Producción de Electricidad e Hidrógeno en Centrales Nucleares: Estrategias para laIntegración de Energías Renovables No Gestionables

Abstract

Este Trabajo de Fin de Máster analiza la viabilidad técnica, económica y ambiental de producir hidrógeno mediante electrólisis alimentada por energía nuclear en España, tomando como referencia la central de Almaraz (Cáceres), que cuenta con dos reactores en operación a largo plazo (LTO). La creciente penetración de energías renovables intermitentes ha provocado que las centrales nucleares se encuentren con restricciones debido a su rigidez operativa. El exceso de generación por parte de las energías renovables reduce los precios en el mercado y genera pérdidas para las centrales nucleares. Por ello, se plantea integrar electrolizadores con centrales nucleares para la generación de hidrógeno, aprovechando los excedentes eléctricos, mejorando la estabilidad del sistema y generando un vector energético clave para sectores difíciles de electrificar. Para desarrollar este trabajo se ha empleado el software HEEP de la Agencia Internacional de Energía Atómica, modelando tres configuraciones: un PWR en LTO con electrólisis alcalina, un PWR en LTO con electrólisis de alta temperatura (HTSE) y una nueva central Gen III+ con electrólisis alcalina. Además, se han evaluado distintos modelos de negocio: operación continua con un reactor, operación restringida a horas de excedentes y producción de hidrógeno con un subsidio de 0,5 €/kg H2. Los resultados muestran que la opción más competitiva corresponde al uso de un PWR en LTO con electrólisis alcalina, con un LCOH de 3,51 €/kg H2 y alcanza unos beneficios anuales de hasta 297 millones de euros, incluyendo la venta de electricidad a la red eléctrica y la venta de hidrógeno. En el sector ambiental, la sustitución de hidrógeno gris por rosa podría evitar hasta 1,5 millones de toneladas de CO₂ anuales. En conclusión, el trabajo confirma que el hidrógeno rosa puede ser competitivo si se aprovechan infraestructuras amortizadas, se utilizan tecnologías de electrólisis maduras y se implementan políticas de apoyo adecuadas.

This Master’s Thesis analyzes the technical, economic, and environmental feasibility of producing hydrogen through electrolysis powered by nuclear energy in Spain, taking as a reference the Almaraz nuclear power plant (Cáceres), which has two reactors in long-term operation (LTO). The growing penetration of intermittent renewable energies has led nuclear power plants to face restrictions due to their operational inflexibility. Excess renewable generation reduces market prices and results in financial losses for nuclear facilities. For this reason, the integration of electrolyzers with nuclear plants is proposed as a means to produce hydrogen, making use of the surplus electricity, improving system stability, and generating a key energy vector for hard-to-electrify sectors.

To carry out this project, the HEEP software developed by the International Atomic Energy Agency was employed, modeling three configurations: an LTO PWR with alkaline electrolysis, an LTO PWR with high-temperature steam electrolysis (HTSE), and a new Gen III+ plant with alkaline electrolysis. In addition, different business models were evaluated: continuous operation with one reactor, operation limited to surplus hours, and hydrogen production with a subsidy of €0,5/kg H₂.

The results show that the most competitive option corresponds to the use of an LTO PWR with alkaline electrolysis, achieving an LCOH of €3,51/kg H₂ and annual profits of up to €297 million, including both electricity sales to the grid and hydrogen sales. From an environmental perspective, the replacement of grey hydrogen with pink hydrogen could avoid up to 1,5 million tons of CO₂ per year. In conclusion, the thesis confirms that pink hydrogen can be competitive if amortized infrastructures are leveraged, mature electrolysis technologies are used, and adequate support policies are implemented.