La consideración de la instalación de producción de hidrógeno como un todo permite reducir el coste nivelado de producción, aunque  es preciso ajustar perfectamente la instalación a la demanda. Los valles de hidrógeno pueden suponer una localización idónea para la instalación de estos proyectos.

El coste de producción del hidrógeno por electrólisis renovable (conocido como verde) depende casi en exclusiva del coste de la electricidad si el electrolizador opera más de 4500 horas anuales.

Para conseguir alcanzar esas horas con renovables intermitentes, se requiere usar energía eólica o una hibridación de eólica con fotovoltaica.

Si se busca favorecer que el electrolizador opere a potencia nominal, alimentado localmente por renovables intermitentes, queda mucha electricidad excedentaria, que ha de ser evacuada a la red. Sin embargo, tal evacuación puede no ser posible en ciertas horas del día por exceso de oferta renovable o baja demanda del mercado.

La propuesta del artículo es autoconsumir esos excedentes eléctricos en una demanda próxima al electrolizador. Para ello, los valles de hidrógeno son vitales, en tanto que se produce hidrógeno localmente para un conjunto de consumidores industriales que además presentarán una alta demanda eléctrica.

Los ingresos eléctricos pueden llegar a compensar el coste de alimentación al electrolizador, de modo que el coste de producción del hidrógeno (LCOH) se reduzca al CAPEX. Además, la industria que adquiera la electricidad excedentaria, lo puede hacer a un coste muy competitivo, prácticamente el LCOE del parque.

Por tanto, una vía para hacer competitivo el coste de producción del hidrógeno verde pasa por integrar la producción del hidrógeno con la de la electricidad excedentaria, creando así un paquete de servicios para la demanda industrial. Sería la generalización del concepto de cogeneración, en el que también se puede incluir el oxígeno y el calor disipado por el electrolizador.

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