Producción de hidrógeno bajo en carbono para flexibilizar la operación de centrales nuclear en extensión de vida

La Cátedra Fundación Repsol de Transición Energética, en colaboración con la Cátedra Rafel Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas, han publicado un nuevo artículo en el que abordan la producción de hidrógeno rosa como vía para dar flexibilidad a las centrales nucleares en extensión de vida (LTO). El estudio emplea datos del mercado eléctrico español entre el 11/03/2024 al 10/03/2025.

La idea es dividir conceptualmente una planta nuclear de 1 GW en dos unidades: una que produce electricidad (500 MW) de forma continua (factor de capacidad del 90%), independientemente del precio del mercado (Power Only Plant, POP) y otra que también funciona 24/7 pero cuando el mercado está por debajo de un precio umbral la electricidad la deriva a un electrolizador (Combined Hydrogen and Power, CHyP). Si el LCOH del hidrógeno producido es inferior al precio de mercado (IBHYX de 5,86 €/kg en el período estudiado), se genera una prima interna para la planta POP.

Se han valorado dos casos principales: el primero asume un LCOE para las LTO de 45 €/MWh (valor reportado por la IEA en varios casos internacionales) y el segundo uno de 65 €/MWh (acorde con los costes de las LTO actualmente en España). En el primer caso (IEA) se ha tomado un umbral de 85 €/MWh y en el segundo (España) de 65 €/MWh. Con el LCOE de 45 €/MWh el factor de capacidad del electrolizador llega al 45%, vendiendo la planta CHyP su electricidad a 118 €/MWh y produciendo 35,5 kt de hidrógeno al año, con un coste (LCOH) de 2,18 €/kg, lo que se refleja en la planta POP como una tarifa equivalente de 105 €/MWh. Con el LCOE de 65 €/MWh (representativo de España actualmente) el factor de capacidad del electrolizador alcanza el 33%, vendiendo la planta CHyP su electricidad a 108 €/MWh y produciendo 26 kt de hidrógeno al año, con un coste (LCOH) de 4,42 €/kg, viendo la planta POP una tarifa equivalente de 82 €/MWh.

En resumen, que tanto para los LCOEs habituales internacionalmente como para el existente en España la producción de hidrógeno con una planta LTO permite que ésta presente a la red una capacidad de 50% ó 100%, produzca hidrógeno con bajo LCOH y monetice la diferencia de este coste con el precio de mercado para aplicar una prima interna que permita superar los costes bajos del pool en horas de sobreoferta. Se puede ajustar esta prima interna para cubrir costes y aún vender el hidrógeno decarbonizado a precio inferior al del mercado.

Lamentablemente, se ha probado con LCOEs de 100 €/MWh, representativos de SMRs y plantas de Gen III occidentales y no resulta viable económicamente.

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