Es ampliamente reconocido actualmente que los procesos de generación de energía basados en combustibles fósiles generan un impacto significativo en la salud y el medio ambiente. Esto ocurre debido a que la quema de combustibles fósiles produce diversos contaminantes usualmente señalados como los principales responsables de una serie de problemas específicos relacionados con la salud humana, la formación de lluvia ácida, el efecto invernadero y el calentamiento global. Por lo tanto, la producción de energía en forma de hidrógeno a partir de agua involucrando solamente fuentes de energía renovables trae consigo ventajas significativas, pues la quema de hidrógeno en sistemas de generación de energía produce esencialmente agua (vapor) y nitrógeno (gas) como productos de combustión. Este método de producción de hidrógeno representa así una solución prometedora para alcanzar la ansiada sostenibilidad en términos energéticos. Para que este método sea generalizado y utilizado a escala industrial, hay sin embargo varios desafíos que necesitan ser previamente superados, incluyendo la baja eficiencia de los procesos y los altos costos asociados. Por lo tanto, en este trabajo, un prototipo de planta de producción de hidrógeno verde a partir de agua, usando radiación solar como fuente de energía primaria, fue diseñado, fabricado y testado. Más específicamente, el estado del arte relativo a la generación de hidrógeno verde basada en el uso de prototipos de planta de producción de hidrógeno fue inicialmente determinado. Seguidamente, el sistema de producción de hidrógeno a partir de agua, incluyendo el sistema PV, fue dimensionado. Luego, el prototipo de planta de producción de hidrógeno diseñado fue fabricado, ensamblado y testado. Finalmente, el referido prototipo de planta fue usado para caracterizar experimentalmente los sistemas electrolíticos utilizados, y para demostrar, vía la producción de hidrógeno verde, la factibilidad de producir energía limpia de manera eficiente. En particular, después de dimensionar los principales sistemas del prototipo de planta, este fue fabricado, ensamblado y testado. En particular, el sistema PV usado en la planta tiene una capacidad de producción eléctrica fotovoltaica equivalente a 1.32 kWp con un área de 7.76 m2 para cuatro (4) paneles fotovoltaicos conectados en paralelo. Asimismo, el sistema electrolítico de producción de hidrógeno, con objetivo de producción de 100 gramos por día, es modular y permite el uso de dos tipos de electrolizadores, PEM (proton exchange membrane) y alcalino. Los rangos de voltaje y corriente son, respectivamente, 18 V + 20% y 36 A para el primero, y 17 V + 20% y 23 A para el segundo. Una vez desarrollado el prototipo de planta de producción de hidrógeno, este fue inicialmente usado para caracterizar experimentalmente los sistemas electrolíticos utilizados. En particular, para las dos tecnologías de electrolizadores utilizadas aquí, PEM y alcalino, curvas características I-V (corriente-voltaje) fueron determinadas. La caracterización inicial de los sistemas electrolíticos permitió también identificar tanto la tecnología de electrolizador (PEM) como las condiciones de operación del prototipo de planta a ser utilizadas en la producción de hidrógeno verde. Estas condiciones incluyen un flujo volumétrico de la sustancia electrolítica equivalente a 1 l/m y una temperatura de operación del electrolizador de 40 °C. Empleando dos tipos de acoplamiento entre sistemas fotovoltaicos (PV) y electrolíticos (EL), directo e indirecto, el prototipo de planta de producción de hidrógeno desarrollado en este trabajo fue finalmente utilizado para generar hidrógeno verde. Los principales resultados obtenidos indican que la ubicación del punto de operación del sistema PV influencia de forma significativa la eficiencia global de la planta. De esta forma, las pérdidas de energía en el transporte de esta (~19.04%) pueden reducirse instalando ambos sistemas, PV y EL, lo más cercano posible uno del otro. Finalmente, respecto a las eficiencias obtenidas tanto para el electrolizador como para el sistema PV, estas son relativamente bajas. Más específicamente, los valores de eficiencia global de la planta obtenidos para el caso del acoplamiento directo están entre el 1.5% y 2%, y para el acoplamiento indirecto entre 2% al 5%. Dentro de las posibles causas de estas bajas eficiencias está la operación de planta en condiciones reales no controladas, ubicación de las instalaciones, y niveles de irradiancia variable. Es esperado que la implementación a escala industrial de plantas de producción de hidrógeno verde como las discutidas en este trabajo reduzca el impacto de los sistemas de generación de energía tanto en la salud como en el medio ambiente.

As part of the transition towards a fully sustainable energy system, green hydrogen shows great potential to decarbonise several hard-to-abate sectors. To provide the fossil-free electricity required for electrolysis, offshore wind power has emerged as a suggested option. In this report, four scenarios using different electrolyser placements and technologies are compared and applied in a 30-year case study considering a 1 GW offshore wind farm in the Baltic Sea. The scenarios are evaluated through the optimisation of electrolyser capacities, full system modelling and simulation, a techno-economic assessment, as well as a literature review of technological readiness, safety aspects and operational considerations. It is shown that a range of installed capacities offers only slight differences in levelised costs and that the optimal sizes to a large part depend on future electrolyser cost developments. A 1:1 sizing ratio between electrolyser capacity and maximum available power is not suggested for any of the studied configurations. Further, the simulations indicate that electrolyser inefficiencies constitute 63.2–68.5% of the total energy losses. Power transmission losses are relatively small due to the short transmission distance, while the power demands of several subsystems are nearly insignificant. Onshore H2 production using an alkaline electrolyser system is highlighted, offering the highest system efficiency and largest hydrogen production, at 55.93% and 2.23 Mton, respectively. This setup is further shown to be the most cost-efficient, offering a levelised cost of hydrogen at 3.15 €/kgH2. However, obstacles in the form of social and environmental concerns and regulations are seemingly larger compared to the scenarios using offshore electrolysis. Further, rapid future cost developments for electrolysers are likely to strengthen the case for offshore and PEM electrolyser configurations. A range of research opportunities are highlighted to fill the identified knowledge gaps and enable further insights. / Como parte de la transicion hacia un sistema energético totalmente sostenible, el hidrógeno verde muestra un gran potencial para descarbonizar varios sectores en los que es difíciles de conseguir. La energía eólica marina ha surgido como una opción para suministrar la electricidad libre de fósiles necesaria para la electrólisis. En este informe se comparan y aplican cuatro escenarios que utilizan diferentes ubicaciones y tecnologías de electrolizadores en un estudio de caso a 30 aoñs que considera un parque eólico marino de 1 GW en el Mar Báltico. Los escenarios se evalúan mediante una optimización de la capacidad de los electrolizadores, la modelización y simulación de todo el sistema, una revisión bibliográfica de la disponibilidad tecnológica, teniendo en cuenta los aspectos de seguridad y las consideraciones operativas. Se demuestra que una gama de capacidades instaladas ofrece sólo ligeras diferencias en los costes nivelados y que los tamaños óptimos dependen en gran medida de la evolución futura de los costes de los electrolizadores. No se recomienda una relación de tamaño de 1:1 entre entre la capacidad del electrolizador y la potencia máxima disponible. Además, las simulaciones indican que las ineficiencias del electrolizador constituyen entre el 63,2% y el 68,5% de las pérdidas totales de energía. Las pérdidas de transmisión de energía son relativamente pequeñas debido a la corta distancia de transmisión, mientras que las demandas de energía de varios subsistemas son casi insignificantes. Destaca la producción de H2 en tierra utilizando un sistema de electrolizador alcalino, que ofrece la mayor eficiencia del sistema y la mayor producción de hidrógeno, con un 55,93% y 2,23 Mton respectivamente. Además, este sistema es el más rentable, con un coste nivelado del hidrógeno de 3,15 €/kgH2. Sin embargo, los obstáculos sociales, medioambientales y normativos parecen ser mayores que en el caso de la electrólisis en alta mar. Además, es probable que la rápida evolución de los costes de los electrolizadores refuerce las configuraciones de electrolizadores marinos y PEM. Se destacan en el documento una serie de oportunidades de investigación con el fin de completar el estado del arte identificado.

As part of the transition towards a fully sustainable energy system, green hydrogen shows great potential to decarbonise several hard-to-abate sectors. To provide the fossil-free electricity required for electrolysis, offshore wind power has emerged as a suggested option. In this report, four scenarios using different electrolyser placements and technologies are compared and applied in a 30-year case study considering a 1 GW offshore wind farm in the Baltic Sea. The scenarios are evaluated through the optimisation of electrolyser capacities, full system modelling and simulation, a techno-economic assessment, as well as a literature review of technological readiness, safety aspects and operational considerations. It is shown that a range of installed capacities offers only slight differences in levelised costs and that the optimal sizes to a large part depend on future electrolyser cost developments. A 1:1 sizing ratio between electrolyser capacity and maximum available power is not suggested for any of the studied configurations. Further, the simulations indicate that electrolyser inefficiencies constitute 63.2–68.5% of the total energylosses. Power transmission losses are relatively small due to the short transmission distance, while the power demands of several subsystems are nearly insignificant. Onshore H2 production using an alkaline electrolyser system is highlighted, offering the highest system efficiency and largest hydrogen production, at 55.93% and 2.23 Mton, respectively. This setup is further shown to be the most cost-efficient, offering a levelised cost of hydrogen at 3.15 €/kgH2. However, obstacles in the form of social and environmental concerns and regulations are seemingly larger compared to the scenarios using offshore electrolysis. Further, rapid future cost developments for electrolysers are likely to strengthen the case for offshore and PEM electrolyser configurations. A range of research opportunities are highlighted to fill the identified knowledge gaps and enable further insights. / Como parte de la transición hacia un sistema energético totalmente sostenible, el hidrógeno verde muestra un gran potencial para descarbonizar varios sectores en los que es difíciles de conseguir. La energía eólica marina ha surgido como una opción para suministrar la electricidad libre de fósiles necesaria para la electrólisis. En este informe se comparan y aplican cuatro escenarios que utilizan diferentes ubicaciones y tecnologías de electrolizadores en un estudio de caso a 30 años que considera un parque eólico marino de 1 GW en el Mar Báltico. Los escenarios se evalúan mediante una optimización de la capacidad de los electrolizadores, la modelización y simulación de todo el sistema, una revisión bibliográfica de la disponibilidad tecnológica, teniendo en cuenta los aspectos de seguridad y las consideraciones operativas. Se demuestra que una gama de capacidades instaladas ofrece sólo ligeras diferencias en los costes nivelados y que los tamaños óptimos dependen en gran medida de la evolución futura de los costes de los electrolizadores. No se recomienda una relación de tamaño de 1:1 entre entre la capacidad del electrolizador y la potencia máxima disponible. Además, las simulaciones indican que las ineficiencias del electrolizador constituyen entre el 63,2% y el 68,5% de las pérdidas totales de energía. Las pérdidas de transmisión de energía son relativamente pequeñas debido a la corta distancia de transmisión, mientras que las demandas de energía de varios subsistemas son casi insignificantes. Destaca la producción de H2 en tierra utilizando un sistema de electrolizador alcalino, que ofrece la mayor eficiencia del sistema y la mayor producción de hidrógeno, con un 55,93% y 2,23 Mton respectivamente. Además, este sistema es el más rentable, con un coste nivelado del hidrógeno de 3,15 €/kgH2. Sin embargo, los obstáculos sociales, medioambientales y normativos parecen ser mayores que en el caso de la electrólisis en alta mar. Además, es probable que la rápida evolución de los costes de los electrolizadores refuerce las configuraciones de electrolizadores marinos y PEM. Se destacan en el documento una serie de oportunidades de investigacin ócon el fin de completar el estado del arte identificado.