Integración de energías renovables no convencionales tipo solar fotovoltaico y eólico con electrolizadores en sistemas on-grid para la generación de electricidad e hidrógeno verde en la región de Valparaíso

Abstract

La transición hacia fuentes de energías renovables y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero son desafíos cruciales para combatir el cambio climático. En este contexto, la integración de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) con sistemas de producción y almacenamiento de hidrógeno verde representa una solución prometedora. Este estudio evalúa la viabilidad técnica y económica de la integración de tecnologías solares fotovoltaicas y eólicas con electrolizadores para la producción de electricidad e hidrógeno verde en la región de Valparaíso, Chile. La investigación se enfoca en cinco localidades clave dentro de la región: San Antonio, Concón, Los Andes, San Felipe y La Ligua. Estas ubicaciones fueron seleccionadas para capturar la diversidad geográfica y climática de la zona, abarcando áreas costeras, valles interiores y zonas precordilleranas. El estudio utiliza datos de radiación solar, velocidad del viento y características climáticas específicas de cada ubicación, obtenidos a través del Explorador Solar, una herramienta desarrollada por el Ministerio de Energía de Chile. La metodología empleada se basa en el desarrollo de un modelo computacional que simula el funcionamiento de sistemas híbridos de generación energética. Este modelo, im- plementados en Python, incorpora ecuaciones para calcular la producción de energía solar y eólica, así como la generación de hidrógeno mediante electrólisis. Se evaluaron diver- sas configuraciones de sistemas, variando parámetros como el tipo y cantidad de paneles solares, turbinas eólicas, electrolizadores y celdas de combustible. El estudio analiza ocho configuraciones principales, denominadas A-1 a A-5 y B-1, B-3 y B-5, que difieren en la combinación de tecnologías y capacidades instaladas. Estas confi- guraciones fueron diseñadas para plantas con capacidades totales de 29 (MW) a 35 (MW), incorporando variaciones en el tipo de paneles solares (monocristalinos vs policristalinos), capacidad de las turbinas eólicas (3.45 MW a 4.2 MW), y tipos de electrolizadores y celdas de combustible (PEM vs alcalinos). Los resultados del análisis técnico-económico revelan diferencias en el rendimiento de las distintas configuraciones según su ubicación. La configuración A-5 en Concón emergió como la opción más eficiente y económicamente viable, con un Valor Actual Neto (VAN) de 24,2 millones USD y una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 14,5 %. Esta configuración, que utiliza paneles solares monocristalinos y turbinas eólicas de 3.45 (MW), demostró una complementariedad óptima entre la generación solar y eólica, resultando en una produc- ción de energía más estable y constante a lo largo del día y del año. En contraste, la configuración B-1 en San Antonio presentó los resultados menos favorables, con un VAN negativo de −18,6 millones USD y un TIR de apenas el 4 %. Este bajo rendimiento se atribuyó principalmente a una mayor dependencia de la energía solar (utilizando paneles policristalinos menos eficientes) y una menor capacidad de aprovechamiento de los recursos eólicos disponibles.

The transition towards renewable energy sources and reducing greenhouse gas emis- sions are crucial challenges in combating climate change. In this context, integrating Non- Conventional Renewable Energy (NCRE) with green hydrogen production and storage systems represents a promising solution. This study evaluates the technical and economic feasibility of integrating photovoltaic solar and wind technologies with electrolyzers for the production of electricity and green hydrogen in the Valparaíso region, Chile. The research focuses on five key locations within the region: San Antonio, Concón, Los Andes, San Felipe, and La Ligua. These locations were selected to capture the geographical and climatic diversity of the area, covering coastal areas, interior valleys, and pre-Andean zones. The study uses data on solar radiation, wind speed, and specific climatic charac- teristics for each location, obtained through the Solar Explorer, a tool developed by the Chilean Ministry of Energy. The methodology employed is based on the development of computational models that simulate the operation of hybrid energy generation systems. These models, implemented in Python, incorporate equations to calculate solar and wind energy production, as well as hydrogen generation through electrolysis. Various system configurations were evaluated, varying parameters such as the type and number of solar panels, wind turbines, electroly- zers, and fuel cells. The study analyzes eight main configurations, designated A-1 to A-5 and B-1, B-3, and B-5, which differ in the combination of technologies and installed capacities. These configurations were designed for plants with total capacities of 29 (MW), 31.5 (MW), and 35 (MW), incorporating variations in the type of solar panels (monocrystalline vs polycrystalline), wind turbine capacity (3.45 MW to 4.2 MW), and types of electrolyzers and fuel cells (PEM vs alkaline). The results of the technical-economic analysis reveal differences in the performance of the various configurations according to their location. Configuration A-5 in Concón emer- ged as the most efficient and economically viable option, with a Net Present Value (NPV) of 24,2 million USD and an Internal Rate of Return (IRR) of 14,5 %. This configuration, which uses monocrystalline solar panels and 3.45 (MW) wind turbines, demonstrated op- timal complementarity between solar and wind generation, resulting in more stable and constant energy production throughout the day and year. In contrast, configuration B-1 in San Antonio presented the least favorable results, with a negative NPV of −18,6 mi- llion USD and an IRR of only 4 %. This poor performance was mainly attributed to a greater dependence on solar energy (using less efficient polycrystalline panels) and a lower capacity to harness available wind resources.