Un grupo de científicos de la Universidad de Nueva Gales del Sur (Australia) ha investigado la viabilidad técnica y económica de recurrir a motores alternativos alimentados con hidrógeno para utilizar hidrógeno fotovoltaico tanto en operaciones de conversión de gas en electricidad como de electricidad en gas.
Los motores alternativos son motores que utilizan uno o varios pistones para convertir la presión en movimiento de rotación. Convierten en energía mecánica el calor y la presión liberados durante la combustión de un combustible mezclado con aire.
La solución propuesta se concibió para reducir el costo nivelado de la energía (LCOE, por sus iniciales en inglés) de la generación de hidrógeno alimentada por energía fotovoltaica a gran escala. “No se espera que el costo del motor alternativo disminuya en el futuro, ya que se trata de una tecnología relativamente madura”, declaró a pv magazine el autor principal de la investigación, Shaun Chan. “La viabilidad de la configuración propuesta dependerá de los costos del electrolizador”.
En el estudio “Evaluating the techno-economic feasibility of hydrogen-fuelled reciprocating engines for renewable base-load power generation” (Evaluación de la viabilidad tecnoeconómica de motores alternativos alimentados con hidrógeno para la generación de energía de carga base renovable), publicado en Energy Conversion and Management, el grupo de investigación afirma que el sistema incluye una instalación fotovoltaica a gran escala de 180 MW, un electrolizador de membrana de intercambio protónico (PEM) de 93 MW, un compresor de 4 MW y una unidad de almacenamiento de hidrógeno a presión de 29 toneladas para la conversión de energía en gas, así como un generador alternativo de hidrógeno de 10 MW basado en la tecnología de doble inyección directa de hidrógeno y gasóleo (H2DDI) para la conversión de gas en electricidad.
La unidad de almacenamiento de energía en gas funciona con el excedente de energía proporcionado por el parque solar, mientras que la unidad de conversión de gas en energía se utiliza para convertir el hidrógeno almacenado en electricidad cuando la disponibilidad de electricidad en el mercado es limitada. “El hidrógeno producido puede venderse en el mercado y mezclarse con el gasoducto de gas natural existente o almacenarse para su uso posterior cuando la generación de energía fotovoltaica sea insuficiente, por ejemplo durante la noche o en condiciones meteorológicas adversas”, explican los científicos.
Esquema del sistema.
Imagen: UNSW, Energy Conversion and Management, Licencia Creative Commons CC BY 4.0
Los investigadores especificaron que el gasóleo se utiliza tanto como fuente de ignición como de energía adicional, y que la tecnología H2DDI es capaz de calibrar proporciones variables de hidrógeno y gasóleo para producir energía en función de las reservas de combustible disponibles. También explicaron que un aumento de la fracción energética del hidrógeno se traducía en un mayor LCOE.
El análisis tecnoeconómico demostró que la configuración del sistema propuesto tiene potencial para alcanzar un LCOE de 335,52 dólares/MWh y unas emisiones mínimas de CO2 de 78 kg/MWh. A título comparativo, el LCOE medio actual de Nueva Gales del Sur es la mitad de este valor. También se comprobó que el sistema mejora el suministro sostenido a la red aumentando el consumo de gasóleo sin un incremento sustancial del LCOE.
A pesar de que estos resultados iniciales revelan que la tecnología propuesta tiene un largo camino por recorrer antes de alcanzar la madurez comercial, el equipo de investigación está convencido de que la adaptabilidad del sistema lo hará competir con enfoques tecnológicos alternativos.
Con esta idea en mente, los académicos realizaron una serie de evaluaciones técnicas y económicas teniendo en cuenta los precios de la energía previstos, las posibles mejoras políticas, los avances tecnológicos y las mejoras de la red. Mediante este análisis, descubrieron que el sistema puede alcanzar valores de LCOE optimizados de 138,76 dólares/MWh y 148,91 dólares/MWh para los sistemas de motor y pila de combustible PEM, respectivamente.
“El análisis de sensibilidad reveló que el LCOE era más sensible a la tasa de descuento, con una variación del 2% que conducía a un cambio del 27%-30%”, explicaron además. “Por el contrario, las fluctuaciones del 5% en los precios comerciales del combustible diésel, el hidrógeno al por mayor y los certificados de generación a gran escala (LGC) tuvieron un impacto mínimo debido al tamaño optimizado e inalterado del sistema dentro de los rangos probados”.
También especificaron que el panorama descrito puede verse alterado significativamente por los avances de las energías renovables y las tecnologías de almacenamiento de energía en el futuro. “La viabilidad económica de la tecnología puede verse influida significativamente por las futuras políticas y normativas gubernamentales relacionadas con los mecanismos de tarificación del carbono, los objetivos de las energías renovables y los programas de apoyo a las tecnologías limpias”, añadieron.
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