Análisis de optimización de costes y competitividad en hidrógeno verde: factores críticos y variables determinantes

Comprender los costes asociados a la producción de hidrógeno verde a partir de fuentes renovables resulta esencial para evaluar su viabilidad a gran escala en un contexto energético global. Bajo esta perspectiva, el estudio “Comparativa de costes de producción de hidrógeno verde en distintos emplazamientos”, elaborado por Enertis Applus+, analiza el costo nivelado de producción de hidrógeno (Levelized Cost of Hydrogen o LCOH, por sus siglas en inglés) en diez ubicaciones internacionales con distintos niveles de recurso solar y eólico, a través de electrolizadores aislados de la red y alimentados exclusivamente por sistemas de generación eléctrica renovable.

A través de un enfoque riguroso, con más de 4.000 simulaciones y un análisis detallado de cada escenario, el estudio ofrece una hoja de ruta sólida para entender dónde, cómo y bajo qué condiciones puede producirse hidrógeno verde a costes competitivos, si bien una de las principales conclusiones es que no existe una solución universal.

La exploración de una amplia gama de configuraciones híbridas, compuestas por energía solar fotovoltaica, generación eólica y sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (Battery Energy Storage Systems o BESS, por sus siglas en inglés), se llevó a cabo con el objetivo de identificar las combinaciones más eficientes y económicamente competitivas, manteniendo fija la potencia del electrolizador. El modelo de análisis se estructuró de forma que las iteraciones no afectaran a esta unidad central, sino a los activos de generación que la abastecen y al sistema de almacenamiento. De esta manera, en todos los emplazamientos se obtenían escenarios comparables entre sí.

Una evaluación precisa del rendimiento del sistema en una variedad de escenarios de producción, costes y precios de la energía

La arquitectura del sistema se basa en una estación de electrólisis que opera de forma autónoma, sin conexión a red. Esta estación se alimenta exclusivamente de una planta solar, un parque eólico y un sistema BESS, todos de nueva instalación. Con una potencia de electrólisis fijada en 100 MW, la energía no consumida directamente por el electrolizador se almacena en el sistema de baterías, siempre que su estado de carga lo permita, lo que facilita la mitigación de vertidos y el aprovechamiento más eficiente de la producción renovable. Este diseño también brinda la oportunidad de estudiar el papel estratégico del almacenamiento en la gestión de la energía y su impacto en los costes.

En la figura 1 se muestra el esquema general sobre el que se realizaron las diferentes iteraciones:

Figura 1: Arquitectura del sistema. Fuente: Elaboración propia.

Partiendo de la identificación de los emplazamientos más adecuados —considerando la variabilidad en los recursos eólicos y solares— en España (cinco emplazamientos), Rumanía, Chile, Australia y Estados Unidos, la metodología de análisis contempló una estructura que permitiera evaluar con precisión el rendimiento del sistema bajo distintas combinaciones de tecnologías renovables. En todos ellos se definió un caso base común en el que se combinan las siguientes potencias: 100 MW de electrólisis, 100 MWac de fotovoltaica, 99 MW de eólica y sin almacenamiento inicial. A partir de este punto, se llevaron a cabo 240 iteraciones por emplazamiento, combinando diferentes potencias renovables y capacidades de almacenamiento, manteniéndose siempre fija la capacidad del electrolizador.

Una parte fundamental del estudio fue el análisis de la energía bruta y neta disponible. En un principio, se obtuvieron simulaciones horarias que permitieron conocer la producción energética potencial sin restricciones, la energía bruta. Posteriormente, para cada uno de los escenarios, se calcularon los vertidos, las pérdidas y el rendimiento real, teniendo en cuenta la intervención del sistema BESS, mediante sistemas de simulación desarrollados internamente. A partir de la energía neta disponible, y las condiciones de operación de los electrolizadores, se determinó la producción anual de hidrógeno, para cada configuración analizada.

Los cálculos económicos se estructuraron en dos escenarios complementarios, teniendo en cuenta la estimación de los costes de inversión (CAPEX) y operación (OPEX). Por un lado, se consideró un modelo con precios estándar, independientes de la localización, utilizando los mismos valores de costes en el cálculo del costo nivelado de energía (Levelized Cost of Energy o LCOE, por sus siglas en inglés) y el LCOH para todos los emplazamientos. De este modo se aseguró un primer escenario en el que la variabilidad de los resultados estuviera directamente relacionada con la disponibilidad del recurso renovable. Por otro lado, se introdujeron precios variables ajustados según estimaciones económicas y la realidad financiera de cada país. En total se realizaron 4.800 simulaciones: 2.400 con precios estándar y otras tantas con precios ajustados.

Uno de los aspectos clave del análisis fue la identificación de escenarios óptimos en lo concerniente a los resultados y la optimización de costes de producción de electricidad e hidrógeno. Para ello, se definieron dos marcos de referencia: un escenario base, que permitió realizar una comparación homogénea entre emplazamientos; y otro óptimo, en el que se minimizaba el LCOH en cada emplazamiento definiendo la arquitectura que conducía a esa optimización. Esto permitió determinar que no siempre la configuración que producía más hidrógeno era la que lograba un menor LCOH. En este sentido, el equilibrio entre vertido energético y factor de capacidad (Capacity factor) del electrolizador resultó determinante. En emplazamientos con un bajo LCOE, resultó más viable sobredimensionar la generación renovable, incluso si ello suponía cierto nivel de vertido, con tal de asegurar un mayor factor de capacidad del sistema de electrólisis. En cambio, en ubicaciones con un LCOE elevado, la penalización económica por los vertidos obligó a una mayor eficiencia en la relación Potencia renovable/Potencia de electrolisis.

Recurso, factor de capacidad del electrolizador y condiciones financieras, factores determinantes

Una de las principales conclusiones hace referencia a que la disponibilidad del recurso renovable en cada emplazamiento determina directamente su capacidad de producción de hidrógeno. En este sentido, las ubicaciones que cuentan con una combinación complementaria de fuentes de energía, como la solar fotovoltaica y la eólica, presentan ventajas significativas. Esta complementariedad permite alcanzar mayores factores de capacidad en el electrolizador, lo que se traduce en una reducción del LCOH y una mayor eficiencia en la producción de hidrógeno.

Los resultados también dejaron clara la importancia del factor de capacidad del electrolizador. Aquellas configuraciones que lograron maximizar su funcionamiento —a través de una arquitectura de generación bien dimensionada acorde a su recurso — presentaron LCOH sustancialmente menores. Esto se evidenció, por ejemplo, en emplazamientos donde la complementariedad entre el recurso solar y eólico permitió alcanzar factores de capacidad elevados y una reducción significativa del LCOH.

En el extremo opuesto, ubicaciones con baja disponibilidad de algún recurso, mostraron factores de capacidad del electrolizador muy reducidos, que se tradujeron en valores de LCOH superiores. Sin embargo, incluso en estos casos, el análisis permitió identificar configuraciones optimizadas. Al eliminar la componente con bajo recurso y reforzar la otra generación, se consiguió reducir el LCOH, lo que demuestra que la optimización no depende solo del recurso bruto, sino también de la arquitectura elegida.

El estudio también evidencia el peso decisivo de las condiciones económicas locales. Factores como el CAPEX, el OPEX y las tasas de evaluación del proyecto, pueden influir significativamente en los costes finales, por lo que es esencial considerarlos en la planificación y análisis económico de los proyectos. Así, emplazamientos con buen recurso

pueden perder competitividad en el escenario con precios localizados debido a costes de inversión o tasas de inflación desfavorables. De modo que puede afirmarse que una alta disponibilidad de recurso, aunque condición necesaria, no garantiza por sí solo un LCOH competitivo.

Aunque los emplazamientos con mayor complementariedad entre recurso solar y eólico tienden a destacar en el escenario de precios estándar, las diferencias en variables económicas como CAPEX, OPEX introducen una alta variabilidad en los resultados. En el escenario con precios localizados, estas condiciones financieras alteran significativamente la competitividad de cada emplazamiento, de modo que una alta producción energética no garantiza necesariamente un menor LCOH.

La siguiente tabla muestra de forma resumida el comportamiento de las variables mencionadas en los diferentes escenarios de arquitectura y precios:

Tabla 1: Resumen LCOE & LCOH. Fuente: Elaboración propia.

Asimismo, en la siguiente figura se puede observar el comportamiento del LCOH itemizado en los diferentes conceptos que los conforman donde se puede observar la evolución de cada uno de ellos.

Tabla 2. LCOH ITEMIZADO. Fuente: Elaboración propia.

En definitiva, el coste nivelado del hidrógeno depende de una compleja interacción entre variables técnicas, operativas y económicas. Un alto factor de capacidad del electrolizador, un LCOE reducido y unas condiciones financieras favorables son los tres pilares sobre los que debe asentarse cualquier estrategia para la producción de hidrógeno verde. Ninguno de estos factores es suficiente por sí solo, pero su combinación eficaz —adaptada a cada emplazamiento— marca la diferencia entre un proyecto viable y uno económicamente inviable.

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