Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Carrera Ingeniería de la Energía Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Autor: Luis Miguel Soriano Bermúdez Tutor: David Tomás Sánchez Martínez Antonio Escamilla Perejón Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 ii iii Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de la Energía Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Autor: Luis Miguel Soriano Bermúdez Tutor: David Tomás Sánchez Martínez Catedrático de Universidad Antonio Escamilla Perejón Investigador pre-doctoral Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 iv v Proyecto Fin de Carrera: Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2021 El Secretario del Tribunal Autor: Luis Miguel Soriano Bermúdez Tutor: David Tomás Sánchez Martínez Antonio Escamilla Perejón vi vii A mi familia y amigos, que siempre me apoyaron. A los maestros del departamento de energética que siempre buscarón sembrar una semilla en cada uno de sus alumnos. viii ix Agradecimientos En primer lugar, me gustaría agradecer todo el apoyo incondicional brindado por mis padres, hermanos y abuelos a lo largo del grado. Por todos los valores que me han aportado a lo largo de la vida y por encontrarse junto a mí en los buenos momentos y aún más cerca en los malos. A todos los amigos que me llevo de estos años en Sevilla. Ha sido para mi una suerte conocer a todos y cada uno de ellos, siendo varios los momentos vividos junto a ellos. Desde las noches de fiesta a las noches de estudio en la facultad de medicina. A todos los profesores que me han aportado un poco de su conocimiento a lo largo de mis años como estudiante. De forma más especial agradecer a Don Gonzalo Sánchez y Don Antonio Muñoz su labor como docentes, los cuales además de transmitirnos su conocimiento, nos transmitían su conocimiento y sus vivencias en un mundo fuera de lo que son los libros y los apuntes. A mis tutores de este TFG, Don David Sánchez y Don Antonio Escamilla, unas personas con las me ha resultado bastante fácil trabajar y de los que he aprendido muchísimo. Por último, me gustaría dedicar este TFG a mi abuela Rosario y a mi abuelo José, que por circunstancias de la vida no me pudieron ver como ingeniero. Espero que allá donde estén, se sientan orgullosos de su nieto. Luis Miguel Soriano Bermúdez Sevilla, 2021 xvi 4.2 Plantas con sistemas P2P en funcionamiento 51 4.3 TRL de las diferentes X en los P2H2X 56 5 Simulación caso práctico 58 5.1 Introducción 58 5.2 Motivación 59 5.3 Metodología 60 5.3.1 Modelado y parametrización de las microturbinas 61 5.3.2 Modelado y parametrización del electrolizador 62 5.3.3 Modelado y parametrización del campo fotovoltaico 64 5.3.4 Modelado y parametrización de los tanques de almacenamiento 66 5.4 Resultados 66 5.4.1 Análisis de resultados de la microturbina C30 67 5.4.2 Análisis de resultados de la microturbina C65 67 5.4.3 Análisis de resultados de la microturbina C200S 68 5.4.4 Análisis general de las simulaciones 69 5.5 Análisis tecno-económico 71 5.5.1 Introducción 71 5.5.2 Hipótesis para los cálculos económicos 71 5.5.3 Cálculo del LCOE de la planta fotovoltaica 71 5.5.4 Cálculo del LCOH 72 5.5.5 Cálculo del LCOE de las diferentes microturbinas 75 6 Conclusiones 77 7 Referencias 79 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Comparativa de round-trip efficiency y costes de instalación de las diferentes tecnologías de almacenamiento [27] (Adaptado) 30 Tabla 2: Aplicaciones de los diferentes tipos de almacenamiento [52] 32 Tabla 3: Descripción del estado de desarrollo de los distintos niveles da la TRL [52] 34 Tabla 4: Breve descripción de los tipos de electrolizadores [57] [56] [58] [59] 38 Tabla 5: Densidad energética de las principales fuentes de almacenamiento de energía [59] 40 Tabla 6: Clasificación de los diferentes tipos de tanques de almacenamiento de hidrógeno [59] Adaptado 42 Tabla 7: Caracterización de diferentes plantas de criogenización [62] Adaptado 44 Tabla 8: Principales parámetros de las distintas pilas de combustible y sus principales aplicaciones comerciales [59] 49 Tabla 9: Diferentes tipos de combustores de turbinas de gas compatibles con hidrógeno [59] 51 Tabla 10: Características de las microturbinas seleccionadas [84] [85] [86] 61 Tabla 11: Datos de potencia y gasto de las diferentes turbinas (Propio) 61 Tabla 12: Propiedades del electrolizador [87] 62 Tabla 13: Generación de hidrógeno por electrolizador y tipo de microturbina [88] 63 Tabla 14: Dimensionamiento fotovoltaico para los distintos casos según la microturbina a la que abastezca [82] 64 Tabla 15: Parámetros para la caracterización de un tanque de almacenamiento 66 Tabla 16: Resultados de la simulación para el caso de la microturbina C30 [88] 67 Tabla 17: Resultados de la simulación para el caso de la microturbina C65 [88] 68 Tabla 18: Resultados de la simulación para el caso de la microturbina C200S [88] 69 Tabla 19: Comparativa anual de los diferentes casos [88] 69 Tabla 20: LCOE del campo fotovoltaico para los distintos casos según la microturbina final [88] 72 Tabla 21: Costes de operación y mantenimiento variables para los distintos casos (propio) 73 Tabla 22: Costes capitales para los diferentes casos (propio) 74 Tabla 23: Coste capital anualizado para los diferentes casos (propio) 74 Tabla 24: Costes de operación y mantenimiento fijos para los distintos casos (propio) 75 Tabla 25: LCOH para los diferentes casos [88] 75 Tabla 26: LCOE de las diferentes microturbinas (Propio) 76 xviii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Yacimientos de carbón en el mundo [2] 2 Figura 2: Consumo histórico de energía en los EE. UU. [3] 2 Figura 3: Concentración de CO2 en el hielo y en Mauna Loa (EE. UU.) [4] 3 Figura 4: Emisiones de CO2 a nivel global en los últimos años [7] 3 Figura 5: Mix Energético mundial 2019 [13] 4 Figura 6: Consumo energético por sectores 2017 [11] Adaptado 4 Figura 7: Indicadores demanda energética global estimada de 2020 y 2018 respecto el año anterior [12] [14] Adaptado 8 Figura 8: Consumo energético total por países en 2019 [15] 9 Figura 9: Capacidad instalada de generación de energía en el año 2020 y estimación según las políticas declaradas [17] 9 Figura 10: Ganancias acumuladas de PIB por región en el TES en comparación con el PES en $×persona/año [24] 10 Figura 11: Horas sol pico en Sevilla el 12 de Julio de 2001 [25] 11 Figura 12: Clasificación sistemas de almacenamiento de energía [27] [17](Adaptado) 15 Figura 13: Clasificación del almacenamiento energético temporal [27] 16 Figura 14: Clasificación física según el estado físico en el que se almacena la energía [23] 19 Figura 15: a Condensador tradicional (electrodo – dielétrico - electrodo); b condensador de doble capa (electrodocapa dielétrica – electrolito – capa dieléctrica - electrodo) [27] 20 Figura 16: Comparativa energía específica Vs potencia específica de las diferentes tecnologías de almacenamiento electoquímico [42] 25 Figura 17: Métodos de producción de hidrógeno [45] 26 Figura 18: Esquema de un proceso PtHydrogen [50] 27 Figura 19: Esquema del proceso PtMethane [49] 27 Figura 20: Proceso genérico PtL [51] 28 Figura 21: Esquema del proceso de Fischer-Tropsch [51] 28 Figura 22: Comparativa de la capacidad de almacenamiento y la duración de la descarga de los diferentes sistemas de almacenamiento [24] 31 Figura 23: Eficiencia y densidad de energía volumétrica de los diferentes sistemas de almacenamiento de energía [27] 32 Figura 24: Ciclos de duración frente al coste de transferencia de la energía de distintos tipos de almacenamiento [52] 33 Figura 25: TRL de las diferentes tecnologías de almacenamiento [52] [53] 34 Figura 26: Clasificación de tecnologías de almacenamiento de hidrógeno [59] 39 Figura 27: Esquema de un cilindro de un compresor alternativo (a) y compresor altenativo real (b) [60] [61] 41 Figura 28: Esquema de un compresor de diafragma metálico (a) y un compresor real de diafragma metálico (b) xix [60] [61] 41 Figura 29: Diagrama de temperatura-entropía del ciclo de Linde [63] 43 Figura 30: Esquema de un ciclo simple de criogenización del hidrígeno [64] 43 Figura 31: Ciclo de almacenamiento de hidrógeno en hidruros metálicos [65] Adaptado 45 Figura 32: Ejemplo de ciclo de presión de composición isoterma para unas temperaturas T1 y T2 (a) y principio termodinámico de la compresión de hidruro metálico (b) [65] [68] 46 Figura 33: Esquema de proceso de almacenamiento de hidrógeno en hidruros metálicos y uso del mismo para diferentes casos. [65] 47 Figura 34: Hidrógeno almacenado por masa y por volumen en hidruros metálicos, nanotubos de carbono, gasolina y otros hidrocarburos [66] 47 Figura 35: Máximo porcentaje de H2 admisible en la actualidad de los principales fabricantes de turbinas de gas con sistema DLE [59] 49 Figura 36: Turbinas de gas Siemens y sus capacidades de admisión de hidrógeno en %v/v [59] 50 Figura 37: Número de proyectos totales (izquierda) y potencia eléctrica instalada en MWe (derecha) de proyectos P2G clasificados en función del vector energético empleado [73] 52 Figura 38: Diagrama de proceso del proyecto HyFlexPower [74] 52 Figura 39: Diagrama de proceso del proyecto FLEXnCONFU [75] 54 Figura 40: Diagrama de proceso del proyecto Jupiter 1000 [59] 54 Figura 41: Fases del proyecto Robinson [78] 55 Figura 42: TRL a lo largo de la cadena producción, almacenamiento, transporte y uso del hidrógeno [80] 56 Figura 43: Layout básico del sistema P2P (Propio) 59 Figura 44: Densidad de corriente frente a voltaje de la celda [88] 63 Figura 45: Parámetros de producción del sistema P2P para el mes de diciembre [88] 65 Figura 46: Parámetros de producción del sistema P2P para el mes de junio [88] 65 Figura 47: Esquema simple del sistema P2P (propio) 70 xx Notación ADEME Agencia de la gestión del medio ambiente y de la energía AEP Producción eléctrica anual AFC Pila de combustible alcalina AIE/IEA Agencia Internacional de la Energía CAES Almacenamiento de energía en aire comprimido CAPEX Coste capital CCUS Captura, uso y almacenamiento del carbono CHP Combinado de energía y calor (cogeneración) CMNUCC Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático CP Conferencia de las partes CRF Factor de recuperación del capital DLE Sistemas secos de baja emisión EMS Sistema de gestión de la energía ERDF Fondo europeo de desarrollo regional ERV Energía renovable variable FCR Costes fijos de la instalación FOC Costes de operación y mantenimiento GNC Gas natural comprimido HFC Hexafluorocabonos IRENA Agencia internacional de la energía renovable LAES Almacenamiento energético por aire líquido LCOE Coste nivelado de la energía LCOH Coste nivelado del hidrógeno MCFC Pila de combustible de carbonatos fundidos MEA Conjunto de electrodos de membrana MGT Microturbina de gas MH Hidruros metálicos OPEX Coste operacional P2A Energía a aire PtH/P2H Energía a hidrógeno P2H2X Energía a hidrógeno a X P2P Energía a energía P2X Energía a X PAFC Pilas de combustible de acido fosfórico PCI Poder calorífico inferior PCM Materiales de cambio de fase PEM Membrana de intercambio de protones PEMFC Pilas de combustible poliméricas PES Escenario de energía planificada xxi PFC Perfluorocarbonos PHES Almacenamiento de energía eléctrica con bombas de calor PHS Almacenamiento hidráulico por bombeo PIB Producto interior bruto PMI Punto muerto inferior PMS Punto muerto superior PSP Planta de almacenamiento por bombeo PSS Colocación del sistema de almacenamiento PtG/P2G Energía a gas PtL Energía a líquido RFB Batería de flujo redox SAM Sistem Advisor Model SMES Almacenamiento de energía en campos magnéticos SMR Sistema reformado por metano SOE Electrolizador de óxido sólido SOFC Pilas de combustibles de óxidos sólidos TCC Coste capital de la instalación TES Alamcenamiento de energía térmica TESS Sistemas de almacenamiento de energía térmica TIR Tasa interna de retorno TRL Nivel de desarrollo tecnológico UC Ultra condensadores VOC Costes variables de operación VRFB Batería de flujo redox de vanadio WLE Sistema húmedo de baja emisión xxii xxiii Escenarios y perspecticvas En el desarrollo de este trabajo de fin de grado, se presentarán los siguientes escenarios con sus consecuencias socioeconómicas: ➢ El Escenario de Energía Planificada (o por sus siglas en inglés PES), es el caso que tenemos a día de hoy como referencia para realizar el resto de casos y tener una perspectiva sobre el desarrollo del sistema energético basado en los actuales planes energéticos de los gobiernos así como otros objetivos y políticas planificadas, incluyendo en ellas las contribuciones específicas a nivel nacional en virtud del Acuerdo de París a no ser que el país en cuestión tenga otros planes energéticos más recientes. ➢ El Escenario de Transformación de Energía (o por sus siglas en inglés TES), decribe un escenario ambicioso pero realista, con una vía de tranformación energética basada en gran medida en las fuentes de energía renovables y una constante mejora en la eficiencia energética. Con estes escenario se comenzarían los pasos para mantener el aumento de la temperatura media global muy por debajo de los 2ºC e intentar encaminarlo hacia los 1,5ºC durante este siglo 1 1 INTRODUCCIÓN día de hoy es obvio que unos de los mayores problemas a nivel mundial es el abastecimiento de energético, el cuál, con el transcurso de los años supone una mayor problemática, acrecentándose esta durante el 2020, según la AIE (Agencia Internacional de la Energía) a causa de la COVID-19. Se estima que unos cien millones de personas que tenían abastecimiento eléctrico lo habrían perdido como efecto colateral de la pandemia actual. 1.1 Antecedentes Desde el principio de la historia del ser humano existe una fuerte relación entre el humano y la energía, la cual se vio incrementada exponencialmente con el inicio de la primera Revolución Industrial [1]. Esta la podemos datar en Gran Bretaña, entorno a la segunda mitad del siglo XVIII. En esta época hubo grandes cambios en la forma de producir, debido en gran medida a la introducción de la máquina de vapor, que supuso una mecanización del sector industrial pasando de una producción plenamente manual y lenta a una producción agilizada y mecanizada. A parte de la utilidad industrial de la máquina de vapor, se le dio también una utilidad en el transporte de forma que por primera vez en la historia se pudiera prescindir de la tracción animal y confíar el desplazamiento o los trabajos agrarios a la maquinaria, lo cual supuso grandes avances en lo referido a la producción, como a las nuevas posibilidades de desplazamiento. Con este hecho histórico se consiguieron grandes beneficios económicos puesto que el aumento de producción les ofreció a todas aquellas potencias que se industrializaban una seguridad de abastecimiento y una independencia económica y política de terceros países. Esta independencia se vio favorecida en gran medida porque la materia prima utilizada para la producción de energía fue el carbón, el cual ya sea de mejor o peor calidad, se encuentra ampliamente repartido por toda la geografía mundial. A La gente ignorante le teme a la ciencia porque no la entiende. Quieren los beneficios que la ciencia ofrece, pero no sus interrogantes. - Timothy Walter Burton - Necesidad del almacenamiento de energía 8 8 la referencia.. Actualmente gran parte de los esfuerzos en el mundo energético están focalizados en la reducción del empleo de combustibles fósiles y la implantación de energías renovables, con el fin de llegar a un futuro en el que las energías renovables puedan abastecer el sistema energético global y se pueda así lograr un escenario idílico en el que las emisiones de gases que producen el cambio climático lleguen a ser cero. Es por ello que la AIE plantea la posibilidad de actuar de forma inmediata y aprovechar la bajada de emisiones de gases de efecto invernadero que ha producido la COVID-19 para partir desde un escenario más favorable al de años anteriores y conseguir de esta manera una recuperación económica más sostenible que nos haga llegar más rápidamente a los objetivos marcados en los distintos acuerdos. No obstante, no sería suficiente llegar a una serie de acuerdos entre unos pocos países, sino que se debería llegar a un acuerdo global, el cual todos los países firmasen y ratificasen, puesto que un país como Estados Unidos (que es el segundo consumidor de energía a nivel mundial) a día de hoy sigue fuera del Acuerdo de París, lo que dificultaría bastante el llegar a un futuro limpio. Figura 7: Indicadores demanda energética global estimada de 2020 y 2018 respecto el año anterior [12] [14] Adaptado 9 9 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Figura 8: Consumo energético total por países en 2019 [15] Otro aspecto importante en la actualidad es la reducción de inversión en las redes de transporte y distribución, las cuales se han reducido un 18% [12] en lo que va de año. El buen estado de la red de transporte y distribución,, así como las investigaciones en la misma son fundamentales para poder implantar los nuevos sistemas de almacenamiento que se investigan a día de hoy y para implantar de una forma más optima y eficiente las tecnologías renovables, especialmente en aquellas regiones en las que se promueve la generación distribuida. Respecto la potencia instalada para la generación de energía, actualmente se tienen unos 7784 GW [16] en todo el planeta de los cuales tan solo 24GW corresponden a almacenamiento en baterías, es decir, el 0,308%. De esos 7784 GW un tercio aproximadamente correspondería a las renovables, lo cual dista mucho de la cuota de cobertura de demanda si tenemos en cuenta que el consumo de energías renovables en el mix energético es de tan solo un 4-5% [13]. Esto confirma que no se está aprovechando el potencial de las tecnologías renovables dejando a estas en una posición marginal y su situación se debería revertir pasando del actual 4-5% a un mayor porcentaje en la participación energética gobal. Sin embargo, a de hoy el almacenamiento de energía es una realidad en la que podemos encontrar varias tecnológías con un avanzado TRL (Tecnology Readiness Levels). Así mismo continúa el desarrollo y estudio de otras tecnologías de almacenamiento que presenten una mayor densidad energética ya que es la mayor carencia de las actuales siendo un claro ejemplo de ello el hidrógeno. En el último año cayó entorno al 30% la capacidad de almacenamiento a gran escala respecto al 2018 en gran parte debido a la etapa inicial en la que se encuentra la tecnología y por los escasos apoyos de las políticas. Sin embargo, el almacenamiento a pequeña y mediana escala empieza a cobrar cierta fuerza especialmente en el consumo detrás del medidor, donde en países como Japón llegó a cuadruplicarse la potencia instalada. [17] Respecto los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala destacan el bombeo hidroeléctrico, siendo el más usado a día de hoy por su mayor eficiencia respecto el resto y la madurez energética que tiene, el aire comprimido, el almacenamiento térmico, el supercondensador, los volantes de inercia y las baterías (de litio o de hidrógeno), siendo esta última forma de almacenamiento la que promete un futuro más favorable para el almacenamiento. No obstante, hay que destacar que en la actualidad esta tecnología de almacenamiento se encuentra en un creciente desarrollo y que aunque tengan un menor nivel de TRL que las anteriores, se espera que en los próximos años estas supere a sus predecesoras lo que a su vez contribuiría al alto coste por KW/h reduciéndolo incluso un 50% para 2030. [18] [19] [20] [21] [22] [17] [23] En definitiva, queda claro que le objetivo es poder almacenar energía renovable con el fin de rentabilizar aún más las inversiones en tecnologías renovables y hacerlas más atractivas para el mercado, así como para favorecer a que las naciones puedan llegar a los acuerdos establecidos en las distintas Cumbres del Clima. Figura 9: Capacidad instalada de generación de energía en el año 2020 y estimación según las políticas declaradas [17] Necesidad del almacenamiento de energía 10 10 2.2 Situación geopolítica El mundo moderno y en desarrollo tiene una fuerte dependencia energética debido a que determinan la forma de vida diaria y la mayoría de las actividades cotidianas de cualquier país, por lo que una condición adversa en las mismas implicaría una amenaza para la economía mundial. Esta dependencia energética juega un papel geopolítico muy importante en la independencia de los países importadores de energía, ya que dependen de los productores. Es por ello que se da la necesidad de acceder a las fuentes de energía de la manera más continua y asequible posible, para no tener un problema de abastecimiento y no pagar un alto precio a las naciones productoras. Son varios los países que gracias a sus reservas naturales de energía han podido defender sus intereses ante la comunidad internacional a la vez que han podido ejercer una cierta influencia económica y política sobre terceros países. Por ello los planes de futuro para el mix energético les ha supuesto un problema, siendo los más damnificados los exportadores de petróleo como Arabia Saudí, o a los de carbon como serían Australia e Indonesia, puesto que al menos a corto plazo el gas natural seguirá siendo una fuente útil y que ayudará a la descarbonización lo cual supondrá un beneficio a países exportadores de gas natural como son Rusia, Catar o Estados Unidos. Por el contrario, el futuro mix energético presenta una serie de ventajas para los países que carezcan de recursos fósiles, puesto que su dependencia energética sería menor ya que podrían consumir energía producida en el mismo país a partir de las tecnologías renovables. Respecto el gas natural, es importante especificar que los beneficiarios en la estrategía geopolítica no solo son son los países productores, sino tambien los de paso debido a que el transporte del gas natural se puede dar mediante gasoductos, lo cual beneficiaría a países que se encuentren geográficamente bien situados, como es el caso de Turquía, que conecta la parte del Mar Caspio con la zona sur de Europa. No obstante, no les otorga tanta ventaja, ya que este también puede ser transportado en buques, lo cual hace que se tenga un cierto control sobre el precio del gas al tener diversos vendedores. Con respecto al factor económico, la mayor parte de los países que tienen reservas de combustibles fósiles centran gran parte de su economía en los mismos, siendo este el principal motivo por el cual se muestan contrarios ante los posibles cambios que se producirían en el mix energético, puesto que esto se traduce en una fuerte caída de su PIB. Tanto la AIE como la IRENA, proponen una serie de escenarios para evitar que continue el cambio climático, en ellos siempre se pretende acabar con las emisiones y promover las renovables, aunque se consiga en más o menos años. Los estados más dependientes economícamente de las fuentes fósiles perderían más PIB per cápita, frente a las naciones sin recursos fósiles, las cuales aumentarían su PIB per cápita. De forma gráfica se muestra en la Figura 10, en la cual se observa la previsión del PIB per cápita a nivel global. Esta compara el escenario que actualmente tenemos (TES) con respecto al deseable (PES) en el cual se llevarían a cabo las medidas Figura 10: Ganancias acumuladas de PIB por región en el TES en comparación con el PES en $×persona/año [24] 11 11 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable mencionadas. [24] Cabe a detacar el caso de la Unión Europea, que sería la mayor beneficiada, puesto que es una región plenamente consumidora y apenas cuenta con algunos yaciminetos. 2.3 Excedentes de las tecnologías renovables Uno de los mayores inconvenientes de las energías renovables variables (ERV) es su inestabilidad de suministro, debido a su fuerte dependencia con la situación geofráfica y las condiciones climáticas, marcando estas su producción. Es por ello que en ciertos momentos la producción puede no ser suficiente para abastecer la demanda de ese instante y en otros puede que se produzca una gran cantidad de energía que no va a poder ser consumida, por lo que se debería limitar esa producción, bien parando las hélices de los aerogeneradores o desenfocando paneles fotovoltaicos o captadores solares con el único fin de no producir un problema en la red. Esta situación la podríamos ver en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., en la cual vemos como la irradiación se concentra en unos períodos específicos del día. Al estar la irradiación ligada con la producción de enegía eléctrica en los paneles fotovoltaicos (por ejemplo), tendríamos ciertos periodos de alta producción que pueden o no coincidir con periodos de alto consumo, como también podríamos tener lo opuesto. Zonas de baja producción con alto consumo. [25] Actualmente las ERV tienen un periodo de funcionamiento marcado por esas condiciones estacionarias, lo cual provoca que supongan un problema una mayor penetración de las energías renovables, puesto que, aunque gran parte de la energía se generase de forma limpia y sostenible, siempre sería necesario usar otras tecnologías más o menos contaminantes para suplir la demanda. Es por ello, que con el almacenamiento se le quiere dar un uso a esos periodos de excedentes y ofrecer así una nueva oportunidad comercial con la que se pueda ir consiguiendo una mayor eficiencia en el sistema energético de las renovables variables. En el año 2019 la participación de las ERV en la generación de energía fue de un 10% aproximadamente [24], pero en los diferentes escenarios que plantea IRENA, sobre las ERV recaerá gran parte de la producción de energía, llegando en el caso más favorable al 61% en el año 2050, por lo que se debe lograr la máxima flexibilización del sistema energético de forma que se pueda crear la estabilización que a día de hoy se consigue con las plantas generadoras de base. En la búsqueda de la estabilización del sistema es donde se tendrá que actuar con el almacenamiento pasando de unos 30GWh actauales a más de 900GWh para el 2050, así mismo, si a estos planes de mejora se le introduce la carga de vehículos eléctricos inteligente se le podría añadir un almacenamiento extra de unos 14145GWh con lo que se conseguiría una integración de las renovables mucho más efectiva y capaz de sumisnistrar la demanda exigida. No obstante, será necesario seguir invirtiendo en las redes de transporte para que sean capaces de sostener este sistema, así como de posibilitar la genenración distribuida la cual sería clave en un escenario de renovables. [24] Pese a los avances tecnológicos, a día de hoy el almacenamento por bombeo hidráulico es la forma de almacenamiento más eficiente debido al gran desarrollo de la tecnología que lo forma, también está muy presente el almacenamiento en las centrales termosolares de concentración, la lo cual se almacenaría parte del calor en Figura 11: Horas sol pico en Sevilla el 12 de Julio de 2001 [25] Necesidad del almacenamiento de energía 12 12 algún elemento de almacenamiento como por ejemplo sales fundidas, permitiendo estas una extensión en las horas de operación de la planta.Sin embargo, las tecnologías fotovoltaica y la eólica presentan una mayor dificultad para el almacenamiento de energía, puesto que no se puede almacenar viento, ni se puede de almacenar térmicamente la electricidad producida por los paneles fotovoltaicos, lo cual provoca que se pierda una energía que se podría aprovechar. Actualmente hay varios estudios centrados en el aprovechamiento de la energía excedente ya sea para un almacenamiento directo en baterías, como podrían ser las ión-litio o la producción de hidrógeno verde para los sistemas power to power con los que se pretende almacenar energía en forma de hidrógeno, gas, etc, para su posterior uso [24] [26]. Estos sistemas además de aprovechar los excentes con el fin de usarlos en un futuro transformados o sin transformar, ayudarían en gran medida a que las ERV se rentabilizasen mucho antes por lo que las transformarían en una inversión bastante interesante, lo cual ayudaría aún más a la investigación sobre estas tecnologías puesto que a día de hoy se encuentran en una madurez tecnológica avanzada pero aun distante de la fase comercial. 2.4 Estabilidad del sistema eléctrico Como se ha dicho anteriormente, las ERV podrían generar inestabilidad en el sistema eléctrico, por lo que con el almacenamiento se podría mitigar el efecto además de convertirlo en un elemento que proporcionaría una mayor inserción de las tecnologías renovables y proporcionaría una mayor estabilidad al sistema eléctrico de potencia. En los diversos estudios aparecen una gran cantidad de distintos tipos de almanenamientos, y todos ellos poseen una cualidad que puede aventajar a la estabilidad del sistema eléctrico, como es el caso de las baterías de iones de litio, las cuales además de su alta densidad energética presenta una rápida respuesta con la que podrá suplir las faltas que provoquen las tecnologías renovables a la vez que tienen una bajísima tasa de autodescarga, lo que significa que será eficiente durante largos periodos de tiempo. Sin embargo, a día de hoy se sigue investigando en la tecnología para optimitar su funcionamiento y subsanar los fallos encontrados. Otro sistema de almacenamiento bastante optimo sería el hidrógeo, puesto que se podría almacenar y utilizar mediante el sistema power to hydrogen para la generación de energía de forma que grosso modo podría hacer el papel que a día de hoy realizan las turbinas de gas. Junto a estas tecnologías se encuentran una gran cantidad tecnologías en desarrollo y las ya maduradas con las que se consigue mediante el almacenamiento paliar el efecto de las inestabilidades de las renovables a la vez que crean un sistema energético más estable por su rápida disposición, puesto que el tiempo de respuesta es mucho menor al que presentan la mayoría de las convencionales, lo cual proporcionaría ante la caída de cualquier nudo del sistema eléctrico una respuesta inmediata. Así mismo hay varios estudios que plantean usar el almacenamiento no solo para absorber los picos de la producción de las renovables sino también para aliviar la congestión de la transmisión de la red, es decir, mejorar la capacidad de transmisión de la red. De esta manera se conseguiría aumentar la cantidad de energía transferida tanto en líneas, como en transformadores o substaciones. Por otra parte, también ayudaría a regular la frecuencia y el voltaje mediante un control de la potencia activa y reactiva de forma que mejorase el actual rendimiento de la red eléctrica. [23] 2.5 Ahorro energético Con el almacenamiento de energía se conseguiría que todos los excedentes de las ERV se aprovecharan en lugar de perderlos o desaprovecharlos, es por ello que se contaría con una mayor cantidad de energía que podría ser vertida a la red lo que supondría a la vez un beneficio económico. No obstante, el ahorro energético no solo vendría por ese aprovechamiento de los picos de las ERV sino que también se contempla una mejora en cuanto a las condiciones de la red de transporte la cual sería vital para la implantación tanto de las ERV como del sistema de almacenamiento a gran escala consiguiéndose con dicha mejora una reducción de las pérdidas durante el transporte favorecida así mismo por la posibilidad de poder implantar generación distribuida, lo cual reduciría la distancia entre los puntos de generación y distribución. 13 13 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable 2.6 ¿Por qué es entonces necesario almacenar energía? Según los diversos acuerdos internacionales, el ser humano va buscando un futuro verde en el que no haya emisiones de carbono y actualmente las únicas fuentes de energía que no emiten dióxido de carbono a la atmósfera son las renovables, socialmente muy bien aceptadas y las nucleares que desde el punto de vista de la población presenta cierta reticencia. No obstante, como se ha explicado anteriormente el gran problema de las renovables es la inestabilidad del suministro, algo que se podría evitar con un buen sistema de almacenamiento lo cual a su vez proporcionaría ventajas en la estabilidad del sistema y proporcionaría un ahorro por la mayor eficiencia que la mayoría de estos presentan. Es por ello que, si queremos llegar a los objetivos marcados por el acuerdo de París es indispensable el uso del almacenamiento. Métodos de almacenamiento de energía 14 14 Daría todo lo que sé, por la mitad de lo que ignoro -René Descartes- 3 MÉTODOS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA ctualmente hay varias líneas de investigación sobre los diferentes métodos de almacenamiento de energía. Es por ello que surge la necesidad de catalogarlos según sus diferentes propiedades con el fin de poder analizarlos cualitativamente de manera que sea más fácil elegir uno u otro según la necesidad del momento. Entre los diferentes métodos de almacenamiento destacaremos el sistema Power-to-Hydrogen-to-X siendo estos en los que se centrará el documento y con el cual compararemos el resto. 3.1 Introducción Con el paso del tiempo la enegía eólica y fotovoltaica están cobrando un mayor peso en el mix energético mundial. Es por ello que se deberá establecer una fuerte infraestructura de almacenamiento y de transporte para conseguir una flexibilización del sistema de producción de manera que se favorezca la integración de los mismos alentando así una mayor integración de las energías renovables. El propósito de los sistemas de almacenamiento es esquilibrar la oferta y la demanda complementando las redes energéticas. No obstante, muchos se siguen mostrando contrarios al almacenamiento debido al alto coste de la infraestructura (CAPEX). Esto limita las ventajas de usar almacenamiento energético respecto a las importaciones de combustibles fósiles. Aún así, este sobrecoste puede estar compensado por la independencia energética que se conseguiría. Este sobrecoste puede ser solucionado con la introducción de políticas energéticas más abiertas que fomenten su uso. Estos sistemas funcionan mediante tres procesos: carga (con el cual se abastece de energía), almacenamiento (se encarga de retener la energía cargada) y descarga (para devolver la energía transformada o no). Estos tres procesos no necesariamente deben estar en la misma localización. En algunas aplicaciones, como una central de bombeo, estos tres procesos se encuentran en la misma localización. Sin embargo, podemos tener otras aplicaciones donde estos tres procesos no necesariamente están en la misma localización, como por ejemplo los sistemas Power-To-Power, en los cuales se pueden establecer en distintos lugares físicos sin que ello afecte al proceso. A día de hoy existe una amplia cantidad de tecnologías que compiten por ser la más efectiva, cuyo fin es conseguir ser la pieza clave de un sistema de almacenamiento más optimo y aventajado al resto. Ante la diversidad de las tecnologías podemos encontrar diferentes clasificaciones según el estado físico de la energía, según términos económicos, según la estacionalidad, etc. Es por ello que en primer lugar se deberán indicar A 15 15 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable cuales son las principales características. Con esto se podrá ver en que se basan para clasificarlos en un tipo u otro y cual será el criterio que seguir. 3.2 Propiedades más relevantes a la hora de evaluar un sistema de almacenamiento energético Para evaluar un sistema de almacenamiento es necesario estudiar una serie de propiedades que nos den la información suficiente del mismo. Con dicha información seremos capaces de clasificar las diferentes tecnologías según el criterio de clasificación por el que optemos. Dentro de las propiedades más significativas tenemos parámetros de rendimiento y energía que determinan los puntos técnicos de referencia con los que catalogar los sistemas de almacenamiento de energía. [27] [23] • Energía específica (Wh/Kg): es la cantidad de energía que se puede usar por unidad de masa. • Densidad energética (Wh/m3 o Wh/Kg): cantidad de energía por unidad de volumen o masa que se puede acumular en un material. • Eficiencia (%): esta eficiencia se dará en los procesos de conversión, almacenamiento, carga y descarga. • Autodescarga (% por día, semana o mes): es la cantidad de energía almacenada que se autodescarga en el periodo de almacenamiento. • Tiempo de respuesta (s): con esta propiedad se puede abarcar varias propiedades temporales tanto para carga, descarga. Dentro de esta podemos introducir el ratio E/P que es una relación entre el coste y el beneficio. • Vida útil (ciclos o años): dirá en tiempo de vida al que puede llegar un sitema de almacenamiento. La vida útil se podrá expresar en ciclos, años o ambas dependiendo de la tecnología. • Coste unitario de la energía (U.M./KW h): se refiere al precio que tendrá la energía almacenada en el sistema de almacenaiento en cuestión. 3.3 Clasificación de los sistemas de almacenamiento de energía Dependiendo del criterio en el que se desee centrar el sistema de almacenamiento de energía, podremos clasificarlo de las siguientes formas. Figura 12: Clasificación sistemas de almacenamiento de energía [27] [17](Adaptado) Métodos de almacenamiento de energía 16 16 3.3.1 Clasificación física Es la forma más común en la que se clasifican los sistemas de almacenamiento de energía, la cual se basa en la forma física de la energía cuando esta se almacena. Debido a su importancia se desarrollará con mayor extensión en el punto 3.4, aunque se remarcaran ahora los aspectos más importantes. Esta clasificación se divide en cinco subgrupos como son la energía eléctrica, química, mecánica, térmica y electroquímica. [27] 3.3.2 Clasificación temporal Esta forma de clasificación analiza cuanto tiempo es capaz de suministrar energía un sistema de almacenamiento, por lo que requerirá primero conocer los términos de duración de su descarga. Su clasificación se centra en un almacenamiento de dos tipos, corto plazo y largo plazo. También se ha llegado a usar el término de medio plazo, pero al diferir poco con el de corto plazo quedó absorbido por este, por lo que el término de medio plazo no es utilizado. [27] 3.3.2.1 Almacenamiento a corto plazo El almacenamiento a corto plazo abarca periodos que van desde el orden de nanosegundos hasta días enteros, pero los sistemas fundamentalmente están diseñados para un almacenamiento de horas o diario. El sector eléctrico suele tener una relación de E/P (relación coste-beneficio) que varía de una a diez horas, así como un elevado número de ciclos y eficiencias del mismo. Es por ello que este tipo de almacenamiento energético es especialmente adecuado para equilibrar las fluctuaciones a corto plazo que se producen en la red eléctrica. Algunos ejemplos de este tipo de almacenamiento son los sistemas de almacenamiento de calor sensible, los CAES o los volantes de inercia. [27] 3.3.2.2 Almacenamiento a largo plazo El almacenamiento a largo plazo abarca periodos que retienen energía durante varios días hasta meses o años. Figura 13: Clasificación del almacenamiento energético temporal [27] 17 17 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Estos se utilizan para equilibrar las flutuaciones estacionales en el suministro de energía debido en parte a la estacionalidad del planeta. Así, por ejemplo, en periodos con poca radiación solar o poco viento puede seguir abasteciendo al consumidor supliendo el lugar que han dejado las renovables generadoras. En este caso las relaciones E/P son altas, debido a que tienen una alta capacidad de almacenamiento, pocas pérdidas y un bajo número de ciclos. Sistemas como el almacenamiento de agua, el PSP o el de calor sensible son ejemplo de esta clasificación. 3.3.3 Clasificación espacial La clasificación espacial divide a los sistemas de almacenamiento de energía en cinco tipos. Según la localización física en la que se encuentre el sistema de almacenamiento de energíase pueden diferenciar en sistemas centralizados y descentralizados. Por otra parte, según la movilidad de los sistemas estarán los fijos y los móviles. También encontraremos los de doble uso, que suelen hacer las funciones de comodín teniendo en su vida útil diferentes fuciones según el momento. [27] 3.3.3.1 Sistemas de alamacenamiento centralizados Este tipo de almacenamiento es típico de los sistemas PSP o las cavernas de gas. Los sistemas de almacenamiento centralizado suelen ser de gran tamaño, por lo que requieren una localización geológica y una topología del terreno determinadas, lo cual le supone la necesidad de centralizar el sistema en un área determinada. Esto puede suponer una seria desventaja, puesto que limitaría las localizaciones en las que es posible disponer de estos sistemas de almacenamiento. [27] 3.3.3.2 Sistemas de almacenamiento descentralizados A diferencia de los sistemas de almacenamiento centralizados, los descentralizados son pequeños, modulares y pueden tener unidades de almacenamiento distribuidas por la geografía. Este tipo de sistema tiene una gran adaptabilidad que favorece a las energías renovables. Un ejemplo de ello serían las baterías en casas con sistemas fotovoltaicos o los acumuladores en las estaciones base. Una clara ventaja de este tipo de almacenamiento es que se pueden controlar varios sistemas desde un solo punto de control, lo cual favorecería a la generación distribuida teniendo la posibilidad de crear una planta de energía virtual. Estos sistemas no requieren unas condiciones medioambientales específicas, pero con sistemas de almacenamiento más grandes de este tipo se limitarían las economías de escala. [27] 3.3.3.3 Sistemas de almacenamiento de doble uso Este sistema de almacenamiento hace referencia a aquellos sistemas que pueden tener una doble función o un doble uso además de su función principal. Ejemplo de ello serían las baterías de los coches eléctricos, puesto que se pretende que además de abastecer al coche para su desplazamiento durante la carga, mediante un sistema inteligente, suministre energía a los hogares u otras aplicaciones. De esta manera, las baterías pudieran modificar su función principal, movilidad, para dar apoyo a la red eléctrica. De igual manera son varios los sistemas de almacenamiento que pueden realizar una función adicional, lo que se traduce en un aporte a la red eléctrica a un coste marginal. Esto supondría un aumento en la rentabilidad de los mismos. [27] 3.3.3.4 Sistemas de almacenamiento fijos Los sistemas de almacenamiento fijos están vinculados a una ubicación específica. Están fuertemente ligados a los sistemas centralizados como las cetrales de bombeo o los almacenamientos en acuíferos. No obstante, también pueden incluir algunos sistemas de almacenamiento descentralizados como puede ser el caso del CAES. Los sistemas de almacenamiento fijo centralizados a menudo no pueden estar ubicados donde se genera la energía ni donde se usa. Ello se considera una desventaja puesto que el transporte de cualquier energía supone unas pérdidas energéticas restando eficiencia al proceso de almacenamiento. [27] Métodos de almacenamiento de energía 24 24 • Almacenamiento en baterías de níquel: este tipo de baterías están formadas por por un electrodo positivo de hidróxido de niquel y por un electrodo negativo que puede ser de Fe, Cd, Zn, H2, e hidruros metálicos (MH). Entre ambos se encuentra el electrolito, compuesto por una solución de hidróxido de potasio. El ciclo de funcionamiento es mayor que en el caso anterior y representa una mayor densidad energética. En sus inicios las que más se utilizaban eran las baterías NiCd, pero en la actualidad se están reemplazando gradualmente por las de NiMH debido al mayor rendimiento energético que estas presentan en cuanto al almacenamiento. En la carga y descarga es importante tener en cuenta los efectos negativos de la temperatura, especialmente en las baterías NiMH. En el caso de que la corriente de carga sea muy elevada y/o que se siga inyectando corriente incluso estando completamente cargada, la temperatura aumentará pudiendo deteriorar e incluso destruir la batería. En este tipo de baterías es importante no descargarlas por completo para evitar así la inversión de la polaridad, aumentando también la vida útil de la batería puesto que evita la creación de dendritas metálicas que pueden causar cortocircuitos en el interior de las celdas. Por tanto, es visible que un correcto uso de la batería afecta directamente a la vida útil de la misma. • Almacenamiento en baterías de litio: estas han experimentado un crecimiento en los últimos años debido a la alta densidad energética que son capaces de tener. Es una tecnología bastante madura lo cual hace que en la actualidad puedan almacenar carga en el orden de MWh. Este tipo de baterías presenta una alta eficiencia en el almacenamiento energético y una alta densidad de potencia, además de presentar un tiempo de respuesta bastante rápido (del orden de ms) y una baja tasa de autodescarga. Todo esto es lo que hace que se posicionen en un buen lugar para el almacenamieno de energía en redes eléctricas. No obstante, presenta algunas desventajas que hacen que no se impongan, como son los altos costes iniciales, los posibles problemas de seguridad que presentan y el rápido envejecimiento de las mismas. Dentro de esta clasificación se diferencia también según el ánodo, siendo estos los sistemas con litio metálico y los sistemas de litio no metálico. • Almacenamiento en baterías de sodio: este tipo de baterías usa el sodio como material en el ánodo. Estas baterías se caracterizan por tener un electrolito con una muy buena conductividad y por la necesidad de un aislante térmico debido a las altas temperaturas que son capaces de alcanzar. Dentro de esta clasificación se dividen en dos dependiendo del material del cátodo. Se encuentran las de sodio y azufre y las de sodio halurométrica. Inicialmente tenían una aplicación de movilidad, como para vehículos eléctricos, pero actualmente se les están dando aplicaciones a gran escala en el almacenamiento de energía de forma que sean capaces de alimentar microredes. Esto se debe a las diversas ventajas que presentan de cara al servicio público como son las altas densidades energéticas, potencias y eficiencia de almacenamiento, así como la larga vida útil, bajo costo, la respuesta rápida y la alta seguridad que ofrece tanto al sistema como a su propia operación. No obstante, es necesario tener un control de la temperatura permanente para evitar que se sobrepasen los 350ºC, lo cual supondría un deterioro del electrolito reduciendo notablemente la vida de la batería. Así mismo también se deberá tener en cuenta la alta resistencia interna que presenta este tipo de baterías y la erosión del sodio, aunque este útimo problema es más infignificante económicamente debido al bajo coste que tiene el mismo. Al igual que el resto su estructura es modular. • Almacenamiento en baterías de flujo redox: el funcionamiento de estas se basa en almacenar y liberar energía cuando las especies redox fluyen a través de los reactores ánodo/cátodo separados ambos por una membrana de intercabio iónoco. Ese grupo se divide en dos subgrupos según el material electroactivo y el electrolito en medio acuoso y no acuoso. Dentro de los diferentes subgrupos, destaca la VRFB (Vanadium Redox Flow Battery), que es un almacenamiento redox acuoso con iones de vanadio en diferente estado de oxidación. Este destaca por tener un largo ciclo de vida. Es por ello que presenta una gran aplicabilidad en los sistemas de potencia, para el arbitraje de energía y para la regulación de frecuencia de los sistemas de distribución. 25 25 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Estas baterías están caracterizadas por tener dos medias celdas separadas por una membrana en la cual se produce el intercambio de energía según la reacción y necesidad. A diferencia de las baterías anteriores, las redox permiten dimensionar la cantidad de energía y la potencia de forma independiente la una de la otra debido a que el almacenamiento de los electrolitos se realiza de forma de forma independiente y externa. En este caso, pese a presentar ciertas ventajas de cara al almacenamiento a gran escala el elevado coste capital hace que su implantación se dificulte, aunque los costes de mantenimiento una vez en funcionamiento sean reducidos. [23] Figura 16: Comparativa energía específica Vs potencia específica de las diferentes tecnologías de almacenamiento electoquímico [42] 3.4.5 Sistemas de almacenamiento químico Los sistemas de almacenamiento químico basan su funcionamiento en la energía almacenada en los enlaces de los compuestos químicos que son almacenados. Estos sistemas de almacenamiento químico contienen energía primaria o secundaria convertida en portadores de energía con una alta densidad de energía. Dentro de estos compuestos se incluyen compuestos en sus tres estados: gases como el hidrógeno (que será el que más nos interese en nuestro estudio), gas natural o biogás, líquidos como el metanol, etanol, queroseno y biofuels, y sólidos como serían la biomasa o el carbón. Esta carga energética implica un proceso natural (fotosíntesis) o un proceso técnico (PtG y PtL). Para almacenar estos compuestos energéticos se pueden utilizar tanques, normalmente esféricos con materiales de poca porosidad, o cavernas de sal y minas abandonadas, los cuales están siendo actualmente investigados y cuya finalidad es utilizar antiguas minas y cavernas de sal con materiales muy poco porosos como contenedores naturales de energía. [27] [44] Para la descarga de esta energía típicamente se utilizan procesos de combustión con la que se transformaría la energía química almacenada en energía térmicay, posteriormente, en mecánica o eléctrica. Algunos combustibles como el hidrógeno también se podrían convertir energía eléctrica a través de una pila de combustible. Como se ha visto en los puntos 3.4.1 y 3.4.4, con las tecnologías de almacenamiento puramente eléctrico se consiguen unas altas eficiencias, pero con pequeñas capacidades y elevados precios, mientras que con la electroquímica se consiguen grandes capacidades y a un menor precio, aunque las eficiencias son considerablemente menores. Es por ello que con el almacenamiento químico se pretende lograr unas grandes Métodos de almacenamiento de energía 26 26 capacidades a bajo coste sin la necesidad de sacrificar la eficiencia de la tecnología. Estos sistemas basan su funcionamiento en tres elementos cruciales para la industria química como son el carbono (C), el hidrógeno (H) y el oxígeno (O). Dentro de estos sistemas de almacenamiento esncontramos los sistemas PtG (Power to Gas) y los sistemas PtL (Power to Liquid). Tanto el PtG como el PtL, son sistemas que basan su funcionamiento en la conversión de energía de origen renovable o no (Figura 17) en portadores de energía gaseosa (hidrógeno o metano), o en portadores de energía líquida (biofuels). Estos sistemas tomarían la electricidad y mediante procesos como la electrólisis producirían hidrógeno. No obstante, la producción de hidrógeno también se podría dar mediante otros procesos térmicos y biológicos. Este hidrógeno podrá ser tratado como combustible o materia prima. Figura 17: Métodos de producción de hidrógeno [45] En la Figura 17, se nos muestran las distintas formas de producir hidrógeno. Teniendo en cuenta la diversidad de métodos, es obvio que se podrá diferenciar el hidrógeno según su procedencia. Se distiguen tres tipos de hidrógeno: [46] • Hidrógeno gris: producido a partir del reformado de metano con vapor de agua que se ha producido mediante la combustión de un combustible fósil (normalmente gas natural). Es por ello que este método de obtención de hidrógeno genera emisiones de CO2. Sin embargo, en la actualidad es la técnica más utilizada. • Hidrógeno azul: se produce siguiendo los mismos métodos que el hidrógeno gris, aunque, a diferencia de este, este método presenta un sistema de captura y almacenamiento de carbono, de manera que se eviten todas o gran parte de las emisiones de CO2. • Hidrógeno verde: su producción es mediante la electrólisis del agua usando electricidad prcedente de fuentes de enrgía de origen renovable como la fotovoltaica o la eólica. Este es el proceso de producción de hidrógeno más indicado para conseguir una economía totalmente descarbonizada siendo a la vez el que más nos interesa para nuestro estudio en cuestión. La electrólisis del agua es un proceso físico por el que la molécula de agua se descompone en hidrógeno y oxógeno cuando se le aplica una corriente eléctrica. Así, la energía eléctrica puede ser transformada en energía química. El proceso se da en un electrolito, una solución acuosa o en sales disueltas que tengan la posibilidad de transferir iones entre dos electrodos. [47] Como se ha dicho con anterioridad, es importante que la energía eléctrica que alimente el sistema sea de origen 100% renovable. A modo de comparativa, PtG y PtL se diferencian en el tratamiento que le aplican al hidrógeno una vez que este se ha producido. Si a este hidrógeno se le aplica la metanización (PtG), se conseguiría un metano sintético el cual podría ser utilizado como combustible. Mientras que PtL usaría el hidrógeno producido para sintetizar 27 27 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable combustibles líquidos, de forma que se produce un combustible a base de agua, electricidad y CO2 más ecológico que los actuales. Esto supondría una solución para los transportes de larga distancia, puesto que la densidad energética del metano es mayor a la del hidrógeno. 3.4.5.1 Tecnologías • PtG-Hidrógeno: para estos sistemas, la producción de hidrógeno verde se realizaría utilizando un proceso electrolítico en el que la electricidad es 100% de origen renovable. En el proceso electroítico se utilizan los equipos que se denominan electrolizadores. Estos equipos están compuestos de dos electrodos (ánodo y cátodo) y un electrolito. Dependiendo de las características de estas partes y de las condiciones de operación del electrolizador, se pueden encontrar diferentes tipos de electrolizadores: Alcalino, de membrana polimérica y óxido sólido. [48] La eficiencia de este proceso depende del rendimiento del electrolizador, pero en conjunto se suele terner una eficiencia de producción de hidrógeno de entorno al 43% pudiendo incrementarse en el caso de que se complemente con un sistema de recuperación de energía llegando a tasas superiores al 60%. PtG-Metano: las plantas productoras de metano consisten básicamente en un electrolizador de agua, una unidad de separación de CO2 en el caso de que este no se encuentre como gas puro o en una mezcla adecuada y un módulo de metanización. El proceso de producción de hidrógeno es el mismo proceso que PtG-H2 pero se le añade ese módulo de metanización. Ese hidrógeno generado y el CO2 se introducen en la unidad de metanización dando lugar a un gas compuesto por CH4 y H2O que Figura 19: Esquema del proceso PtMethane [49] Figura 18: Esquema de un proceso PtHydrogen [50] Métodos de almacenamiento de energía 28 28 podremos denominar Synthetic Natural Gas (SNG). En este caso los rendimientos que se obtienen son menores, llegando a un 39%, pero al igual que en el anterior, si se acompaña de un sistema de regeneración de energía la eficiencia aumenta a valores superiores al 60%. • Power to Liquid Biofuel: este concepto se basa también en la conversión de energía de origen renovable en combustibles líquidos y productos químicos que se puedan usar como materia prima de algún proceso. Estos líquidos ofrecen una alta densidad energética, lo cual los hace altamente atractivos para los desplazamientos a largas distancias como pueda ser el caso de los aviones o los barcos. Para producir este combustible, tenemos dos vías principales, o bien mediante la sintesis y actualización de Fischer-Tropsch, o la síntesis y conversión del metanol. En ambos métodos se dará una transformación del H2O y del CO2 en un hidrocarburo líquido PtL usando la electrólisis. [50] El método de síntesis y actualización de Fischer-Tropsch se resume en los siguientes pasos: ➢ Adsorción de CO sobre la superficie del catalizador ➢ Iniciación de la polimerización mediante formación de radical metilo (por disociación del CO e hidrogenación) ➢ Polimerización por condensación (adición de CO y H2 y liberación de agua) ➢ Terminación ➢ Desorción del producto Figura 20: Proceso genérico PtL [51] Figura 21: Esquema del proceso de Fischer-Tropsch [51] 29 29 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Pese a ser mayoritariamente utilizado en la síntesis de combustibles de biomasa, gas o carbón, este método también se puede aplicar para los procesos PtL Biofuels usando como fuente de energía la electricidad, que será necesaria para la electrólisis. Por otra parte, el método de síntesis y conversión del metanol comparte gran similitud con el método de Fischer-Tropsch, aunque en este caso no sería necesario un tratamiento para el CO2 puesto que se podría trabajar con dicho gas sin necesidad de disociarlo. De esta forma obtedríamos un combustible con el cual se realizaría una captura de CO2 y con una cierta concentración de hidrógeno. [51] Una vez tenenemos estos procesos como métodos de almacenamiento de energía surgen los procesos PtX en los cuales surgen las distintas variables en las que poder usar el hidrógeno, metano o biofuel almacenados. Dentro de los extensos usos podemos decir que su utilidad puede ser como método de generación de energía (Power to Power), como combustible para el transporte (Power to Mobility) o como combustible para generar calor (Power to Heat). 3.5 Estudio comparativo de las diferentes tecnologías de almacenamiento Contemplando los distintos enfoques para clasificar los distintos sistemas de almacenamiento, así como la gran cantidad de tecnologías diferentes que se usan en sus diferentes estados de desarrollo es algo obvio la necesidad de compararlos con el fin de seleccionar el método de almacenamiento más idóneo según la necesidad tecnológica que tengamos. Así pues, por ejemplo, aunque un supercondesador tenga una mayor densidad energética, por el desarrollo y las ventajas/desventajas que presenta esa tecnología no se podrá utilizar para un almacenamiento a gran escala. De esta manera, con la comparativa de los sistemas de almacenamiento se obtine también una descripción más cercana de la conveniencia de unos sistemas de almacenamiento frente a otros como se ve en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., en la que se muestran las principales características a tener en cuenta. Además de lo mostrado en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. es importante caracterizar las siguientes características de las diferentes tecnologías, de manera que se puedan establecer unos criterios certeros y justificados en la elección de una tecnología u otra. • Capacidad de almacenamiento • Tiempo de descarga • Densidad energética • Áreas y campos de aplicación • Coste capital • Eficiencia y ciclos de vida • Madurez en el mercado y viabilidad tecnológica Dentro de los diferentes sistemas de almacenamiento de energía se aprecia que dependiendo del grupo al que pertenezca, la cesión de energía se hará de forma distinta. Por ejemplo, el almacenamiento eléctrico no transformaría la energía al cederla, puesto que la cede en el mismo estado en el que la recibió. Sin embargo, el almacenamiento mecánico deberá transformar esa energía almacenada en forma de energía mecánica (potencial o cinética) en energía eléctrica. Es por ello por lo que la misma energía almacenada en los diversos sistemas de almacenamiento permite un uso y abastecimiento diferente. Métodos de almacenamiento de energía 30 30 Tecnologías Round-trip efficiency [%] Costes instalación [€/kWh] Ventajas Desventajas Supercondensadores 90-95 125-300 Alta densidad energética Alta eficiencia Respuesta rápida Alta autodescarga Poca capacidad Costosos Superconductores maganéticos 92 300-915 Baterías Plomo ácido 4-89 200-490 Tecnología madura Económica y fiable Baja densidad energética Baterías Níquel 71 385-1100 Robustas Baja resistencia interna Alta dependencia con la temperatura Baterías Litio 90-97 100-200 Rapida carga y descarga Mayor vida útil Inestables Alto coste inicial Envejecimiento Baterías Sodio 72-81 285-1075 Alta densidad energétca Alto rendimiento Larga vida útil Control de la temperatura Baterías Flujo redox 70-79 250-700 Alta capacidad de almacenamieto Larga vida útil Alto coste capital PtG H2 43-64 - Alta densidad energética Gran capacidad de almacenamiento Bajo rendimiento Bajo nivel de madurez PtG CH4 39-72 - PtL 65 - Bombeo 70-82 40-180 Gran capacidad Alto impacto ambiental Alto coste inicial CAES 40-95 40-80 Alta densidad energética Descarga lenta Alto coste inicial Impacto social Calor Sensible 45-75 0,2-8 Alta capacidad de carga y descarga Alta dependencia con el gradiente de temperatura Calor Latente 75-90 15-50 Alta densidad energética Menor volumen Elevado coste de los materiales almacenadores Termoquímico 80-100 8-100 Alto rendimiento Poco madura Alto coste Tabla 1: Comparativa de round-trip efficiency y costes de instalación de las diferentes tecnologías de almacenamiento [27] (Adaptado) 31 31 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se muestra de forma más visual la capacidad de almacenamiento de cada una de las diferentes tecnologías. Con ella podemos afirmar que los sistemas de almacenamiento eléctrico no tienen la suficiente capacidad de almacenamiento como para abastecer grandes consumidores, sin embargo, sí que son capaces de abastecer en cortos periodos de tiempo. Por la comparativa entre las distintas tecnologías, es necesario destacar la funcionalidad de los sistemas de almacenamiento PtG y PtL. En ellos se ve una gran capacidad de almacenamiento de energía, que a su vez tienen una larga duración en el tiempo, es por ello que se pueden concebir como unos de los mejores sistemas de almacenamiento a gran escala y capaz de proporcionar un suministro estable a la red eléctrica. No obstante, con esto no se quiere decir que el resto de tecnologías no tengan un lugar en el sistema energético, puesto que sistemas de almacenamiento como el electro-químico es ampliamente demandado en el sector transporte por la característica de esta tecnología. Otro factor clave a la hora de determinar que sistema de almacenamiento de energía nos es más recomendable implantar, es el factor económico, el cual determinará la viabilidad (o no) del proyecto que se desea realizar. Dentro de este factor económico es importante destacar que no solo se deben tener en cuenta los costes de operación, sino que también es necesario contemplar la inversión inicial. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se muestran los sistemas de almacenamietno según su eficiencia y su densidad energética volumétrica. Así mismo el diámetro de cada uno de los puntos que en ella aparecen hace referencia al coste capital específico en relación con la capacidad. Es decir, a mayor sea el área del punto que representa a cierta tecnología, mayor será el coste de esta. Es por ello que lo más optimo en esta escala sería tener una tecnología situada lo más arriba a la derecha y con un diámetro pequeño. En relación con el coste es fácil destacar el alto coste por kWh de los sistemas de almacenamiento eléctrico frente al coste de los sistemas de almacenamiento térmico (una tecnología bastante madura) y frente al almacenamiento químico, que cuentan con una alta densidad enegética. Figura 22: Comparativa de la capacidad de almacenamiento y la duración de la descarga de los diferentes sistemas de almacenamiento [24] Métodos de almacenamiento de energía 32 32 Teniendo en cuenta las ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. podemos establecer una capacidad de funcionamiento de las distintas tecnologías. Es decir, para que uso tienenen mayor preferencia cada una de las distintas tecnologías. Ello se muestra en la siguiente tabla: Tecnologías de almacenamiento Producción de potencia Movilidad Energía térmica Eléctrico Mecánico Térmico Químico Electro-químico Tabla 2: Aplicaciones de los diferentes tipos de almacenamiento [52] Figura 23: Eficiencia y densidad de energía volumétrica de los diferentes sistemas de almacenamiento de energía [27] 33 33 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Como se ve en la Tabla 2, la totalidad de los sistemas de almacenamiento tienen una utilidad en la generación de potencia eléctrica. No obstante, no todas tienen la misma utilidad en esa generación de electricidad pues como bién se ha visto en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. hay algunas con mayor capacidad que otras de manera que para el abastecimiento a gran escala, el amacenamiento químico y térmico presentaran cierta ventaja sobre el resto, mientras que las de almacenamiento eléctrico son más idóneas para generar pequeñas potencias, por ejemplo, para activar ciertos componentes electrónicos. Según lo visto en la Tabla 2 todas las fuentes de almacenamiento sirven de una forma u otra para suministrar energía, pero en los proyectos a parte de la solución técnica también interesan los términos económicos. Es por ello que en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se ve como a medida que la demanda energética aumenta, el precio se dispara en ciertas tecnologías, de manera que en ciclos de corta duración las electroquímicas sean más rentables que las químicas. Mientras que para grandes instalaciones el precio se dispara en las electroquímicas y las químicas marcan una tendencian descendente. Por tanto, a la hora de seleccionar un sistema de almacenamiento no solo tendremos que establecer un criterio tecnológico en el que se nos diga si una tecnología es adecuada o no. Tendremos que hacer un estudio previo de la utilidad de la tecnología en el campo de aplicación, el coste capital del almacenamiento y en como aumenta o disminuye este en función de la capacidad que se quiera instalar. 3.5.1 Comparativa de la TRL Cuando hablamos de TRL (Technological Readiness Level), nos referimos al conjunto de bloques en el que separamos las fases de desarrollo y maduración de una tecnología, con el fin de tener unas nociones sobre el punto de desarrollo en que se encuentra. La clasificación típica consta de 9 niveles, siendo este último que expresa una mayor madurez en la tecnología. La definición de los distintos niveles se muestra en la siguiente tabla: Figura 24: Ciclos de duración frente al coste de transferencia de la energía de distintos tipos de almacenamiento [52] Sistema POWER-TO-HYDROGEN-TO-POWER 40 40 el fin de llevarlo a la presión de almacenamiento, de manera que será necesario un aporte de energía eléctrica/mecánica para accionar los compresores. [27] Es por ello, que existe una importancia en la presión de salida que ofrece el electrolizador, puesto que a mayor sea esta, mayor será el ahorro energético en los compresores. Dentro de los diferentes sistemas de almacenamiento gaseoso destacan los depósitos de superficie (móviles o estacionarios) y las cavernas subterráneas, aunque solo nos centraremos en los depósitos superficiales, puesto que en el estudio plantemos la idea del hidrógeno como un vector energético sin ligaduras geográficas. Como se ha mencionado anteriormente, el manejo del hidrógeno en condiciones ambientales presenta ciertas dificultades. En el caso de que se desee almacenar en forma gaseosa, el mayor inconveniente es que presenta una muy baja densidad energética volumétrica. En la Tabla 5 se hace una comparativa con el resto de tecnologías de almacenamiento contra las que compite, y se ve que tan solo supera (en cuanto a densidad energética volumétrica se refiere) al almacenamiento por bombeo. No obstante, el bombeo hidráulico sigue siendo el sistema más utilizado debido a su madurez y bajo coste. Tecnología de almacenamiento kWh/Nm3 Bombeo hidráulico 0,5-1,5 Hidrógeno 3 Metano sintético 10 Batería de litio 250-670 Tabla 5: Densidad energética de las principales fuentes de almacenamiento de energía [59] Es debido a esta baja densidad energética a condiciones ambientales que surge la necesidad de tratar el hidrógeno gaseoso de manera que se pueda almacenar de forma que no ocupe un espacio muy elevado, lo cual aumentaría los costes. Para ello la solución reside en una compresión del hidrógeno, de manera que se reduzca su volumen y se pueda concentrar una mayor cantidad de energía en un menor espacio. Generalmente los tanques en los que se almacenará en hidrógeno suelen estar tarados a unos 350-700 bar, aunque pueden alcanzar en algunos casos incluso los 950 bar. A raíz de la Tabla 4, podemos ver la enorme diferencia de presiones que existe entre la presión de funcionamiento de los diferentes electrolizadores y la presión a la que debe llegar para ser almacenado. Es por ello que la compresión del hidrógeno conlleva un gasto energético considerablemente alto, situándose entorno al 7% del contenido energético que posee el propio hidrógeno comprimido. [59] Existen diferentes tipos de compresores, los compresores de tipo mecánico y los de tipo no mecánico, aunque para el hidrógeno en fase gas destaca especialmente el tipo mecánico. Dentro de este tipo existen varias tipologías de compresores, pero en lo que refiere a la compresión del hidrógeno los que se utilizan con mayor frecuencia son los de desplazamiento positivo. Estos usan partes móviles que se encargan de reducir el volumen ocupado por el hidrógeno de manera que podamos obtener la presión deseada. [60] Los dos tipos de compresores más empleados son los siguientes: • Compresor de pistón: suelen ser compresores ideales cuando el flujo de hidrógeno es moderado, no obstante, otorga altos niveles de presión, llegando incluso a los 850 bar. Generalmente para estos niveles de presiones se suelen utilizar los compresores sin aceite, reservándose la variedad con aceite para presiones menores de 30 bar. [60] Este compresor básicamente consta de un sistema pistón-cilindro, esquipado con dos válvulas que permiten la admisión y entrega del hidrógeno. Este a su vez irá unido a cigüeñal mediante una biela de forma que se transforma el movimiento giratorio en lineal. Para ello será alimentado a través de una máquina eléctrica, o mediante una máquina térmica. En un primer momento, el pistón se encuentra en el punto muerto superior (PMS) del cilindro. En ese momento se abre la válvula de admisión para permitir la succión del hidrógeno gas, que se produce al crearse una condición de vacío parcial en el interior del cilindro. Una vez que el pistón alcanza el punto muerto inferior (PMI) se cierra la válvula 41 41 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable de admisión, y el pistón vuelve de nuevo hacia el PMS, comprimiendo el hidrógeno a la presión deseada. Por útimo se abriría la válvula de salida o descarga, por la que saldría el hidrógeno hacia el depósito y se volvería a realizar el proceso. Para verlo de forma más gráfica podemos recurrir a Figura 27. [61] Estos compresores presentan ciertas ventajas como la madurez de su tecnología, la adaptabilidad al caudal y las elevadas presiones de descarga. Aunque también presenta otras desventajas como la posible contaminación por aceites lubricantes (si los usa), los fenómenos de fragilidad en los materiales, la difícil transferencia de calor, así como la elevada cantidad de componentes y partes móviles, que hacen que su mantenimiento sea complejo a la vez de que generan una elevada cantidad de vibraciones y ruidos. • Compresores de diafragma: son un tipo de compresores que han demostrado una gran eficacia para aplicaciones con hidrógeno gracias a su alto rendimiento, su menor consumo energético y los bajos requisitos de refrigeración. Al no permitir el contacto entre el fluido compresible y el pistón, se convierten en unos compresores adecuados para aquellos gases que tengan una gran pureza. Para conseguir la compresión del hidrógeno sin que este entre en contacto con el pistón, utilizan un fluido hidráulico que se encargará de transmitir el movimiento a una fina membrana metálica (diafagma) y está se lo proporcionará al hidrógeno. Para ello, tal y como se representa esquemáticamente en la Figura 28, el difragma se mueve hacia el espacio de la cavidad en la que se encuentra confinado el hidrógeno en estado gaseoso, reduciendo su volumen para que así aumente su presión. El proceso con el fluido hidráulico que mueve este diafragma sería muy similar al del compresor de pistón. El elemento característico de este compresor, el diafragma, está compuesto a su vez por tres placas diferentes: la placa de proceso que es la que se encuentra en contacto con el hidrógeno, la placa hidráulica que es la que se encuentra en contacto con el fluido hidráulico (que suele ser aceite) y por último la placa intermedia, que se coloca entre las anteriores con el fin de evitar fugas y el fallo del diafragma.Con el objeto de que el fluido hidráulico aporte la cantidad de presión necesaria al hidrógeno, este suele estar tarado a una presión ligeramente superior que la de salida del hidrógeno. (a) (b) Figura 27: Esquema de un cilindro de un compresor alternativo (a) y compresor altenativo real (b) [60] [61] (a) (b) Figura 28: Esquema de un compresor de diafragma metálico (a) y un compresor real de diafragma metálico (b) [60] [61] Sistema POWER-TO-HYDROGEN-TO-POWER 42 42 Como se ha comentado con anterioridad en este tipo de compresor encontramos dos fluidos diferentes, lo cual supone que se necesitarán dos circuitos separados por los que circularán cada uno de los fluidos. De igual manera será imprescindible la elección de unos materiales adecuados, puesto que cada fluido tendrá sus características. Estos compresores pese a presentar grandes ventajas como las comentadas inicialmente, también plantea ciertos retos como son el diseño tan complejo que presenta, así como la posibilidad de fallo en el diafragma, para lo cual se siguen investigando nuevos materiales y métodos de funcionamiento. [60] Una vez que el hidrógeno es comprimido por los compresores, solo quedaría almacenarlo. Actualmente el almacenamiento se está realizando a temperatura cercana al ambiente, aunque se está estudiando la viabilidad y eficacia de un almacenamiento a menor temperatura, puesto que con ellas se conseguiría una mayor densidad energética. Los tanques de almacenamiento se clasifican en cuatro grupos según su máxima presión de almacenamiento y en función del material del que esté formado. Tipo Materiales Presión admitida Características I Acero o aluminio (sin costuras ni revestimiento) 150-300 bar Muy pesados y de paredes gruesas Utilizados principalmente en vehículos de GNC y en aplicaciones estacionarias industriales II Metálicos sin costuras envueltos en aros de fibra de vidrio y resina 450-800 bar Muy pesados Utilizados principalmente como tanque intermedio en aplicaciones estacionrias III Revestimiento de aluminio sin costuras y envueltos con fibra de vidrio y resinas compuestas 350-700 bar Más ligeros y de paredes más finas respecto los tipo I y II Usados principalmente para aplicaciones de movilidad y transporte de H2 en trailers. IV Revestimiento no metálico envueltos con fibra y revestimiento polimérico 350-700 bar Tabla 6: Clasificación de los diferentes tipos de tanques de almacenamiento de hidrógeno [59] Adaptado 4.1.2.2 Almacenamiento de hidrógeno en estado líquido El almacenamiento de hidrógeno en estado líquido es una tecnología bastante madura y que supone la base de la red de infraestructura industrial existente y de distribución. El gran reto de este tipo de almacenamiento se encuentra en la necesidad de reducir la temperatura del hidrógeno hasta los -253 ºC para que este pueda ser almacenado a una presión de entre 1-20 bar [62]. Para alcanzar dicho objetivo, se realiza un proceso de licuación en el mismo. Con este proceso se consigue pasar un gas a líquido a través de la modificación de las condiciones de presión y temperatura combinando para ello una serie de compresores, intercambiadores de calor y válvulas de expansión con las que lograr el enfriamiento deseado. La forma más simple conocida de este proceso se corresponde con el ciclo Linde que se muestar en la Figura 29. En el se distinguen los siguientes procesos termodinámicos: • Compresión isotérma a temperatura ambiente de 1→2 • Enfriamiento a presión constante en un intercambiador de calor de 2→3 • Expansiones isentálpicas de 3→4 y de 4→5 43 43 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Figura 29: Diagrama de temperatura-entropía del ciclo de Linde [63] Una vez que el hidrógeno llega al punto 4, tendríamos un fluido bifásico, por lo que tendríamos que retirar la parte de líquido que es lo que nos interesa (punto 6) y el resto (punto 5) seguiría el ciclo inyectándose en él una cantidad de hidrógeno en estado gaseoso como reposición. Figura 30: Esquema de un ciclo simple de criogenización del hidrígeno [64] Copyright © IIF/IIR. Published with the authorization of the International Institute of Refrigeration (IIR): www.iifiir.org Sistema POWER-TO-HYDROGEN-TO-POWER 44 44 En la Figura 30 se muestra el esquema de un ciclo simple de criogenización del hidrógeno. En el se pueden diferenciar principalmente cuatro procesos: • En verde está el primer proceso de precompresión del hidrógeno. Previamente a este proceso el ciclo tendrá un sistema de depuración y producción del hidrógeno con el cual se alimentará el sistema. Con el proceso de compresión se consigue inyectar el hidrógeno gaseoso al siguiente proceso con la presión demandada, puesto que generalmente las condiciones a las que se obtiene el hidrógeno serán las del electrolizador. • Con el segundo proceso, o bloque de preenfriamiento (en naranja) se pretende reducir en un primer instante la temperatura hasta los 130-80 K, dependiendo de los elementos del ciclo y del refrigerante que se use. [64] • A continuación, se tendría el ciclo de enfriamiento criogénico (en rojo) con el cual se reduciría la temperatura un poco más hasta los 77 K aproximadamente. [64] • Para finalizar, el último proceso antes de almacenar el hidrógeno líquido sería la expansión (en azul) con el cual se bajará tanto la presión como la temperatura del hidrógeno. De esta manera se conseguriran alcanzar las condiciones de presión y temperaturas deseadas, en este caso, 2 bar y 23 K. [64] Aunque tengamos unos valores estandar, cada planta tiene sus valores característicos de funcionamiento, con sus especificaciones concretas, tal y como se puede apreciar en la Tabla 7 donde se muestran parámetro operativos de varias plantas reales. Pese a las diferencias entre el funcionamieto de las diferentes plantas mostradas en la Tabla 7, es notable la característica común en cuanto a la temperatura de salida del hidrógeno. Así mismo se aprecia un menor consumo de energía con el paso de los años lo cual se debe a una mejora de los equipos utilizados y una mejora en el desarrollo de estos. Planta Baker & Shaner (1978) Ingolstadt (1992) Quack (2001) SINTEF MR (2010) Estado Estudio Construida Estudio Estudio Presión H2 entrada 1,01 bar 21 bar 1 bar 21 bar Pre-compresión 41,37 bar - 80 bar 80 bar Efectividad precompresión 79% - 80% 85% Refrigerante del pre-enfiamietno Nitrógeno Nitrógeno Propano MIX Temperatura preenfriamiento 80 K - 220 K 85 K Presión salida 9,29 bar 1,3 bar 1 bar 1 bar Temperatura salida 20,57 K 21 K 20,2 K 20,2 K Energía específica 10,85 kWh/kg 8,73 kWh/kg 6,93 kWh/kg 6,2-6,5 kWh/kg Tabla 7: Caracterización de diferentes plantas de criogenización [62] Adaptado 45 45 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Una vez que el hidrógeno en estado líquido es obtenido, lo más común es almacenarlo en tanques criogénicos, los cuales son capaces de mantenerlo en las condiciones deseadas. Estos tanques no están diseñados para aguantar grandes presiones, por lo que disponen de una válvula de alivio para que en el caso de que aumente la temperatura en el interior, el hidrógeno evaporado pueda escapar y así evitar el deterioro o rotura del tanque de almacenamiento. Este tipo de tanques está previsto de una serie de capas y aislantes de forma que sean capaces de evitar grandes pérdidas de hidrógeno por la diferencia de temperatura con el exterior. Para concluir, en comparativa con el almacenamiento gaseoso, la licuefacción del hidrógeno requiere una mayor cantidad de energía, situándose entorno a los 13 kWh/kg H2, mientras que el hidrógeno gaseoso consume unos 2,6 kWh/kg H2 para comprimirlo a 500 bar y 3,5 kWh/kg H2 para comprimirlo a 900 bar. [59] 4.1.2.3 Almacenamiento de hidrógeno en estado sólido Los hidruros metálicos se están empezando a contemplar como una opción viable para el almacenamiento de hidrógeno. Esto es debido a la alta densidad energética que presentan respecto otros tipos de almacenamiento del hidrógeno, como puede ser el almacenamiento en estado gaseoso. Esto representa un tipo de almacenamiento más sencillo que tiende a trabajar a presiones y temperaturas moderadas, en el que incluso se puede trabajar a presiones y temperaturas ambiente. [65] Para lograr este tipo de almacenamiento sólido se requiere una demanda energética que está compuesta de tres contribuciones. Una de ellas sería el calor requerido para llevar al hidruro hasta la temperatura de desorción. Y las otras dos serían el calor de reacción y el trabajo de compresión para lograr la presión de suministro. En la actualidad se estudian diversos metales y aleaciones para almacenar hidrógeno, de tal manara que surgen los hidruros metálicos, que son básicamente metales y aleaciones con presencia de hidrógeno en su composición. La formación de estos hidruros se debe a un proceso exotérmico de adsorción, mientras que la desorción del hidrógeno es un proceso endotérmico. La reacción es reversible, y viene determinada por la presión y temperatura del hidrógeno. Por ejemplo, a una temperatura constante el hidrógeno presenta una determinada presión de equilibrio respecto a la cual se adsorberá el hidrógeno si se encuentra a una presión superior, o se desorberá el hidrógeno si se encuentra a una presión inferior. En el caso de que la temperatura aumente o disminuya la presión de equilibrio se verá modificada. [65] Ante esta variación, tenemos la posibilidad de adsorber y liberar el hidrógeno de forma reversible sin deteriorar significativamente los metales y aleaciones. No obstante, estos materiales son bastante sensibles a compuestos como el oxígeno o el monóxido de carbono, puesto que ambos pueden provocar una reducción en la capacidad de absorción de hidrógeno de los hidruros. Consecuentemente, se requiere un hidrógeno de gran pureza (99,9999%). [59] La formación o disolución de los hidruros metálicos sigue la siguiente reacción química: 𝑀(𝑆) +𝑋 2𝐻2(𝑔) ↔𝑀𝐻𝑋(𝑆) En esta reacción “M” representa el metal y “MH” el hidruro que se forma con dicho metal. Un aspecto Figura 31: Ciclo de almacenamiento de hidrógeno en hidruros metálicos [65] Adaptado Sistema POWER-TO-HYDROGEN-TO-POWER 46 46 importante de este tipo de almacenamietno es su alto rendimiento en cuanto a pérdidas de hidrógeno en el almacenamiento, considerándose constante la masa de hidrógeno tanto para la adsorción como para la desorción. Esto en parte es fundamental para la propiedad de reversibilidad de la reacción, asumiendo que las pérdidas son nulas. A modo representativo, la formación del hidrógeno a una temperatura constante se puede representar como una composición de presión isoterma quedando lo mostrado en la Figura 32(a). En ella vemos como a bajas concentraciones de hidrógeno, se forma una solución solida del hidrógeno con el metal (fase α). Con un aumento de la presión se produciría un aumento del contenido de hidrógeno dando lugar a una nueva fase denominada β en la que se empieza a formar lo que será el hidruro. De esta manera en la fase α+β se da un aumento de la cantidad hidrógeno en el metal manteniendo las propiedades constantes, hasta llegar a la fase β en la que finalmente se encontraría el hidruro completo. El ciclo de compresión del hidrógeno para su transformación en hidruro se puede ver de una manera más gráfica en la Figura 32(b). En ella se puede ver como cede el calor en el proceso de adsorción a la vez que va aunmentando su concentración de hidrógeno. Mientras que en el proceso de desorción pasa lo opuesto y absorbe calor mientras cede el hidrógeno. La eficiencia de los hidruros no solo viene determinada por la cantidad de hidrógeno que absorbe y desorbe. También es importante la rapidez con la que estos procesos se realizan, facilitando un menor o mayor flujo de hidrógeno. En otras palabras, la cinética de la reacción. La cinética de una reacción está altamente influenciada por la temperatura (ecuación de Arrhenius). Así, en la eficiencia también se debe considerar los requerimientos energéticos, lo cual supone una demanda de energía. Esta demanda, tal y como se muestra en la Figura 33, se debe a los distintos equipos de compresión que se necesitan para almacenar en estado sólido el hidrógeno, que son los que provocan que el calentamiento de la fase 2. El rendimiento tiende a variar con la presión a la que se comprima el hidrógeno, debido a que una mayor presión requerirá una mayor demanda energética. Figura 32: Ejemplo de ciclo de presión de composición isoterma para unas temperaturas T1 y T2 (a) y principio termodinámico de la compresión de hidruro metálico (b) [65] [68] 47 47 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Respecto al almacenamiento se debe saber que existe una relación sobre la cantidad de hidrógeno que es capaz de adsorber el hidruro. Siendo esta: 𝑚𝐻2= 𝑚𝑚𝑒𝑡𝑎𝑙 × 𝑤𝐻2 Según esta ecuación, la cantidad de hidrógeno que se podrá almacenar será el producto de la masa del metal multiplicado por un coeficiente de adsorción del hidrógeno en dicho metal. Así se determina la cantidad de hidrógeno gaseoso que es capaz de ocupar los espacios producidos por la porosidad del metal. Por ello una de las principales desventajas de esta tecnología es la limitada cantidad de hidrógeno que es capaz de adsorber el metal o aleación que se convierte en hidruro. Figura 34: Hidrógeno almacenado por masa y por volumen en hidruros metálicos, nanotubos de carbono, gasolina y otros hidrocarburos [66] Figura 33: Esquema de proceso de almacenamiento de hidrógeno en hidruros metálicos y uso del mismo para diferentes casos. [65] Sistema POWER-TO-HYDROGEN-TO-POWER 48 48 En la Figura 34 se muestra como dependiendo del material se puede adsorber una mayor o menor cantidad de hidrógeno. Se aprecia que los hidruros más densos tienen una menor capacidad de adsorción, puesto que presentan una estructura más compacta. Sin embargo, a menos densos sean los metales o aleaciones que formarían los hidruros podrán contener una mayor cantidad de hidrógeno, en este caso al presentar una estructura más porosa que los anteriores. Es por ello por lo que en la actualidad se desarrollan estos estudios aplicados a materiales muy porosos como el grafeno, con el fin de poder adsorber una cantidad mayor de hidrógeno. [67] A pesar de ese inconveniente, presenta ciertas ventajas el uso de los hidruros tales como los bajos costes de mantenimiento, el bajo desgaste o que no necesitan piezas móviles. [68] No obstante, para rentabilizar esta opción de almacenamiento, se estima que el precio de venta del hidrógeno deberá estar en el rango de 8 a 10€/kg. [68] Siendo esto un gran inconveniente puesto que en la actualidad el precio del hidrógeno gris está por debajo de los 1,5 €/kg. [69] Actualmente se están investigando otros métodos más novedosos basados en nanotubos de vacío. Estos son más ligeros, porosos y resistentes por lo que permiten un mayor almacenamiento de hidrógeno, tanto en la superficie como en el interior, llegando a almacenar incluso el doble que los hidruros metálicos. [59] 4.1.3 Generación de potencia con hidrógeno Una vez que el hidrógeno es producido y almacenado, tan solo quedaría transformarlo en energía. Este tiene diferentes usos dentro de la industria, aunque por la finalidad del estudio que se está realizando nos centraremos en el uso explicito de la generación de potencia eléctrica. La producción de potencia de puede llevar a cabo de diversas maneras cuando se utiliza hidrógeno. Por un lado, mediante un proceso electroquímico a través de pilas de combustible, y por otro lado, mediante la combustión de hidrógeno en una turbina de gas o una caldera de gas. 4.1.3.1 Pilas de combustible Las pilas de combustible utilizan el hidrógeno a través de una oxidación electroquímica con la cual generan potencia eléctrica. De esta manera se genera una potencia eléctrica a partir de la energía química que posee el hidrógeno sin la necesidad de que se produca ninguna combustión. En lugar de ello se produce una reacción electroquímica mediante la cual se produce una oxidación del hidrógeno, presentando la gran ventaja de tener un mayor rendimiento que en los casos donde la potencia es generada mediante la combustión del hidrógeno. En este proceso de oxidación del hidrógeno, al reaccionar con el oxígeno, el producto que se obtiene es agua siendo una buena apuesta por la descarbonización del sistema energético. En la actualidad existen y se están desarrollando númerosos tipos de pilas de combustible, con capacidad desde unos pocos W hasta grandes sistemas capaces de proporcionar potencias del orden de MW. A pesar de los diferentes modelos, todos comparten principios de operación. Una celda electroquímica está formada por dos electrodos (ánodo y cátodo) separados a su vez por un electrolito el cual podrá estar en estado sólido o líquido. Para producir energía, el hidrógeno (combustible) se le suministraría al ánodo, en el cual se produciría la oxidación. Mientras que, por otra parte, en el cátodo se suministraría oxígeno, siendo en esta parte donde se produce la reacción de reducción. Esto produciría una liberación de electrones que generarían una corriente eléctrica. No obstante, no siempre es así, puesto que en algunas pilas migran aniones del cátodo al ánodo y en otras protones del ánodo al cátodo. Con la finalidad de obtener una potencia apropiada al uso final, es común encontrar celdas conectadas en serie y paralelo formando las pilas de combustible. El uso de las pilas de combustible presenta ventajas tales como: • Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y de contaminantes atmosféricos, puesto que solo tiene como producto agua y, al no haber combustión tampoco se emiten óxidos de nitrógeno. • Elevada eficiencia de los procesos electroquímicos frente a la combustión, puesto que no presenta una elevada pérdiad térmica. • Al no poseer partes móviles son silenciosas y seguras 49 49 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable • Presentan una gran versatilidad, puesto que se pueden adaptar para dar energía en forma térmica o eléctrica, a diferentes cantidades y para diversas aplicaciones (uso industrial, doméstico o transporte entre otras) Dentro de las diferentes pilas de combustible existentes destacan las presentes en la Tabla 8: Tipo de pila Combustible Rango potencia kW Eficiencia % H2/CH4 Tª operación ºC Aplicación PEMFC Hidrógeno o metano 1-100 60/40 40-80 -Transporte -Cogeneración -Electricidad -Generación distribuida AFC Hidrógeno 1-100 60/- 65-220 -Electricidad -Aplicaciones espaciales PAFC Hidrógeno 5-400 40/- 150-210 -Electricidad -Cogeneración MCFC Metano 300-3000 -/50 600-700 -Generación estacionaria a gran escala SOFC Hidrógeno o metano 1-2000 70/60 600-900 -Cogeneración -Electricidad -Generación distribuida Tabla 8: Principales parámetros de las distintas pilas de combustible y sus principales aplicaciones comerciales [59] Es obivio que las aplicaciones remarcadas en la Tabla 8 tienen ese carácter versátil que se ha comentado con anterioridad. De esta forma vemos como hay tres aplicaciones principales en este tipo de generación, como son las aplicaciones portátiles, las aplicaciones en transporte y las estacionarias. [70] En lo referente a las dos primeras aplicaciones carecen de importancia en este estudio, a estar más enfocadas a un sector de baja potencia como pueden ser dispositivos móviles pequeños o a la automoción. Por el contrario, las aplicaciones estacionarias sí que nos resultan de gran interés. Esto se debe a la posibilidad de poder generar potencia a más alta temperatura, lo cual hace que los sistemas se vuelvan más elficientes y se pueda aprovechar la energía térrmica desprendida para otras finalidades. 4.1.3.2 Turbinas de gas Las turbinas de gas son motores térmicos que generan energía eléctrica trabajando según un cilo Brayton, Figura 35: Máximo porcentaje de H2 admisible en la actualidad de los principales fabricantes de turbinas de gas con sistema DLE [59] Sistema POWER-TO-HYDROGEN-TO-POWER 56 56 una segunda y tercera fase en la década del 2020 abarcando una zona más amplia de suministro. El hidrógeno será producido por electrólisis mediante electricidad 100% renovable para asegurar que sea hidrógeno verde. Para ello se empleará un electrolizador de 0,5 MWe. Este proyecto necesitará una inversión de 7,5 M€, financiados íntegramente por Ofgem (The Office of Gas and Electricity Markets) y su finalidad es proporcionar una energía limpia a los hogares. [59] [79] 4.3 TRL de las diferentes X en los P2H2X En la Figura 42 podemos ver los diferentes sistemas en la cadena de valor del hidrógeno como vector energético en función del nivel de desarrollo que presenta en la actualidad. En ella podemos ver como en su mayoría ningún proceso presenta un nivel de desarrollo a escala comercial, por lo que sigue siendo necesario una mayor inversión en el hidrógeno. Entre las formas de generación de hidrógeno bajas en carbono, vemos como la electrólisis es la que va aumentando con más fuerza debido al bajo coste de la electricidad renovable. Por lo tanto, se está comenzando a dar un gran interés en esta tecnología con la que se espera que se amplíen las capacidades de producción para así poder reducir aún más los costes del hidrógeno. [80] Otra alternativa menos limpia, pero también con una reducción en emisiones de carbono, sería el gas natural reformado con CCUS (Carbon Capture Figura 42: TRL a lo largo de la cadena producción, almacenamiento, transporte y uso del hidrógeno [80] 57 57 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Utilisation and Storage) con el que se conseguiría una reducción de emisiones pero aún así emitiría una cierta cantidad de carbono en un proceso circular. Si dejamos de lado la industria química y las refinerías, el uso del hidrógeno está limitado por el desarrollo de avance de la tecnología actual, de manera que, en elementos como vehículos ligeros, generación eléctrica o en la climatización de los hogares se debe seguir e intensificar el desarrollo para que pueda competir tanto económicamente como tecnológicamente con los sistemas actuales. En cuanto al uso del hidrógeno para el transporte se aprecia que tampoco tiene una TRL alta en este campo, más allá que el de las pilas de combustible en vehículos ligeros. A pesar de ello siguen las investigaciones de manera que se pueda implantar un sistema de hidrógeno en el transporte y haga aún más eficientes los sistemas de los vehículos ligeros (aunque difícilmente podrán competir con los eléctricos) y se permita implantar el hidrógeno también en el transporte pesado como serían los barcos o trenes, donde sí tendría mayor cavida. Por último, en el campo de la generación eléctrica existe un mayor desarrollo con las pilas de combustible. El uso del hidrógeno en turbinas o microturbinas de gas para producir electricidad aún se encuentra en un estado de demostración, aunque en el caso de industrias como la refinería el hidrógeno se lleva usando bastante tiempo como combustible para sus turbinas, por lo tampoco supone algo novedoso. Sin embargo, aún se necesita bastante desarrollo para poder quemar un 100% de hidrógeno para lo cual Siemens está trabajando y pretende todo listo para el año 2024 (HyFlexPower). Es decir, aún quedan unos años para poder ver sistemas de producción de potencia eléctrica mediante hidrógeno en funcionamiento de forma que sean eficientes y económicamente rentables. [80]Se puede encontrar más información acerca de los diferentes procesos del hidrógeno en la referencia [81]. Simulación caso práctico 58 58 Me parece haber sido solo un niño jugando en la orilla del mar, divirtiéndose y buscando una piedra más lisa o una concha más bonita de lo normal, mientras el gran océano de la verdad yacía ante mis ojos con todo por descubrir. -Isaac Newton- 5 SIMULACIÓN CASO PRÁCTICO n este capítulo se pretende hacer una simulación de un sistema P2P de forma que seamos capaces de dimensionar los elementos de forma preliminar. Para ello se harán una serie hipótesis que se deberán tener en cuenta, así como se deberá seguir una metodología para la elaboración de la misma. Siguiendo estos pasos obtendremos una serie de resultados que se analizarán posteriormente. Por último, se realizará el análisis económico, 5.1 Introducción En la parte inicial del documento se ha expuesto la situación energética actual, haciendo referencia a los problemas que tenemos respecto al cambio climático y como debemos abarcarlos de cara al futuro, teniendo como fin el poder lograr los objetivos impuestos en el acuerdo de París para 2050. A razón de ello postulamos el almacenamiento energético como una herramienta indispensable en ese progreso tecnológico con el que se espera llegar a dichos objetivos. Dentro de esta herramienta que es el almacenamiento, hacemos una clasificación de los diferentes métodos de almacenamiento, y sobre la forma en que se clasifican según sus diversas propiedades. En la sección 3.4 se hace un breve estudio de cada uno de los sistemas de almacenamiento disponibles, exponiendo su principio de funcionamiento y el estado del arte de la tecnología. Uno de los sistemas de almacenamiento con mayor potencial para almacenar energía eléctrica a gran escala y con un horizonte de tiempo estacional es el almacenamiento químico, al cual corresponde el objeto de este estudio. Así, el hidrógeno se postula como la única opción disponible hoy en día para almacenar el excedente de electricidad proveniente de las energías renovables. En la sección 4 se lleva a cabo un detallado análisis de la tecnología P2H2P. Una vez expuesta una base teórica del estudio, procederemos a la simulación de un caso práctico en el cual recrearemos un sistema P2P desde la producción de energía renovable mediante un parque fotovoltaico o eólico hasta la producción de energía mediante una microturbina de gas, que quemará el hidrógeno que se ha producido con el electrolizador que es alimentado a su vez por la producción de energía renovable. Para ello usaremos un software con el cual podremos calcular la cantidad de hidrógeno que somos capaces de producir a partir de una planta de generación simulada con el System Advisor Model (SAM) [82]. E 59 59 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable 5.2 Motivación Con este estudio se pretende conocer las características que serán necesarias para la implantación de un sistema de almacenamiento P2P. Para ello hemos supuesto un caso base en el cual produciremos la energía renovable a través de un campo fotovoltaico, siendo esta almacenada en forma de hidrógeno en unos tanques de alta presión para su posterior combustión y transformación de nuevo en energía eléctrica y de calor. En la Figura 43 se representa un esquema del sistema de almacenamiento P2P, en el cual se diferencian cuatro partes principales como son los generadores de energía renovables, el electrolizador, el sitema de almacenamiento para el hidrógeno y por último la microturbina. Dentro de este sistema aparecen otros elementos como sería el inversor que será el encargado de abastecer de forma correcta al electrolizador y a los elementos auxiliares de la propia planta, dentro de los cuales se incluye también el consumo eléctrico del compresor. El compresor será necesario para comprimir el hidrógeno que salga del electrolizador hasta las condiciones deseadas y soportadas por el tanque, es por ello por lo que a mayor presión de salida nos aporte un electrolizador, menor consumo eléctrico tendremos. En este caso también tendremos que considerar la temperatura del electrolizador, a menudo variable, puesto que, si se tiene una mayor temperatura la producción de hidrógeno en el electrolizador podrá ser mayor, pero dará un hidrógeno a mayor temperatura. Debido a esa mayor temperatura el compresor tendría un peor rendimiento, por lo que debemos elegir a conciencia que una cosa se deberá sacrificar por la otra. No obstante, donde siempre se verá reflejado dico efecto será en el consumo energético del electrolizador, de forma que a mayor sea la temperatura con la que trabaja el electrolizador, menor será la energía eléctrica que hay que aportar al electrolizador (ver 4.1.1). Desde el inicio del documento se establece la necesidad de que el hidrógeno consumido sea de origen renovable, para ello, el origen de la electricidad para su producción deberá ser también de origen renovable (por ejemplo un campo fotovoltaico o un campo eólico) de manera que al final del proceso tengamos un hidrógeno verde con una emisión nula de carbono. De esta forma podremos almacenar energía eléctrica de origen renovable y usarla posteriormente sin emitir ningún gas de efecto invernadero. Así pues, la relevancia del estudio recae en la posibilidad de poder pre-dimensionar un sistema de almacenamiento P2P desde el inicio de producción de energía renovable hasta el final, cuando el hidrógeno verde producido mediante la misma es utilizado para volver a producir energía eléctrica. En el propio estudio obtendremos valores característicos como pueden ser el ratio de eficiencia de la planta, el dimensionamiento de los diferentes elementos que la componen, la capacidad de almacenaje y producción, así como otros valores de interés. Figura 43: Layout básico del sistema P2P (Propio) Simulación caso práctico 60 60 5.3 Metodología Para la realización del estudio se definió en primer lugar el caso base. Este caso define las condiciones de trabajo con las que hemos realizado el estudio, las cuales establecen inicialmente las siguientes hipótesis: • El periodo de funcionamiento será el tiempo que funciona el sistema. En el estudio se establecerá un periodo de funcionamiento a la microturbina de 6 horas de manera continua en un día, mientras que el campo fotovoltaico y el electrolizador funcinarán todas las horas útiles del día de forma que no sea necesario sobredimensionar más aún el sistema. • El electrolizador deberá ser capaz de producir como mínimo el consumo de hidrógeno total que tenga la microturbina para el periodo de funcionamiento establecido. Así mismo el campo fotovoltaico deberá estar dimensionado de forma que sea capaz de alimentar al electrolizador para que este pueda producir la cantidad de hidrógeno requerida. • A razón de la hipótesis anterior, supondremos que inicialmente el depósito está lleno, debido a que la producción de hidrógeno varía a lo largo del día de manera que se podría dar la casualidad de que en un momento determinado del instante inicial no se produjera la cantidad de hidrógeno suficiente para el correcto funcionamiento de la microturbina. • El dimensionamiento de la planta fotovoltaica está hecho para que se produzca la cantidad mínima de energía necesaria para el correcto funcionamiento de la planta incluso en el mes de menor producción de energía fotovoltaica. Es por ello por lo que habrá meses en los que el campo fotovoltaico estará sobre dimensionado, pero nos aseguramos la producción de forma continua. • De la producción total de energía de la planta fotovoltaica supondremos que entorno al 10% de la misma se requiere para abastecer a los sistemas auxiliares. • Debido a que el dimensionamiento de la planta fotovoltaica está hecho para el mes más desfavorable, tendremos una producción de energía excedente el resto de los meses. Es por ello por lo que los meses en los que la producción energética del campo fotovoltaico sea mayor a la demandada por el electrolizador, dicha energía podrá ser vendida y vertida a la red, no obstante, no se considerará en los cálculos. • El almacenamiento de hidrógeno será dimensionado de forma que sea capaz de almacenar el hidrógeno producido por el electrolizador a lo largo de un día medio en el mes de mayor producción. • En el caso de aquellos meses en los que la producción de hidrógeno sea mayor a la demandada se retendrá una cantidad de hidrógeno en los tanques de almacenamiento por posibles deficiencias en la producción de hidrógeno, y el resto podrá ser vendido a otras industrias, no obstante, al igual que en la hipótesis anterior no se considerará en el análisis económico la cantidad excedente. • La microturbina siempre trabajará al 100% de su capacidad, por lo que el consumo vendrá determinado por el consumo a capacidad nominal de la turbina. • Supondremos que el compresor va a trabajar a rendimiento constante, aunque muchas veces trabajará a carga parcial. De igual forma trataremos a la microturbina, la cual supondremos que tendrá también un rendimiento constante pese no ser así. • Puesto que en la actualidad no existe ninguna microturbina que se comercialice quemando un 100% de H2 (4.1.3.2), supondremos que el rendimiento neto de la misma es constante cuando se cambia de combustible, para así poder determinar la cantidad de hidrógeno que necesita. • El calor residual de los gases de escape de la microturbina no será considerado en el estudio. • Cada uno de los sistemas involucrados son analizados para un día medio de cada uno de los doce meses. Una vez establecidas las hipótesis podemos establecer el procedimiento que hemos seguido a lo largo del estudio basado en el siguiente orden: 61 61 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable 5.3.1 Modelado y parametrización de las microturbinas En primer lugar, se eligen las microturbinas sobre las que se desee realizar el estudio. En nuestro caso elegimos tres microturbinas de diferente potencia (30, 65 y 200 kW) de la productora estadounidense Capstone Green Energy [83]. Dentro de su oferta de tecnología encontramos las tres microturbinas seleccionadas para el estudio las cuales se definen en la Tabla 10. En ella se muestran las distintas características técnicas más relevantes para el estudio de las tres turbinas. Estas nos servirán para poder calcular el consumo necesario de hidrógeno de cada una de las microturbinas. Una vez conocidas las microturbinas, podremos calcular el consumo de hidrógeno que tiene cada una a partir de la energía que proporciona cada una de las microturbinas, así como por el rendimiento de cada una de ellas. Para ello empleamos las siguientes ecuaciones: 𝑁𝐻𝑅 = 𝑃𝑀𝐺𝑇/𝜂𝑀𝐺𝑇 Siendo: • 𝑁𝐻𝑅:calor neto • 𝑃𝑀𝐺𝑇: potencia que suministra • 𝜂𝑀𝐺𝑇: rendimiento de ña microturbina Una vez conocemos la energía total aportada a la microturbina y conociendo el poder calorífico inferior (PCI) del hidrógeno, podremos determinar el gasto másico de hidrógeno (𝑚󰇗 𝐻2) que tendrá cada una de las microturbinas. 𝑃𝐶𝐼𝐻2=120.011 𝑘𝐽/𝑘𝑔 𝑚󰇗 𝐻2[𝑘𝑔/𝑠] = 𝑃𝑇𝑂𝑇/𝑃𝐶𝐼𝐻2 Aplicando estas ecuaciones a las diferentes microturbinas obtemos los resultados de la Tabla 11: Tabla 11: Datos de potencia y gasto de las diferentes turbinas (Propio) Una vez que se tenga el gasto de hidrógeno, se podrán dimensionarel resto de los componentes. Microturbina Potencia [kWe] Eficiencia eléctrica [%] Eficiencia cogeneración [%] Gases de escape [kg/s] Tª gases de escape [ºC] Voltaje [Vca] C30 30 26 Hasta 90 0,31 275 400-480 C65 65 29 Hasta 90 0,49 309 400-480 C200S 200 33 Hasta 90 1,3 280 400-480 Tabla 10: Características de las microturbinas seleccionadas [84] [85] [86] Microturbinas C30 C65 C200S Potencia (kW) 30 65 200 Rendimiento (%) 26 29 33 Gasto H2 (kg/h) 3,46 6,72 18,18 Gasto H2 (Nm3/h) 38,50 74,79 202,23 Simulación caso práctico 62 62 5.3.2 Modelado y parametrización del electrolizador Definido ya el consumo de hidrógeno que tendrá cada microturbina, deberemos seleccionar el electrolizador más adecuado para cada una de ellas. Como se ha comentado en los capítulos anteriores el electrolizador es el elemento de la instalación que se encarga de la producción del hidrógeno a través de la energía eléctrica. Entre de los distintos tipos de electrolizadores mencionados en la Tabla 4, para este estudio se ha seleccionado el tipo PEM, puesto que el fujo de energía con el que trabaja es bastante variables y rara vez trabajará a condiciones nominales, además de la madurez que presenta este tipo de electrolizador, lo cual lo convierte en el más idóneo. En nuestro caso, ante la dificultad de encontrar modelos reales de las diferentes caracteríscas y curvas de un electrolizador, utilizaremos un modelo teórico [87]. Con este modelo seremos capaces de definir las características de nuestro electrolizador, lo cual nos aportará un consumo energético, a partir del cual podremos dimensionar nuestra planta o campo fotovoltaico. Así mismo modificando el número de stacks de nuestro electrolizador conseguiremos obtener la cantidad de hidrógeno deseada. Las características del electrolizador tipo PEM seleccionado se muestran a continuación en la Tabla 12. Con objeto de modificar la potencia del electrolizador, y por lo tanto la capacidad de producción de hidrógeno, el número de celdas será variado para cada caso estudiado. En esta, se muestran las características más significativas del electrolizador tales como el área de la celda, el número de celdas, el grosor de los componentes (δ), la presión, temperatura, coeficiente de transferencia de carga (α) y densidad de corriente (i) de cátodo y ánodo, así como el contenido de agua en la membrana (λ). Una vez tengamos el tipo de electrolizador seleccionado, podemos calcular el número de celdas que se usan en función de cada microturbina. Comúnmente, los electrolizadores agrupan sus celdas en stacks, siendo lo más normal ver los stacks formados por 80, 100 ó 120 celdas cada uno. Puesto que tenemos el consumo de cada una de las microturbinas y la tabla de propiedades del electrolizador, tan solo tendríamos que introducir los datos en el software para el cálculo del sistema P2P [88] 1 y comprobar que el electrolizador sería capaz de producir la cantidad necesaria de hidrógeno. En este estudio se ha tomado como valor nominal de la densidad de corriente 2 A/cm2 estableciendo así el máximo rango en el que trabajará el electrolizador. 1 Software tool developed within NEXTMGT Project (www.nextmgt.com) under European Union’s Horizon 2020 research and innovation programme under Marie Sklodowska-Curie grant agreement No 861079 at University of Seville (Department of Energy). Tabla 12: Propiedades del electrolizador [87] Característica Valor Característica Valor Área unitaria de la celda [cm2] 160 P ánodo [bar] 1,01325 Nº celdas Según caso P cátodo [bar] 7,09275 δ membrana [cm] 0,0127 α ánodo 0,5 δ ánodo [cm] 0,13 α cátodo 0,5 δ cátodo [cm] 0,13 io ánodo [A/cm2] 1*10-7 Tª ánodo [ºC] 40-55 io cátodo [A/cm2] 0,1 Tª cátodo[ºC] 40-55 λ 22 63 63 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Para determinar el número correcto de stacks se ha realizado un proceso iterativo con el que se buscaba ajustar la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., de forma que con los datos proporcionados por la misma y las siguientes ecuaciones se pudiera obtener la producción de hidrógeno que puede llegar a proporcionar el electrolizador. 𝑉𝑠𝑡𝑎𝑐𝑘 = 𝑉𝑐𝑒𝑙𝑙 × 𝑁𝑐𝑒𝑙𝑙𝑠 𝑃𝑠𝑡𝑎𝑐𝑘 = 𝑉𝑠𝑡𝑎𝑐𝑘 × 𝐼 𝑚󰇗 𝐻2=80,676 ×𝑁𝑐𝑒𝑙𝑙𝑠 × 𝐼 × 𝜖𝑖 2𝐹 Siendo 𝜖𝑖 la eficiencia de Faraday y F la constante de Faraday (F=96500 C/mol) Realizado este proceso los datos obtenidos son los mostrados en la Tabla 13 en la cual se muestran los datos inividualizados por cada modelo de microturbina: Microturbina Tª electrolizador [ºC] Nº de stacks Celdas por stack H2 generado a potencia nominal del electrolizador [Nm3/h] y potencia nominal [kW] C30 50 3 100 39,87 / 236,275 C65 50 6 100 79,75 / 472,6 C200S 50 19 80 202,045 / 1197,12 Tabla 13: Generación de hidrógeno por electrolizador y tipo de microturbina [88] Figura 44: Densidad de corriente frente a voltaje de la celda [88] Simulación caso práctico 64 64 Como vemos en la Tabla 13, los valores de producción de hidrógeno por unida de tiempo son bastante semejantes a los de la Tabla 11, puesto que de esta manera no sobredimensionalizaremos el sistema en exceso. 5.3.3 Modelado y parametrización del campo fotovoltaico Una vez dimensionalizado el electrolizador, para que este pueda producir hidrógeno, será necesario aplicarle una cierta cantidad de energía. Para generar esa energía se diseña de forma básica un campo fotovoltaico mediante SAM [82], el cual posteriormente será añadido como un fichero “.JSON” al sofware del sistema P2P, el cual nos proporcionará la cantidad de hidrógeno producidad con dicho campo fotovoltaico. Para el dimensionamiento del campo fotovoltaico hemos tenido en cuenta que no todos los meses se producirá la misma cantidad de energía, es por ello que, con el fin de poder abastecer todos los meses al electrolizador, se ha dimensionado el campo respecto al mes de menor producción. Con ello podremos asegurar que todos los meses el electrolizador será capaz de producir la cantidad de hidrógeno necesaria. Como emplazamiento del campo fotovoltaico se ha seleccionado Sevilla, por tanto, se han tenido que adaptar las inclinaciones de los distintos módulos a la localización establecida. Una vez determinada la localización, se ha de seleccionar el tipo de módulo fotovoltaico, así como establecer la cantidad de módulos en serie y en paralelo, de forma que nos proporcione la tensión y la corriente deseada. En nuestro caso el módulo seleccionado es el “SunPower-X-22-370” [82] siendo de procedencia estadounidense cuenta con una potencia pico de 370 W. Como ya dijimos, el sistema necesitará corriente continua para el stack y alterna para los auxiliares. Debido a ello, es necesario a poner un inversor, asumiendose a efectos prácticos un inversor con un rendimiento del 100%. El inversor seleccionado es el “Yaskawa Solectria Solar: SGI 500 XTM [380V]” [82] y dependiendo de la potencia instalada en el campo fotovoltaico serán necesarios más o menos inversores. Con todo ello generamos los distintos campos fotovoltaicos y tenemos la Tabla 14 donde se muestran las características más generales del modelado. Microturbina Módulos en serie Módulos en paralelo Nº de inversores Factor de capacidad [%] Área ocupada [m2] Potencia kW C30 10 130 1 18,5587 2119 507 C65 10 250 2 18,5432 4075 1014 C200S 10 620 7 18,4617 10106 3549 Tabla 14: Dimensionamiento fotovoltaico para los distintos casos según la microturbina a la que abastezca [82] Tras los diversos ensayos se determina que el mes con una menor producción de energía electrica es el mes de diciembre, por ello, podemos decir que con los datos de la Tabla 14, para el resto de los meses tendrémos un excedente de producción, que como se ha comentado anteriormente en las hipótesis, podría ser vendida y vertida a la red, no obstante, no es objeto de este estudio. Muestra de este sobredimensionamiento en el parque 65 65 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable fotovoltaico se puede ver en las siguientes gráficas: En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.vemos como la producción de energía eléctrica por parte del campo fotovoltaico (curva roja) coincide casi por completo con la suma de la energía consumida por el electrolizador para la producción de hidrógeno (curva azul) más el consumo energético de los sistemas auxiliares (curva naranja) de forma que tendríamos una dimensionalización adecuada. Así mismo, podemos apreciar un pequeño plano en la curva del electrolizador, lo cual nos marca el periodo en el que el electrolizador funciona a potencia nominal, es decir, a su máxima capacidad de producción. Figura 45: Parámetros de producción del sistema P2P para el mes de diciembre [88] Figura 46: Parámetros de producción del sistema P2P para el mes de junio [88] Simulación caso práctico 72 72 como: 𝐿𝐶𝑂𝐸 = 𝐹𝐶𝑅 × 𝑇𝐶𝐶 + 𝐹𝑂𝐶 𝐴𝐸𝑃 + 𝑉𝑂𝐶 Siendo cada parámetro: - FCR: costes fijos de la instalación - TCC: coste capital de la instalación - FOC: costes de operación y mantenimiento - AEP: producción eléctrica anual en kWh - VOC: costes variables de operación Según las hipótesis el primer parámetro del que nos podemos deshacer es el VOC, puesto que lo hemos considerado nulo. El valor de AEP vendrá determinado por cada instalación según se muestra en la Tabla 19 de forma que tan solo deberíamos pasarlo a kWh. Para determinar el coste capital de la instalación nos basaremos en los precios del año 2019 según IRENA.Estos dan un rango de valores aproximado, que varía en función de la instalación, no obstante, también aportan un precio medio del kW instalado, siendo este el que tomaremos como valor de referencia. Este deteremina que el coste de una instalación fotovoltaica está entorno los 995$/kW instalado [90] que serían unos 841€/kW. Este dato sería el TCC, mientras que el valor del FCR lo obtendríamos del SAM, siendo este 0,096 para los tres casos. Una vez tenemos el dato, con la potencia del campo fotovoltaico dado en la Tabla 14, podremos calcularr este coste. Por último, deberíamos estimar los costes operacionales. Al igual que para el coste capital de la planta en función de la potencia instalada, IRENA propone una serie de valores que varían en función de la región, la tipología de la instalación, etc. Sin embargo, también establece un precio medio para el coste operacional de la planta con un valor de 9,5$/kW anual, es decir, unos 8€/kW. Con todo ello obtenemos los resultados de la Tabla 20: Caso C30 C65 C200S LCOE (€/kWh) 0,0567 0,0568 0,057 Tabla 20: LCOE del campo fotovoltaico para los distintos casos según la microturbina final [88] 5.5.4 Cálculo del LCOH Una vez que tenemos definido el LCOE de la planta fotovoltaica, podemos proceder a calcular el precio del hidrógeno, el LCOH. Para ello consideraremos en este apartado tanto el electrolizador, como el sistema de almacenamiento. Dentro de ellos deberemos de tener varios aspectos que analizaremos por separados, tales como el coste del electrolizador, el coste del agua, el coste de los tanques, etc. Con todo ello conseguiremos obtener un coste que nos defina el precio mínimo a lo que debemos de vender el hidrógeno. Este se consigue aplicando: 𝐿𝐶𝑂𝐻 = 𝐶𝐿𝐶𝐶,𝑎 𝐸𝐻2,𝑎 Siendo CLCC el coste de la instalación en suciclo de vida y 𝐸𝐻2la cantidad de hidrógeno producida en un año. Debido a que la cantidad de hidrógeno producida ya la hemos calculado con anterioridad, vamos a centrarnos en esta parte a determinar el valor del numerador de la ecuación anterior. Para ello en primer lugar vamos a desintegrar dicho término de forma que tenemos que: 𝐶𝐿𝐶𝐶,𝑎 = 𝐶𝑐𝑎𝑝,𝑎 + 𝐶𝑓𝑜𝑚,𝑎 + 𝐶𝑣𝑜𝑚,𝑎 73 73 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Donde: • 𝐶𝑐𝑎𝑝,𝑎 → coste capital • 𝐶𝑓𝑜𝑚,𝑎 → costes fijos de operación y mantenimiento • 𝐶𝑣𝑜𝑚,𝑎 → costes variables de operación y mantenimiento Analizando cada uno de ellos por separado obtendremos el coste total que es requerido para obtener el LCOH. Para determinar los costes variables tendremos de operación y mantenimiento usaremos: 𝐶𝑣𝑜𝑚,𝑎 = 𝐶𝑒+ 𝐶𝑤 En este caso 𝐶𝑒 será el coste asociado al coste anual de la electricidad, mientras que el término 𝐶𝑤 hace referencia al coste anual de agua. Este coste se situa en torno a los 4,9 €/m3 [91], mientras que el coste asociado al consumo eléctrico del electrolizador lo obtendremos multiplicando el consumo de este por el LCOE de la enegía que genera el campo fotovoltaico obtenido en el apartado anterior, puesto que el electrolizador se alimenta directamente de este. Con esto obtendríamos lo siguiente: Caso C30 C65 C200S 𝑪𝒆 41.856,67 € 81.924,21 € 206.645,471 € 𝑪𝒘 597,10 € 1178,48 € 2.963,36 € 𝑪𝒗𝒐𝒎,𝒂 42.453,77 € 83.102,69 € 209.608,84 € Tabla 21: Costes de operación y mantenimiento variables para los distintos casos (propio) Una vez tenemos los costes de operación y manteniento variables, calcularemos los costes de capital, puesto que para calcular los costes de operación y mantenimiento fijos nos hará conocer previamente los costes capitales de los distintos componentes. Para obtener dicho coste usaremos la siguiente ecuación: 𝐶𝑖𝑛𝑣 = 𝐶𝐸𝐶 + 𝐶𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒 + 𝐶𝑠𝑡𝑜𝑟 Siendo: • 𝐶𝑖𝑛𝑣 → Coste capital de la inversión • 𝐶𝐸𝐶 → Coste capital del electrolizador • 𝐶𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒 → Coste capital de compresor • 𝐶𝑠𝑡𝑜𝑟 → Coste capital del almacenamiento Con esta ecuación analizaremos los costes capitales del electrolizador, del compresor y del almacenamiento en cada uno de los diferentes casos. En primer lugar, tal y como se vio en la Tabla 4, el coste capital de un electrolizador tipo PEM suele estar entre los 1200-2000 €/kW, por tanto, para nuestro estudio tomaremos un valor de 1200 €/kW. Para determinar el coste del compresor, estimaremos que tiene un coste de 4000 €/kW [92] mientras que el del sistema de almacenamiento se situará en 70 €/Nm3 [93]. Con estos datos y los de tablas anteriores (Tabla 13, Tabla 15, Simulación caso práctico 74 74 Tabla 16, Tabla 17 y Tabla 18) obtendríamos los siguientes resultados: Caso C30 C65 C200S 𝑪𝑬𝑪 283.530 € 567.120 € 1.436.544 € 𝑪𝒔𝒕𝒐𝒓 33.703,56 € 57.958,29 € 145.255,84 € 𝑪𝒄𝒐𝒎𝒑𝒓𝒆 4.700 € 13.113,33 € 33.156,67 € 𝑪𝒊𝒏𝒗 321.933,46 € 638.191,62 € 1.614.956,51 € Tabla 22: Costes capitales para los diferentes casos (propio) Una vez tenemos el coste capital total, deberemos anualizar dicho valor, para ello le aplicamos el factor de recuperación del capital, siendo sus siglas en inglés CRF (Capital Recovery Factor) que se calcula como: 𝐶𝑅𝐹 = 𝑖 × (1 + 𝑖)𝑛 (1 + 𝑖)𝑛− 1 Este daría un valor de 0,10185. Por lo que si se le aplica a coste capital tendremos: Caso C30 C65 C200S 𝑪𝒊𝒏𝒗,𝒂 32.788,93 € 64.999,82 € 164.486,89 € Tabla 23: Coste capital anualizado para los diferentes casos (propio) Una vez que tenemos calculado tanto el coste capital de cada caso como los costes variables de operación y mantenimiento podemos comenzar a calcular los costes fijos de operación y mantenimiento. Para ello emplearemos la siguiente ecuación: 𝐶𝑓𝑜𝑚,𝑎 = 𝐶𝑚𝑐 + 𝐶𝑐𝑜𝑛𝑡 + 𝐶𝑟𝑒𝑝,𝑎 Siendo cada una de sus variables: • 𝐶𝑚𝑐: coste de mantenimiento del compresor la cual supondremos que será de entorno al 6% del CAPEX del propio compresor. [91] • 𝐶𝑐𝑜𝑛𝑡: coste de mantenimiento del electrolizador, el cual se puede obtener de la Tabla 4. • 𝐶𝑟𝑒𝑝,𝑎: coste de reparación o cambio del stack, que se supondrá en un 50% del CAPEX del electrolizador, pudiendo situarse entorno al 40-50%. [91] Con todo estas suposiciones y los cálculos realizados con anterioridad obtendríamos la siguiente tabla: 75 75 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable Casos C30 C65 C200S 𝑪𝒎𝒄 282 € 786,8 € 1.989,4 € 𝑪𝒄𝒐𝒏𝒕 3.544,13 € 7.089 € 17.956,8 € 𝑪𝒓𝒆𝒑,𝒂 14.438,76 € 28.880,57 € 73.157,69 € 𝑪𝒇𝒐𝒎,𝒂 18.264,89 € 36.756,38 € 93.103,79 € Tabla 24: Costes de operación y mantenimiento fijos para los distintos casos (propio) Una vez que tenemos todos los costes, aplicamos la ecuación inicial de forma que tendríamos: Casos C30 C65 C200S LCOH (€/kgH2) 6,82 6,85 6,81 Tabla 25: LCOH para los diferentes casos [88] 5.5.5 Cálculo del LCOE de las diferentes microturbinas Por último, para finalizar el análisis tecno-económico de la planta tan solo nos quedaría conocer el LCOE que tendríamos para el final del sistema, es decir, a la salida de la microturbina. Para ello emplearemos los resultados obtenidos con anterioridad y los introduciremos en la siguiente ecuación: 𝐿𝐶𝑂𝐸 = ∑𝐼𝑡+ 𝑀𝑡+ 𝐹𝑡 (1 + 𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 ∑𝐸𝑡 (1 + 𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 Siendo: • 𝐼𝑡: la inversión inicial en la microturbina en el año t • 𝑀𝑡: el coste de mantenimiento y operación de la microturbina anual • 𝐹𝑡: gasto de combustible (en nuestro caso se corresponderá con el LCOH) • 𝐸𝑡: generación eléctrica en el año t En primer lugar, definiremos el LCOE para un solo año (es decir lo suponemos igual cada año siendo t=1 en referencia al primer año), de forma que se eliminen los sumatorios de la ecuación y nos quede más simplificada. Una vez hecha esa suponsición y mediante los apartados anteriores, conocemos tanto el coste asociado al gasto de combustible, como la generación eléctrica de las microturbinas. Por ello deberemos obtener el coste de la inversión inicial de la microturbina y el coste del mantenimiento y la operación de la misma de forma que podamos obtener el LCOE. Para obtener el CAPEX y el OPEX de los distintos casos nos basaremos en las referencias [94] y [95]. En ellas se aportan ambos valores para las microturbinas que han sido seleccionadas, no obstante, los precios que aparecen en las mismas corresponden al año 2015, por lo que en la actualidad estarán obsoletos. Pese a ello hemos decidí tomar dichos valores, aunque se les debería realizar una actualización del IPC de forma que se actualizaran los mismos. Dicho esto, obtenemos los siguientes resultados: Simulación caso práctico 76 76 Casos C30 C65 C200S CAPEX 2.277,5 €/kW 1.802,03 €/kW 1.802,03 €/kW OPEX2 0,0105 €/kWh 0,0111 €/kWh 0,0136 €/kWh 𝑰𝒕 6.958,85 € 11.929,89 € 36.707,35 € 𝑴𝒕 689,85 € 1.580, 08 € 5.956,8 € 𝑭𝒕 51.696,11 € 100.862,91 € 271.136,8 € 𝑳𝑪𝑶𝑬 0,9033 €/kWh 0,8034 €/kWh 0,7164 €/kWh Tabla 26: LCOE de las diferentes microturbinas (Propio) En referencia a la Tabla 26, podemos ver como tendríamos un LCOE de la energía de salida de las microturbinas mucho más alto de lo normal en comparación con el resto de las tecnologías de generación eléctrica. Como se ve en la tabla, el coste anual asociado al combustible es muy superior al resto de costes, es por ello que podemos decir que el elevado coste de la energía en estos casos se debe principalmente al tipo de combustible que usamos. Esto, en nuestro caso tendría un mayor efecto negativo en cuanto a economía se refiere, puesto que a día de hoy la generación de hidrógeno verde es más cara que el resto. Otro factor que influye sustancialmente en el coste de la energía es el coste capital anualizado. En gran medida el elevado coste capital de estos sistemas recae en el elevado número de equipos que son necesarios para poder producir el hidrógeno, que si se le añade el bajo nivel de desarrollo de la tecnología, desemboca en un mayor coste capital que en otras tecnologías de generación. Una vez que ya sabemos el LCOE de las microturbinas, podríamos establecer un valor de la energía para el mercado eléctrico y comenzar a comercializar con la energía generada. No obstante, ese punto quedaría fuera del alcance de este estudio, por tanto, quedaría por cocluido una vez que hemos obtenido el LCOE de las microturbinas. 2 Pese a que en ambas referencias ( [94] y [95]) tenemos el OPEX, usaremos el valor de la referencia [95] al mostrar el OPEX sin añadir el precio del combustible, puesto que en la ecuación ese término lo tenemos a parte. 77 77 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable El verdadero progreso es el que pone la tecnología al alcance de todos. -Henry Ford- 6 CONCLUSIONES urante años no ha existido una regulación en la emisión de gases contaminantes a la atmósfera, lo cual ha acabado produciendo en la actualidad una grave crisis medio ambiental. Para intentar solventar los efectos, las distintas organizaciones internacionales promueven una nueva forma de producción y consumo de energía más eficaz y limpia, con el fin de evitar el peor de los casos analizados. Para lograrlo hay una gran esperanza depositada en las energías renovables, las cuales como mayor inconveniente tienen la variabilidad de su producción. Para ello se intentan implementar distintos sistemas de almacenamiento de forma que podamos aprovechar toda la energía que producen las plantas de generación con energías renovables. Estos sistemas de almacenamiento pueden ser clasificados según diferentes criterios, dentro de los cuales se encuentra la clasificación según su estado físico. Dentro de este encontramos cinco clasicaciones en las que podemos albergar las diferetes tecnologías de almacenamiento, siendo el sistema P2P clasificado dentro de la categoría de almacenamiento químico. Dependiendo de la categoría a la que pertenezca la tecnología podremos ver que se emplean con mayor frecuencia en unas aplicaciones que en otras. En el caso del almacenamiento químico se ha comprobado que tiene una gran versatilidad en cuanto a las aplicaciones, pudiéndose usar tanto para la generación de potencia eléctrica, para la generación de calor o para la movilidad. Por el contrario, el resto de las categorías no tienen una aplicación tan amplia, como es el caso del almacenamiento eléctrico y mecánico, que sí que presentan una aplicabilidad en la generación de potencia elétrica, pero su aplicabilidad para la movilidad o la generación de calor se ve muy reducida o nula. Como último punto en este estudio, se realizó un caso práctico con el que se realizó un predimensionamiento de un sistema P2P. En el, decidimos desde el primer momento que el hidrógeno que se consumiera en el sistema fuera de origen renovable, es decir, que sea hidrógeno verde. Esto se traduce en un mayor coste del combustible, puesto que este se sitúa entorno a los 3,5-5 €/kg de H2, mientras que el hidrógeno gris se sitúa en valores inferiores al 1,5 €/kg de H2. En primer lugar, se realizó una parametrización de los diferentes componentes, partidiendo como base de que tendríamos tres microturbinas de 30, 65 y 200 kW. A raíz de esta selección inicial se obtuvieron diferentes valores siendo de mayor interés los datos anualizados para tener una visión más general del sistema. Entre ellos hay diversos datos que aumentan con la potencia de la microturbina, como son el requerimiento de energía eléctrica fotovoltaica, el consumo y producción de hidrógeno, o el consumo del electrolizador. Sin embargo, los valores que más nos atraen son los correspondientes a la round-trip efficiency. Con la round-trip efficiency lo que obtenemos es un valor que muestra la cantidad de energía eléctrica que se aprovecha realmente, frente a la que se podría haber utilizado. También vemos como el proceso correspondiente al P2G muestra una eficiencia elevada, situándose en valores cercanos en los tres casos al 50%. Mientras que cuando contemplamos el sistema P2P en su conjunto, vemos como la round-trip efficiency se establece en valores cercanos al 15%, aumentando ligeramente con la potencia instalada . A raíz de los datos obtenidos en la simulación se pudo realizar el estudio económico en el que se incluye tanto el LCOE del campo fotovoltaico y de las microturbinas, como el LCOH del hidrógeno. Al contrario que en el análisis tecnológico, aquí lo que realmente nos interesa de la simulación no es otra cosa que la producción y el consumo de hidrógeno y energía eléctrica, dejando en un segundo plano los rendimientos de los equipos, los D Conclusiones 78 78 tamaños o las round-trip efficiency, no obstante estos valores siguen estando ligados al coste, de manera que a mayor round-trip efficiency, tendremos menor LCOH, puesto que se consumirá menor energía eléctrica para producir la cantidad de hidrógeno deseado. Si distiguimos las diferentes partes del sistema en parque fotovoltaico, electrolizador y microturbinas podemos contextualizar el coste de cada una de ellas. Es por ello por lo que en primer lugar se obtuvo el LCOE del campo fotovoltaico. Al tratarse en todos los casos de los mismos paneles fotovoltaicos y solo diferenciase en la potencia instalada tomamos un único valor para el coste capital y de mantenimiento de la planta fotovoltaica. Ello nos dio unos valores del LCOE muy semejantes entre los diferentes casos, situándose en los 0,057 €/kWh. Una vez tengamos el LCOE del campo fotovoltaico, conoceremos el precio que tendrá la electricidad que consume el electrolizador, por tanto, afectará al LCOH. Para obtener este no solo hemos tenido en cuenta el precio de la producción del hidrógeno, sino que también hemos contemplado el coste del almacenamiento. En el estudio, hemos impuesto como criterio el tener un área de almacenamiento similar en los tres casos, es por ello que hemos buscado que los depósitos fueran de características similares, para lo cual se debería ampliar la presión de los tanques, lo cual se ve reflejado en un mayor gasto de los compresores. Con ello, y los diversos costes reflejados en el estudio obtenemos el LCOH de nuestro sistema, que se sitúa entorno a los 6,80 €/ kg de H2, el cual es un valor próximo al precio estipulado por las distintas entidades internacionales. Este mayor coste está justificado por las hipótesis que hemos tomado, puesto que dependiendo de ellas el coste será mayor o menor al obtenido. Por último, con el LCOH podrémos obtener el LCOE de las microturbinas, obteniendo de esta manera el coste de la energía en el final del sistema, es decir, el mínimo al que se podría vender. En el cálculo del mismo hemos considerado los costes por la inversión en las microturbinas, el mantenimiento de las mismas, así como el coste del combustible, para lo cual usaremos el LCOH obtenido anteriormente y la generación de hidrógeno total en un año. En este caso obtenemos valores algo más dispares entre sí, puesto que van desde los 0,9033 €/kWh en el caso de la microturbina C30 a los 0,7164 €/kWh de la C200S, mostrándose de esta manera un descenso en el coste de la energía final a mayor es la potencia de la microturbina. Esto se debe a que la microtubina C200S presenta un mejor rendimiento al resto, además de que en el caso de esta microturbina el LCOH también es ligeramente inferior a la de la C30. De cara al futuro, diversos estudios auguran una reducción en el precio de la electricidad procedente de estos sistemas, puesto que se prevee un aumento del rendimiento de las microturbinas, el cual se espera que se situe por encima del 40%. Así mimo existen otros métodos para aumentar el round-trip efficiency de la planta, puesto que se puede combinar el sistema con otras tecnologías como pueden ser las pilas de combustible aumentando dicho valor hasta el 60-70%. En cuanto a los electrolizadores, se estudia la efectividad del tipo SOE, en cuyo caso contaríamos con un menor consumo eléctrico por parte del electrolizador, de forma que se reduciría la LCOH del hidrógeno el cual, además, puede ser utilizado tanto como electrolizador como pila de combustible igualemetne. Es decir, no necesitaríamos dos equipos, sino que uno solo pudiera funcionar durante un tiempo como electrolizador, y durante otro tiempo como pila de combustible. Si tenemos todo esto en cuenta podremos reducir el coste del hidrógeno entorno a 1€/kg lo que nos rebajaría el LCOE de la microturbina en unos 0,1-0,15 €/kWh. Si a esto le añadimos una mejora en la tecnología fotovoltaica los resultados pueden ser mucho más favorables. Para concluir, según la AIE e IRENA los sistemas P2P son un gran pilar en el desarrollo hacia un sistema limpio y respetuoso con el medioambiente, que pueden ayudar a una mayor implantación de las fuentes de energía renovables al mercado eléctrico a la vez que darían un mayor soporte a la red. Es por ello, que se debe seguir investigando en los diversos tipos de electrolizadores al ser estos una parte crucial del sistema, así como se debe continuar en las investigaciones para que se llegue a proporcionar una microturbina que funcione íntegramente con hidrógeno evitando así cualquier uso de combustible fósil. 79 79 Potencial de los sistemas Power-To-Power para el almacenamiento de energía de origen renovable 7 REFERENCIAS [1] J. M. Uriarte, «Revolución Industrial,» Caracteristicas.co., [En línea]. Available: https://www.caracteristicas.co/revolucion-industrial/.. [Último acceso: 18 Diciembre 2020]. [2] Britannica Online for Kids, «Bkids,» Encyclopædia Britannica, Inc, [En línea]. Available: https://kids.britannica.com/students/assembly/view/143386. [Último acceso: 18 Diciembre 2020]. [3] U.S. Energy Information Administration, «Today in Energy,» Owen Comstock, [En línea]. Available: https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=11951. [Último acceso: 17 Diciembre 2020]. 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