Investigadores en México han analizado la integración de Energía a Gas a Energía(P2G2P) basada en hidrógeno en una microrred rural existente. Dijeron que esta solución podría volverse competitiva si los costos del electrolizador, la celda de combustible y el tanque de hidrógeno se reducen a la mitad, o si los precios del diésel siguen aumentando.
Científicos del Instituto Nacional de Electricidad y Energía Limpia de México han llevado a cabo un estudio de factibilidad tecnoeconómica para evaluar la factibilidad de integrar P2G2P basada en hidrógeno en una microrred rural que atiende a la comunidad de Puertecitos en el estado de Baja California.
“El diseño del sistema propuesto se puede replicar en diferentes regiones de México y otras latitudes”, dijo a PV Magazine la investigadora Tatiana Romero Castañón.
La incorporación de hidrógeno utilizaría el exceso de energía renovable en invierno para el almacenamiento a largo plazo, y la instalación de hidrógeno constaría de un electrolizador, un tanque de hidrógeno y un sistema de pila de combustible.
“El invierno, en cambio, es muy templado en esta región del país. Por lo tanto, no hay necesidad de usar ningún dispositivo de calefacción”, dijeron los científicos.
En la configuración del sistema propuesto, que fue modelado con el software Homer Pro, la electricidad generada por las instalaciones fotovoltaicas y eólicas de la microrred se utiliza para la demanda de carga de la microrred y la generación de hidrógeno a través del electrolizador. La microrred consta de un sistema fotovoltaico de 54,4kW, un generador diésel de 60kW, un aerogenerador de 5kW y un sistema de almacenamiento de 522kWh.
El análisis económico se realizó mediante el cálculo del coste nivelado de la energía (LCOE) de la microrred antes y después de la incorporación de la instalación de hidrógeno.
“Con LCOE, se puede analizar la incorporación del sistema de almacenamiento de Hidrógeno (P2G2P) a la microrred como una alternativa para reducir, y eventualmente sustituir, el diésel, almacenando hidrógeno a lo largo de las estaciones”, dijeron los científicos. “Puertecitos podría ser una región óptima para aplicaciones de hidrógeno porque no tiene acceso a la red eléctrica, pero además, la microrred depende (en verano) de la generación diésel”.
En el modelado se consideraron diferentes escenarios, basados en dos escenarios de referencia principales: un sistema con celdas de combustible con capacidades que van de 3kW a 12kW, una capacidad de electrolizador de entre 6kW y 22kW, y un tanque con una capacidad de almacenamiento de entre 2 kg y 8 kg. También consideraron un sistema con capacidades de combustible entre 5kW y 18kW, una capacidad de electrolizador de 10kW a 38kW y un tanque de hidrógeno con capacidad que oscila entre 10 kg y 40 kg.
A través de su análisis, los académicos encontraron que el escenario más competitivo en costos lo ofrece una combinación de una celda de combustible de 6kW, un electrolizador de 6kW y un tanque de hidrógeno de 2kg. Asumieron un gasto de capital de $1250/kW para la celda de combustible, $1250/kW para el electrolizador y $500/kg para el tanque.
“La pregunta que queda es si el rango considerado de tecnología Capex se hará realidad”, dijeron los científicos. “El modelo mostró que al reducir a la mitad el costo de capital actual de electrolizadores, celdas de combustible y tanques de hidrógeno, el P2G2P se vuelve competitivo. Para este escenario, la producción en masa y las adopciones de tecnologías H2 a corto plazo pueden reducir el tiempo para ser competitivos en costos. Otra forma de acelerar la adopción de H2 podría ser un aumento en los precios del diésel”.
Describieron el diseño del sistema en “Un estudio técnico-económico para un sistema de almacenamiento de hidrógeno en una microrred ubicada en baja California, México. Costo nivelado de energía para escenarios de energía a gas a energía”, que se publicó recientemente en el International Journal of Hydrogen Energy.
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