Evaluación de alternativas de microcogeneración para una residencia utilizando hidrógeno verde

Abstract

In the context of the ongoing energy transition and economic decarbonization, renewable energy sources and hydrogen-based technologies are emerging as key alternatives to reduce fossil fuel dependence and mitigate greenhouse gas emissions. Among the various hydrogen production and utilization technologies, proton exchange membrane electrolyzers (PEMEL) and proton exchange membrane fuel cells (PEMFC) stand out for their versatility and low environmental impact, making them suitable for a range of applications, including the residential sector. The scientific literature suggests that conventional electric and thermal energy supply systems can be replaced by alternative energy schemes based on photovoltaic energy integrated with hydrogen production, storage, and utilization. This study presents sizing calculations and a cost analysis of components for an off-grid residential micro-cogeneration system according to three alternatives: (i) a baseline system using photovoltaic panels and a solar water heater, (ii) a system with a PEMFC fuel cell and hydrogen storage in pressurized tanks with external hydrogen supply and use of residual heat for water heating, and (iii) a system integrating an electrolyzer and a PEMFC fuel cell for producing, storing and utilize hydrogen internally also with heat recovery for water heating . The first step was to build a power load profile for a high-income household located in a city of central Mexico. The load profile was constructed by itemizing the electrical appliances with the rated power and the expected hours of operation. Afterwards, energy models were developed for the sizing process, based on data from scientific literature and technical datasheets of the components available in the energy market. Finally, an economic model was then developed and implemented to estimate the cost of energy (LCOE) for each system, considering current capital costs, market prices for electricity and hydrogen, and the operational lifespan of system components. The results indicate that the capital cost for the baseline systems is US$8,788 with a LCOE of US$1.51, the system with PEMFC with external hydrogen supply has a capital cost of US$51,990 and a LCOE of US$ 0.90 and the third alternative having an estimation of US$254,743 for capital cost and cost of energy of US$2.46. Among the three alternatives analyzed, the second configuration featuring a PEMFC fuel cell with hydrogen storage in pressurized tanks offers the greatest economic viability.

En el contexto actual de transición energética y descarbonización, la adopción de energías renovables y tecnologías basadas en hidrógeno emergen como una solución esencial para mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero y reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Dentro de estas tecnologías, los electrolizadores y las pilas de combustible de membrana de intercambio protónico (PEMFC) destacan por su versatilidad y bajo impacto ambiental, siendo alternativas viables para la generación de energía eléctrica y térmica en el sector residencial. El presente estudio presenta los cálculos de dimensionamiento y un análisis económico exhaustivo de los componentes de un sistema de micro cogeneración aislado, evaluando su rentabilidad frente al suministro energético convencional. La metodología se centra en tres casos de estudio autónomos: (i) un sistema basado en paneles y calentador solar, (ii) un sistema compuesto por una pila de combustible PEMFC y tanques de hidrógeno, (iii) un sistema integrado por un electrolizador y una pila de combustible PEMFC. Para el dimensionado se desarrollaron modelos energéticos utilizando datos disponibles en la literatura y fichas técnicas de los componentes, mientras que los análisis económicos se basaron en precios reales de venta en el mercado. Se comparó el Costo de la Generación de Energía (LCOE) entre los tres sistemas autónomos, ponderando estos costos con los de un sistema basado en la red eléctrica. Los resultados obtenidos indican que, de los tres casos de estudio analizados, el sistema compuesto por una pila de combustible y tanques de hidrógeno es el más viable al considerarse los parámetros de rentabilidad del sistema. Los resultados indican que el costo capital para el sistema base es de $8,788 US con un costo de energía (LCOE) de $1.51 $/kWh. El sistema con PEMFC y suministro externo de hidrógeno presenta un costo capital de $51,990 US y un LCOE de 0.90 $/kWh. La tercera alternativa tiene una estimación de costo capital de $254,743 US y un costo de energía de 2.46 $/kWh. Entre las tres alternativas analizadas, la segunda configuración, que incorpora una celda de combustible PEMFC con almacenamiento de hidrógeno en tanques presurizados, ofrece la mayor viabilidad económica.