La corriente de hidrógeno: los costos del H2 a menudo se subestiman en los estudios de prefactibilidad

Fuente: https://www.pv-magazine.com

Investigadores europeos han dicho 
a pv magazine que los costes de producción de hidrógeno a menudo se subestiman en los estudios de prefactibilidad, mientras que las autoridades surcoreanas han informado de un aumento de los acuerdos para proyectos de consumo de hidrógeno a gran escala.

Los investigadores europeos han llegado a la conclusión de que confiar en datos simulados en lugar de datos medidos puede subestimar los costes de producción de hidrógeno en un 36% para los usuarios que requieren un suministro constante, con subestimaciones medias de alrededor del 20% que son más graves en climas nublados. “La diferencia es mayor en climas nublados porque, en el momento de la publicación, las herramientas de simulación de código abierto que utilizan datos satelitales tienen algunas dificultades para estimar la producción de energía solar fotovoltaica cuando hay una capa de nubes ”, dijo el investigador Nicolas Jean Bernard Campion a pv magazine . “Eso puede deberse a la menor resolución temporal del conjunto de datos de reanálisis satelitales, pero también a errores inherentes que provienen de un modelado de nubes inexacto en estos conjuntos de datos”. Los investigadores dijeron en un nuevo 
informe en 
Renewable and Sustainable Energy Reviews que su modelo tecnoeconómico de optimización estima los costos de producción de e-combustibles teniendo en cuenta la inversión óptima y las operaciones del sistema por hora. Su objetivo es mejorar las evaluaciones del hidrógeno verde abordando las discrepancias entre los perfiles de energía solar simulados y medidos. El equipo también ha lanzado un 
repositorio colaborativo de código abierto para compartir perfiles de energía renovable medidos y proporcionar herramientas para el análisis de series temporales y evaluaciones tecnoeconómicas del hidrógeno verde. Campion dijo que la herramienta y los datos mejorarán los estudios de prefactibilidad y la selección de ubicaciones.

El gobierno de Corea del Sur dijo que ha seleccionado la  ciudad de Gyeongju para un proyecto de hidrógeno de 107,9 MW, cuyo costo estimado es de 771.600 millones de wones (552,8 millones de dólares). La construcción comenzará en marzo de 2024 y su finalización está prevista para marzo de 2028. El gobierno  dijo que la “Planta de energía de pila de combustible de hidrógeno Gyeongbuk Gyeongju Gangdong” producirá hidrógeno a partir del reformado de gas natural y suministrará electricidad a un complejo industrial cercano.

Samsung C&T se ha asociado con Korea Southeast Power y el gobierno regional de Chungnam para desarrollar un centro de hidrógeno en Dangjin, Corea del Sur, según informes de los medios locales. El proyecto incluirá una planta de energía de celdas de combustible de hidrógeno de 900 MW, un BESS de 300 MW y un centro de datos. La planta de energía utilizará hidrógeno limpio de la terminal Songsan de Dangjin para generar electricidad libre de carbono, que abastecerá a los centros de datos y complejos industriales cercanos. El costo total del proyecto para el centro de energía verde de Dangjin es de 4,5 billones de wones.

Topsoe se ha asociado con
 Aramco en virtud de un acuerdo de desarrollo conjunto para producir hidrógeno azul en la planta de recuperación de NGL de Shaybah, que Aramco posee en Arabia Saudita. La colaboración utilizará la tecnología de membrana de aleación de paladio de Aramco para producir hidrógeno con bajas emisiones de carbono y al mismo tiempo capturar CO2, según un comunicado de Topsoe, con sede en Dinamarca.