La discusión sobre los costos de los sistemas de electrólisis se caracteriza por declaraciones contradictorias con una amplia gama de pronósticos de precios, lo que dificulta una evaluación confiable de los electrolizadores.
Por: JOSÉ A. ROCA
10 de febrero de 2022. La generación de hidrógeno verde a través de la electrólisis del agua ha ganado un enorme interés en los últimos años, y se están realizando importantes esfuerzos en la industria para ampliar las celdas y pilas y aumentar significativamente las capacidades de producción.
Para crear la transparencia necesaria en la discusión sobre los costos de inversión de la electrólisis del agua, el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (ISE) creó un modelo de costos de abajo hacia arriba y llevó a cabo un estudio de costos en nombre de la ONG estadounidense Clean Air Task Force (CATF) que permite evaluar en detalle las dependencias de los costos compartidos de las tecnologías individuales y derivar los potenciales de reducción de costos para estas tecnologías de electrólisis.
En el estudio se contemplan dos tamaños de planta de 5 MW y 100 MW, tanto para electrólisis de agua alcalina (AEL) como de membrana de intercambio de protones (PEM), para cubrir las necesidades tanto de aplicaciones descentralizadas como centralizadas.
Además, en los modelos se considera un pronóstico tecnológico para ambas tecnologías con el fin de comparar las estructuras de costos de los componentes y materiales disponibles en la actualidad (2020) con los desarrollos esperados de la “próxima generación” de sistemas de electrólisis alcalina y PEM (2030).
Los modelos de costes se basan en el enfoque ascendente del instituto, en el que primero se diseñan los diseños típicos de las plantas de electrólisis y luego se determinan los parámetros técnicos mediante una simulación de estado estable de los balances de energía y masa en los sistemas.
Sobre la base de esas especificaciones, los costos compartidos de los subsistemas y componentes individuales se determinan utilizando las ofertas de precios de los fabricantes y proveedores y utilizando funciones de costos específicas.
Los costos adicionales como ingeniería y otros se tienen en cuenta a través de un cálculo de recargo. Se utiliza un modelo separado para las distintas pilas, que también se basa en una cuantificación de los componentes utilizados y funciones de coste específicas.
“El valor agregado de tales modelos de costos depende principalmente de la calidad de la información de precios y costos de los fabricantes y proveedores. En Fraunhofer ISE podemos recurrir a una extensa base de datos debido a nuestros muchos años de cooperación con varios socios de la industria. Esa es la ventaja decisiva de nuestros modelos de costos”, señala Marius Holst, uno de los autores del estudio.
Ventaja para las pilas alcalinas
Como era de esperarse, los resultados muestran en todos los casos considerados que el stack de celdas es el componente más costoso en un sistema de electrólisis.
Las pilas alcalinas tienen una ventaja de costos sobre las pilas PEM y continuarán teniéndola en el futuro. Sin embargo, debido al avance tecnológico y al aumento de la superficie activa de la celda, los costes específicos de la pila se pueden reducir prácticamente a la mitad en 10 años para ambos tipos de pilas de electrólisis, pasando de unos 200 €/kW a menos de 90 €/kW para AEL, y de 380 €/kW a alrededor de 220 €/kW para pilas PEM.
Sin embargo, los costos de la pila no dominan por sí solos los costos del sistema. Más bien, se componen de muchos componentes individuales, como tratamiento de gas y agua, sistemas de refrigeración y electrónica de potencia.
En particular, los costos de la electrónica de potencia (rectificador y transformador) no deben subestimarse y, como el segundo componente más costoso, contribuyen a los costos del sistema en el mismo orden de magnitud que las pilas.
“Este es un resultado importante, especialmente para futuras estrategias de reducción de costos para los sistemas de electrólisis, y debe tenerse más en cuenta en futuros desarrollos”, concluye Marius Holst.
El análisis de costos muestra además que los sistemas alcalinos también conducirán a menores costos del sistema en el futuro. Sin embargo, los costos son casi los mismos si incluye el esfuerzo para la compresión descendente.
En total, se pueden esperar costos del sistema de alrededor de € 400 a € 500 / kW en 2030, y los sistemas descentralizados y más pequeños seguirán siendo significativamente más caros.
“Estos resultados nos brindan información importante para nuestros propios análisis de sistemas y nos muestran que la innovación y la experiencia continuarán conduciendo a reducciones significativas de costos en electrólisis en el futuro. Esperamos que este estudio pueda contribuir a una discusión objetiva sobre los costos futuros”, dice Mike Fowler, uno de los supervisores del estudio por parte del CATF.
Tomado de: elperiodicodelaenergia.com
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