Análisis tecno-económico de alternativas energéticas renovables marinas para una microrred aislada offshore basada en hidrógeno verde. Caso de Estudio: Plataforma offshore de PLOCAN.

Abstract

La presente tesis doctoral desarrolla un análisis tecno-económico exhaustivo de alternativas energéticas renovables marinas para la descarbonización de microrredes aisladas offshore, tomando como caso de estudio la Plataforma Offshore de la Plataforma Oceánica de Canarias (PLOCAN). La investigación parte de la premisa de que las infraestructuras marinas remotas, históricamente dependientes de generación eléctrica fósil mediante grupos electrógenos diésel, representan un desafío crítico para los objetivos de transición energética y mitigación del cambio climático, dada su operatividad en entornos de difícil acceso y conexión a redes eléctricas terrestres. El objetivo principal de este trabajo es diseñar, simular y validar un sistema energético híbrido que integre generación renovable en entorno marino con almacenamiento mediante baterías de ion-litio y producción de hidrógeno verde a través de un electrolizador. El hidrógeno producido se emplea como vector energético y medio de almacenamiento a largo plazo, facilitando la gestión de la intermitencia inherente de las fuentes renovables y asegurando la fiabilidad del suministro energético mediante su reconversión en electricidad en una pila de combustible. La metodología combina el uso de la herramienta de simulación HOMER Pro, ampliamente reconocida en la planificación de microrredes híbridas, con datos meteorológicos de alta resolución (MERRA-2 y POWER de NASA) para caracterizar con precisión el recurso solar y eólico disponible en el emplazamiento de PLOCAN. Además, se ha modelado la demanda energética específica de la plataforma, considerando sus patrones de ocupación intermitente y restricciones operativas, lo que aporta un elevado grado de realismo a las simulaciones. A través de diversas iteraciones, se evaluaron escenarios alternativos de configuración energética, incorporando limitaciones técnicas y espaciales. Asimismo, se contemplaron parámetros económicos como el coste neto actual (NPC), el coste nivelado vii de la energía (LCOE) y el coste nivelado del hidrógeno (LCOH), así como penalizaciones por emisiones contaminantes, integrando una perspectiva integral de sostenibilidad. Los resultados obtenidos demuestran la viabilidad técnica de alcanzar autonomía energética renovable en la plataforma mediante la hibridación de recursos renovables y el hidrógeno como vector de almacenamiento. Se logra una reducción significativa de las emisiones de gases de efecto invernadero y de los costes de operación y mantenimiento asociados a la logística de suministro de diésel en entornos marinos. Además, se establecen valores de referencia realistas para inversiones, operación y mantenimiento, aportando información de valor para futuras aplicaciones en otras infraestructuras marinas, islas remotas o territorios con acceso restringido a redes de distribución convencionales y así obtener datos reales y realistas de valores de referencia como el coste nivelado de la energía (LCOE) y coste del hidrógeno producido (LCOH). En síntesis, esta tesis contribuye al avance del conocimiento en la integración de energías renovables offshore y en la explotación del potencial del hidrógeno verde como tecnología habilitadora para microrredes insulares y aisladas. Sus conclusiones ofrecen una base sólida para orientar tanto decisiones de ingeniería como estrategias de política energética, consolidando a la Plataforma PLOCAN como un referente de innovación para la economía azul y la transición energética sostenible.

The present doctoral thesis develops a comprehensive techno-economic analysis of marine renewable energy alternatives aimed at decarbonizing isolated offshore microgrids, using the Offshore Platform of the Oceanic Platform of the Canary Islands (PLOCAN) as a case study. The research is based on the premise that remote marine infrastructures, historically dependent on fossil fuel-based power generation through diesel generator sets, pose a critical challenge to energy transition objectives and climate change mitigation, given their operation in environments with limited accessibility and no connection to mainland electrical grids. The main objective of this work is to design, simulate, and validate a hybrid energy system that integrates renewable energy generation in a marine environment with lithiumion battery storage and green hydrogen production through an electrolyzer. The hydrogen produced acts as an energy carrier and a means of long-term storage, facilitating the management of the inherent intermittency of renewable sources and ensuring the reliability of energy supply through its reconversion into electricity via a fuel cell. The methodology combines the use of the HOMER Pro simulation tool—widely recognized in the planning of hybrid microgrids—with high-resolution meteorological datasets (NASA’s MERRA-2 and POWER) to accurately characterize the solar and wind resources available at PLOCAN’s site. Furthermore, the specific energy demand of the platform has been modelled, considering its intermittent occupancy patterns and operational constraints, which adds a high degree of realism to the simulations. Through various iterations, alternative scenarios for the energy configuration were evaluated, incorporating technical and spatial limitations. In addition, economic parameters such as Net Present Cost (NPC), Levelized Cost of Energy (LCOE), and Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) were considered, alongside penalties for pollutant emissions, providing a comprehensive sustainability perspective. ix The results obtained demonstrate the technical feasibility of achieving renewable energy autonomy on the platform through the hybridization of renewable resources and hydrogen as a storage vector. A significant reduction in greenhouse gas emissions and in the operation and maintenance costs associated with diesel supply logistics in marine environments is achieved. Moreover, realistic benchmark values for investment, operation, and maintenance are established, providing valuable information for future applications in other marine infrastructures, remote islands, or territories with limited access to conventional distribution grids, thereby generating real and realistic benchmark data such as the LCOE and the LCOH. In summary, this thesis contributes to advancing knowledge on the integration of offshore renewable energies and the exploitation of the potential of green hydrogen as an enabling technology for insular and isolated microgrids. Its conclusions offer a solid foundation to inform both engineering decisions and energy policy strategies, consolidating the PLOCAN Platform as a benchmark for innovation in the blue economy and the sustainable energy transition.