica específicamente a estas regiones, es igualmente aplicable a cualquier otra región del mundo», destacaron los académicos. «En el contexto de este estudio, por tanto, investigamos Bell Bay en Tasmania, la península de Eyre en Australia Meridional, Gladstone y Townsville en Queensland, Latrobe Valley en Victoria, Hunter Valley en Nueva Gales del Sur y Pilbara en Australia Meridional».

Basándose en la bibliografía anterior, el dimensionamiento y la producción se calcularon utilizando perfiles horarios de energía solar y eólica específicos de los centros de hidrógeno. El coste medio ponderado del capital (WACC) se situó entre el 2% y el 8%.

Basándose en estos valores, el equipo de investigación también evaluó si el coste objetivo de 2-3 dólares australianos (1,32-1,98 dólares) por kilogramo, fijado por la Hoja de Ruta Nacional del Hidrógeno de Australia, es alcanzable.

«En el escenario de base para la planta fotovoltaica y el rango examinado para la escala, el valor objetivo sólo podría alcanzarse en la región de Pilbara. La escala umbral para alcanzar el valor objetivo es de 350 t/día, lo que requeriría un electrolizador PEM de 2,1 GW», subrayan los científicos. «En la hipótesis de base para la central eólica, la península de Eyre y Pilbara muestran el mayor potencial. Sin embargo, el valor objetivo sigue siendo inalcanzable en cualquier centro».

Empleando análisis de sensibilidad, los académicos descubrieron que el WACC, el factor de escalado, los gastos de capital (CAPEX), la eficiencia de la electrólisis y la sobrecarga influyen en el LCOH. Así, un WACC del 6%, un factor de escala (SF) fotovoltaico de 0,85 y un SF de pila PEM de 0,84, empleados en la región de Gladstone, son suficientes para alcanzar un LCOH de 3 AUD/KG. «Alternativamente, si no se pueden conseguir economías de escala significativas, bastaría con un WACC = 6%, un SF fotovoltaico = 0,88 y un SF de chimenea PEM = 0,87, junto con un aumento anual del 1% en la eficiencia de la electrólisis», añadieron.

Los resultados de sus investigaciones se presentan en «Levelised cost of dynamic green hydrogen production: A case study for Australia’s hydrogen hubs» (Coste nivelado de la producción dinámica de hidrógeno verde: un estudio de caso para los centros de hidrógeno de Australia), publicado recientemente en Applied Energy.

«Australia tiene sin duda potencial para convertirse en una potencia del hidrógeno renovable competitivo en costes. Sin embargo, sin una ampliación significativa, el país corre el riesgo de quedarse rezagado en esta industria crucial», concluyó Rezaei. «La introducción de un coste del carbono basado en la intensidad de carbono de los métodos de producción de hidrógeno puede mejorar significativamente la competitividad de costes del hidrógeno verde en determinados centros».

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