En la carrera por descarbonizar la industria, el hidrógeno verde se consolida como una de las soluciones más prometedoras. Sin embargo, su viabilidad económica depende de múltiples factores técnicos y energéticos que influyen directamente en el coste nivelado del hidrógeno (LCOH), que no es otra cosa que la métrica que define cual es el coste real del hidrógeno producido a lo largo de toda la vida útil de nuestra planta.
¿Cómo varía este coste según la ubicación, el precio de la electricidad o el diseño de la planta? En este artículo desglosamos las variables más determinantes del LCOH y mostramos, a través de nuestro modelo tecno-económico propio, cómo optimizar cada aspecto para aumentar la rentabilidad de los proyectos de hidrógeno verde por electrólisis.
¿Qué peso tiene el OPEX en el LCOH?
En los sistemas actuales de electrólisis, los costes operativos (OPEX) —con el consumo eléctrico como componente principal— representan entre el 60 % y el 75 % del coste nivelado del hidrógeno (LCOH).
Ilustración 1. Distribución efecto CAPEX y OPEX en el LCOH
Esta proporción convierte al precio de la electricidad en el factor más determinante de la viabilidad económica, muy por encima de la inversión inicial (CAPEX). Por ello, garantizar un suministro eléctrico competitivo y estable es la base para lograr un hidrógeno verde económicamente viable.
Ilustración 2. Efecto del coste eléctrico en el LCOH
En nuestro modelo tecno-económico, analizamos cómo varía el LCOH cuando se modifica únicamente el precio de la electricidad, manteniendo constantes el resto de los parámetros. El resultado es concluyente: un aumento de 10 €/MWh en el precio eléctrico incrementa el LCOH en torno a 0,5 €/kgH₂.
En otras palabras, duplicar el precio de la electricidad, por ejemplo, de 40 a 80 €/MWh, puede suponer prácticamente duplicar el coste del hidrógeno verde producido por electrólisis.
Esto subraya una realidad fundamental: el acceso a electricidad renovable barata y estable no es un aspecto secundario, sino el punto de partida para evaluar la viabilidad económica de cualquier proyecto de hidrógeno verde. Factores como la ubicación geográfica, el modelo de contratación eléctrica y la variabilidad horaria del precio son claves que deben analizarse desde la fase inicial de diseño.
Impacto del CAPEX en función de las horas de operación
Aunque el precio de la electricidad renovable es el principal factor del coste nivelado del hidrógeno (LCOH), la inversión inicial (CAPEX) del sistema de electrólisis gana protagonismo cuando el número de horas equivalentes de operación disminuye.
En estos casos, los costes fijos del equipo se reparten entre una menor producción anual de hidrógeno, lo que incrementa el coste por kilogramo. Por tanto, maximizar la utilización del electrolizador es esencial para mejorar la rentabilidad del sistema.
Ilustración 3. Dilución del CAPEX & OPEX en función de las horas de operación
Nuestro análisis indica que, cuando el electrolizador opera por debajo de 5000 horas al año, la inversión inicial (CAPEX) puede representar más del 35 % del coste nivelado del hidrógeno (LCOH). En cambio, si se superan las 7.000 horas equivalentes anuales, su peso se reduce por debajo del 20 %. Esta diferencia se debe a que los costes fijos se distribuyen entre una mayor producción de hidrógeno, mejorando la eficiencia económica del sistema. Para poner esta variación en contexto: con un LCOH base de 5 €/kgH₂, ese cambio del 15 % supone una diferencia de 0,75 €/kgH₂, un valor significativo al evaluar la competitividad del hidrógeno.
De este modo, no basta con instalar capacidad renovable; es fundamental que esta permita una operación continua y estable del electrolizador. El número de horas equivalentes es una métrica crítica en cualquier modelo de costes.
¿Por qué es clave el perfil horario renovable?
Para maximizar las horas equivalentes de operación del electrolizador, el perfil horario de generación renovable debe estar bien alineado con la demanda eléctrica del sistema de electrólisis.
Cuando la producción de energía solar o eólica no coincide con las necesidades del electrolizador, se disminuye la producción, tiene lugar una infrautilización de los activos y un aumento directo del coste nivelado del hidrógeno (LCOH). Por ello, un diseño energético bien ajustado al comportamiento temporal de los recursos renovables es clave para lograr tanto la eficiencia técnica como la rentabilidad económica del proyecto.
Ilustración 4. Complementariedad de parques
Este efecto se evidencia con claridad al comparar dos ubicaciones con la misma capacidad renovable instalada, pero con distintos perfiles horarios de generación.
A través de nuestro modelo de simulación tecno-económico, analizamos las horas equivalentes de operación del electrolizador alcanzadas en cada ubicación, lo que nos permitió cuantificar con precisión el impacto del recurso renovable local sobre el coste nivelado del hidrógeno (LCOH).
Ilustración 5. LCOH para un mismo proyecto en función de la ubicación
Aún disponiendo de la misma potencia renovable instalada, una diferencia de apenas 500 horas equivalentes al año puede traducirse en un aumento de hasta 0,5 €/kg en el coste nivelado del hidrógeno (LCOH), únicamente debido a un menor aprovechamiento del sistema.
Este resultado destaca la importancia de utilizar perfiles horarios reales de generación renovable en los modelos de simulación para poder evaluar con precisión la producción de hidrogeno.
Modelo tecno-económico horario: clave para diseñar una planta de hidrógeno rentable
Un modelo tecno-económico horario no es solo una herramienta de cálculo: es la base para el diseño técnico y financiero de una planta de hidrógeno verde eficiente.
Un modelo completo debe permitir:
- Analizar perfiles horarios reales de generación solar y eólica, adaptados a cada ubicación geográfica.
- Simular esquemas de suministro eléctrico: autoconsumo, PPA o híbridos.
- Simular la operación del electrolizador hora a hora, considerando su eficiencia y consumos auxiliares.
- Estimar la producción neta de hidrógeno con salidas horarias.
- Comparar ubicaciones, no solo por el recurso renovable, sino por variables técnicas críticas como las condiciones ambientales, que afectan, por ejemplo, a la necesidad de refrigeración del electrolizador, especialmente en climas cálidos.
Un buen modelo no solo estima el coste del hidrógeno: actúa como una herramienta integral de diseño energético, económico y operativo, capaz de orientar decisiones estratégicas como la ubicación óptima de la planta, el esquema de suministro eléctrico o el dimensionamiento del sistema de electrólisis.
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Desde AtlantHy somos expertos en modelar proyectos de hidrógeno para optimizar el LCOH. De hecho, hemos sido los asesores de MIBGAS en la creación del Índice de Precios del Hidrógeno Renovable en Iberia (IBHYX).
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