Opt.económica y Energética Sistema Eólica-hidrógeno

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS

UNIVERSIDAD DE SEVILLA

PROYECTO FIN DE CARRERAPROYECTO FIN DE CARRERAPROYECTO FIN DE CARRERAPROYECTO FIN DE CARRERA

Optimización económica y energética de un sistema

integrado de producción de hidrógeno a partir de

energía eólica.

Elaborado por: Rosario Mengíbar Cases

Tutor: Francisco Javier Pino Lucena

Fecha: Diciembre de 2011

Optimización económica y energética de un sistema híbrido eólica-hidrógeno

2

ÍNDICEÍNDICEÍNDICEÍNDICE DE CONTENIDOSDE CONTENIDOSDE CONTENIDOSDE CONTENIDOS

1 ObjetivosObjetivosObjetivosObjetivos………………………………………………………………………………………………………………………..... 10

2 IntroducciónIntroducciónIntroducciónIntroducción……………………………………………………………………………………………………………………. 11

2.1 Política nacional en materia de energía renovable…………………………………………………. 11

2.2 Estrategias para afrontar los retos planteados……………………………………………………... 13

2.3 Aportación de la energía eólica al marco energético actual……………………………….. 16

2.4 Hidrógeno como vector energético………………………………………………………………………… 19

2.4.1 Descripción de los sistemas de almacenamiento de energía mediante

hidrógeno…………………………………………………………………………………………………….. 20

2.4.1.1 Sistemas integrados para acoplar la producción y la demanda de

energía eléctrica……………………………………………………………………………… 22

2.4.1.2 Sistemas integrados para la producción de H2……………………………. 23

3 Descripción de las herramientas Descripción de las herramientas Descripción de las herramientas Descripción de las herramientas empleadasempleadasempleadasempleadas…………………………………………………………... 25

3.1 HOMER……………………………………………………………………………………………………………………….. 25

3.1.1 Simulación de una instalación híbrida eólica-hidrógeno con Homer…… 27

3.1.2 Modelo del aerogenerador……………………………………………………………………… 28

3.1.3 Modelo del electrolizador……………………………………………………………………….. 28

3.1.4 Modelo del depósito de almacenamiento de H2…………………………………... 32

3.1.5 Modelo de la pila de combustible…………………………………………………………. 33

3.1.6 Modelo de la carga………………………………………………………………………………… 36

3.1.7 Modelo del recurso eólico……………………………………………………………………… 38

3.2 HOGA………………………………………………………………………………………………………………………….. 39

3.3 WINDHYGEN………………………………………………………………………………………………………………... 40

3.4 THESIS………………………………………………………………………………………………………………………... 43

3.5 H2RES………………………………………………………………………………………………………………………….. 44


3

3.6 HYDROGEMS……………………………………………………………………………………………………………….. 45

3.7 ESSFER……………………………………………………………………………………………………………………….. 46

3.8 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA CON LAS HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓN……….… 47

4 Descripción del caso a simulaDescripción del caso a simulaDescripción del caso a simulaDescripción del caso a simularrrr…………………………………………………………………………………. 49

4.1 Sistema integrado para acoplar la producción y la demanda de energía eléctrica 49

4.1.1 Aerogenerador…………………………………………………………………………………………. 51

4.1.2 Datos de velocidad del viento……………………………………………………………….. 52

4.1.3 Datos conocidos del electrolizador……………………………………………………….. 53

4.1.4 Datos conocidos del depósito de almacenamiento……………………………… 54

4.1.5 Datos conocidos de la pila de combustible…………………………………………. 55

4.2 Sistema integrado para la producción directa de hidrógeno………………………………… 56

4.3 Régimen económico aplicado…………………………………………………………………………………… 56

4.3.1 Régimen económico para la energía eólica………………………………………….. 57

4.3.2 Procedimiento para calcular las primas………………………………………………... 59

4.3.3 Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos……………….. 60

4.3.4 Procedimiento para calcular las penalizaciones……………………………………. 62

5 Resultados de la simulaciónResultados de la simulaciónResultados de la simulaciónResultados de la simulación………………………………………………………………………………………. 64

5.1 Caso base: aerogenerdador sin hibridación…………………………………………………. 64

5.1.1 Datos energéticos anuales……………………………………………………………………... 65

5.1.2 Datos económicos anuales…………………………………………………………………….. 68

5.1.3 Conclusiones…………………………………………………………………………………………… 68

5.2 Sistema integrado eólica-hidrógeno para acoplar la producción y la

demanda……………………………………………………………………………………………………………………. 69

5.2.1 Óptimo energético………………………………………………………………………………….. 70

5.2.1.1 Datos energéticos anuales…………………………………………………………. 70

5.2.1.2 Datos económicos anuales………………………………………………………… 76

5.2.1.3 Conclusiones……………………………………………………………………………….. 76


4

5.2.2 Óptimo económico………………………………………………………………………………….. 80

5.2.2.1 Análisis del tamaño del electrolizador………………………………………. 80

5.2.2.2 Análisis del tamaño del depósito………………………………………………. 82

5.2.2.3 Análisis del tamaño de la pila de combustible………………………… 85

5.2.2.4 Instalación económicamente óptima………………………………………….. 88

5.2.2.5 Conclusiones………………………………………………………………………………... 89

5.3 Instalación hidrogenera…………………………………………………………………………………….. 91

5.3.1 Esquema de operación…………………………………………………………………………… 92

5.3.2 Resultados de la simulación…………………………………………………………………... 95

6 ConclusionesConclusionesConclusionesConclusiones………………………………………………………………………………………………………………….. 100


5

ÍNDICEÍNDICEÍNDICEÍNDICE DE TABLASDE TABLASDE TABLASDE TABLAS

Tabla 2.1: Valores típicos del factor de carga para las principales centrales eléctricas…. 18

Tabla 3.1: Comparación entre los diferentes tipos de Pilas de Combustible……………………. 34

Tabla 4.1: Datos de potencia característica del aerogenerador G52………………………………… 51

Tabla 4.2: Datos horarios de velocidad de viento real y predicha para el día 1/1………... 53

Tabla 5.1: Datos energéticos anuales obtenidos para el caso base…………………………………. 65

Tabla 5.2: Precios de tarifa regulada y penalizaciones por la venta de energía……………... 68

Tabla 5.3: Datos económicos anuales para el caso base………………………………………………….. 68

Tabla 5.4: Tamaño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y

demanda………………………………………………………………………………………………………………………………… 70

Tabla 5.5: Datos energéticos anuales para la instalación energéticamente óptima…………. 70

Tabla 5.6: Datos económicos anuales para la instalación energéticamente óptima………… 76

Tabla 5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima……………………….. 77

Tabla 5.8: Flujo de fondos y VAN para la instalación energéticamente óptima………………. 79

Tabla 5.9: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida

variando el tamaño del electrolizador………………………………………………………………………………… 81


variando el tamaño del depósito de almacenamiento………………………………………………………. 83


variando el tamaño del depósito de la pila de combustible……………………………………………. 85


para diferentes tamaños de los equipos constituyentes……………………………………………………. 88


6

Tabla 5.13: Tabla comparativa de los datos económicos anuales entre el caso base

y la instalación energéticamente óptima……………………………………………………………………………… 89

Tabla 5.14: Inversión inicial de la instalación hidrogenera…………………………………………………. 96

Tabla 5.15: Flujo de fondos y VAN para la instalación hidrogenera…………………………………. 96

Tabla 5.16: Datos energéticos anuales de la instalación hidrogenera………………………………. 97

Tabla 5.17: Datos económicos anuales de la instalación hidrogenera……………………………… 97

Tabla 5.18: Resultados para el precio de venta requerido del H2……………………………………. 98

Tabla 5.19: Precio de venta del H2 obtenido por Liennemann………………………………………….. 99


7

ÍNDICEÍNDICEÍNDICEÍNDICE DE FIGURASDE FIGURASDE FIGURASDE FIGURAS

Figura 2.1: Mix energético en España en el año 2010……………………………………………………….. 16

Figura 2.2: Evolución de la potencia eólica instalada en España hasta el año 2010……… 17

Figura 2.3: Estrategia de almacenamiento de energía renovable en hidrógeno………………... 22

Figura 2.4: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para acoplar la

producción y la demanda……………………………………………………………………………………………………... 23

Figura 2.5: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para la producción de

H2…………………………………………………………………………………………………………………………………………… 24

Figura 3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica-hidrógeno

para acoplar la producción y la demanda………………………………………………………………………….. 27

Figura 3.2: Ventana de entrada de datos del aerogenerador en HOMER…………………………. 28

Figura 3.3: Relación producción de H2-consumo de energía para un electrolizador……….. 30

Figura 3.4: Esquema de funcionamiento de un electrolizador……………………………………………. 31

Figura 3.5: Ventana de entrada de datos del electrolizador en HOMER…………………………… 31

Figura 3.6: Conjunto de depósitos cilíndricos para almacenar H2…………………………………….. 32

Figura 3.7: Ventana de entrada de datos del almacenamiento de H2 en HOMER…………... 33

Figura 3.8: Esquema básico de una pila de combustible…………………………………………………… 34

Figura 3.9: Ventana de entrada de datos de la pila de combustible en HOMER…………….. 36

Figura 3.10: Ventana de entrada de datos de la demanda de energía en HOMER…………. 38

Figura 3.11: Ventana de entrada de datos del recurso eólico en HOMER……………………….. 39

Figura 3.12: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOGA…………………………. 40

Figura 3.13: Flujos de materia y energía que implementa WINHYGEN……………………………….. 42

Figura 4.1: Curva de potencia característica del aerogenerador G52………………………………... 51

Figura 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007………………….. 60


8

Figura 4.3: Revisión de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden

ITC/3353/2010………………………………………………………………………………………………………………………. 61

Figura 5.1: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOMER…………………………. 64

Figura 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía

contratada a la red entre el 1 y el 5 de Enero………………………………………………………………… 66

Figura 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no

servida para el caso base en el día 9 de Enero……………………………………………………………….. 67

Figura 5.4: Evolución horaria de la producción del aerogenerador, energía servida y

exceso de energía para el caso base en el día 9 de Enero…………………………….………………. 67

Figura 5.5: Energía servida a la red mensualmente por el aerogenerador y la pila de

combustible en el óptimo energético…………………………………………………………………………………… 72

Figura 5.6: Evolución horaria de la energía de entrada al electrolizador, la producción de

H2, energía producida por el aerogenerador y demanda de la red para el 4 de Enero... 73

Figura 5.7: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador, la demanda

de la red, la energía producida por la pila de combustible y el H2 almacenado para el

4 de Enero……………………………………………………………………………………………………………………………... 74

Figura 5.8: Evolución horaria de los flujos de energía de los distintos equipos de la

instalación para el 10 de Enero…………………………………………………………………………………………… 75

Figura 5.9: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red

para el caso base en los días 25 y 26 de Marzo………...…………………………………………………… 77

Figura 5.10: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red

para el óptimo energético en los días 25 y 26 de Marzo………………………………………………… 78

Figura 5.11: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del electrolizador.. 81

Figura 5.12: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del electrolizador…………….. 82

Figura 5.13: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del depósito……….. 83

Figura 5.14: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del depósito de

almacenamiento……………………………………………………………………………………………………………………... 84


9

Figura 5.15: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño de la pila de

combustible…………………………………………………………………………………………………………………………….. 86

Figura 5.16: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño de la pila de combustible 86

Figura 5.17: Estación de servicio hidrogenera……………………………………………………………………... 91

Figura 5.18: Esquema de funcionamiento de una hidrogenera………………………………………….. 93

Figura 5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica-

hidrógeno para la producción de H2………………………………………………………………………………….. 95

Figura 6.1: Líneas de tendencia del tamaño de los equipos frente al VAN de la

inversión…………………………………………………………………………………………………………………………………. 102


10

1.1.1.1. OBJETIVOSOBJETIVOSOBJETIVOSOBJETIVOS

En los últimos años, la energía eólica ha sufrido un enorme crecimiento en cuanto

a potencia instalada, tanto a nivel nacional como europeo. Sin embargo, existen diversos

problemas por los que esta energía tiene una difícil penetración en el mercado eléctrico,

entre los que caben destacar: la intermitencia del recurso eólico, la difícil predictibilidad y

gestionabilidad, la prioridad dada a las centrales convencionales que no pueden ser

desconectadas o las desconexiones por vientos fuertes, entre otros.

Es en este sentido en el que surge la necesidad de almacenar la energía eólica

como una posible solución a los problemas anteriores. La producción de hidrógeno

mediante la electrólisis del agua se plantea como una alternativa para el almacenamiento

de energía de una manera limpia.

El presente proyecto estudiará el acoplamiento de producción de hidrógeno a la

energía eólica, centrándose principalmente en dos esquemas diferentes de instalación:

A. En primer lugar, se estudiará una instalación híbrida de energía eólica y

producción de hidrógeno para acoplar la producción y la demanda de energía

del parque eólico. Para ello, se partirá de un aerogenerador de 850 KW y se

estudiará cuál es el tamaño óptimo de los equipos de producción de

hidrógeno que conduce al óptimo tanto energético como económico de la

instalación.

B. En segundo lugar, como alternativa a la instalación anterior, se estudiará el

acoplamiento entre energía eólica y producción de hidrógeno para la venta de

éste como combustible para su uso en transporte. Partiendo del estudio del

tamaño óptimo de los equipos, se tratará de calcular el precio de venta del

hidrógeno a partir del cual este tipo de instalaciones se presentan como una

inversión económicamente rentable.


11

2.2.2.2. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN

2.1 2.1 2.1 2.1 POLÍTICA NACIONAL EN MATERIA DE ENERGÍA RENOVABLEPOLÍTICA NACIONAL EN MATERIA DE ENERGÍA RENOVABLEPOLÍTICA NACIONAL EN MATERIA DE ENERGÍA RENOVABLEPOLÍTICA NACIONAL EN MATERIA DE ENERGÍA RENOVABLE

La evolución de los precios del petróleo y la distribución geográfica de las reservas

de energía han condicionado las opciones energéticas de los países

desarrollados desde hace más de tres décadas. De manera más reciente, las

preocupaciones ambientales, el intenso proceso de crecimiento de los países

emergentes, con el consiguiente efecto inflacionario sobre las fuentes de energía

primaria y la liberalización del sector de la energía en Europa, han venido caracterizando

el nuevo marco de referencia para la instrumentación de la política energética.

En el ámbito de la Unión Europea, cada vez ha sido más evidente la necesidad de

un avance coordinado en la liberalización de los mercados, en la garantía del suministro,

el desarrollo de las infraestructuras de interconexión y la reducción de

emisiones contaminantes, entre otras materias.

La política energética en España ha avanzado a lo largo de estos ejes comunes

de manera armonizada con los países europeos, pero al mismo tiempo

se ha singularizado para dar respuesta a los principales retos que han

caracterizado tradicionalmente el sector energético español y que, de manera

resumida, pueden sintetizarse en los siguientes:

� Un consumo energético por unidad de producto interior bruto más

elevado. Para producir una misma unidad de producto interior bruto, España

consume más energía que la media de los países europeos, incluso en comparación

con aquellos dotados con una estructura industrial y productiva y de un grado de

desarrollo económico similar. Esta situación responde a factores de


12

diversa índole, pero no se trata de una situación irreversible, sino del

efecto de la acumulación de patrones de crecimiento económico muy

intensivos en el consumo de energía. Para corregir esta tendencia, durante los

últimos años, se han realizado importantes esfuerzos en materia de ahorro

y eficiencia energética, que han permitido iniciar el camino hacia la convergencia

con los valores medios europeos en intensidad energética, camino que es

necesario recorrer en los próximos años.

� Elevada dependencia energética. La escasa presencia de yacimientos

de energía primaria fósil ha supuesto históricamente una elevada tasa de

dependencia energética en España. Esta mayor dependencia introduce

fuentes de riesgo adicionales sobre los procesos productivos, como los

relacionados con la garantía del suministro energético o con la volatilidad de los

precios de los mercados internacionales.

� Elevadas emisiones de gases de efecto invernadero,

explicadas fundamentalmente por el fuerte crecimiento de la generación eléctrica y

de la demanda de transporte durante las últimas décadas.

Para dar respuesta a estos retos, la política energética en España se ha

desarrollado alrededor de tres ejes: el incremento de la seguridad de suministro (aspecto

que estudia el primer bloque de este proyecto), la mejora de la competitividad de

nuestra economía y la garantía de un desarrollo sostenible económica, social y

medioambientalmente (el segundo bloque se centrará en este reto mediante la introducción

del hidrógeno como combustible limpio).


13

2.22.22.22.2 ESTRATEGIAS PARA AFRESTRATEGIAS PARA AFRESTRATEGIAS PARA AFRESTRATEGIAS PARA AFRONTAR LOS RETOS PLANONTAR LOS RETOS PLANONTAR LOS RETOS PLANONTAR LOS RETOS PLANTEADOS TEADOS TEADOS TEADOS

El camino emprendido por España, y por la mayoría de países

desarrollados, para afrontar los retos señalados, se basa en el desarrollo de estrategias

que de manera simultánea permitan el avance a lo largo de los tres ejes señalados: en el

caso de España, de manera prioritaria la política energética se ha dirigido hacia

la liberalización y el fomento de la transparencia en los mercados, el desarrollo de las

infraestructuras energéticas y la promoción de las energías renovables y del ahorro y la

eficiencia energética.

La liberalización y la transparencia de los mercados, mediante el establecimiento de

los mecanismos que garanticen que los usuarios adopten sus decisiones con la mayor

información disponible, es un paso hacia la eficiencia en la adopción de las

decisiones por los agentes. Por su parte, el desarrollo de las infraestructuras

energéticas refuerza la seguridad y diversifica las fuentes del suministro energético. En los

últimos años se han dado importantes pasos mediante la mejora de los índices de

cobertura, la modernización de las redes, el desarrollo de las plantas de

regasificación de gas natural licuado (GNL), de los almacenamientos subterráneos de gas

natural y de los almacenamientos de reservas estratégicas de productos petrolíferos.

Deben destacarse de manera singular las interconexiones internacionales.

Su desarrollo está previsto durante los próximos años, en el sector

eléctrico incrementando las interconexiones con Francia y Portugal, y en el sector

gasista a través de Francia y con la entrada en funcionamiento del gasoducto de Medgaz.

Sin embargo, es imprescindible una mayor interconexión, especialmente eléctrica, para

incrementar la participación renovable en el mix de generación de una manera

sostenible técnica y económicamente. Las interconexiones permiten una gestión más

eficiente del equilibrio entre la producción y el consumo, contribuyendo a la

integración de la generación renovable en horas valle, y reforzando, al mismo

tiempo, la seguridad de suministro en las horas punta. La promoción del ahorro y la

eficiencia energética constituye un instrumento decisivo, ya que su valor neto es


14

positivo para la sociedad desde su mismo origen, al implicar simplemente consumir menos

energía para producir lo mismo, gracias a las mejoras en los patrones de consumo o en

los métodos productivos. Por este motivo, se han adoptado políticas decididas de

promoción del ahorro y la eficiencia que están mostrando resultados significativos, a través

de la aprobación de los Planes de Acción 2005-2007 y 2008-2012, y posteriormente,

del Plan de Activación 2008-2011, que refuerza los anteriores. Estos esfuerzos se

han traducido en un descenso de la intensidad energética final superior al 13

% durante los últimos cinco años, con reducciones en todos los ejercicios.

Finalmente, el desarrollo de las energías renovables constituye una

apuesta prioritaria de la política energética española. Las energías renovables

tienen múltiples efectos positivos sobre el conjunto de la sociedad: entre otros,

la sostenibilidad de sus fuentes, la reducción en las emisiones contaminantes, el cambio

tecnológico, la posibilidad de avanzar hacia formas de energía más distribuidas, la

reducción de la dependencia energética y del déficit de la balanza comercial,

el aumento del nivel de empleo y el desarrollo rural.

Por otro lado, las tecnologías renovables presentan en algunos casos

cuestiones relevantes en cuanto a su predictibilidad y gestionabilidad. No obstante,

estas últimas dificultades son superables gracias a los avances en la gestión del

sistema, a la utilización de técnicas de almacenamiento como el bombeo, o al

desarrollo de instalaciones renovables con capacidad de almacenamiento.

En general, los análisis realizados para el sistema español indican que los

beneficios de las energías renovables son elevados y estables. Los mayores costes, como

se ha indicado, son limitados y tienden a remitir con el tiempo. Al comparar

unos con otros, por tanto, los beneficios futuros en su conjunto exceden

ampliamente a los costes presentes y justifican el marco regulatorio de apoyo a las

energías renovables. El anteproyecto de ley de economía sostenible ha incorporado

algunos de los elementos de los marcos de apoyo a las energías renovables


15

que deben estar presentes para garantizar la sostenibilidad de su crecimiento

futuro. Brevemente, éstos son:

� Estabilidad, mediante la garantía de un retorno de las inversiones

que incentive un volumen de instalación compatible con los objetivos establecidos

en los planes de energías renovables.

� Flexibilidad, que permita incorporar rápidamente a los marcos de

apoyo la evolución de las curvas de aprendizaje y las mejoras tecnológicas.

� Progresiva internalización de los costes que asume el sistema energético

para garantizar la suficiencia y estabilidad en el suministro.

� Priorización en la incorporación de aquellas instalaciones que

incorporen innovaciones tecnológicas, que optimicen la eficiencia de la

producción, el transporte y la distribución, que aporten una mayor

gestionabilidad a los sistemas energéticos y que reduzcan las emisiones

de gases de efecto invernadero.

En cierta manera, se puede afirmar que el Plan de Energías Renovables 2005-2010

ha constituido un éxito indudable, pues no sólo ha transformado el modelo energético

español en el sentido pretendido, sino que ha permitido el desarrollo de una

industria que se ha posicionado como líder en muchos segmentos de la

cadena de valor a nivel internacional.

La Directiva de 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril

de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, fija

como objetivos generales conseguir una cuota del 20 % de energía procedente

de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y

una cuota del 10 % de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de

energía en el sector del transporte en cada Estado miembro para el año 2020. [Plan de

Acción Nacional de Energías Renovables de España (PANER) 2011 – 2020]


16

La situación que presentaba el mix energético en España en el año 2010 se

muestra en el siguiente gráfico:

Figura 2.1: Mix energético en España en el año 2010Figura 2.1: Mix energético en España en el año 2010Figura 2.1: Mix energético en España en el año 2010Figura 2.1: Mix energético en España en el año 2010

Como se puede observar, la energía eólica dentro del grupo de las renovables es

la que aporta un mayor porcentaje al mix energético actual en nuestro país.

2.32.32.32.3 APORTACIÓN DE LA ENEAPORTACIÓN DE LA ENEAPORTACIÓN DE LA ENEAPORTACIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA AL MARCORGÍA EÓLICA AL MARCORGÍA EÓLICA AL MARCORGÍA EÓLICA AL MARCO ENERGÉTICO ENERGÉTICO ENERGÉTICO ENERGÉTICO

ACTUALACTUALACTUALACTUAL

Frente a la mayoría de los pronósticos realizados hace apenas unos años, hoy la

energía eólica no solo crece de forma imparable en España y bate todos los récords, sino

que además se ha convertido en la mejor demostración de que las energías renovables

pueden contribuir a transformar el modelo energético tradicional.


17

En 2007, España producía ya el 20 % de la energía eólica mundial, convirtiéndose

así en uno de los líderes mundiales en investigación, desarrollo y generación energética de

fuente eólica, con un alto desarrollo tecnológico.

A 31 de diciembre de 2010 la potencia eólica instalada era de 19.959 MW (20 %

del total del sistema eléctrico nacional), cubriendo durante ese año el 16 % de la

demanda eléctrica, siendo así el tercer país en el mundo en cuanto a potencia instalada,

precedida por Alemania y EEUU. Además, desde el 2009 se trata así mismo de la tercera

fuente de energía tras superar a la generada mediante carbón, y durante el mes de marzo

de 2011 fue la principal tecnología de generación eléctrica del país (21% de la demanda).

Figura 2.2Figura 2.2Figura 2.2Figura 2.2: : : : Evolución de la potencia eóEvolución de la potencia eóEvolución de la potencia eóEvolución de la potencia eólica instalada en España hastalica instalada en España hastalica instalada en España hastalica instalada en España hasta el año 2010el año 2010el año 2010el año 2010

Como valor indicativo de la utilización de capacidad de una instalación, se puede

usar el factor de carga, que para una central eléctrica se define como el cociente entre la

energía real generada por la central en un período (generalmente de forma anual) y la

energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme

valores nominales.


18

Según datos de 2010, la potencia instalada eólica era de 19.959 MW, y la

producción ese mismo año fue de 42.976 GWh. Por lo tanto, el factor de carga del parque

eólico español fue de aproximadamente el 25%.

En la siguiente tabla se muestran los valores típicos del factor de carga para las

principales centrales eléctricas actuales:

Factores de carga típicos

Parque eólico 20-40 %

Panel fotovoltaico 10-15 %

Central hidroeléctrica 60 %

Central nuclear 60-98 %

Central de carbón 70-90 %

Central de ciclo combinado 60 %

TablaTablaTablaTabla 2.1: 2.1: 2.1: 2.1: Valores típicos del factor de carga para las principales centrales eléctValores típicos del factor de carga para las principales centrales eléctValores típicos del factor de carga para las principales centrales eléctValores típicos del factor de carga para las principales centrales eléctricas.ricas.ricas.ricas.

El bajo valor del factor de carga de los parques eólicos se debe principalmente a:

� Mantener la estabilidad de la red y la calidad de la electricidad producida,

para lo cual las energías renovables presentan grandes problemas dada su

aleatoriedad. Además, se da preferencia de operación a centrales de

producción eléctrica convencionales que estén operando cerca de su límite

técnico inferior y que no puedan ser desconectadas (como las centrales

nucleares).


19

� Las condiciones de viento más favorables para la producción de energía

eléctrica se suelen dar de noche. Esto provoca que en algunos períodos la

producción de los parques eólicos supere a la propia demanda de energía

de la red. En estos intervalos de tiempo, se deben desconectar de la red

parques eólicos para no perjudicar la estabilidad de ésta.

Una posibilidad para aumentar el factor de carga de los parques eólicos se basa

en el empleo de sistemas de almacenamiento de energía, que, como se verá más

adelante, será el punto de análisis de este proyecto.

2.42.42.42.4 HIDRÓGENO COMO VECTOR ENERGÉTICOHIDRÓGENO COMO VECTOR ENERGÉTICOHIDRÓGENO COMO VECTOR ENERGÉTICOHIDRÓGENO COMO VECTOR ENERGÉTICO

El hidrógeno, la sustancia más abundante en la naturaleza, que almacena la mayor

cantidad de energía por unidad de peso, puede ser el combustible que destrone al

petróleo, pero tiene un inconveniente: no se encuentra libre. Para obtenerlo se requiere

gran cantidad de energía. La energía eólica ya ha demostrado que puede generar tanta

electricidad como se quiera, y sin contaminar, pero tiene también un inconveniente:

como depende del viento no siempre produce la energía cuando se necesita.

Ahora bien, ¿por qué no juntar estos dos elementos? Los expertos están de

acuerdo en que la combinación del hidrógeno con las energías renovables puede

representar la revolución energética del siglo XXI: el “hidrógeno verde”. En el caso de la

eólica, cuando haya viento se podría utilizar la electricidad generada por los

aerogeneradores para extraer hidrógeno del agua mediante un proceso de electrólisis. Esto

tendría una gran ventaja y es que se podría almacenar para utilizarlo como combustible

cuando no hubiese viento y los aerogeneradores estuvieran parados. Además, la pila

de combustible permite utilizar el hidrógeno para transformarlo en electricidad y con ella

mover un coche o calentar e iluminar un hogar.


20

Sin embargo, en todo este proceso se ocasionan muchas pérdidas: la eficiencia

termodinámica de la conversión de electricidad a hidrógeno mediante un

electrolizador supera levemente el 50%. Producir hidrógeno a partir de agua precisa de

un aporte energético superior a la energía que queda “almacenada” en el hidrógeno.

Además, hay que comprimirlo, almacenarlo, transportarlo y distribuirlo para volver a

utilizarlo, ya sea mediante “combustión limpia” o generación eléctrica con una pila de

combustible. En este último caso la eficiencia de conversión final puede incrementarse

notablemente hasta conseguir un 85%.

Vemos pues que el hidrógeno se comporta como un “vector”, NO ES UNA FUENTE

DE ENERGÍA sino un portador de la energía primaria contenida en el viento, y no parece

lógico pensar que, hoy por hoy, para su obtención a gran escala se vaya a emplear la

electricidad proveniente de la red por su alto coste de oportunidad. A lo largo de este

proyecto, se analizarán las instalaciones híbridas de producción de hidrógeno mediante

energía eólica tanto energéticamente como económicamente. Se pretende encontrar un

punto de partida para el cual estas instalaciones comiencen a ser rentables a los ojos del

promotor y explotador de un parque eólico, a la vez que se realiza una comparación con

la instalación que produzca el mayor almacenamiento energético.

2.4.12.4.12.4.12.4.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

MEDIANTE HIDRÓGENOMEDIANTE HIDRÓGENOMEDIANTE HIDRÓGENOMEDIANTE HIDRÓGENO

El objetivo de la tecnología del hidrógeno es servir de sistema de almacenamiento

de energía, por medio del hidrógeno, de modo que se produzca un acoplamiento entre la

fuente de energía primaria (energía eólica) y el consumo de energía. Este consumo de

energía puede ser de tipo eléctrico o directamente asociado al consumo de hidrógeno

para aplicaciones móviles o industriales.

Un sistema híbrido de producción de hidrógeno mediante energía eólica está

compuesto principalmente por los siguientes elementos:


21

� AerogeneradorAerogeneradorAerogeneradorAerogenerador: es la fuente de energía primaria del sistema híbrido. Un

aerogenerador convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica. Su

modelo matemático es la curva de potencia, que representa la relación de la

generación de potencia eléctrica con respecto a la velocidad del viento.

� ElectrolizadorElectrolizadorElectrolizadorElectrolizador: es el equipo en el que se produce hidrógeno a partir de la

electrólisis del agua. Como subproducto de la reacción química que tiene lugar

en su interior, se obtiene oxígeno, susceptible de ser aprovechado. La reacción

electroquímica que define la electrólisis es la siguiente:

2 �� + ��í� é�� ⇒ 2 �� + ��

� Almacenamiento de hidrógenoAlmacenamiento de hidrógenoAlmacenamiento de hidrógenoAlmacenamiento de hidrógeno: se dispone de un sistema de almacenamiento

de hidrógeno, el cual almacenará el hidrógeno producido en el electrolizador.

El almacenamiento se puede hacer en depósitos a media o alta presión, o

mediante hidruros metálicos.

� Pila de combustiblePila de combustiblePila de combustiblePila de combustible: (en el caso en que exista) es el elemento encargado de la

producción de energía eléctrica a partir del hidrógeno almacenado en el

sistema de almacenamiento.

A parte de estos elementos, el sistema híbrido contará con un sistema de control

que es donde se realiza la evaluación de la energía producida por el aerogenerador para

posteriormente compararla con la energía requerida por la carga y de esta manera

determinar si existe superávit o déficit de electricidad. Además, se empleará un convertidor

de corriente continua a alterna para adecuar las condiciones de tensión e intensidad de

los equipos a las de la red de conexión.

A continuación se muestra el esquema general de un sistema integrado de energía

eólica con almacenamiento de hidrógeno:


22

Figura 2.3Figura 2.3Figura 2.3Figura 2.3: Estrategia de almacenamiento de energía renovable en hidrógeno: Estrategia de almacenamiento de energía renovable en hidrógeno: Estrategia de almacenamiento de energía renovable en hidrógeno: Estrategia de almacenamiento de energía renovable en hidrógeno

Vamos a realizar una diferenciación entre los sistemas integrados de energía eólica

e hidrógeno basándonos en la finalidad de los consumos de energía: para la producción

eléctrica acoplando la producción y la demanda, o para la producción directa de

hidrógeno.

2.4.1.12.4.1.12.4.1.12.4.1.1 SISTEMAS INTEGRADOS PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA DEMANDA DE SISTEMAS INTEGRADOS PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA DEMANDA DE SISTEMAS INTEGRADOS PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA DEMANDA DE SISTEMAS INTEGRADOS PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA DEMANDA DE

ENERGÍA ELÉCTRICAENERGÍA ELÉCTRICAENERGÍA ELÉCTRICAENERGÍA ELÉCTRICA

El objetivo de este modo de funcionamiento es utilizar el hidrógeno como elemento

almacenador de energía para intentar ajustar la producción de energía eléctrica con su

demanda, y de este modo minimizar los desvíos.

El modo de operación es el siguiente:

1.1.1.1. La energía eléctrica generada por el aerogenerador se suministrará de

manera directa a la carga, cuando ésta así la requiera.

2.2.2.2. Cuando exista un superávit de producción eléctrica del aerogenerador con

respecto a la carga, debido a las condiciones de la velocidad del viento, el

aerogenerador proveerá dicho superávit hacia el electrolizador para generar

hidrógeno.


23

3.3.3.3. Cuando exista un déficit de producción eléctrica del aerogenerador con

respecto a la carga, debido a las condiciones de la velocidad del viento, dicho

déficit de energía eléctrica será provisto por la celda de combustible, la cual

tomará el hidrógeno previamente producido por el electrolizador.

El esquema de funcionamiento de estos sistemas es el siguiente:

Figura 2.4Figura 2.4Figura 2.4Figura 2.4: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para a: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para a: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para a: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para acoplar la coplar la coplar la coplar la

producción y la demandaproducción y la demandaproducción y la demandaproducción y la demanda

2.4.1.22.4.1.22.4.1.22.4.1.2 SISTEMAS INTEGRADOS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENOSISTEMAS INTEGRADOS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENOSISTEMAS INTEGRADOS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENOSISTEMAS INTEGRADOS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO

En este modo de operación no existe la pila de combustible, ya que el objetivo en

este caso no es la generación de energía eléctrica, si no simplemente la producción de

hidrógeno para su posterior venta directa.


24

En este caso el modo de operación es más sencillo: cuando la producción de

energía eléctrica en el aerogenerador es superior a la demanda, entra en funcionamiento

el electrolizador y el hidrógeno producido irá al sistema de almacenamiento para su venta.

El sistema funciona como una estación de servicio, donde el combustible servido es

hidrógeno. A este tipo de instalaciones se les conoce como “hidrogeneras”.

Figura Figura Figura Figura 2.52.52.52.5: Esquema de funcionamiento de una ins: Esquema de funcionamiento de una ins: Esquema de funcionamiento de una ins: Esquema de funcionamiento de una instalación híbrida para la producción de Htalación híbrida para la producción de Htalación híbrida para la producción de Htalación híbrida para la producción de H2222


25

3.3.3.3. DESCRIPCIÓDESCRIPCIÓDESCRIPCIÓDESCRIPCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓNN DE LAS HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓNN DE LAS HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓNN DE LAS HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓN

PARA EL ESTUDIO DE SISTEMAS INTEGRADOS EÓLICAPARA EL ESTUDIO DE SISTEMAS INTEGRADOS EÓLICAPARA EL ESTUDIO DE SISTEMAS INTEGRADOS EÓLICAPARA EL ESTUDIO DE SISTEMAS INTEGRADOS EÓLICA----

HIDRÓGENOHIDRÓGENOHIDRÓGENOHIDRÓGENO

En este apartado se van a describir las herramientas de simulación comerciales

existentes que nos permiten estudiar el comportamiento de instalaciones híbridas de

producción de hidrógeno a partir de energía eólica.

Para la obtención de los resultados del presente proyecto se va a emplear una

herramienta de simulación, convencional y de libre distribución, HOMER, para analizar las

posibles combinaciones de los equipos y con esto hallar tanto el óptimo energético como

económico de la instalación. Por ello, será esta herramienta la que se describa con más

profundidad, si bien se hará una revisión general del estado del arte de los modelos

matemáticos existentes para el estudio de sistemas integrados de energía eólica e

hidrógeno.

3.13.13.13.1 HOMERHOMERHOMERHOMER

Homer, un modelo de optimización de microcentrales, simplifica la tarea de evaluar

los diferentes diseños de sistemas tanto conectados a la red como aislados, para una

gran variedad de aplicaciones. Cuando se diseña un sistema de energía se deben tomar

numerosas decisiones sobre la configuración del sistema: ¿Qué componentes tiene sentido

incluir en el diseño del sistema? ¿Cuántos y qué tamaño de cada componente se debe

utilizar? El gran número de opciones que se tienen, la variación en los costes de la

tecnología y la disponibilidad de los recursos energéticos hacen que esta decisión sea

difícil de tomar. Los algoritmos de optimización y análisis de sensibilidad que usa HOMER

hacen que la evaluación de todas las posibles configuraciones sea más fácil de realizar.


26

Para usar HOMER se debe proporcionar el modelo con las entradas, el cual

describa las diferentes opciones tecnológicas, los costos de los componentes y la

disponibilidad de los recursos. HOMER usa estos parámetros para simular diferentes

configuraciones del sistema o combinaciones de componentes, y genera los resultados los

cuales son visualizados como una lista de configuraciones posibles ordenada por el costo

actual neto. HOMER también muestra los resultados de la simulación en una gran variedad

de tablas y gráficos que ayudan a comparar y evaluar cada una de las configuraciones

según sus méritos económicos y técnicos.

Cuando se quiere estudiar el efecto que puede tener el cambio de factores tales

como la disponibilidad de recursos o las condiciones económicas en la relación costo-

efectividad en las diferentes configuraciones del sistema, se puede utilizar el modelo para

realizar un análisis de sensibilidad. HOMER simulará la configuración de cada sistema en el

rango de valores proporcionado. Se pueden utilizar los resultados del análisis de

sensibilidad para identificar los factores que tienen mayor impacto en el diseño y

operación de un sistema de energía.

¿Cómo realiza HOMER la simulación?

HOMER simula la operación de cada sistema haciendo los balances de energía para

cada una de las 8,760 horas de un año. Para cada hora, HOMER compara la demanda

eléctrica y térmica de cada hora con la energía que el sistema puede suministrar en cada

hora y calcula los flujos de energía desde y hacia cada componente del sistema. Para los

sistemas que incluyen baterías o generadores impulsados por combustibles, HOMER

también decide para cada hora la forma de operar los generadores y si se cargan o

descargan las baterías.

HOMER realiza estos cálculos de balance de energía para cada configuración del

sistema que se desea tener en cuenta. A continuación, determina si la configuración es

factible, es decir, si se puede satisfacer la demanda eléctrica en las condiciones que se

especifican, y estima el costo de instalación y funcionamiento del sistema durante la vida

Optimización económica y

útil del proyecto. Los cálculos de los costos del sistema tienen en cuenta co

como el capital, la sustitución, operación y mantenimiento, combustible, y los intereses.

3.1.13.1.13.1.13.1.1 SIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICA

CON HOMERCON HOMERCON HOMERCON HOMER

El esquema de simulación de HOMER para una instalación de producción de

hidrógeno con energía eólica es la siguiente:

Figura Figura Figura Figura 3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica

para acoplar la producción y la demandapara acoplar la producción y la demandapara acoplar la producción y la demandapara acoplar la producción y la demanda

Los parámetros de entrada

para cada equipo que compone la instalación. Se detallan a continuación:

Optimización económica y energética de un sistema híbrido eólica

útil del proyecto. Los cálculos de los costos del sistema tienen en cuenta co


SIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICA

CON HOMERCON HOMERCON HOMERCON HOMER


ergía eólica es la siguiente:

3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica

para acoplar la producción y la demandapara acoplar la producción y la demandapara acoplar la producción y la demandapara acoplar la producción y la demanda

Los parámetros de entrada que hay que proporcionarle al programa son diferentes

po que compone la instalación. Se detallan a continuación:

energética de un sistema híbrido eólica-hidrógeno

27

útil del proyecto. Los cálculos de los costos del sistema tienen en cuenta costos tales


SIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICASIMULACIÓN DE UNA INSTALACIÓN HÍBRIDA EÓLICA----HIDRÓGENO HIDRÓGENO HIDRÓGENO HIDRÓGENO


3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica3.1: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica----hidrógenohidrógenohidrógenohidrógeno

que hay que proporcionarle al programa son diferentes

po que compone la instalación. Se detallan a continuación:


28

3.1.23.1.23.1.23.1.2 MODELO DEL AEROGENERADORMODELO DEL AEROGENERADORMODELO DEL AEROGENERADORMODELO DEL AEROGENERADOR

El aerogenerador está caracterizado por su curva de potencia, que relaciona la

generación de potencia eléctrica con respecto a la velocidad del viento. Estos datos se

introducen en el programa a modo de tabla, en la que para cada m/s de velocidad del

viento, se asigna la potencia en kW producida por el aerogenerador.

Además, debemos introducir la altura a la que se encuentra el aerogenerador, el

coste de éste y su vida útil.

Figura Figura Figura Figura 3.2: Ventana de entrada de datos 3.2: Ventana de entrada de datos 3.2: Ventana de entrada de datos 3.2: Ventana de entrada de datos deldeldeldel aerogenerador en HOMERaerogenerador en HOMERaerogenerador en HOMERaerogenerador en HOMER

3.1.33.1.33.1.33.1.3 MODELO DEL ELECTROLIZADORMODELO DEL ELECTROLIZADORMODELO DEL ELECTROLIZADORMODELO DEL ELECTROLIZADOR

La producción en moles de hidrógeno y oxígeno en un electrolizador es función del

tiempo y puede expresarse de acuerdo a la ley de Faraday:

m =It

nF


29

donde I[A] es la corriente aplicada, t[s] es el tiempo, n[−] es el número de electrones y F

[96485 C/mol] es la constante de Faraday.

Sustituyendo valores, las expresiones teóricas para evaluar la producción de

hidrógeno y oxígeno respectivamente, son:

m�� =I

2F

m�� =I

4F

donde mH2 y mO2 [mol/seg] es la producción de hidrógeno y oxígeno respectivamente.

Combinando las ecuaciones anteriores con la ecuación de los gases ideales,

obtenemos una expresión que nos permite evaluar el volumen de hidrógeno y oxígeno

generado como una función de la carga aplicada al electrolizador (Sandoval, 2006).

V�� =IRT

2PF

donde VH2 es el volumen de hidrógeno producido por unidad de tiempo, R [0.08205

l.amt/mol.K] es la constante universal de los gases, T [K] es la temperatura, y P [atm] es

la presión.

Análogamente para determinar la producción de oxigeno tenemos:

V�� =IRT

4PF

La relación de dependencia que se obtiene de la producción de hidrógeno con el

consumo de energía resulta ser prácticamente lineal. Esto puede observarse en la siguiente

figura:


30

Figura Figura Figura Figura 3.3: Relación producción de H3.3: Relación producción de H3.3: Relación producción de H3.3: Relación producción de H2222----consumo de energía para un electrolizadorconsumo de energía para un electrolizadorconsumo de energía para un electrolizadorconsumo de energía para un electrolizador

Otro parámetro característico de un electrolizador es su rendimiento energético,

que se define como la relación existente entre la cantidad de energía eléctrica

teóricamente necesaria para producir la electrólisis y la cantidad que realmente emplea el

electrolizador. La cantidad de energía teórica es equivalente a la energía contenida en el

hidrógeno producido expresada por su poder calorífico superior.

η =E��

Energía eléctrica consumida

Además, existe una restricción funcional en el electrolizador que es la potencia

mínima a la cual comienza a operar dicho equipo.


31

Figura Figura Figura Figura 3.4: Esquema de funcionamiento de un electrolizador3.4: Esquema de funcionamiento de un electrolizador3.4: Esquema de funcionamiento de un electrolizador3.4: Esquema de funcionamiento de un electrolizador

A la hora de implementar el sistema con Homer, los datos del electrolizador que

hay que proporcionarle al programa son:

• Potencia nominal del electrolizador

• Potencia mínima de operación del electrolizador, expresada como un

porcentaje de la potencia nominal.

• Rendimiento nominal (en porcentaje)

• Además le podemos introducir datos adicionales como son el coste del

equipo y su vida útil en años.

Figura Figura Figura Figura 3.5: Ventana de entrada de datos del electrolizador en HOMER 3.5: Ventana de entrada de datos del electrolizador en HOMER 3.5: Ventana de entrada de datos del electrolizador en HOMER 3.5: Ventana de entrada de datos del electrolizador en HOMER


32

3.1.43.1.43.1.43.1.4 MODELO DEL DEPÓSITO DE ALMACENAMIENTO DE HMODELO DEL DEPÓSITO DE ALMACENAMIENTO DE HMODELO DEL DEPÓSITO DE ALMACENAMIENTO DE HMODELO DEL DEPÓSITO DE ALMACENAMIENTO DE H2222

El sistema de almacenamiento más comúnmente empleado en las instalaciones de

H2, consiste en depósitos cilíndricos de acero, en los cuales se introduce el gas a alta

presión. Esta disposición puede variar de un sistema individual aislado a un conjunto de

depósitos cilíndricos. A parte del acero, estos contenedores pueden fabricarse con fibras

de carbono compuestas.

La naturaleza del proceso productivo del H2 gaseoso se caracteriza por su baja

presión, por lo tanto será necesario instalar un compresor con la finalidad de elevar la

presión. El estudio del compresor a instalar queda fuera del alcance del presente proyecto.

Figura Figura Figura Figura 3.6: Conjunto de depósitos cilíndricos para almacenar H3.6: Conjunto de depósitos cilíndricos para almacenar H3.6: Conjunto de depósitos cilíndricos para almacenar H3.6: Conjunto de depósitos cilíndricos para almacenar H2222 a presióna presióna presióna presión

A la hora de implementar la instalación en HOMER, hay que proporcionar al

programa el tamaño del equipo, que, en este caso, se considera por kg de

almacenamiento de H2. También es necesario indicar el nivel de llenado del tanque al

inicio de la simulación, en porcentaje sobre el tamaño total.

Además, como con el resto de equipos, se pueden introducir datos de coste de

adquisición y de operación y mantenimiento, y su vida útil en años.


33

Figura Figura Figura Figura 3.7: Ventana de entrada de datos del almacenamiento de H3.7: Ventana de entrada de datos del almacenamiento de H3.7: Ventana de entrada de datos del almacenamiento de H3.7: Ventana de entrada de datos del almacenamiento de H2222 en HOMER en HOMER en HOMER en HOMER

3.1.53.1.53.1.53.1.5 MODELO DE LA PILA DE COMBUSTIBLEMODELO DE LA PILA DE COMBUSTIBLEMODELO DE LA PILA DE COMBUSTIBLEMODELO DE LA PILA DE COMBUSTIBLE

La celda de combustible es un dispositivo electroquímico capaz de producir energía

eléctrica a partir de reacciones químicas. Para lograr esto, la celda debe ser alimentada

constantemente con un combustible (hidrógeno o cualquier hidrocarburo con alto

contenido de hidrógeno) y un oxidante (oxígeno o aire). Como desecho generan

únicamente agua y calor.

La celda de combustible está compuesta por dos electrodos: un lado anódico en el

cual se alimenta el hidrógeno, y otro lado catódico por el que se alimenta el oxígeno.

Esto se puede observar en la siguiente figura:


34

Figura Figura Figura Figura 3.8: Esquema básico de una pila de combustible 3.8: Esquema básico de una pila de combustible 3.8: Esquema básico de una pila de combustible 3.8: Esquema básico de una pila de combustible

Existen diferentes tipos de pilas de combustible. A continuación se presenta un

cuadro resumen con los diferentes tipos que existen:

TablaTablaTablaTabla 3.1: Comparación entre los diferentes tip3.1: Comparación entre los diferentes tip3.1: Comparación entre los diferentes tip3.1: Comparación entre los diferentes tipos de Pilas de Combustible os de Pilas de Combustible os de Pilas de Combustible os de Pilas de Combustible


35

El tipo de membrana utilizada en este proyecto es una PEM, la cual permite que los

protones puedan fluir a través de la celda, pero detiene el movimiento de los electrones,

reactantes y productos a través de la misma. Como resultado, los electrones fluyen a

través de un circuito externo, los iones de hidrógeno pasan por la membrana de

intercambio protónico hasta el cátodo, donde se combinan con las moléculas de oxígeno

para formar agua. A continuación se muestran las respectivas reacciones que ocurren en

la celda de combustible:

Reacción del ánodo: �� ⇒ 2 �. + 2 /

Reacción del cátodo: 4 �. + �� + 4 / ⇒ 2 �� + �� 0

Reacción total: 4 �. + �� ⇒ 2 �� + ��í� � é��

Formulación del modelo:

El voltaje de salida de una celda de combustible simple puede ser definido como el

resultado de la siguiente expresión:

V12 = E345678 − V:;8 − V<=>?; − V;<6

Donde,

ENermst: es el potencial termodinámico de la celda y representa su voltaje

reversible. Se obtiene mediante un balance termodinámico a circuito abierto.

Vact : es la caída de voltaje debido a la activación del ánodo y del cátodo

(también conocida como sobrepotencial de activación).

Vohmic : es la caída de voltaje óhmico (también conocida como sobrepotencial

óhmico), producida por las resistencias de conducción de los protones a través del

electrolito sólido y de los electrones a través de su ruta.

Vcon : representa la caída de voltaje resultante de la reducción en concentración

de los gases reactantes.

A la hora de modelar una PEMFC con el software comercial HOMER, ésta es

tratada como un generador eléctrico al cual le introducimos el tipo de combustible que


36

empleará, para este caso será, en concreto, hidrógeno. Los datos de entrada que hay que

proporcionar para este equipo son:

• Potencia nominal de la pila de combustible

• Potencia mínima de operación, en porcentaje sobre la potencia nominal.

• Consumo de combustible del generador, en kg/kWh de hidrógeno e

introduciendo la eficiencia de conversión de la pila.

• Otros datos como son los costes de adquisición y operación y

mantenimiento, o la vida útil del equipo en horas.

Figura Figura Figura Figura 3.9: Ventana de entrada de datos de la pila de combustible en HOMER 3.9: Ventana de entrada de datos de la pila de combustible en HOMER 3.9: Ventana de entrada de datos de la pila de combustible en HOMER 3.9: Ventana de entrada de datos de la pila de combustible en HOMER

3.1.63.1.63.1.63.1.6 MODELO DE LA CARGAMODELO DE LA CARGAMODELO DE LA CARGAMODELO DE LA CARGA

Además de los equipos principales que van a componer la instalación híbrida, hay

que definir en el programa una carga principal, que para el sistema objeto de estudio será

una carga eléctrica.

Esta carga eléctrica será el consumo esperado de la red eléctrica. Este consumo se

define como la energía contratada por el operador del parque eólico, que se estima


37

mediante predicciones horarias del viento. Con estos datos horarios del viento, y con la

curva de potencia suministrada por el fabricante del aerogenerador, el operador contrata

generalmente con un día de antelación, la producción que va a tener su parque eólico y

esta energía será la que le pague el gestor de la red eléctrica.

Mediante programas de predicción, se obtendrán datos horarios de la velocidad del

viento esperada, y por tanto, se tendrán valores horarios de la carga eléctrica que

teóricamente tendría que suministrar el parque eólico.

Con estos datos horarios de energía predicha, y con un sistema de control que los

compare horariamente con la producción real del parque, se gestionará el sistema de

almacenamiento de hidrógeno, como ya se explicó en apartados anteriores y se vuelve a

resumir:

� Cuando la potencia predicha, y por tanto contratada con el gestor de la

red eléctrica, sea igual que la potencia producida, el sistema de

almacenamiento no funcionará y todo lo que se produzca será inyectado

directamente a la red.

� Cuando la potencia producida sea mayor que la predicha, habrá un exceso

de energía. La potencia contratada con el gestor se inyectará en la red, y

aquella producida en exceso es la que pondrá en funcionamiento el

electrolizador, siempre que ésta sea mayor a su potencia mínima de

operación.

� Cuando la potencia producida sea menor que la predicha, hay un déficit de

energía que no podemos inyectar a la red. En este caso, siempre que haya

hidrógeno disponible en el sistema de almacenamiento, comenzará a

funcionar la pila de combustible, generando la energía que no había sido

capaz de generar el parque eólico.

Estos datos se le proporcionan al programa mediante un fichero de texto en el que

se indica, hora a hora, la energía predicha, y por tanto contratada con la red eléctrica.

HOMER comparará estos valores con los de energía producida real hora a hora. Esta

energía producida real, se obtiene como se detalla en el apartado siguiente.


38

Figura Figura Figura Figura 3.10: Ventana de entrada de datos de la demanda de energía en HOMER 3.10: Ventana de entrada de datos de la demanda de energía en HOMER 3.10: Ventana de entrada de datos de la demanda de energía en HOMER 3.10: Ventana de entrada de datos de la demanda de energía en HOMER

3.1.73.1.73.1.73.1.7 MODELO DEL RECURSO EÓLICOMODELO DEL RECURSO EÓLICOMODELO DEL RECURSO EÓLICOMODELO DEL RECURSO EÓLICO

Para que el programa pueda calcular la potencia real producida cada hora, hay

que pro porcionarle valores reales de velocidad del viento en un emplazamiento

determinado para un año entero.

De nuevo, estos valores son introducidos mediante un fichero de texto con los

datos horarios de velocidad de viento en m/s para un año completo.

El programa, con estos datos y con la curva de potencia del aerogenerador que le

hemos proporcionado anteriormente, calculará para cada hora, la potencia real producida

por el aerogenerador. Posteriormente, compara estos datos con los que se le han

introducido mediante fichero de energía contratada. Así, HOMER realizará las simulaciones

hora a hora del funcionamiento de cada equipo que compone la instalación.


39

Figura Figura Figura Figura 3.11: Ventana de entrada de datos del recurso eólico en HOMER 3.11: Ventana de entrada de datos del recurso eólico en HOMER 3.11: Ventana de entrada de datos del recurso eólico en HOMER 3.11: Ventana de entrada de datos del recurso eólico en HOMER

De ahora en adelante, se pasan a describir brevemente otras herramientas de

simulación para sistemas híbridos de energía eólica y producción de hidrógeno. No se

entrará en detalle sobre el modelado del sistema en estas herramientas, debido a que no

han sido implementadas para la realización del presente proyecto.

3.23.23.23.2 HOGAHOGAHOGAHOGA

La herramienta de simulación HOGA (Hybrid Optimization by Genetic Algorithms), se

encuentra desarrollada en lenguaje de programación C++, el precursor de esta aplicación

es el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Zaragoza. Esta herramienta

es gratuita y se puede descargar de su página web (HOGA, 2005).

HOGA es un programa desarrollado para la optimización de sistemas híbridos de

energías renovables para la generación de energía eléctrica (DC y/o AC) y/o hidrógeno.


40

Eminentemente, la optimización es económica (llamada mono-objetivo en la herramienta),

aunque también se pueden realizar optimizaciones multi-objetivo, donde además de la

búsqueda de la mejor opción económica de los elementos de la instalación, se pueden

establecer otros criterios de optimización como: mínimas emisiones de CO2 o mínimo de

energía no suministrada a la demanda. En la siguiente figura se muestra la pantalla

principal del programa.

Figura Figura Figura Figura 3.12: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOGA 3.12: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOGA 3.12: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOGA 3.12: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOGA

Esta herramienta presenta la particularidad de utilizar algoritmos genéticos (Bäck,

Fogel, & Michalewicz, 2000) para realizar la optimización, tanto de los componentes del

sistema (algoritmo genético principal), como la de la estrategia de control (algoritmo

genético secundario). Los algoritmos genéticos permiten obtener soluciones satisfactorias al

ser aplicados a problemas con un gran nivel de complejidad, y con tiempos de cálculo


41

muy bajos. Estas técnicas se han aplicado a una gran cantidad de problemas en la

industria, obteniendo en ocasiones soluciones mejores y en menos tiempo que con otros

métodos de optimización.

HOGA suele emplear pasos de tiempo para las simulaciones de una hora, aunque

esta opción es modificable. El horizonte temporal de simulación es un año.

El modelo energético del aerogenerador, se basa en su curva característica. Los

datos del viento se pueden introducir a través de ventana, con datos medios mensuales

(indicando la probabilidad de variación a lo largo del mes) o se pueden añadir por fichero,

con un paso de tiempo de una hora.

El modelo del electrolizador, se basa en la curva de consumo de energía eléctrica

para la producción de un determinado caudal de hidrógeno. El electrolizador se caracteriza

con dos parámetros que definen el inicio y la inclinación de una curva lineal que

representa la producción de hidrógeno frente al consumo eléctrico. Este comportamiento

lineal de la producción de hidrógeno con respecto a la intensidad de corriente, es una

aproximación al comportamiento real.

En bibliografía se han presentado varios estudios de instalaciones en las que se

integran las energías renovables y el hidrógeno en los que se ha empleado la herramienta

HOGA (Dufo-López, Bernal-Agustín, &Contreras, 2006).

Para la integración exclusiva de la energía eólica con hidrógeno, se presentó un

estudio técnico-económico para la gestión de este tipo de instalaciones. Los resultados

obtenidos muestran que para que esta tecnología sea competitiva, se necesitan unos

precios de venta de energía eólica mayores a los máximos actuales.

En el año 2008, se creó una herramienta informática específica de producción de

energía eólica y tecnología del hidrógeno, llamada GRYSHO (Grid-connected Renewable

Hybrid Systems Optimization). Ésta, se basa en los mismos modelos matemáticos y

algoritmos genéticos que la herramienta HOGA.


42

3.33.33.33.3 WINHYGENWINHYGENWINHYGENWINHYGEN

Esta herramienta fue creada en el año 2006 por CENER (Centro Nacional de

Energías Renovables). Está basada en lenguaje de programación Java y es de uso

propietario.

El objetivo de esta herramienta es la realización de estudios tecno-económicos de

instalaciones integradas a gran escala de energía eólica con la tecnología del hidrógeno,

para acoplar la producción de energía eléctrica de un parque eólico con la demanda de

la red.

El esquema de funcionamiento del sistema que simula se puede visualizar en la

siguiente figura:

Figura Figura Figura Figura 3.13: Flujos de materia y energía que implementa WINHYGEN 3.13: Flujos de materia y energía que implementa WINHYGEN 3.13: Flujos de materia y energía que implementa WINHYGEN 3.13: Flujos de materia y energía que implementa WINHYGEN


43

Al igual que en las herramientas anteriores, presenta más relevancia el apartado

económico que el energético a la hora de analizar la instalación. El intervalo de tiempo

considerado en las simulaciones es de una hora, y el horizonte temporal de los estudios

es variable, siendo un año el valor por defecto.

Los modelos matemáticos para el aerogenerador y el electrolizador son estáticos.

Al igual que en los software anteriores, el modelo del aerogenerador se basa en la curva

característica de éste, y el electrolizador se basa en la curva hidrógeno producido frente a

potencia eléctrica consumida en condiciones nominales de presión y temperatura.

Actualmente, se encuentra trabajando en estos modelos matemáticos, introduciendo

aspectos dinámicos, como la variación de la temperatura del electrolito y tiempos

específicos de arranque y parada en el electrolizador (Aguado, y otros, 2009). Con esto, el

equipo de desarrollo de la aplicación quiere ampliar el uso de ésta como herramienta

para la gestión de parques eólicos en tiempo real.

Esta herramienta se ha empleado para realizar un estudio sobre un incremento de

potencia instalada en un parque eólico, y su beneficio económico con almacenamiento de

energía en forma de hidrógeno y sin ella, para distintos escenarios (Aguado, y otros,

2009).

3.43.43.43.4 THESISTHESISTHESISTHESIS

THESIS, Tyndall Hydrogen Economy Scenario Investigation Suite, es una aplicación

informática desarrollada por Laboratorio Rutherford Appleton. Desarrollada en Visual Basic,

la primera versión data del año 2004, y actualmente es una herramienta para uso

particular del laboratorio desarrollador.

El objetivo del software es estudiar el impacto energético, económico y de emisión

de gases de efecto invernadero, de la combinación de diferentes fuentes energéticas en la

provisión de energía para el transporte, la producción de energía eléctrica y las

aplicaciones de producción de frio y calor, con el almacenamiento de energía en forma de

hidrógeno. Generalmente, cada uno de los consumos finales de energía se estudia por

separado, pero con la futurible economía del hidrógeno, y el empleo de las pilas de

combustible, van a existir relaciones en el consumo de las diferentes demandas


44

(transporte, electricidad y generación térmica). (Dutton, 2005). Este estudio se realiza

para diversos escenarios con un horizonte temporal elevado, del orden de 50 años.

Los modelos empleados para la tecnología del hidrógeno y las energías renovables

son simples, basándose exclusivamente en los rendimientos medios de transformación de

energía.

En bibliografía, se ha constatado un artículo en el que se analiza un escenario con

una alta penetración del hidrógeno en el año 2050 para el Reino Unido (Dutton & Page,

2007). Aunque puede ser usada para ello, no se ha constatado ningún estudio específico

de la producción de hidrógeno a partir de energía eólica.

3.53.53.53.5 HHHH2222RESRESRESRES

H2RES, es una herramienta de simulación que analiza la inclusión de las energías

renovables en diferentes sistemas energéticos. Esta aplicación, fue desarrollada en el año

2000 por el Instituto Superior Técnico de Lisboa (Portugal), junto a la Escuela de Ingeniería

Mecánica y Arquitectura Naval de Zagreb (Croacia). El software se ha desarrollado en

lenguaje de programación C++. En la actualidad, la herramienta se encuentra en fase de

depuración y no se distribuye a clientes externos.

H2RES, estudia el acoplamiento de generación y demanda de energía hora a hora

en un periodo de tiempo definido por el usuario. La aplicación, ha sido diseñada

específicamente para incrementar la presencia de las energías renovables y la tecnología

del hidrógeno, en sistemas energéticos de islas que operan de modo aislado.

H2RES, puede estudiar tanto un tipo de fuente de energía primaria renovable (eólica,

hidráulica, solar, …) como varios tipos de fuentes acoplados al mismo sistema. Se

implementan diversos sistemas de almacenamiento de energía, pero para el sector

transporte el hidrógeno es el único considerado.

Los cálculos realizados por la aplicación, son puramente energéticos,

consideraciones de tipo económica se están desarrollando en la actualidad. A la hora de

realizar simulaciones, el paso de tiempo empleado es de una hora. El horizonte temporal

es como mínimo de un año.


45

El modelo matemático del aerogenerador se basa en la curva característica de

éste. Para el electrolizador se acude a un rendimiento medio de conversión entre la

energía eléctrica consumida por el electrolizador y la generación de hidrógeno de éste, al

igual que la herramienta HOGA.

3.63.63.63.6 HYDROGEMSHYDROGEMSHYDROGEMSHYDROGEMS

Hydrogems, es un set de módulos para simular equipos basados en energías

renovables y tecnología del hidrógeno en el entorno de simulación TRNSYS. Éstos, han

sido desarrollados por el Instituto Tecnológico de Energía de Noruega, desde el año 1995,

en primer lugar como parte de una Tesis Doctoral (Ulleberg O. , 1998) y después como

parte de diversos proyectos. Desde el año 2006, este pack se encuentra integrado en

las librerías básicas del programa TRNSYS (versión 16). El lenguaje de programación

empleado es FORTRAN.

Esta aplicación, no puede ser considerada como las herramientas presentadas

anteriormente, ya que, el usuario es el encargado de definir el esquema de la instalación

a simular. Además, se exige al usuario disponer de conocimientos previos en TRNSYS para

realizar simulaciones. Los parámetros a introducir para definir los diferentes componentes,

son preferentemente energéticos, aunque también se pueden introducir

aspectos económicos de cada uno de los equipos como: coste de instalación, coste de

operación y mantenimiento (fijas y variables). TRNSYS como tal, no realiza estudios de

optimización, es el propio usuario el que tiene que definir la función objetivo

de la optimización y programar la batería de simulaciones.

El paso de simulación y el horizonte temporal de la herramienta es configurable. El

primero puede ir desde segundos hasta una hora, y el segundo desde un año hasta varios

años.

El modelo matemático empleado para definir el aerogenerador, se basa en la curva

característica de éste aportada por el fabricante. Para el electrolizador, el

modelo matemático empleado se basa en la curva característica intensidad-voltaje

de éste, y la producción de hidrógeno a partir de la intensidad que está

circulando por el stack. Este modelo se encuentra explicado con detalle en (Ulleberg,

2003). Con una programación experta de la simulación, se puede llegar a tener en cuenta


46

el comportamiento transitorio del electrolizador en los arranques (aumento de la

temperatura desde condiciones ambiente hasta la temperatura de trabajo nominal).

3.73.73.73.7 ESSFERESSFERESSFERESSFER

La herramienta ESSFER (Entorno de Simulación de Sistemas basados en Fuentes de

Energías Renovables) es una librería de módulos de componentes para

configurar, simular y analizar sistemas basados en energías renovables y tecnología del

hidrógeno. Ha sido desarrollada en varias fases por varios departamentos de la

Escuela Superior de Ingenieros, de la Universidad de Sevilla, desde el año 2002.

Actualmente, esta herramienta es un software propio del Grupo de Termotecnia

(Departamento de Ingeniería Energética) de dicha escuela. Los módulos han sido

desarrollados para ser empleados en el entorno de simulación Matlab Simulink.

El objetivo de este pack, es crear una serie de módulos que permitan

evaluar diferentes sistemas integrados de energías renovables y tecnología del hidrógeno

desde un punto de vista energético. La configuración del sistema a analizar es totalmente

definible por el usuario. La herramienta no realiza cálculos de tipo económico,

estos son desarrollados por el usuario teniendo en cuenta los parámetros económicos de

su interés.

El paso de tiempo de las simulaciones puede ir desde segundos hasta horas y el

horizonte temporal está abierto a las necesidades del usuario (M.C. Arco, 2004).

El modelo matemático del módulo del aerogenerador, está basado en la

curva característica de éste. El del electrolizador, se basa en la curva característica

intensidad-voltaje de éste, y en la producción de hidrógeno proporcional a la intensidad

que circula por el stack. La temperatura y la presión de operación del electrolizador son

fijados por el usuario, y permanecerán constantes en todo el periodo de simulación.

En bibliografía, se ha constatado un estudio, realizado con ESSFER, sobre

el aumento del coeficiente de penetración de la energía eólica en el sistema

eléctrico de Andalucía al integrar la tecnología del hidrógeno en parque eólicos (F.J. Pino,

2006).


47

3.83.83.83.8 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA CON LAS HERRAMIENTAS DE IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA CON LAS HERRAMIENTAS DE IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA CON LAS HERRAMIENTAS DE IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA CON LAS HERRAMIENTAS DE

SIMULACIÓNSIMULACIÓNSIMULACIÓNSIMULACIÓN

Para la realización del presente proyecto, se ha implementado un sistema híbrido

de energía eólica con almacenamiento mediante hidrógeno con herramientas de simulación

de libre distribución. Por ello, las herramientas que han sido empleadas son HOMER y

HOGA, debido a que el resto de ellas son de uso particular.

El objetivo de este proyecto es analizar tanto el óptimo energético como

económico de una instalación híbrida eólica-hidrógeno. Cabe destacar que la obtención de

estos óptimos con las herramientas de libre distribución que existen actualmente presenta

numerosas dificultades, debido a que se trata de herramientas en actual desarrollo y

realizadas por pequeños grupos de investigación.

La simulación del sistema con la herramienta HOGA presentó diversas dificultades

debido a la escasa capacidad del programa para soportar espacios grandes de simulación.

Es decir, esta herramienta, para encontrar el óptimo de la instalación, necesita que se le

introduzca el espacio que se quiere analizar proporcionándole los diferentes tamaños de

los equipos que se quieren simular. Para ello, hay que introducir además, todos los

parámetros de cada equipo que van a formar parte de la simulación.

La información que es necesaria proporcionar al sistema es la siguiente: curva

característica del aerogenerador, datos horarios de velocidad de viento real para un año

completo, datos horarios de demanda de la red para un año completo, diferentes tamaños

a considerar del conversor AC/DC, diferentes tamaños a considerar del electrolizador,

diferentes tamaños a considerar del depósito de almacenamiento y diferentes tamaños a

considerar de la pila de combustible. Una vez introducida toda esta información, el

programa no es capaz de soportar un espacio tan grande de optimización, por lo que en

la mayoría de las simulaciones realizadas ha presentado errores, finalizando su ejecución.

Es por este motivo, por el que las simulaciones del sistema no han sido llevadas a

cabo con esta herramienta informática. En su defecto, se ha procedido a realizar la

búsqueda del óptimo de la instalación mediante la herramienta HOMER.

Las simulaciones realizadas con HOMER no han presentado los problemas

encontrados con HOGA. Esta herramienta permite un espacio de simulación mucho más

amplio que la anterior, obteniéndose los resultados en un tiempo de computación mínimo.


48

Ambas herramientas proporcionan como resultado de la simulación datos horarios de los

flujos de energía de cada componente de la instalación, sin embargo, HOMER presenta los

resultados gráficamente con posibilidades más amplias que HOGA.

Tanto la simulación del caso base (aerogenerador sin acoplamiento de producción

de hidrógeno) como la búsqueda del óptimo energético de la instalación híbrida ha sido

posible realizarlas mediante la simulación con HOMER. Sin embargo, para la obtención del

óptimo económico se han encontrado diversas dificultades que han llevado a realizar los

balances económicos mediante la herramienta Microsoft Excel®.

Estas dificultades consisten en que la herramienta de simulación permite introducir

parámetros económicos tales como el precio de adquisición de los equipos, costes de

operación y mantenimiento, tasa de interés anual y período de vida de la instalación. Los

parámetros que el programa no contempla son las penalizaciones por exceso o defecto de

energía servida a la red ni el precio de venta del hidrógeno producido por el

electrolizador, datos que son fundamentales para evaluar el óptimo económico de la

instalación. Cabe destacar que problemas similares fueron encontrados en HOGA para el

análisis económico de la instalación.

Para terminar, podemos concluir que HOMER se presenta como una herramienta de

simulación más potente que HOGA a la hora de analizar sistemas de energía híbridos,

presentando espacios de simulación mucho más amplios que esta segunda, y con un

campo de análisis con más posibilidades (incluye más equipos para componer la

instalación con más posibilidades tanto en combustibles empleados como en número de

éstos).

Además, a lo largo de la realización del presente proyecto se ha concluido que

estas herramientas de simulación se presentan como una buena solución para analizar el

comportamiento energético de los sistemas de producción de energía híbridos, no siendo,

por otro lado, una herramienta capaz de analizar todos los aspectos económicos que

influyen en una instalación real. Será necesario en un futuro, un desarrollo más amplio del

software en este sentido, para hacer de ellas herramientas competentes a la hora de

realizar análisis para instalaciones reales.


49

4.4.4.4. DESCRIPCIÓDESCRIPCIÓDESCRIPCIÓDESCRIPCIÓN DN DN DN DEL CASO A SIMULAREL CASO A SIMULAREL CASO A SIMULAREL CASO A SIMULAR

A lo largo de este apartado se va a describir el caso particular que se va a

simular con la herramienta informática HOMER y el cual va a ser objeto de estudio a

partir de ahora.

En los puntos anteriores se ha descrito un sistema híbrido de producción de

hidrógeno mediante energía eólica general, destinado al acoplamiento entre producción y

demanda del parque eólico. Sin embargo, a partir de ahora vamos a diferenciar entre dos

esquemas diferentes de la instalación que se van a tratar.

En el apartado 4.1 se va a describir una instalación para el acoplamiento entre

producción y demanda, detallando qué equipos van a componer el sistema.

En el apartado 4.2 se analizará otro tipo de instalación que se ya se mencionó en

apartados anteriores: una hidrogenera.

4.14.14.14.1 SISTEMA INTEGRADO PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA SISTEMA INTEGRADO PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA SISTEMA INTEGRADO PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA SISTEMA INTEGRADO PARA ACOPLAR LA PRODUCCIÓN Y LA

DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICADEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICADEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICADEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Para el presente caso que se va a analizar, se va a partir de un parque eólico

hipotético existente en un emplazamiento determinado, del cual se conocen todos los

datos del aerogenerador. Además, al ser una instalación existente, se van a tener todos

los datos horarios de un año, tanto de velocidad del viento predicha, como de velocidad

del viento real, expresada en m/s para cada hora del año.

A partir de estos datos conocidos, se plantea en este proyecto, acoplar a esta

instalación, un sistema de almacenamiento de energía mediante hidrógeno, encontrando el

tamaño óptimo de los equipos que componen ésta. Más adelante se verá, que dado el

alto coste de los equipos (electrolizador, depósito de almacenamiento y pila de

combustible), el óptimo energético quedará muy lejos del óptimo económico, por lo que se

hallará cada uno para después compararlos.


50

� ÓPTIMO ENERGÉTICO:

Será aquel que mejor acople la producción y la demanda de energía del parque

eólico, para que en los momentos en los que el aerogenerador se encuentre produciendo

más energía de la que demanda la red eléctrica, este exceso de energía no sea

desaprovechado. Además, en los casos en que el aerogenerador no sea capaz de producir

toda la energía demandada, la energía deficitaria será suministrada por la red.

Para hallar el óptimo energético no se tendrá en cuenta el precio de los equipos ni

de la venta de energía, se trata de un puro estudio académico, el cual no analiza la

rentabilidad de la instalación desde el punto de vista del gestor del parque eólico. Este

óptimo sería el mejor que podríamos acoplar a la instalación existente si no se tuviese un

límite económico.

Como es de esperar, una vez que encontremos esta instalación que mejor acopla

la producción a la demanda, los ingresos provenientes de la venta de energía también

serán los óptimos, pues no incurriremos en penalizaciones por exceso o defecto de

energía aportada a la red. Sin embargo, el alto coste de los equipos que se tendrían, hará

que esta instalación no sea rentable económicamente.

� ÓPTIMO ECONÓMICO:

En este caso, se pretende hallar la combinación del tamaño de los equipos que

maximice los beneficios de la instalación, teniendo en cuenta todos los flujos de caja de

la instalación en el período de vida útil, el cual se va a considerar que será de 15 años.

Para encontrar el óptimo se calcularán parámetros económicos indicativos de la

rentabilidad de una inversión, más concretamente, se compararán las posibles diferentes

instalaciones mediante su VAN.

En los siguientes puntos se describen los datos iniciales en los que se va a hallar

la optimización de la instalación híbrida.


51

4.1.14.1.14.1.14.1.1 AEROGENERADORAEROGENERADORAEROGENERADORAEROGENERADOR

La instalación de la que partimos está compuesta por un aerogenerador modelo

G52 de 850 kW de la marca comercial Gamesa. Su curva de potencia característica es la

siguiente:

Figura Figura Figura Figura 4.1: Curva de potencia característica del aerogenerador G52 4.1: Curva de potencia característica del aerogenerador G52 4.1: Curva de potencia característica del aerogenerador G52 4.1: Curva de potencia característica del aerogenerador G52

VELOCIDAD (m/s)VELOCIDAD (m/s)VELOCIDAD (m/s)VELOCIDAD (m/s) POTENCIA (kW)POTENCIA (kW)POTENCIA (kW)POTENCIA (kW) 0000 0 1111 0 2222 0,009 3333 8,800 4444 29,701 5555 75,901 6666 143,417 7777 235,305 8888 358,128 9999 509,149 10101010 674,021 11111111 772,542 12121212 817,319 13131313 837,448 14141414 850 15151515 850 16161616 850 17171717 850 18181818 850 19191919 850 20202020 850 21212121 850 22222222 850 23232323 850 24242424 850 25252525 850

TablaTablaTablaTabla 4.1: Datos de potencia característica del aeroge4.1: Datos de potencia característica del aeroge4.1: Datos de potencia característica del aeroge4.1: Datos de potencia característica del aerogenerador G52 nerador G52 nerador G52 nerador G52


52

Además, partimos de otros datos conocidos del aerogenerador, los cuales son:

• Coste de adquisición: no se tendrá en cuenta ya que el análisis que vamos

a hacer parte de una instalación existente con un aerogenerador G52.

• Costes de operación y mantenimiento: 2.000 €/año.

• Vida útil: 15 años.

4.1.24.1.24.1.24.1.2 DATOS DE VELOCIDAD DEL VIENTODATOS DE VELOCIDAD DEL VIENTODATOS DE VELOCIDAD DEL VIENTODATOS DE VELOCIDAD DEL VIENTO

Como ya se dijo anteriormente, para el emplazamiento donde se encuentra el

aerogenerador, debido a que se supone que es una instalación ya en funcionamiento, se

dispone de datos horarios para todo un año de operación.

Los datos de viento conocidos son, para un año entero, tanto las predicciones que

se hicieron de viento con software informático, como los datos reales de viento que se

produjeron a lo largo de ese mismo año.

Las predicciones de viento se realizan mediante el empleo de modelos

matemáticos, utilizando series históricas de datos reales de viento en el emplazamiento del

aerogenerador, en conjunción con modelos matemáticos estadísticos y basados en redes

neuronales de aprendizaje. Algunos de estos proyectos y aplicaciones desarrollados para la

predicción del viento son (Pino, 2010):

� Proyecto ANEMOS, en el que se pretendía desarrollar un sistema de

predicción de viento para parques eólicos a gran escala, con un horizonte

temporal de predicción de 48 horas.

� Proyecto IN-VENTO, financiado por el Ministerio de Educación y Ciencia de

España. Además, cuenta con la participación de CIEMAT y algunos

colaboradores externos.

� Proyecto CASSANDRA, desarrollado por la Universidad de Castilla-La Mancha,

Barlovento Recursos Naturales y Gamesa Energía.

A modo de ejemplo, se presentan en la siguiente tabla los datos horarios de

viento, tanto predicho como real, para un día completo en el emplazamiento donde se

encuentra el aerogenerador objeto de este proyecto.


53

Hora VELOCIDAD REAL(m/s)

VELOCIDAD ESTIMADA(m/s)

0:00 0,68 2,67

1:00 1,37 2,51

2:00 3,04 2,50

3:00 2,29 2,53

4:00 2,14 3,48

5:00 1,59 3,70

6:00 3,1 3,84

7:00 5,3 3,98

8:00 5,41 4,11

9:00 4,14 3,99

10:00 5,62 4,39

11:00 6,42 4,08

12:00 4,99 3,56

13:00 4,22 3,11

14:00 4,26 3,34

15:00 4,19 3,70

16:00 5,01 3,89

17:00 5,46 3,92

18:00 4,36 4,01

19:00 4,85 1,97

20:00 5,62 2,17

21:00 4,94 2,14

22:00 4,4 2,85

23:00 4,85 3,27

TablaTablaTablaTabla 4.24.24.24.2: Datos : Datos : Datos : Datos horarios de velocidad de horarios de velocidad de horarios de velocidad de horarios de velocidad de vientovientovientoviento real y predicha para el día 1 de Eneroreal y predicha para el día 1 de Eneroreal y predicha para el día 1 de Eneroreal y predicha para el día 1 de Enero

4.1.34.1.34.1.34.1.3 DATOS DATOS DATOS DATOS CONOCIDOS DEL ELECTROLIZADORCONOCIDOS DEL ELECTROLIZADORCONOCIDOS DEL ELECTROLIZADORCONOCIDOS DEL ELECTROLIZADOR

A la hora de hallar el óptimo de la instalación híbrida, tanto económico como

energético, el propósito es hallar la potencia de los equipos que encuentren la mejor

solución para cada caso estudiado.

Ya que partimos del modelo de un aerogenerador real y de datos reales de viento

del emplazamiento de la instalación, se va a intentar encontrar una instalación que se

asemeje lo más posible a los modelos que existen en la actualidad de electrolizador,

depósitos de hidrógeno y pila de combustible.


54

Para ello, partimos de ciertos parámetros del electrolizador que vienen dados por

los equipos que existen actualmente. Estos datos de partida son:

• Potencia mínima de operación del electrolizador: 15% de la potencia nominal

del stack. Esta límite inferior de potencia lo determinan restricciones

constructivas de los electrolizadores.

• Consumo de energía: 5,5 kWh/Nm3 de H2.

• Coste de adquisición: alrededor de 1.667€/kW de potencia nominal del stack.


Conocidos estos datos, la única variable sensible de ser optimizada es la potencia

nominal del electrolizador.

4.1.44.1.44.1.44.1.4 DATOS CONOCIDOS DEL DEPÓSITO DE HDATOS CONOCIDOS DEL DEPÓSITO DE HDATOS CONOCIDOS DEL DEPÓSITO DE HDATOS CONOCIDOS DEL DEPÓSITO DE H2222

Existen diferentes modos de almacenamiento de hidrógeno en los sistemas híbridos

eólica-hidrógeno (a presión, licuado o en hidruros metálicos), pero el más común es a

presión en tanques de almacenamiento a presión.

Para el sistema que se va a estudiar se van a emplear depósitos de

almacenamiento a alta presión, más concretamente a 200 bar. Con esta presión de

almacenamiento, se tendrán las siguientes equivalencias:

1 mA geómetrico almacenamiento a 200 bar ⟺ 200 NmA de H�

Densidad del H� gas = 0,0899 kg/NmA

1 mA geómetrico almacenamiento ⟺ 18 kg de H�


55

Los datos necesarios que hay que introducirle a la herramienta de simulación

HOMER son:

• Nivel inicial de llenado del tanque: 0% del tamaño total.

• Coste de adquisición: 500 €/Nm3 de H2 almacenado.

• Costes de operación y mantenimiento: 300 €/año.

Conocidos estos datos, la única variable sensible de ser optimizada es el tamaño

del depósito de almacenamiento, expresado en kg de H2.

4.1.54.1.54.1.54.1.5 DATOS CONOCIDOS DEDATOS CONOCIDOS DEDATOS CONOCIDOS DEDATOS CONOCIDOS DE LA PILA DE COMBUSTIBLELA PILA DE COMBUSTIBLELA PILA DE COMBUSTIBLELA PILA DE COMBUSTIBLE

Para la conversión de hidrógeno en energía eléctrica se va a utilizar una pila de

combustible tipo PEM. Los datos que se tienen de la bibliografía existente de este tipo de

pilas de combustible, son:

• Potencia mínima de operación: 0%. Se tienen datos de que este tipo de

pilas no tienen prácticamente limitaciones técnicas respecto a su límite

inferior de operación.

• Ratio de conversión de hidrógeno en energía eléctrica: 1,1 Nm3 de H2/kWh.

• Coste de adquisición: 3.000 €/kW de potencia nominal.


• Vida útil: 4000 horas de funcionamiento. Tras su vida útil habrá que

comprar otro equipo al mismo precio de adquisición inicial.

Conocidos estos datos, la única variable sensible de ser optimizada es la potencia

nominal de la pila.


56

4.24.24.24.2 SISTEMA INTEGRADO PARA SISTEMA INTEGRADO PARA SISTEMA INTEGRADO PARA SISTEMA INTEGRADO PARA LA PRODUCCIÓN DIRECTA DE LA PRODUCCIÓN DIRECTA DE LA PRODUCCIÓN DIRECTA DE LA PRODUCCIÓN DIRECTA DE

HIDRÓGENOHIDRÓGENOHIDRÓGENOHIDRÓGENO

Para analizar este caso, se van a emplear los mismos modelos y datos de partida

que en el caso anterior (modelo del aerogenerador, electrolizador, conversor y depósito de

almacenamiento). La única modificación realizada consiste en eliminar la pila de

combustible del modelo, ya que ahora el hidrógeno producido por el electrolizador se

almacenará en el depósito, habiendo un consumo constante de éste en la estación de

servicio de hidrógeno.

Además, será necesario instalar para este sistema de producción un dispensador de

hidrógeno. El único dato necesario de este nuevo elemento será su precio de adquisición,

no siendo necesario implementar un modelo de simulación para el dispensador, y

presentando unos costes de operación y mantenimiento muy inferiores a los del resto de

los equipos, por lo que se considerarán despreciables frente a estos.

• Precio de adquisición del dispensador de hidrógeno: 200.000 €

Conocido este dato se realizará un análisis de la inversión inicial realizada y de los

flujos de caja anuales, para analizar el precio de venta del hidrógeno con el objetivo de

que esta instalación sea rentable.

4.34.34.34.3 RÉGIMEN ECONÓMICRÉGIMEN ECONÓMICRÉGIMEN ECONÓMICRÉGIMEN ECONÓMICO APLICADOO APLICADOO APLICADOO APLICADO

En el siguiente apartado se va a presentar la normativa vigente en España que

regula el régimen económico para las instalaciones de energías renovables y, más

concretamente la instalación híbrida que es objeto de este proyecto. En los siguientes

puntos se explica la metodología que existe actualmente para pagar la energía producida

con energías renovables, y la cual nos va a permitir analizar el óptimo económico de la

instalación, haciendo un balance de la inversión realizada para acoplar el sistema de

producción de hidrógeno y los ingresos generados por la venta de energía.


57

4.3.14.3.14.3.14.3.1 RÉGIMEN ECONÓMICO PARA LA ENERGÍA EÓLICARÉGIMEN ECONÓMICO PARA LA ENERGÍA EÓLICARÉGIMEN ECONÓMICO PARA LA ENERGÍA EÓLICARÉGIMEN ECONÓMICO PARA LA ENERGÍA EÓLICA

Cualquier explotación industrial, incluida la gestión de un parque eólico, implica

establecer unos objetivos generales de gestión. Entre estos objetivos podemos destacar el

maximizar los ingresos y optimizar costes de explotación manteniendo alta disponibilidad y

garantizando la vida útil de las instalaciones. La maximización de los ingresos vendrá de la

parte del incremento de la producción eólica y del beneficio obtenido con la venta de la

energía eléctrica.

La venta de energía eólica está acogida al Régimen Especial, regulado mediante el

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

El objeto de este Real Decreto es el establecimiento de un régimen jurídico y

económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial que

sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la

metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la

actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial por una nueva regulación

de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. También es objeto

de este Real Decreto la determinación de una prima que complemente el régimen

retributivo de estas instalaciones.

Podrán acogerse al régimen especial establecido en este Real Decreto, las

instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el artículo 27.1 de la

Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

La instalación que es objeto de este proyecto se encuentra dentro del grupo b.2.1:

instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

• Artículo 24 (Sección 1ª, Capítulo IV): Mecanismos de retribución de la Artículo 24 (Sección 1ª, Capítulo IV): Mecanismos de retribución de la Artículo 24 (Sección 1ª, Capítulo IV): Mecanismos de retribución de la Artículo 24 (Sección 1ª, Capítulo IV): Mecanismos de retribución de la

energía eléctrica producida en régimen especialenergía eléctrica producida en régimen especialenergía eléctrica producida en régimen especialenergía eléctrica producida en régimen especial

Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los

titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir

una de las opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o

distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los


58

periodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio

hora.

b) Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En

este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte

en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o

el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una

prima en céntimos de euro por kilovatio hora.

Los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto

podrán elegir, por periodos no inferiores a un año, la opción de venta de su energía que

más les convenga, lo que comunicaran a la empresa distribuidora y a la Dirección General

de Política Energética y Minas, con una antelación mínima de un mes, referido a la fecha

del cambio de opción. Dicha fecha será el primer día del primer mes en que el cambio de

opción vaya a ser efectivo y deberá quedar referida explícitamente en la comunicación.

La prima a que se refiere la opción b) consiste en una cantidad adicional al precio

que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el

representante de la instalación.

Para ciertos tipos de instalaciones pertenecientes a la categoría b), se establece

una prima variable, en función del precio del mercado de referencia. Para éstas, se

establece una prima de referencia y unos límites superior e inferior para la suma del

precio del mercado de referencia y la prima de referencia. Para el caso de venta de

energía a través del sistema de ofertas gestionado por el operador de mercado, así como

para los contratos de adquisición entre los titulares de las instalaciones y los

comercializadores cuya energía es vendida en el sistema de ofertas, el precio del mercado

de referencia será el precio horario del mercado diario. Para el resto de posibilidades

contempladas en la opción b) del artículo 24.1, el precio del mercado de referencia será

el precio que resulte de acuerdo a la aplicación del sistema de subastas regulado en la

Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales

que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.


59

4.3.24.3.24.3.24.3.2 PROCEDIMIENTO PARA CALPROCEDIMIENTO PARA CALPROCEDIMIENTO PARA CALPROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS PRIMASCULAR LAS PRIMASCULAR LAS PRIMASCULAR LAS PRIMAS

La prima a percibir en cada hora, se calcula de la siguiente forma:

i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de

referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para

un determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de

referencia para ese grupo o subgrupo, en esa hora.

ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de

referencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a

percibir será la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del

mercado diario en esa hora.

iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entre el

límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valor de

la prima a percibir será la diferencia entre el límite superior y el precio del

mercado de referencia en esa hora.

iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales al

límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora.

La prima o, cuando corresponda, prima de referencia, así como los limites superior

e inferior se determinan en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la

instalación, así como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha

de puesta en servicio.


Tarifas y primas según categoría y grupo (se reflejan las correspondientes al caso

de estudio):

Figura Figura Figura Figura 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007

4.3.34.3.34.3.34.3.3 ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y

COMPLEMENTOSCOMPLEMENTOSCOMPLEMENTOSCOMPLEMENTOS

Los importes de tarifas, primas, complementos y límites inferior y superior del

precio horario del mercado definidos en este real decreto, para la categoría b)

se actualizarán anualmente tomando como referencia el incremento del

Durante el año 2010, a la vista del resultado de los informes de seguimiento

sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005

Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así como de lo

nuevos objetivos que se incluyan en el siguiente Plan de Energías Renovables para el

período 2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas, primas,

complementos y límites inferior y superior definidos en este real decreto, atendiendo a

los costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del

régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia en la gestión técnica y



4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007

ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y

COMPLEMENTOSCOMPLEMENTOSCOMPLEMENTOSCOMPLEMENTOS



se actualizarán anualmente tomando como referencia el incremento del


sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005

Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así como de lo


2020, se procederá a la revisión de las tarifas, primas,


os costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del



60


4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007 4.2: Tarifas y primas para el grupo b.2.1 del Real Decreto 661/2007

ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y ACTUALIZACIÓN Y REVISIÓN DE TARIFAS, PRIMAS Y



se actualizarán anualmente tomando como referencia el incremento del IPC.


sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 y de la

Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así como de los


2020, se procederá a la revisión de las tarifas, primas,


os costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del



económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de rentabilidad razonables

referencia al coste del dinero en el mercado de capitales. Cada cuatro años, a partir de

entonces, se realizará una nueva revisión manteniendo los criterios anteriores.

Las nuevas tarifas para el año 2010 las podemos encontrar en la Orden

ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a

partir de 1 de enero de 2011 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen

especial.

Estas nuevas tarifas las podemos encontrar en el siguiente gráfico:

Figura Figura Figura Figura 4.34.34.34.3: Revisi: Revisi: Revisi: Revisión de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010

Si el promotor eólico decide acogerse a la tarifa regulada, recibirá 7,9084 c€/kWh

producido. Esta opción le garantiza estabilidad en el precio y una mayor certidumbre en

cuanto al cálculo de la viabilidad económica de su proyecto. Sin embargo, la mayoría

los promotores eólicos no optan por esta modalidad de remuneración ya que acudir al

mercado siempre, o casi siempre, resulta más rentable en términos económicos, debido a

que el límite inferior establecido en el mecanismo de precios de mercado prácticam

alcanza este valor.


económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de rentabilidad razonables




10, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a



ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010



cuanto al cálculo de la viabilidad económica de su proyecto. Sin embargo, la mayoría



que el límite inferior establecido en el mecanismo de precios de mercado prácticam


61

económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de rentabilidad razonables con




10, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a



ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010ón de tarifas y primas para el grupo b.2.1 según la orden ITC/3353/2010



cuanto al cálculo de la viabilidad económica de su proyecto. Sin embargo, la mayoría de



que el límite inferior establecido en el mecanismo de precios de mercado prácticamente


62

4.3.44.3.44.3.44.3.4 PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS PENALIZACIONES POR PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS PENALIZACIONES POR PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS PENALIZACIONES POR PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS PENALIZACIONES POR

DESVÍOSDESVÍOSDESVÍOSDESVÍOS

A la hora de analizar económicamente una instalación eólica, no solo hay que

tener en cuenta los beneficios debidos a la producción de energía eléctrica, sino que se

incurren en una serie de penalizaciones cuando la generación de energía eléctrica es

mayor que la estimación que se había realizado al mercado eléctrico y al contrario,

cuando la generación está por debajo de lo ofertado al mercado.

El cálculo de las penalizaciones es complejo y dependen de factores que escapan

del alcance de este documento, por lo que se usará un modelo simplificado:

1) Cuando la generación de energía eléctrica es mayor que la ofertada al mercado

eléctrico, la energía eléctrica en exceso es penalizada por el operador del

mercado, con un valor del 26,95%. Es decir, toda energía eléctrica de más que

se vierta en la red incide negativamente en el beneficio del sistema en ese

instante de tiempo. La ecuación para este supuesto es la siguiente:

N�O��0 = PQRSTUVWV ∗ P��0Y��O� − PZQ[TV\US ∗ P��0Y��O� ∗ 0,2695

2) Cuando la generación de energía eléctrica es menor que la ofertada al

mercado eléctrico, el beneficio sufre una penalización correspondiente a la

energía que no se ha podido generar. La penalización es también el 26,95%.

Para el cálculo de este beneficio se usa la siguiente ecuación:

N�O��0 = P_S\STVWV ∗ P��0Y��O� − PWSRS`UQ ∗ P��0Y��O� ∗ 0,2695

Donde:

• PPPPofertadaofertadaofertadaofertada es la potencia eléctrica ofertada por el parque eólico al mercado eléctrico.

• PPPPgeneradageneradageneradagenerada es la potencia eléctrica generada por el parque eólico. Si además se

dispone de tecnología del hidrógeno, habría que sumar también la potencia

eléctrica generada por la pila de combustible.


63

• PPPPsobrantesobrantesobrantesobrante es la diferencia entre la potencia eléctrica generada menos la ofertada al

mercado eléctrico. Si se añade la tecnología del hidrógeno a esta potencia

sobrante habría que restarle la potencia consumida por el electrolizador y por el

compresor de hidrógeno cuando estos funcionasen.

PZQ[TV\US = P_S\STVWV − PQRSTUVWV

• PPPPdefectodefectodefectodefecto es la diferencia entre la potencia ofertada y la potencia generada, cuando la

primera es mayor que la segunda. Si se dispone de la tecnología del hidrógeno en

el parque eólico, la potencia eléctrica generada sería la suma de la potencia del

parque eólico y de la pila de combustible.

PWSRS`UQ = PQRSTUVWV − P_S\STVWV − Pab Con producción de H2

PWSRS`UQ = PQRSTUVWV − P_S\STVWV Sin producción de H2


64

5.5.5.5. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓNRESULTADOS DE LA SIMULACIÓNRESULTADOS DE LA SIMULACIÓNRESULTADOS DE LA SIMULACIÓN

5.15.15.15.1 CASO BASECASO BASECASO BASECASO BASE: AEROGENERADOR: AEROGENERADOR: AEROGENERADOR: AEROGENERADOR SIN HIBRIDACIÓNSIN HIBRIDACIÓNSIN HIBRIDACIÓNSIN HIBRIDACIÓN

En primer lugar se van a mostrar los resultados de la simulación de un año de la

instalación de partida, la cual, como se dijo anteriormente, se compone del aerogenerador

G52, con los datos de velocidad de viento real y predicha que se utilizarán para todas las

instalaciones.

Los datos de la simulación se obtendrán de la herramienta comercial HOMER, a la

cual le proporcionaremos los datos del aerogenerador y los valores de velocidad de viento

real y predicha, los cuales ya se detallaron en apartados anteriores. El esquema de

simulación en este caso es:

Figura Figura Figura Figura 5.15.15.15.1: Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOMER : Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOMER : Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOMER : Interfaz de usuario de la herramienta de simulación HOMER


65

5.1.15.1.15.1.15.1.1 DATOS ENERDATOS ENERDATOS ENERDATOS ENERGÉTICOS ANUALESGÉTICOS ANUALESGÉTICOS ANUALESGÉTICOS ANUALES

A continuación se muestra una tabla resumen con los valores energéticos anuales

obtenidos del funcionamiento del aerogenerador.

kWh ANUAL % SOBRE LA DEMANDA

% SOBRE LA PRODUCCIÓN

DEMANDA DE LA RED 1.043.170 - - ENERGÍA PRODUCIDA 1.830.723 - - EXCESO DE ENERGÍA 995.052 - 54,35 % ENERGÍA SERVIDA 835.672 80,11 % 45,65 %

ENERGÍA NO SERVIDA 207.499 19,89 % -

TablaTablaTablaTabla 5.1: 5.1: 5.1: 5.1: Datos energéticos anuales obtenidos para el caso baseDatos energéticos anuales obtenidos para el caso baseDatos energéticos anuales obtenidos para el caso baseDatos energéticos anuales obtenidos para el caso base

• Demanda de la red: es el total anual de energía obtenido con la velocidad

de viento predicha y con la curva de potencia del aerogenerador

proporcionada por el fabricante. Es la energía con la que el operador del

parque eólico oferta en el mercado eléctrico.

• Energía producida: es el total anual de energía obtenido con la velocidad de

viento real y la curva de potencia del fabricante.

• Exceso de energía: es la energía producida por el aerogenerador (real) que

no se ha podido inyectar en la red por haber previsto una generación

menor.

• Energía servida: es la energía producida por el aerogenerador que se ha

podido inyectar a la red porque está dentro de la demanda (energía

prevista).

• Energía no servida: es la energía que se había contratado por el operador

del parque eléctrico, es decir, que se había predicho, y que finalmente no

se ha producido por haber menor velocidad del viento que la prevista.

cd��e� e � e = ��í� fg�e� + ��í� �0 fg�e�

��í� h0ei��e� = ��í� fg�e� + �j�f0 e ��í�


En el siguiente gráfico se muestra la evolución horaria de la ene

el aerogenerador (en verde) y la energía contratada por la red eléctrica (en azul)

días comprendidos entre

Figura Figura Figura Figura 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía

contcontcontcont

En este otro gráfico se muestra la evolución horaria de la

azul), la energía servida

Enero, mostradas para un solo d

servida y no servida componen la demanda de la red.


En el siguiente gráfico se muestra la evolución horaria de la ene

el aerogenerador (en verde) y la energía contratada por la red eléctrica (en azul)

el 1 y el 5 de Enero:

5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía

contcontcontcontrataratarataratada a la red da a la red da a la red da a la red entre el 1 y el 5 de Eneroentre el 1 y el 5 de Eneroentre el 1 y el 5 de Eneroentre el 1 y el 5 de Enero

En este otro gráfico se muestra la evolución horaria de la demanda de la red (en

(en verde), y la energía no servida (en rojo)

, mostradas para un solo día por claridad. En ella se puede observar que la energía

servida y no servida componen la demanda de la red.


66

En el siguiente gráfico se muestra la evolución horaria de la energía producida por

el aerogenerador (en verde) y la energía contratada por la red eléctrica (en azul) para los

5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía 5.2: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador y la energía

entre el 1 y el 5 de Eneroentre el 1 y el 5 de Eneroentre el 1 y el 5 de Eneroentre el 1 y el 5 de Enero

demanda de la red (en

(en verde), y la energía no servida (en rojo) para el día 9 de

observar que la energía


Figura Figura Figura Figura 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no

servida para el caso base en el dservida para el caso base en el dservida para el caso base en el dservida para el caso base en el d

Y en este último se anali

la energía servida (en gris) y el exceso de energía (en granate),

componiendo la primera:

Figura Figura Figura Figura 5.4: Evolución horaria de la 5.4: Evolución horaria de la 5.4: Evolución horaria de la 5.4: Evolución horaria de la

dddde energíae energíae energíae energía


5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no

servida para el caso base en el dservida para el caso base en el dservida para el caso base en el dservida para el caso base en el día 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Enero

Y en este último se analiza la producción del aerogenerador (en verde) junto con

la energía servida (en gris) y el exceso de energía (en granate),

5.4: Evolución horaria de la 5.4: Evolución horaria de la 5.4: Evolución horaria de la 5.4: Evolución horaria de la producción del aerogeneradorproducción del aerogeneradorproducción del aerogeneradorproducción del aerogenerador, energ, energ, energ, energ

e energíae energíae energíae energía para el caso base en el dpara el caso base en el dpara el caso base en el dpara el caso base en el día 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Enero


67

5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no 5.3: Evolución horaria de la demanda de la red, energía servida y energía no

ía 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Enero

za la producción del aerogenerador (en verde) junto con

la energía servida (en gris) y el exceso de energía (en granate), las dos últimas

, energ, energ, energ, energía servida y exceso ía servida y exceso ía servida y exceso ía servida y exceso

ía 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Eneroía 9 de Enero


68

5.1.25.1.25.1.25.1.2 DATOS ECONÓMICOSDATOS ECONÓMICOSDATOS ECONÓMICOSDATOS ECONÓMICOS ANUALESANUALESANUALESANUALES

Para analizar la rentabilidad de la instalación se va a calcular el flujo de caja de

un año de operación. Para ello se tendrá en cuenta la energía inyectada en la red

eléctrica y también las penalizaciones por exceso de energía vertida a la red y por la

energía no servida. Los precios de la energía que se han empleado son los actuales en el

año 2011:

Precio venta energía tarifa regulada (€/KWh) 0,079084

Penalización por energía no servida (€/KWh) 0,021313

Penalización por exceso (€/KWh) 0,021313

TablaTablaTablaTabla 5.2: Precios de tarifa regulada y penalizaciones por la venta de energía5.2: Precios de tarifa regulada y penalizaciones por la venta de energía5.2: Precios de tarifa regulada y penalizaciones por la venta de energía5.2: Precios de tarifa regulada y penalizaciones por la venta de energía

Con estos valores económicos, el flujo de caja del primer año de operación será:

ENERGÍA (kWh ANUAL) INGRESOS (€) ENERGÍA SERVIDA 835.672 66.088,25 EXCESO DE ENERGÍA 995.052 -21.207,68 ENERGÍA NO SERVIDA 207.499 -4.422,46 INGRESOS VENTA ENERGÍA - 40.458,11 COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUALES -2000

FLUJO DE CAJA ANUAL 38.458,11

TablaTablaTablaTabla 5.3: Datos económicos anuales para el caso base5.3: Datos económicos anuales para el caso base5.3: Datos económicos anuales para el caso base5.3: Datos económicos anuales para el caso base

5.1.35.1.35.1.35.1.3 CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

Como se puede observar en los datos energéticos de la instalación simple

compuesta únicamente por el aerogenerador, sin acumulación de energía, el ajuste de la

producción a la demanda no es perfecto. De la demanda de la red hay casi un 20% de

energía que no es capaz de servir el aerogenerador. Por otro lado, el cual es mucho más


69

llamativo, de la producción del aerogenerador, únicamente un 45% es destinado a la venta

de energía, mientras que casi un 55% es energía desaprovechada.

De los datos económicos también se puede concluir algo similar, y es que el

exceso de energía que produce el aerogenerador y que no se aprovecha es mucho mayor

que la cantidad de energía que no se sirve a la red.

De este análisis se puede concluir que el almacenamiento de energía en los

parques eólicos es, hoy por hoy, fundamental desde un punto de vista energético con los

métodos que existen actualmente de predicción del viento.

En los siguientes apartados se analizará si esta necesidad energética de almacenar

energía también es una necesidad económica desde el punto de vista del operador del

parque eólico, analizando para ello el aumento de flujo de caja que se tendría, pero

también la gran inversión que hay que desembolsar para ello.

5.25.25.25.2 SISTEMA INTEGRADO EÓLICASISTEMA INTEGRADO EÓLICASISTEMA INTEGRADO EÓLICASISTEMA INTEGRADO EÓLICA----HIDRÓGENO PARA ACOPLAR LA HIDRÓGENO PARA ACOPLAR LA HIDRÓGENO PARA ACOPLAR LA HIDRÓGENO PARA ACOPLAR LA

PRODUCCIÓN Y LA DEMANDAPRODUCCIÓN Y LA DEMANDAPRODUCCIÓN Y LA DEMANDAPRODUCCIÓN Y LA DEMANDA

Para comenzar con el estudio de las instalaciones híbridas, se va a hallar el

conjunto de equipos que proporcionará un mayor ajuste de la energía producida y la

energía contratada. Este óptimo será el que obtenga un menor porcentaje tanto de energía

no servida a la red como de exceso de energía del aerogenerador que no es capaz de

aprovechar el sistema.

El análisis del óptimo energético del sistema se realizará mediante simulaciones con

la herramienta informática HOMER.


70

5.2.15.2.15.2.15.2.1 ÓPTIMO ENERGÉTICOÓPTIMO ENERGÉTICOÓPTIMO ENERGÉTICOÓPTIMO ENERGÉTICO

Tras introducir a HOMER el rango necesario del tamaño de los equipos, éste

proporciona la solución que minimiza la energía desaprovechada, es decir, minimiza tanto

el exceso de energía como la energía no servida.

La combinación óptima de equipos encontrada es:

Electrolizador 500 kW

Pila de combustible 500 kW

Depósito de Hidrógeno 4000 kg

TablaTablaTablaTabla 5.4: Ta5.4: Ta5.4: Ta5.4: Tamaño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y maño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y maño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y maño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y demandademandademandademanda

5.2.1.15.2.1.15.2.1.15.2.1.1 DATOS ENERGÉTICOS ANUALESDATOS ENERGÉTICOS ANUALESDATOS ENERGÉTICOS ANUALESDATOS ENERGÉTICOS ANUALES

A continuación se muestra una tabla resumen con los valores energéticos anuales

obtenidos del funcionamiento del sistema.

kWh ANUAL % SOBRE LA DEMANDA

% SOBRE LA PRODUCCIÓN DEL G52

DEMANDA DE LA RED 1.043.170 - -

ENERGÍA PRODUCIDA POR EL AEROGENERADOR

1.830.723 - -

ENERGÍA PRODUCIDA POR LA PILA DE COMBUSTIBLE

162.880 15,61 % -

ENERGÍA CONSUMIDA POR EL ELECTROLIZADOR

812.875 - 44,40 %

ENERGÍA CONSUMIDA POR EL CONVERSOR

90.319 4,93 %

EXCESO DE ENERGÍAEXCESO DE ENERGÍAEXCESO DE ENERGÍAEXCESO DE ENERGÍA 91.857 - 5,02 %5,02 %5,02 %5,02 %

ENERGÍA SERVIDA POR EL AEROG. A LA RED

835.672 80,11 % 45,65 %

ENERGÍA NO SERVIDAENERGÍA NO SERVIDAENERGÍA NO SERVIDAENERGÍA NO SERVIDA 44.618 4,284,284,284,28 %%%% -

HIDRÓGENO PRODUCIDO 17.517

(kg anuales) ---- -

TablaTablaTablaTabla 5.5: Datos energéticos anuales pa5.5: Datos energéticos anuales pa5.5: Datos energéticos anuales pa5.5: Datos energéticos anuales para la instalación energéticamente óptimara la instalación energéticamente óptimara la instalación energéticamente óptimara la instalación energéticamente óptima


71

Los nuevos valores que aparecen en este caso son:

• Energía consumida por el electrolizador: es la energía producida por el

aerogenerador en los momentos en los que la producción de éste es mayor

que la demanda y se destina al electrolizador para que éste produzca

hidrógeno. El electrolizador entrará en marcha siempre que la energía

sobrante del aerogenerador supere la potencia mínima de operación del

electrolizador y que haya espacio disponible en el depósito de

almacenamiento de hidrógeno.

• Energía producida por la pila de combustible: es la energía aportada a la

red eléctrica por la pila de combustible. Ésta comienza a verter energía

cuando la demanda es mayor que la energía producida por el

aerogenerador y hay hidrógeno disponible en el depósito de

almacenamiento.

• Hidrógeno producido: son los kg anuales de hidrógeno producidos por el

aerogenerador. Esta producción está limitada tanto por la potencia del

electrolizador como por el tamaño del depósito de almacenamiento.

La energía servida a la red es para este esquema de funcionamiento la suma de la

energía producida por el aerogenerador que se puede inyectar a la red por estar dentro

de la energía contratada, más la energía producida por la pila de combustible, la cual

entrará en funcionamiento siempre que la energía producida por el aerogenerador sea

inferior a la demanda de la red. El siguiente gráfico muestra estos valores mensualmente

para la instalación óptima estudiada:


72

� Wind: energía producida por el aerogenerador

� Generator 1: energía producida por la pila de combustible

Figura Figura Figura Figura 5.5: Energía servida a la red mensualmente por el aerogenerador y la pila de 5.5: Energía servida a la red mensualmente por el aerogenerador y la pila de 5.5: Energía servida a la red mensualmente por el aerogenerador y la pila de 5.5: Energía servida a la red mensualmente por el aerogenerador y la pila de

combustible en el óptimo energéticocombustible en el óptimo energéticocombustible en el óptimo energéticocombustible en el óptimo energético

A continuación se muestra un gráfico horario de la evolución de la demanda de la

red, la producción del aerogenerador y la energía de entrada al electrolizador para el día

4 de Enero.

En el gráfico inferior se puede ver cómo cuando la producción del aerogenerador

es mayor que la demanda de la red, esta energía sobrante se destina al electrolizador

para que éste produzca hidrógeno. En el gráfico superior se observa la producción de

hidrógeno del electrolizador.


73

� AC Primary Load: demanda de la red eléctrica (energía contratada)

� G52: energía producida por el aerogenerador

� Electrolizador Input: energía de entrada al electrolizador procedente del

aerogenerador

� Electrolizador Output: producción de hidrógeno del electrolizador

Figura Figura Figura Figura 5.6: Evolución horaria de la energía de entrada al electrolizador, la producción de 5.6: Evolución horaria de la energía de entrada al electrolizador, la producción de 5.6: Evolución horaria de la energía de entrada al electrolizador, la producción de 5.6: Evolución horaria de la energía de entrada al electrolizador, la producción de

HHHH2222,,,, energía producida por el aerogenerador y demanda de la red para el 4 de Eneroenergía producida por el aerogenerador y demanda de la red para el 4 de Eneroenergía producida por el aerogenerador y demanda de la red para el 4 de Eneroenergía producida por el aerogenerador y demanda de la red para el 4 de Enero

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la demanda de la red, de la

producción del aerogenerador y de la producción de la pila de combustible, la cual entra

en funcionamiento cuando la producción del G52 es menor que la energía contratada. En

la gráfica superior se muestra la evolución del hidrógeno almacenado, el cual disminuye

cuando la pila de combustible lo consume para producir energía eléctrica.


74

� AC Primary Load: demanda de la red eléctrica (energía contratada)

� G52: energía producida por el aerogenerador

� Generator 1 Power: energía producida por la pila de combustible

� Stored Hydrogen: kg de hidrógeno almacenados en el depósito

Figura Figura Figura Figura 5.7: Evolución horaria d5.7: Evolución horaria d5.7: Evolución horaria d5.7: Evolución horaria de la energía producida por el aerogenerador, la demanda de e la energía producida por el aerogenerador, la demanda de e la energía producida por el aerogenerador, la demanda de e la energía producida por el aerogenerador, la demanda de

la red, la energía producida por la pila de combustible y el Hla red, la energía producida por la pila de combustible y el Hla red, la energía producida por la pila de combustible y el Hla red, la energía producida por la pila de combustible y el H2222 almacenado para el 4 de almacenado para el 4 de almacenado para el 4 de almacenado para el 4 de

EneroEneroEneroEnero

A continuación se va a mostrar la evolución horaria de todo el sistema

conjuntamente, donde se puede observar la demanda de la red, la producción del

aerogenerador y cómo entra en funcionamiento cada uno de los equipos dependiendo de

si la producción del aerogenerador es mayor o menor que la energía contratada.


75

Figura 5.8:Figura 5.8:Figura 5.8:Figura 5.8: Evolución horaria de los flujos de energía de los distintos equipos de la instalación Evolución horaria de los flujos de energía de los distintos equipos de la instalación Evolución horaria de los flujos de energía de los distintos equipos de la instalación Evolución horaria de los flujos de energía de los distintos equipos de la instalación para el 10 de Eneropara el 10 de Eneropara el 10 de Eneropara el 10 de Enero


76

5.2.1.25.2.1.25.2.1.25.2.1.2 DATOS ECONÓMIDATOS ECONÓMIDATOS ECONÓMIDATOS ECONÓMICOS ANUALESCOS ANUALESCOS ANUALESCOS ANUALES

Para la instalación simulada anteriormente se va a estudiar el flujo de caja de un

año de operación, el cual va a estar compuesto por los beneficios de la venta de energía

y las penalizaciones por el exceso de energía y por la energía no servida. Para este

análisis se utilizarán los mismos precios de venta de energía y de penalizaciones que se

emplearon en el caso simple. Además, aparecen los costes de operación y mantenimiento

de los equipos adicionales.

ENERGÍA (kWh ANUAL) INGRESOS (€) ENERGÍA SERVIDA 998.552 78.969,54

EXCESO DE ENERGÍA 91.857 -1.957,76 ENERGÍA NO SERVIDA 44.618 -950,95

INGRESOS VENTA ENERGÍA - 76.060,83 COSTES O&M AEROGENERADOR - -2.000 COSTES O&M ELECTROLIZADOR - -9.500

COSTES O&M DEPÓSITO - -300 COSTES O&M FC - -12.000

FLUJO DE CAJA ANUAL 52.260,83

TablaTablaTablaTabla 5.6: Datos económicos anuales para la instalación energéticamente óptima5.6: Datos económicos anuales para la instalación energéticamente óptima5.6: Datos económicos anuales para la instalación energéticamente óptima5.6: Datos económicos anuales para la instalación energéticamente óptima

5.2.1.35.2.1.35.2.1.35.2.1.3 CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

Como se puede observar claramente, la introducción de producción de hidrógeno

como sistema de almacenamiento de energía mejora el ajuste entre producción y demanda

del aerogenerador hasta hacerlo casi perfecto. Además, los beneficios anuales obtenidos

de la venta de energía aumentan en un 135 %. Este aumento no es más significativo

debido a los costes de operación y mantenimiento anuales que conlleva la instalación de

los equipos de producción de H2.


77

Esto se muestra en la siguiente tabla comparativa:

INSTALACIÓN SIMPLE INSTALACIÓN HÍBRIDA ÓPTIMA

ENERGÍA SERVIDA, kWh 835.672 (80,11%) 998.552 (95,72%)

EXCESO DE ENERGÍA, kWh 995.052 (54,35%) 91.857 (5,02%)

ENERGÍA NO SERVIDA, kWh 207.499 (19,89%) 44.618 (4,28%)

INGRESOS VENTA ENERGÍA, €

40.458,11 76.060,83

FLUJO DE CAJA ANUAL, € 38.458,11 52.260,83

TablaTablaTablaTabla 5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima

En las siguientes gráficas se muestra la evolución horaria para los días 25 y 26 de

Marzo del exceso de energía del aerogenerador y de la energía servida a la red. En las

dos primeras gráficas se muestra el caso base, y en las dos últimas la instalación

energéticamente óptima.

Figura Figura Figura Figura 5.9: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para 5.9: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para 5.9: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para 5.9: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para

el caso base en los días 25 y 26 de Marzoel caso base en los días 25 y 26 de Marzoel caso base en los días 25 y 26 de Marzoel caso base en los días 25 y 26 de Marzo


78

Figura Figura Figura Figura 5.10: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para 5.10: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para 5.10: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para 5.10: Evolución horaria del exceso de energía y de la energía servida a la red para

el el el el óptimo energético en los días 25 y 26 de Marzoóptimo energético en los días 25 y 26 de Marzoóptimo energético en los días 25 y 26 de Marzoóptimo energético en los días 25 y 26 de Marzo

Como se puede observar, el ajuste energético entre la demanda de la red y la

energía servida mejora en gran medida, siendo mucho más notable esta mejora en el

exceso de energía del aerogenerador.

Ahora bien, desde el punto de vista económico, para el gestor del parque eólico,

no solo influye el flujo de caja anual, sino que también hay que analizar si la inversión es

rentable, es decir, si el gasto inicial que supone la compra de los equipos adicionales se

compensa con los ingresos obtenidos de la venta de energía para la vida útil de la

instalación (se consideran 15 años para este tipo de sistemas). Para analizar este aspecto

se estudia el VAN de la inversión.

Este es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado

número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología consiste en


79

descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de

caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el

valor obtenido es el valor actual neto del proyecto.

Se va a suponer que la instalación con el aerogenerador ya existe, por lo que la

inversión inicial solamente se hará de los equipos de producción de hidrógeno, esto es, el

electrolizador, la pila de combustible y el depósito de almacenamiento.

� Coste de adquisición del electrolizador: 833.500 €

� Coste de adquisición del depósito: 2.132.000 €

� Coste de adquisición de la pila de combustible: 1.500.000 €

� Inversión inicial total: 4.465.500 €

PeríodoPeríodoPeríodoPeríodo Flujo de FondosFlujo de FondosFlujo de FondosFlujo de Fondos 0 -4.465.500 1 52.260,83 2 52.260,83 3 52.260,83 4 52.260,83 5 52.260,83 6 52.260,83 7 52.260,83 8 52.260,83 9 52.260,83

10 52.260,83 11 52.260,83 12 52.260,83 13 52.260,83 14 52.260,83

15 52.260,83

VAN € -4.067.999,97

TablaTablaTablaTabla 5.8: Flujo de fondos y VAN para la instalación energéticame5.8: Flujo de fondos y VAN para la instalación energéticame5.8: Flujo de fondos y VAN para la instalación energéticame5.8: Flujo de fondos y VAN para la instalación energéticamente óptimante óptimante óptimante óptima

Como se concluye de la tabla anterior, al obtener un VAN negativo, la inversión no

es rentable desde el punto de vista económico. Esto se debe principalmente al costo tan

elevado de adquisición que tienen los equipos al ser una tecnología que está creciendo

actualmente y que no tiene una producción masiva.


80

Esto lleva a estudiar el óptimo económico de la instalación, en donde se tratará de

hallar la instalación híbrida que, a pesar de alejarse del óptimo energético, lleve a unos

costos de adquisición menores que se compensen con los ingresos anuales.

5.2.25.2.25.2.25.2.2 ÓPTIMO ECONÓMICOÓPTIMO ECONÓMICOÓPTIMO ECONÓMICOÓPTIMO ECONÓMICO

El siguiente apartado desarrollará el estudio del óptimo económico de la instalación

híbrida. Ya que la herramienta de simulación HOMER no contempla los ingresos de venta

de energía y las penalizaciones por los desvíos, se realizarán simulaciones con diferentes

tamaños de los equipos para posteriormente hallar el VAN de la instalación y encontrar

aquella que lo maximice, si fuera posible encontrar uno positivo, o en su defecto,

encontrar el menos negativo.

Se va a analizar cómo influye el tamaño de cada equipo en los flujos económicos

de la instalación. Para ello, se basarán los cálculos en el óptimo energético obtenido y a

partir de él se irá disminuyendo el tamaño de cada equipo para analizar su influencia. No

se analizará el aumento de tamaño, ya que sólo incurriría en costos de adquisición

mayores y no produciría ninguna mejora en la producción de energía.

5.2.2.15.2.2.15.2.2.15.2.2.1 ANÁLISIS DEL TAMAÑO DEL ELECTROLIZADORANÁLISIS DEL TAMAÑO DEL ELECTROLIZADORANÁLISIS DEL TAMAÑO DEL ELECTROLIZADORANÁLISIS DEL TAMAÑO DEL ELECTROLIZADOR

Partiendo de la instalación óptima energéticamente se va a analizar la influencia

del tamaño del electrolizador manteniendo el tamaño del depósito de hidrógeno y de la

pila de combustible. El óptimo energético hallado era:




TablaTablaTablaTabla 5.4: Tamaño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y 5.4: Tamaño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y 5.4: Tamaño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y 5.4: Tamaño de los equipos que optimiza el acoplamiento entre producción y demandademandademandademanda

Los tamaños analizados del electrolizador son: 500 kW, 250 kW, 100 kW y 5 kW,

para los cuales se halla el flujo de caja anual y el VAN de la inversión de la instalación


81

híbrida (en cada caso el electrolizador estudiado con un depósito de 4000 kg y una pila

de combustible de 500 kW).

Tamaño del electrolizador

(KW)

Beneficio anual venta energía

(€)

Flujo de caja anual (€)

Inversión inicial (€)

VAN (€)

Exceso de energía (%)

Energía no servida (%)

500 76.060,83 52.260,83 4.465.500 -4.067.999,9 5,02 4,28

250 72.378,23 48.578,23 4.048.750 -3.679.260,1 10,54 5,73

100 59.780,14 35.980,14 3.798.700 -3.525.032,2 28,19 11,19

5 41.754,49 17.954,49 3.640.335 -3.503.771,7 52,60 19,31

TablaTablaTablaTabla 5.9: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando el 5.9: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando el 5.9: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando el 5.9: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando el tamaño del electrolizadortamaño del electrolizadortamaño del electrolizadortamaño del electrolizador

FiguraFiguraFiguraFigura 5.11: B5.11: B5.11: B5.11: Beneficio anual de la venta de energíaeneficio anual de la venta de energíaeneficio anual de la venta de energíaeneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del electrolizadorfrente al tamaño del electrolizadorfrente al tamaño del electrolizadorfrente al tamaño del electrolizador

30.000,00

40.000,00

50.000,00

60.000,00

70.000,00

80.000,00

0 100 200 300 400 500 600

Ben

efic

io a

nual

de

la v

enta

de

ener

gía,

€

Tamaño del electrolizador, kW

Análisis tamaño electrolizador


82

FiguraFiguraFiguraFigura 5.12: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del electrolizador5.12: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del electrolizador5.12: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del electrolizador5.12: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del electrolizador

Al disminuir el tamaño del electrolizador, el flujo de caja anual disminuye

notablemente, ya que cuanto menor es el electrolizador menor hidrógeno se está

produciendo, por lo que el sistema de almacenamiento va perdiendo utilidad.

En cuanto al VAN, se puede ver que éste disminuye, pero la variación es

prácticamente despreciable. No solo sigue siendo negativo, sino que al variar entre la

instalación óptima y una instalación con un electrolizador de 5 kW (prácticamente no

existe almacenamiento de energía) éste ha sufrido una variación de 564.228 €. La inversión

sigue sin ser rentable, pero se ha perdido el aprovechamiento de energía que teníamos

con el electrolizador de 500 kW.

Como conclusión final, se puede decir que disminuir el tamaño del electrolizador

por debajo de 100 kW no es rentable ni económicamente ni energéticamente.

5.2.2.25.2.2.25.2.2.25.2.2.2 ANÁLISANÁLISANÁLISANÁLISIS DEL TAMAÑO DEL DEPÓSITOIS DEL TAMAÑO DEL DEPÓSITOIS DEL TAMAÑO DEL DEPÓSITOIS DEL TAMAÑO DEL DEPÓSITO

Al igual que en el apartado anterior, partiendo de la instalación óptima, se va a

variar el tamaño del depósito de almacenamiento para analizar la influencia de éste sobre

los costes y beneficios de la instalación híbrida.

500

250

1005

-4.100.000,00

-4.000.000,00

-3.900.000,00

-3.800.000,00

-3.700.000,00

-3.600.000,00

-3.500.000,00

-3.400.000,000 100 200 300 400 500 600

VA

N, €

Tamaño del electrolizador, kW


83

Manteniendo el tamaño del electrolizador en 500 kW y el de la pila de combustible

en 500 kW, los tamaños del depósito que se van a analizar son: 4000 kg, 2000 kg, 1000

kg, 500 kg y 100 kg.

Tamaño del depósito

(kg)


(€)



VAN (€)



4000 76060,83 52260,83 4.465.500 -4.067.999,9 5,02 4,28

2000 73787,90 49987,90 3.399.500 -3.019.288,06 8,09 5,30

1000 71706,82 47906,82 2.866.500 -2.502.116,89 10,91 6,24

500 69922,09 46122,09 2.600.000 -2.249.191,74 13,94 6,81

100 60931,83 37131,83 2.386.800 -2.104.372,31 26,59 10,69

TablaTablaTablaTabla 5.10: D5.10: D5.10: D5.10: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando atos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando atos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando atos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando

el tamaño del depósito de almacenamientoel tamaño del depósito de almacenamientoel tamaño del depósito de almacenamientoel tamaño del depósito de almacenamiento

FiguraFiguraFiguraFigura 5.13: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del depósito5.13: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del depósito5.13: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del depósito5.13: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño del depósito

4000

2000

1000500

100

55000,00

60000,00

65000,00

70000,00

75000,00

80000,00

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Ben

efic

io a

nual

de

la v

enta

de

eenr

gía,

€

Tamaño del depósito, kg

Tamaño del depósito-Beneficio venta de energía


84

FiguraFiguraFiguraFigura 5.14: VAN de la in5.14: VAN de la in5.14: VAN de la in5.14: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño del depósito de versión a 15 años frente al tamaño del depósito de versión a 15 años frente al tamaño del depósito de versión a 15 años frente al tamaño del depósito de almacenamientoalmacenamientoalmacenamientoalmacenamiento

En este caso, al disminuir el tamaño del depósito de almacenamiento, se encuentra

un punto de inflexión en los beneficios de la venta de energía. Se puede observar que

existe una tendencia general en los tamaños elevados del depósito a mantenerse sobre los

mismos valores de la venta de energía, hasta llegar a un tamaño de 500 kg en donde

disminuye considerablemente el beneficio.

Analizando el VAN, y partiendo de que para ningún tamaño se obtienen valores

positivos, al pasar de un depósito de 4000 kg a uno de 500 kg el VAN disminuye (se

hace menos negativo) en 1.818.808 €, lo que ya es una cifra importante. Esta disminución

tan brusca se debe al costo de adquisición del depósito.

A partir de aquí, si se disminuye más el tamaño del equipo, los beneficios de la

venta de energía y por tanto el flujo de caja, disminuyen considerablemente, no siendo tan

importante la disminución del VAN. Esto se debe a que la diferencia en el coste de

4000

2000

1000

500100

-4.500.000,00

-4.000.000,00

-3.500.000,00

-3.000.000,00

-2.500.000,00

-2.000.000,00

-1.500.000,000 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Ben

efic

io a

nual

de

la v

enta

de

eenr

gía,

€

Tamaño del depósito, kg

Tamaño del depósito-VAN


85

adquisición del equipo no es muy elevada, mientras que la capacidad de almacenamiento

en un depósito de 100 kg se hace prácticamente nula.

Se puede concluir por tanto, que el tamaño del depósito de almacenamiento

interesará disminuirlo hasta 500 kg, no siendo rentable ni económica ni energéticamente,

bajar de este valor.

5.2.2.35.2.2.35.2.2.35.2.2.3 ANÁLISANÁLISANÁLISANÁLISIS DEL TAMAÑO DE LA PILA DE COMBUSTIBLEIS DEL TAMAÑO DE LA PILA DE COMBUSTIBLEIS DEL TAMAÑO DE LA PILA DE COMBUSTIBLEIS DEL TAMAÑO DE LA PILA DE COMBUSTIBLE

Al igual que en apartados anteriores, se va a realizar el análisis de la influencia del

tamaño de la pila de combustible sobre la rentabilidad de la instalación manteniendo

invariable el tamaño del depósito (4000 kg) y del electrolizador (500 kW).

Los tamaños de la pila de combustible que van a ser analizados están

comprendidos entre 500 y 5 kW.

Tamaño de la pila (kW)


(€)



VAN (€)



500 76060,83 52260,83 4.465.500 -4.067.999,9 5,02 4,28

400 76023,30 52223,30 4.165.500 -3.768.285,43 5,02 4,31

300 75941,01 52141,01 3.865.500 -3.468.911,32 5,02 4,39

200 75424,05 51624,05 3.565.500 -3.172.843,37 5,02 4,89

100 69540,13 45740,13 3.265.500 -2.917.596,95 9,68 8,77

50 61745,92 37945,92 3.115.500 -2.826.880,31 20,23 12,28

5 47492,74 23692,74 2.980.500 -2.800.291,15 39,52 18,70

TablaTablaTablaTabla 5.11: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando 5.11: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando 5.11: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando 5.11: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida variando el tamaño del depósito de la pila de combustibleel tamaño del depósito de la pila de combustibleel tamaño del depósito de la pila de combustibleel tamaño del depósito de la pila de combustible


86

Los siguientes gráficos muestran la influencia del tamaño de la pila de combustible

tanto en la venta anual de energía eléctrica a la red, como la influencia en el VAN de la

inversión.

FiguraFiguraFiguraFigura 5.15: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño de la pila de 5.15: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño de la pila de 5.15: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño de la pila de 5.15: Beneficio anual de la venta de energía frente al tamaño de la pila de combustiblecombustiblecombustiblecombustible

FiguraFiguraFiguraFigura 5.16: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño de la pila de combustible5.16: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño de la pila de combustible5.16: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño de la pila de combustible5.16: VAN de la inversión a 15 años frente al tamaño de la pila de combustible

500400300200

100

50

5

40000

50000

60000

70000

80000

0 100 200 300 400 500 600

Ben

efic

io a

nual

de

la v

enta

de

ener

gía,

€

Tamaño de la pila de combustible, kW

Tamaño pila-Venta anual energía

500

400

300

200

100505

-4.500.000,00

-4.000.000,00

-3.500.000,00

-3.000.000,00

-2.500.000,00

-2.000.000,000 100 200 300 400 500 600

VA

N, €

Tamaño de la pila de combustible, kW


87

En el primer gráfico se ve una clara tendencia en los tamaños desde 500 kW a

200 kW a mantener los beneficios por la venta de energía. Además, en el gráfico que

ilustra el VAN también se ve que al disminuir de 500 kW a 200 kW el VAN se hace menos

negativo, por lo que la instalación es más rentable económicamente. En la tabla de

resultados llama la atención que para todos estos tamaños de la pila de combustible el

exceso de energía del aerogenerador es el mismo. El único motivo por el que HOMER

presenta el tamaño de 500 kW como óptimo es porque hay una mejora en la energía no

servida. Estos valores se obtienen ya que el tamaño del depósito y el electrolizador son

los mismos para todos los casos analizados y la pila de combustible utiliza el H2

proveniente de éstos.

Al disminuir el tamaño de la pila, el hidrógeno almacenado no se ve afectado,

únicamente se conseguirá una menor producción de energía eléctrica por parte de ésta.

Al seguir disminuyendo el tamaño de la pila, ésta no será capaz de consumir todo

el hidrógeno almacenado en el tanque, por lo que el electrolizador recibirá la señal de

que no produzca más H2, y por tanto, habrá energía desaprovechada. Por este motivo,

cuando la pila baja de 200 kW aumenta también el exceso de energía del aerogenerador.

Si para analizar la rentabilidad únicamente nos fijamos en el VAN, éste disminuye a

la vez que disminuye el tamaño de la pila, no alcanzando nunca valores positivos. Por ello,

habrá que analizar otros parámetros, como es el beneficio de la venta de energía para

seleccionar un tamaño de la pila que pueda hacer la instalación más rentable, sin

desaparecer la producción de hidrógeno.

Ya que el VAN siempre mejora al disminuir el tamaño de la pila, y los beneficios

de venta de energía se mantienen prácticamente constantes hasta un tamaño de 200 kW,

para encontrar la instalación que optimiza la rentabilidad, descartaremos las pilas de un

tamaño superior.

En los siguientes apartados se analizará la combinación de los equipos que

conjuntamente alcanzan una hibridación más rentable.


88

5.2.2.45.2.2.45.2.2.45.2.2.4 INSTALACIÓN ECONÓMICAMENTE ÓPTIMAINSTALACIÓN ECONÓMICAMENTE ÓPTIMAINSTALACIÓN ECONÓMICAMENTE ÓPTIMAINSTALACIÓN ECONÓMICAMENTE ÓPTIMA

Partiendo de los equipos analizados anteriormente y que se han encontrado que

empeoran la rentabilidad de la inversión sin aportar una mejora significativa al óptimo

energético se va a hallar la combinación de equipos que optimiza económicamente la

instalación.

• Electrolizador: se va a analizar entre 250 y 100 kW. Por encima de 250 kW

el VAN se hace muy negativo, y al bajar de 100 kW no hay apenas mejora

en la rentabilidad de la inversión.

• Depósito de combustible: se analizará entre 500 kg y 100 kg. La diferencia

de la rentabilidad entre estos dos valores es pequeña, mientras que el

exceso de energía que hay con 100 kg es muy superior.

• Pila de combustible: se tendrán en cuenta tamaños entre 100 kW y 50 kW,

siendo en este caso el margen más reducido.

Tamaño del electrolizador

(kW)

Tamaño del depósito

(kg)

Tamaño de la pila (kW)

Flujo de caja anual

(€)


VAN (€)



200 500 100 35.326,35 899.900 -631.204,97 28,95 11,53

100 500 100 35.326,35 733.200 --464.504,97 28,95 11,53

100 250 100 34.763,74 600.050 -335.634,22 29,71 11,78

100 100 100 32.739,03 520.000 -270.984,35 32,50 12,68

100 100 50 30748,70 370000 -136.122,90 35,16 13,59

50 50 50 26.530,86 260.000 -58.204,19 40,96 15,46

TablaTablaTablaTabla 5.12: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida para 5.12: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida para 5.12: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida para 5.12: Datos económicos y energéticos anuales para una instalación híbrida para diferentes tamaños de los equipos constituyentesdiferentes tamaños de los equipos constituyentesdiferentes tamaños de los equipos constituyentesdiferentes tamaños de los equipos constituyentes

En la tabla anterior se observa cómo el tamaño de los equipos es inversamente

proporcional a la rentabilidad de la inversión, es decir, a medida que disminuye el tamaño

de éstos aumenta la rentabilidad. Así, se puede deducir, que el acoplamiento de los


89

equipos de producción de hidrógeno para almacenamiento de energía no es una inversión

rentable económicamente.

5.2.2.55.2.2.55.2.2.55.2.2.5 CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

Los resultados obtenidos a lo largo de la optimización económica muestran que el

acoplamiento de los equipos de producción de hidrógeno para el almacenamiento de

energía no resultan ser una inversión rentable desde el punto de vista económico. Esto se

debe fundamentalmente al elevado coste de adquisición que tienen estos equipos, y en

segundo lugar a los costes de operación y mantenimiento que son excesivamente elevados

para un año de operación.

Estos altos costes hacen que el aporte extra que produce esta tecnología al

beneficio anual de la venta de energía se vea minado por los costes de operación y

mantenimiento de los equipos, a la vez que la inversión inicial se hace inviable.

En cifras económicas, para un año de operación, la instalación energéticamente

óptima produce un aumento en los ingresos anuales de la venta de energía de 35.602,72€,

mientras que debido a los altos costes de operación y mantenimiento de los equipos de

la instalación híbrida, el aumento en el flujo de caja anual es únicamente de 13.802,72€

anuales. Este escaso aumento de los beneficios anuales hace que la inversión económica

inicial no se compense con el aporte extra de ganancias de la hibridación. Estos datos

económicos se muestran en la siguiente tabla:

INSTALACIÓN SIMPLE INSTALACIÓN

HÍBRIDA ÓPTIMA DIFERENCIA

INGRESOS VENTA ENERGÍA, € 40.458,11 76.060,83 35.602,72

COSTES O&M ANUALES, € -2.000 -23.800 -21.800

FLUJO DE CAJA ANUAL, € 38.458,11 52.260,83 13.802,72

TablaTablaTablaTabla 5.13: Tabla 5.13: Tabla 5.13: Tabla 5.13: Tabla comparativa de los datos económicos anuales entre el caso base y la comparativa de los datos económicos anuales entre el caso base y la comparativa de los datos económicos anuales entre el caso base y la comparativa de los datos económicos anuales entre el caso base y la instalación energéticamente óptimainstalación energéticamente óptimainstalación energéticamente óptimainstalación energéticamente óptima


90

A partir de esta instalación, a medida que se disminuye el tamaño de los equipos

para disminuir la inversión inicial, también disminuirá el ajuste entre la producción y la

demanda, aumentando el exceso de energía del aerogenerador y la energía no servida a

la red, por lo que los beneficios de la venta de energía cada vez serán menores, no

llegando nunca a compensarse los costes de adquisición con los beneficios anuales

producidos por los equipos de producción de hidrógeno.

También es importante destacar que al ser este tipo de equipos una tecnología

innovadora, no se está aplicando una economía de escala al precio de fabricación de

éstos. Si bien se ha tomado que el precio de fabricación de los equipos es directamente

proporcional a su tamaño (bien sean kW o kg), a medida que esta tecnología se afiance

en el mercado, se podría aplicar una economía de escala a la fabricación de los equipos,

lo cual reduciría los costes de adquisición en tamaños elevados.

Ahora bien, si se estudian más detenidamente los datos energéticos que comparan

la instalación simple del aerogenerador con la instalación híbrida que proporciona el

óptimo energético, se puede ver en la tabla 5.7, la cual se vuelve a mostrar a

continuación, que el mayor desajuste energético entre producción y demanda se produce

por el exceso de energía del aerogenerador que no se puede aprovechar por estar fuera

de la energía contratada, y no por la energía no servida a la red.

INSTALACIÓN SIMPLE INSTALACIÓN HÍBRIDA ÓPTIMA

ENERGÍA SERVIDA, kWh 835.672 (80,11%) 998.552 (95,72%)

EXCESO DE ENERGÍA, kWh 995.052 995.052 995.052 995.052 (54,35%) 91.857 (5,02%)

ENERGÍA NO SERVIDA, kWh 207.499 207.499 207.499 207.499 (19,89%) 44.618 (4,28%)

INGRESOS VENTA ENERGÍA, € 40.458,11 76.060,83

FLUJO DE CAJA ANUAL, € 38.458,11 52.260,83

TablaTablaTablaTabla 5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima5.7: Tabla comparativa entre el caso base y la instalación óptima

Teniendo en cuenta estos datos, surge como propuesta para convertir la

hibridación en una inversión más interesante económicamente, hacer una modificación de

ésta para convertirla en una instalación hidrogenera. Así, en los momentos en los que el


91

aerogenerador esté produciendo más energía de la que puede absorber la red, el

electrolizador entrará en funcionamiento, pasando el hidrógeno al equipo de

almacenamiento para su venta directa posterior.

Con esta modificación, se consiguen eliminar los costes de adquisición de la pila

de combustible y aumentar los ingresos anuales mediante la venta del hidrógeno

producido.

5.35.35.35.3 INSTALACIÓN HIDROGENERAINSTALACIÓN HIDROGENERAINSTALACIÓN HIDROGENERAINSTALACIÓN HIDROGENERA

Una hidrogenera es una estación de servicio que dispensa hidrógeno, ya sea en

pilas de combustible o como materia prima.

Se trata de un concepto relativamente nuevo, dado que las pilas de hidrógeno

parecen ser una fuente de energía alternativa al petróleo. Con ellas se pretende buscar

una sustitución al gasóleo o la gasolina, la idea es que las estaciones de servicio puedan

surtirse de hidrógeno en hidrogeneras.

FiguraFiguraFiguraFigura 5.17: Estación de servicio hidrogenera5.17: Estación de servicio hidrogenera5.17: Estación de servicio hidrogenera5.17: Estación de servicio hidrogenera


92

La implantación y puesta en funcionamiento de una instalación que distribuya

hidrógeno, ya sea en forma gaseosa o licuado, de forma comercial constituye un hito

tecnológico. Este hecho lo constata el número actual de estaciones de H2, el cual no

supera los 140, aunque se asegura una rápida expansión de estas instalaciones. Por lo

tanto, toda instalación de este tipo se convierte automáticamente en una “planta piloto” o

un “demostrador de tecnología”.

A lo largo de los siguientes apartados, se tratará de encontrar un punto de

inflexión en el que esta tecnología pase de ser un “demostrador de tecnología” a una

inversión atrayente para el gestor del parque eólico. Para ello, se analizará el punto de

partida del precio de venta del hidrógeno en la estación de servicio para que ésta no solo

sea un proyecto de investigación, sino que suponga un aporte económico a la instalación

eólica.

5.3.15.3.15.3.15.3.1 ESQUEMA DE OPERACIÓNESQUEMA DE OPERACIÓNESQUEMA DE OPERACIÓNESQUEMA DE OPERACIÓN

El esquema de funcionamiento de este tipo de instalaciones se compone del

aerogenerador al que se acopla un electrolizador y un depósito de almacenamiento de

hidrógeno. Este hidrógeno se introducirá comercialmente en una estación de servicio.

En la siguiente imagen se puede ver el esquema de una hidrogenera que produce

hidrógeno a partir de energía eólica:


93

FiguraFiguraFiguraFigura 5.18: Esquema de funcionamiento de una hidrogenera5.18: Esquema de funcionamiento de una hidrogenera5.18: Esquema de funcionamiento de una hidrogenera5.18: Esquema de funcionamiento de una hidrogenera

El modo de operación de esta instalación será el siguiente:

• Cuando la producción del aerogenerador sea superior a la demanda de la

red, entrará en funcionamiento el electrolizador, siempre que se supere su

potencia mínima de operación. En este caso no existe la restricción sobre

el nivel de llenado del tanque de H2, ya que al ser una estación de

servicio, éste estará en continuo llenado y vaciado, por lo que

supondremos para la simulación que siempre hay espacio para que el

electrolizador descargue el hidrógeno generado.

• En esta ocasión, cuando la energía generada por el aerogenerador no sea

suficiente para abastecer la demanda, directamente incurriremos en los

costes de penalización, ya que no existe pila de combustible que genere

energía eléctrica en los períodos de baja producción.

Para estudiar esta instalación y hallar el precio de venta del hidrógeno producido

que haga rentable la instalación, se va a partir de datos obtenidos en simulaciones


94

previas. Con el fin de optimizar esta instalación energéticamente, ya que los desvíos

negativos (momentos en que el aerogenerador no es capaz de abastecer la demanda) no

van a poder ser compensados, se va a intentar aprovechar al máximo los desvíos positivos

(momentos en que el aerogenerador produce más energía de la que se demanda). El

electrolizador que permite esto, será el que produjo el óptimo energético en el caso

estudiado anteriormente, es decir, un electrolizador de 500 kW.

A la hora de seleccionar el depósito de almacenamiento de H2, para que éste

soporte toda la capacidad de producción del electrolizador, no es necesario instalar el

tamaño encontrado que producía el óptimo energético, ya que ahora el depósito va a

estar continuamente llenándose y vaciándose, mientras que anteriormente solo se vaciaba

cuando la pila de combustible entraba en funcionamiento, lo cual hacía con una frecuencia

inferior a la que se va a tener ahora de suministro. Por tanto, se va a elegir un tamaño

suficientemente grande para tener capacidad de almacenamiento pero el cual tenga unos

costes de adquisición menores de los que tenía el depósito de la instalación óptima. El

tamaño considerado para esta instalación es de 500 kg.

Resumiendo, para implementar la instalación en la herramienta de simulación

HOMER, los equipos de los que va a constar son:

• Aerogenerador G52 de 850 kW

• Electrolizador de 500 kW

• Depósito de almacenamiento de 500 kg

• Los datos de velocidad de viento real y predicha serán los mismos que en

las simulaciones anteriores.

El esquema de operación del programa es el siguiente:


Figura Figura Figura Figura 5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica

5.3.25.3.25.3.25.3.2 RESULTADRESULTADRESULTADRESULTADOS DE LA SIMULACIÓNOS DE LA SIMULACIÓNOS DE LA SIMULACIÓNOS DE LA SIMULACIÓN

Para llevar a cabo el estudio que se quiere realizar con esta instalación, se debe

hacer un análisis inverso al realizado en apartados anteriores. Ahora, partiendo de la

inversión inicial que supone el acoplamiento de la estación de ser

el flujo de caja que debemos tener cada año, con una vida útil de la instalación de 15

años, para que el VAN de la inversión sea cero. Cualqu

a éste, asegurará que con esta instalación

que se comienzan a obtener beneficios económicos.


5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica

hidrógeno para la producción de Hhidrógeno para la producción de Hhidrógeno para la producción de Hhidrógeno para la producción de H2222

OS DE LA SIMULACIÓNOS DE LA SIMULACIÓNOS DE LA SIMULACIÓNOS DE LA SIMULACIÓN



inversión inicial que supone el acoplamiento de la estación de servicio de H


años, para que el VAN de la inversión sea cero. Cualquier flujo de caja

asegurará que con esta instalación no solo se recupera el capita

a obtener beneficios económicos.


95

5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica5.19: Esquema de simulación de HOMER para una instalación híbrida eólica----



vicio de H2, se calculará


ier flujo de caja obtenido superior

el capital invertido, sino


96

INVERSIÓN INICIALINVERSIÓN INICIALINVERSIÓN INICIALINVERSIÓN INICIAL 1.900.000 €

Electrolizador de 500 kWElectrolizador de 500 kWElectrolizador de 500 kWElectrolizador de 500 kW 833.500 €

Depósito de almacenamiento de 500 kgDepósito de almacenamiento de 500 kgDepósito de almacenamiento de 500 kgDepósito de almacenamiento de 500 kg 266.500 €

Dispensador de HDispensador de HDispensador de HDispensador de H2222 200.000 €

TablaTablaTablaTabla 5.14: Inversión inicial de la instalación hidrogenera5.14: Inversión inicial de la instalación hidrogenera5.14: Inversión inicial de la instalación hidrogenera5.14: Inversión inicial de la instalación hidrogenera

Con esta inversión inicial, el flujo de fondos cada año de operación de la

instalación para que ésta comience a dar beneficios sería:

PeríodoPeríodoPeríodoPeríodo Flujo de FondosFlujo de FondosFlujo de FondosFlujo de Fondos 0 -1300000 1 171.000 2 171.000 3 171.000 4 171.000 5 171.000 6 171.000 7 171.000 8 171.000 9 171.000

10 171.000 11 171.000 12 171.000 13 171.000 14 171.000 15 171.000

VAN € 0,00

TablaTablaTablaTabla 5.15: Flujo de fondos y VAN para la instalación hidrogenera5.15: Flujo de fondos y VAN para la instalación hidrogenera5.15: Flujo de fondos y VAN para la instalación hidrogenera5.15: Flujo de fondos y VAN para la instalación hidrogenera

Es decir, si cada uno de los 15 años de operación de la planta se ingresaran

171.000 € netos, la instalación comenzaría a ser rentable. Con este dato, se realizará un

balance de fondos entrantes y salientes de caja para hallar qué precio debe tener el kg

de H2 vendido para obtener este valor.


97

La estación de servicio de H2 es una parte integrada con el aerogenerador, pero

no debemos olvidar que el principal fin de la instalación eólica es la venta de energía a la

red eléctrica mediante la energía contratada. Por ello, a parte de la venta de H2, se

obtendrán beneficios de la venta de energía, al igual que se incurrirá en una serie de

penalizaciones por los desvíos de la producción de energía. A continuación se presenta el

balance de energía obtenido mediante un año de operación:

kWh ANUAL

DEMANDA DE LA RED 1.043.170

ENERGÍA PRODUCIDA POR EL AEROGENERADOR 1.830.723

ENERGÍA CONSUMIDA POR EL ELECTROLIZADOR 812.875

EXCESO DE ENERGÍA 91.857

ENERGÍA SERVIDA 835.672

ENERGÍA NO SERVIDA 207.499

HIDRÓGENO PRODUCIDO 17.517 (kg anuales)

TablaTablaTablaTabla 5.16: Datos energéticos anuales de la instalación hidrogenera5.16: Datos energéticos anuales de la instalación hidrogenera5.16: Datos energéticos anuales de la instalación hidrogenera5.16: Datos energéticos anuales de la instalación hidrogenera

El flujo de caja de cada año de operación de la planta, se compondrá por tanto

de:

ENERGÍA (kWh ANUAL) INGRESOS (€)

ENERGÍA SERVIDA 835.672 66.088,3

EXCESO DE ENERGÍA 91.857 -1.957,8

ENERGÍA NO SERVIDA 207.499 -4.422,4

COSTES O&M AEROGENERADOR - -2.000

COSTES O&M ELECTROLIZADOR - -9.500

COSTES O&M DEPÓSITO - -300

FLUJO DE CAJA ANUAL SIN LA VENTA DE H2 47.908,1

TablaTablaTablaTabla 5.17: Datos económicos anuales de la instalación hidrogenera5.17: Datos económicos anuales de la instalación hidrogenera5.17: Datos económicos anuales de la instalación hidrogenera5.17: Datos económicos anuales de la instalación hidrogenera


98

Este flujo de caja anual no incluye los ingresos por la venta directa de H2 en la

estación de servicio, por lo que se tendrá que llegar al mínimo flujo anual con el aporte

económico de esta venta.

FLUJO DE CAJA ANUAL REQUERIDO 171.000 €

FLUJO DE CAJA ANUAL SIN LA VENTA DE H2 47.908,1 €

INGRESOS NECESARIOS DE LA VENTA DE H2 123.091,9 €

KG DE H2 PRODUCIDOS ANUALMENTE 17.517 kg

PRECIO UNITARIO DE VENTA DEL H2 (uds másicas) 7,03 €/kg H2

PRECIO UNITARIO DE VENTA DEL H2 (uds volumétricas) 0,625€/Nm3 de H2

TablaTablaTablaTabla 5.18: Resultados para el precio de venta requerido del H5.18: Resultados para el precio de venta requerido del H5.18: Resultados para el precio de venta requerido del H5.18: Resultados para el precio de venta requerido del H2222

No se puede comparar este precio con el del gasóleo o la gasolina, 1 kg de

hidrógeno no corresponde con un litro de gasolina ya que un coche de hidrógeno puede

recorrer más de 100 kilómetros con 1 kg de hidrógeno (Global Hydrogen Inc.).

Liennemann realizó un estudio donde se analiza detalladamente el coste de

producción de hidrógeno a partir de energía eólica. La planta piloto que es objeto de

estudio, consta de un aerogenerador de 1,5 MW, un electrolizador con una producción de

60 Nm3/h y almacenamiento de H2 en un tanque presurizado a 350 bar. El estudio se

divide en cuatro secciones con el fin de determinar el costo promedio de hidrógeno en

cada paso del proceso de manera bien definida. Esto abre la posibilidad de comparar las

diferentes etapas en el proceso de obtención del hidrógeno para integrarlas en diferentes

formas de suministro.

Finalmente, se obtiene el precio de producción del hidrógeno, diferenciándolo entre

hidrógeno producido en la planta piloto descrita anteriormente y el precio que se tendría

para la producción de hidrógeno a gran escala. Estos precios obtenidos son:


99

PRECIO DEL H2 PRODUCIDO EN LA PLANTA PILOTO 2,92 €/Nm3

PRECIO DEL H2 PRODUCIDO A GRAN ESCALA 1,25 €/Nm3

TablaTablaTablaTabla 5.19: Precio de venta del H5.19: Precio de venta del H5.19: Precio de venta del H5.19: Precio de venta del H2222 obtenido por Liennemannobtenido por Liennemannobtenido por Liennemannobtenido por Liennemann

La diferencia entre el precio hallado por Liennemann y el precio calculado en este

proyecto se basa en que aquí se ha realizado un cálculo simplificado del proceso de

obtención del hidrógeno, sin tener en cuenta sistemas de distribución, tuberías, cableado,

etc. mientras que el estudio de Liennemann detalla todos los aspectos del proceso.


100

6.6.6.6. CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

El presente proyecto surge por el incipiente crecimiento de la energía eólica y el

almacenamiento con hidrógeno como vector energético como posible solución para mejorar

la calidad en el servicio de la energía producida por los aerogeneradores. Es en este

sentido en el que se estudia acoplar un sistema de almacenamiento de energía en

hidrógeno, para el cual se analiza la combinación óptima de equipos para alcanzar el

mejor acoplamiento entre producción y demanda.

Partiendo de un aerogenerador existente del modelo G52 de la marca comercial

Gamesa, se plantea acoplar un electrolizador para la producción de H2 a partir de la

energía sobrante del aerogenerador, un depósito para almacenar este hidrógeno producido,

y una pila de combustible para transformar el hidrógeno almacenador en energía eléctrica

cuando el sistema así lo demande y el aerogenerador no sea capaz de producirla.

El objetivo principal de este proyecto es encontrar la combinación de los equipos

anteriores que consigan un mayor ajuste entre producción y demanda de energía, para lo

cual se hace necesario realizar simulaciones mediante programas informáticos que faciliten

esta tarea. Las herramientas de simulación que se plantea analizar serán de libre uso y

distribución, realizando paralelamente al objetivo fundamental del proyecto otro análisis, el

de encontrar una buena herramienta informática que permita realizar simulaciones de

instalaciones híbridas de energía eólica con almacenamiento de energía en hidrógeno.

Para llevar a cabo este objetivo, las herramientas de libre distribución que han sido

empleadas son HOMER y HOGA. Ambas, presentan interfaces de simulación similares,

cómodas e intuitivas para el usuario, si bien, HOMER se desarrolla en inglés y HOGA en

español. Sin embargo, una vez introducidos los datos en el programa, HOMER tiene

tiempos de computación muy inferiores a los de HOGA, permitiendo además el primero, un

espacio de análisis más amplio que el segundo (con esto nos referimos a los distintos

tamaños de cada equipo que se introducen para hallar el óptimo de la instalación).

A la hora de hallar el óptimo energético de la instalación, HOGA presentó

problemas con el espacio de simulación, por lo que el análisis con esta herramienta es

mucho más limitado que con HOMER. Por este motivo, dado los diversos fallos que


101

presentó HOGA, todas las simulaciones pasaron a ser realizadas con la otra herramienta

de simulación.

Los análisis energéticos del sistema híbrido con HOMER obtuvieron como solución

que con la siguiente combinación de equipos se obtiene un ajuste entre producción y

demanda muy cercano al ideal:




Si se disminuye el tamaño de estos equipos, el ajuste es cada vez peor,

obteniéndose una mayor cantidad de energía no aprovechada del aerogenerador y de

energía no servida a la red. Por otro lado, si se aumenta el tamaño de los equipos, el

ajuste entre producción y demanda no mejora significativamente. Es por ello, que se puede

concluir que estos son los tamaños que proporcionan el óptimo energético al sistema.

Si ahora se analiza económicamente la instalación, se observa que con los precios

actuales que existen de este tipo de equipos, la inversión inicial resulta tan elevada que

mina el beneficio conseguido con el almacenamiento de energía. Por ello, se plantea

analizar disminuir el tamaño de cada equipo para reducir la inversión inicial y observar si

se consigue con esto que la instalación resulte rentable.

De este análisis se obtiene como conclusión que el equipo que menor influencia

tiene en la rentabilidad de la inversión es el electrolizador y el que más puede cambiar

los resultados al disminuir su tamaño es el depósito de almacenamiento.

Esto es así debido a que el electrolizador es el equipo principal que convierte la

energía sobrante del aerogenerador en hidrógeno. Si se disminuye el tamaño de éste,

tanto el depósito de almacenamiento como la pila de combustible, no dispondrán de

hidrógeno para trabajar. Sin embargo, al disminuir el tamaño del depósito, y mantener los

demás equipos igual, éste se mantendrá prácticamente lleno, pero siempre se dispondrá de

hidrógeno para convertirlo en energía eléctrica. Al igual pasa con la pila de combustible, al

hacerla más pequeña, se podrá verter a la red menor volumen de energía por parte de

ésta, pero los excesos de energía serán absorbidos por los otros dos equipos. Además, del

estudio del balance de energía del caso base, se obtiene que el mayor desajuste entre


102

producción y demanda se produce por exceso de energía del aerogenerador que la red no

demanda y no por defecto de energía servida a la red.

Figura Figura Figura Figura 6.1: Líneas de tendencia del tamaño de los equipos frente al VAN de la inversión6.1: Líneas de tendencia del tamaño de los equipos frente al VAN de la inversión6.1: Líneas de tendencia del tamaño de los equipos frente al VAN de la inversión6.1: Líneas de tendencia del tamaño de los equipos frente al VAN de la inversión

Del análisis económico de la instalación híbrida se puede concluir finalmente que

con los precios existentes de los equipos que componen el sistema de almacenamiento de

hidrógeno no se puede conseguir una instalación rentable. Si bien se puede llegar a tener

una instalación híbrida óptima energéticamente sin exceso de energía desaprovechado en

el aerogenerador ni energía no servida a la red, dada la situación actual en la que nos

encontramos, con una tecnología todavía en desarrollo, sin precios de producción a gran

escala que abaraten los costos iniciales de la inversión, el tipo de instalación que se está

estudiando no se presenta como una inversión viable económicamente.

Como alternativa, dados los altos costos de inversión de los equipos, se plantea

eliminar la pila de combustible de la instalación y vender directamente el hidrógeno

producido en el electrolizador en una estación de servicio de hidrógeno, denominada como

“hidrogenera”.

-4.500.000,00

-4.000.000,00

-3.500.000,00

-3.000.000,00

-2.500.000,00

-2.000.000,00

-1.500.000,000 1000 2000 3000 4000

VA

N

Tamaño de los equipos

Electrolizador(KW)

Pila de combustible(KW)

Depósito(kg)


103

Los resultados obtenidos para este sistema son más viables económicamente que

en el caso anterior. Energéticamente, esta instalación absorberá prácticamente todo el

exceso de energía del aerogenerador si acoplamos un electrolizador de 500 KW, sin

embargo, los defectos de energía servida a la red no serán en este caso eliminados.

Se plantea entonces hallar el precio del hidrógeno que convierta este sistema en

una inversión rentable. El precio obtenido es de 7,03 €/kg de H2. Aunque todavía es un

precio elevado para que se convierta en una alternativa a los combustibles fósiles, esta

tecnología está siendo todavía desarrollada, lo que augura que en un futuro estos costes

disminuirán y la tecnología del hidrógeno se convertirá en una tecnología competente.

Por último, para sintetizar todo lo expuesto anteriormente, se resumen a

continuación las principales conclusiones obtenidas del desarrollo de este proyecto:

1) Las herramientas de simulación de sistemas de energía híbridos de libre

distribución actuales son una buena solución para realizar balances energéticos

de la instalación, pero deberían seguir desarrollándose en los aspectos

económicos para poder realizar una optimización económica más ajustada a la

realidad. Estas mejoras podrían centrarse en incluir aspectos como primas y

penalizaciones en el precio de venta de la energía.

2) Si se comparan los dos programas de simulación empleados, HOMER resulta ser

una herramienta mucho más potente que HOGA para poder analizar un espacio

más amplio de optimización.

3) Los sistemas híbridos de energía eólica con almacenamiento con hidrógeno

pueden ser una solución viable para los problemas energéticos que presenta la

energía eólica al conseguir el almacenamiento necesario de energía. Sin

embargo, actualmente no resultan ser una solución viable económicamente

dados los elevados precios de estos equipos.

Opt.económica y Energética Sistema Eólica-hidrógeno

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