Viento

¿Es la electrólisis más barata en alta mar? Siemens Energy y el proyecto H2Mare lo descubrirán

En un futuro parque eólico, en alta mar, cada aerogenerador individual podría tener todos los sistemas necesarios para producir hidrógeno en una plataforma fijada a la torre de la turbina. El hidrógeno de múltiples turbinas se alimentaría a través de un gasoducto hasta una plataforma Power-to-X [izquierda] donde el gas se usaría para producir combustibles como metano o metanol.

Imagina esta esperanza, y no imposible, escenario energético para el año 2040. Muchos países han cumplido sus objetivos climáticos y están en camino de ser completamente neutrales en carbono. Los parques eólicos y solares producen una gran parte de su energía. Entonces, como ahora, hay parques eólicos funcionando frente a las costas del mundo, pero no todos estos sitios marinos están conectados al continente a través de cables eléctricos submarinos.

En cambio, algunos de los parques eólicos se encuentran en grupos a más de 100 kilómetros mar adentro. Son islas de producción altamente automatizadas que convierten directamente la energía eólica en hidrógeno, y algunas de ellas procesan el gas para convertirlo en combustibles y otros bienes. En estos clusters, las turbinas eólicas están integradas con electrolizadores que generan hidrógeno a partir de agua de mar desalinizada. Luego, las plantas químicas en plataformas dedicadas procesan parte del hidrógeno, combinándolo con nitrógeno para producir amoníaco, o con dióxido de carbono para producir sustitutos de los combustibles fósiles.

Los barcos atracan regularmente en estas plataformas marinas para entregar materias primas y llevarse los combustibles y los bienes producidos, pero todos los procesos están completamente automatizados y en gran medida son autosuficientes. Algún día, incluso los propios barcos podrían ser autónomos. De vuelta en tierra, los técnicos de servicio apoyan las operaciones de forma remota y solo tienen que salir al mar unas cuantas veces al año para comprobar la maquinaria y realizar ajustes.

Ahora parece ciencia ficción, pero ya se están realizando grandes esfuerzos para demostrar las tecnologías necesarias para hacer realidad esta visión. La mayor parte de la actividad se desarrolla en Europa, donde hay al menos 10 grandes proyectos de energía eólica marina y de hidrógeno, incluidos sistemas de demostración que se están construyendo o planificando en el Mar del Norte, el Atlántico y frente a la costa de Irlanda. En Francia, por ejemplo, el productor de hidrógeno Lhyfe está ejecutando un proyecto piloto llamado SEM-REV frente a la costa de Saint-Nazaire, que produce pequeñas cantidades de hidrógeno desde septiembre de 2022.

Costo del hidrógeno verde hoy. Hidrógeno convencional o gris: entre 1,50 y 2 dólares

Una empresa británica, ERM, planea tener un proyecto de demostración de 10 megavatios llamado Dolphyn en funcionamiento frente a la costa de Aberdeen, Escocia, en 2026. La empresa sueca Vattenfall pretende construir un demostrador de turbina eólica marina que produzca hidrógeno en el mismo área. Dinamarca está planeando una isla de hidrógeno diseñada para generar alrededor de 1 millón de toneladas de hidrógeno marino a partir de 2030. Y la empresa noruega H2Carrier recibió recientemente la aprobación en principio para su concepto de una unidad de producción flotante a escala industrial para producir amoníaco verde en el mar.

A más largo plazo, California, la provincia canadiense de Nueva Escocia, Japón y Australia Occidental están mirando al mar para satisfacer sus demandas de hidrógeno.

En Siemens Energy, estamos trabajando con un consorcio de 32 socios de la industria y el mundo académico en un proyecto de energía eólica e hidrógeno llamado H2Mare. Juntos, Siemens Energy y Siemens Gamesa están invirtiendo un total de 120 millones de euros en esta tecnología. H2Mare comenzó en 2021 y funcionará hasta 2025. Para entonces, esperamos haber probado un sistema de electrólisis marino de 5 MW y una cadena de proceso completa para la producción de combustible a una escala de aproximadamente 50 litros por día. También esperamos demostrar la viabilidad de otros conceptos y sistemas clave, así como la capacidad de estos sistemas para interactuar entre sí de manera confiable en el duro entorno del mar.

H2Mare es uno de los tres proyectos emblemáticos de hidrógeno que han recibido un total de 700 millones de euros de financiación del Ministerio Federal de Educación e Investigación de Alemania. Y Alemania no es el único país que invierte en tecnologías de hidrógeno. Incluso una lectura casual de la prensa económica podría convencerle de que el mundo se ha enamorado de esta molécula. La Unión Europea ha aprobado más de 10.000 millones de euros en financiación para proyectos industriales relacionados con el hidrógeno. El Departamento de Energía de EE. UU. ha gastado más de 9 mil millones de dólares en el desarrollo de una economía del hidrógeno, y muchas de sus iniciativas se especifican en la Ley de Reducción de la Inflación de 2022. A mediados de 2022, la Agencia Internacional de Energías Renovables contaba 32 países que habían adoptado estrategias de hidrógeno y Otros 11 que estaban preparando tales planes.

¿Por qué tanto revuelo sobre el hidrógeno? En la lucha contra el cambio climático, muchos países se han comprometido a reducir sus emisiones de CO2 a cero neto. A diferencia de hoy, el futuro será un mundo climáticamente neutro donde la energía será principalmente electricidad procedente de energía fotovoltaica, turbinas eólicas y centrales hidroeléctricas. Pero no todos los vehículos, edificios y procesos industriales que ahora utilizan combustibles fósiles pueden funcionar únicamente con electricidad. Los aviones, por ejemplo, no podrán volar largas distancias con batería. Además, para muchos usos, la energía no se puede utilizar en el instante en que se genera, sino que debe almacenarse durante horas o días y transferirse a través de continentes o incluso océanos, ninguno de los cuales es actualmente económica o tecnológicamente viable.

El resultado es que una parte de la electricidad verde tendrá que convertirse en otros tipos de energía adecuados para aplicaciones específicas. Los expertos lo llaman Power-to-X (PtX). Estas aplicaciones tienden a agruparse fuertemente en tres sectores amplios: transporte, calefacción e industria, en segmentos como la manufactura y el procesamiento. Todos consumen bastante energía. Para alimentar estas aplicaciones será necesario electrificar estos sectores o convertir la electricidad a una forma más adecuada a través de PtX.

El escenario neto cero de la Unión Europea para 2050 ya exige una capacidad eólica marina instalada de unos 450 gigavatios para generación de energía.

Ahí es donde entra en juego el hidrógeno. La tecnología para producir hidrógeno electrolizando agua existe desde hace más de 200 años. El gas puede impulsar vehículos de pila de combustible o turbinas de gas; puede usarse directamente en procesos químicos o convertirse con CO2 para producir metano, metanol y otros sustitutos de los combustibles fósiles. Si la electricidad utilizada para producir el hidrógeno y los combustibles derivados del mismo proviene de fuentes renovables, estos productos se consideran “verdes”.

Por lo tanto, el hidrógeno está engrasando las ruedas de la transición global hacia una energía más limpia. Y el mundo va a necesitar mucho más. En 2021, la demanda mundial de hidrógeno fue de 94 millones de toneladas, la mayor parte utilizada en refinerías y en industrias químicas. Casi todo el hidrógeno producido hoy en día se designa como marrón, negro o gris, lo que significa que se generó quemando gas natural o carbón. El proceso emite alrededor de 10 toneladas de CO2 por tonelada de hidrógeno. En el futuro necesitaremos sustituir este hidrógeno sucio por hidrógeno verde, producido por electrólisis utilizando electricidad renovable.

Dependiendo de la rapidez con la que los países se descarbonicen, la Agencia Internacional de Energía predice que la demanda mundial de hidrógeno alcanzará entre 115 y 130 millones de toneladas por año en 2030, de las cuales alrededor de 30 millones provendrán de una producción con bajas emisiones. Sin embargo, se necesitará mucho más que eso para que el mundo alcance emisiones netas cero para 2050. La AIE calcula que esta cantidad será de alrededor de 200 millones de toneladas de hidrógeno en 2030, la mitad de las cuales provendría de una producción baja en emisiones. Aún queda un largo camino por recorrer: según la AIE, ni siquiera el 1 por ciento del hidrógeno producido en 2021, es decir, 0,6 millones de toneladas, fue de bajas emisiones.

En una configuración propuesta, donde las turbinas eólicas flotantes están ubicadas a más de 60 kilómetros mar adentro, la electricidad se transmitiría a través de cables HVDC a una instalación de electrolizadores en tierra.

En el consorcio de investigación H2Mare, Siemens Energy está analizando una configuración descentralizada en la que se produzca hidrógeno en cada turbina eólica. Luego, el gas podría transferirse por gasoducto o por barco.

En una configuración centralizada, múltiples turbinas eólicas marinas alimentarían una subestación flotante, que convertiría CA en CC. Luego, el DC se utilizaría para generar hidrógeno.

John MacNeill

¿Cómo encajará la generación de hidrógeno marino en los planes de descarbonización existentes? El escenario neto cero de la Unión Europea para 2050 ya exige una capacidad eólica marina instalada de alrededor de 450 gigavatios para generación de energía. (Hoy en día, un parque eólico marino típico tiene alrededor de 1 GW de capacidad instalada; los parques futuros ofrecerán alrededor de 2 GW cada uno). Sin embargo, análisis recientes han sugerido que la UE podría instalar, para la producción de hidrógeno, mucha más generación de energía eólica marina. más allá de los 450 GW especificados en las proyecciones de cero emisiones netas; de hecho, tal vez cientos de gigavatios más.

Para alcanzar esos objetivos, será necesario construir y hacerlo rápido. La producción de hidrógeno verde requiere electrolizadores, parques solares y eólicos y agua limpia: alrededor de 10 litros por kilogramo de hidrógeno generado. Agregue a esto los sistemas PtX para producir metano, metanol, combustibles electrónicos sintéticos y amoníaco. Para que estos productos ecológicos sean competitivos, los sitios tendrán que ofrecer bajos costos de generación de energía y producir energía casi a plena capacidad la mayor parte del tiempo.

Los parques eólicos marinos pueden cumplir ambos criterios. Los sitios costa afuera podrían hacer posible que regiones densamente pobladas como Europa y Japón generen al menos parte de su hidrógeno cerca de los centros de demanda costeros, reduciendo así los costos de transporte. Además, las velocidades del viento son generalmente más altas y más constantes en el mar, lo que permite una producción consistentemente mayor.

Los ahorros se derivarían de varios factores. En un escenario típico, la energía eólica en el mar se convertiría sólo una vez en corriente continua y luego se usaría para electrolizar agua. El suministro de agua rodearía literalmente la plataforma marina; todo lo que se necesitaría sería desalinizarla y purificarla. Por el contrario, la electricidad producida por la energía eólica marina generalmente requiere múltiples conversiones y transmisión a través de largas distancias antes de ingresar a la red o a un electrolizador en tierra, procesos que desvían la energía y reducen la eficiencia. El suministro de hidrógeno desde alta mar, por otro lado, sería fácil a través de gasoductos. Los productos PtX como el metanol y el amoníaco serían incluso más fáciles de transportar que el hidrógeno, ya sea por oleoducto o por barco.

Nuestro proyecto H2Mare tiene varios objetivos importantes. Estamos haciendo el análisis detallado necesario para determinar de manera concluyente si tendrá sentido económico y será técnicamente viable producir hidrógeno y otros combustibles en alta mar. Y si es así, ¿cómo exactamente? ¿Cuáles serían las mejores configuraciones, distancias, volúmenes de producción, etc.? Aunque no vamos a construir una plataforma de producción de PtX en alta mar a gran escala, sí planeamos construir una plataforma de prueba en una barcaza en mar abierto, así como una instalación de prueba en tierra del sistema de electrólisis.

Una de las preguntas más importantes que responderemos es: ¿Cuál es la mejor manera de abastecer las instalaciones de producción de PtX en el mar? Para producir combustibles o bienes como el amoníaco, estas instalaciones pueden abastecerse con hidrógeno o con electricidad; en este último caso, la plataforma PtX produciría su propio hidrógeno a partir de la electrólisis de agua de mar desalinizada. Pero si la instalación PtX recibe hidrógeno de otras plataformas, la pregunta es: ¿cuál es la mejor manera de producir el gas? Se podría producir hidrógeno en cada turbina eólica y luego combinarlo en la instalación PtX, o se podría combinar la electricidad de varias turbinas eólicas para producir hidrógeno en una plataforma separada y luego suministrarlo a la plataforma PtX. Resulta que la primera opción es mejor.

Cantidad de hidrógeno de bajas emisiones que la AIE predice que se producirá en 2030

Otra gran pregunta es cómo lograr una producción estable para estas islas de viento e hidrógeno de varios megavatios, así como el funcionamiento autónomo de las islas PtX. Independientemente de si se generan productos de hidrógeno o PtX, las islas de producción no estarán conectadas directamente a una red eléctrica terrestre, por lo que tendrán que funcionar de forma fiable por sí mismas.

Eso no será fácil, dado el entorno extremadamente dinámico en el que tendrán que funcionar estas plataformas. En alta mar, el clima alterna entre fuertes vientos, tormentas y calmas ocasionales, pasando a veces de una a otra en cuestión de minutos. Eso significará una gran variabilidad en los niveles de energía suministrada por las turbinas eólicas. Como resultado, el suministro de electricidad e hidrógeno a las distintas instalaciones variará ampliamente.

Esa variabilidad también sobrecargará los sistemas eléctricos. Debido a que no hay conexión a la red, las plataformas funcionarán básicamente como redes eléctricas pequeñas y aisladas y, por lo tanto, tendrán que soportar cualquier aumento repentino de energía.

Por el contrario, después de una larga pausa en el viento, las plantas químicas y otras instalaciones marinas tendrán que reiniciarse sin recibir energía externa. Esto se llama capacidad de arranque en negro. No existen procedimientos estándar para hacer esto en una red pequeña, automatizada y aislada, por lo que estamos intentando idear algunos. Estamos considerando, por ejemplo, qué tipos de baterías usar y cómo diseñar procesos químicos para que las instalaciones puedan reiniciarse por sí solas de manera confiable.

Los electrolizadores también deben elegirse para obtener el mejor rendimiento en el entorno dinámico del mar. Hay tres tipos principales de electrólisis industrial y, de los tres, la membrana de intercambio de protones (PEM) es ideal en este escenario. Un electrolizador PEM se pone en marcha en cuestión de minutos y puede manejar cambios rápidos de carga. Como parte de H2Mare, estamos diseñando y construyendo celdas PEM específicamente para uso en alta mar, y esperamos probarlas pronto para ver qué tan bien funcionan cuando la potencia es muy variable.

Objetivo del proyecto:

Investigar la producción marina de hidrógeno y productos secundarios.

Fondos:

Parcialmente financiado por el Ministerio Federal de Educación e Investigación de Alemania.

Duración:

Abril 2021 a marzo 2025

Consorcio:

32 socios de la industria y la investigación.

Presupuesto del proyecto:

Aproximadamente 150 millones de euros, de los cuales alrededor de 100 millones de euros consisten en subvenciones.

Lo que estamos descubriendo es que el control de procesos desempeñará un papel importante. Los electrolizadores individuales conectados a una turbina deberán controlarse de tal manera que envejezcan de manera uniforme y su tiempo de inactividad total se mantenga al mínimo. Nuestros experimentos ahora tienen como objetivo encontrar el modo de funcionamiento más eficiente. Por ejemplo, se está investigando si el calor residual del electrolizador se puede utilizar para la desalinización y si esta cantidad de calor es suficiente para todo el rango operativo de la planta.

H2Mare también analizará estrategias iniciales para gestionar una red insular pequeña. ¿Qué sucede cuando un electrolizador se apaga inesperadamente? ¿Dónde se puede canalizar el exceso de energía eléctrica a una velocidad lo suficientemente rápida como para evitar el colapso de la red? Y a la inversa, ¿cómo se puede diseñar el electrolizador para manejar una situación en la que el viento amaina y el suministro de energía se corta repentinamente?

Para responder a estas preguntas, pretendemos construir y operar, en los próximos dos años, un electrolizador de 5 MW con un sistema de desalinización de agua de mar en una prueba en tierra. Para las pruebas, recrearemos un entorno marino, incluidos perfiles de energía eólica marina.

Para los sistemas de generación de energía y electrólisis, así como para las instalaciones PtX, el objetivo de investigación más importante es descubrir cómo operar de manera estable a pesar del entorno dinámico, el aislamiento y la automatización. Los procesos químicos generalmente son más eficientes cuando hay un suministro constante de energía y reactivos. Pero en el mar, inevitablemente fluctuarán, por lo que estamos desarrollando conceptos que utilizan baterías o sistemas de almacenamiento de hidrógeno para suavizar las fluctuaciones. El truco consistirá en mantener el coste de estas reservas al mínimo. Otra posibilidad es un diseño modular en el que los módulos paralelos se activan o desactivan en coordinación entre sí.

La base de gran parte de nuestra investigación centrada en PtX es el Energy Lab 2.0 del Instituto Tecnológico de Karlsruhe. El laboratorio cuenta con una variedad de instalaciones de I+D relacionadas con la energía, incluidas algunas para generación de energía renovable, almacenamiento de energía y PtX, así como infraestructura para hogares inteligentes y vehículos eléctricos. Para H2Mare sirve como una especie de dique seco: allí operamos prototipos de plantas PtX con perfiles de potencia típicos de parques eólicos marinos y simulamos su funcionamiento óptimo en condiciones transitorias y en modo isla.

Mientras tanto, Siemens Energy sigue adelante con sus planes de desarrollar un sistema de electrólisis comercial para turbinas eólicas marinas. Según las estimaciones actuales, el primer prototipo de turbina eólica de la empresa con producción integrada de hidrógeno podría estar en el agua en 2026, y a finales de la década de 2020 podrían seguir proyectos comerciales con capacidades que van desde varios cientos de megavatios hasta gigavatios.

Si todo va bien, el hidrógeno marino podría ayudar a permitir el tipo de transición rápida y a gran escala hacia una energía climáticamente neutra que necesitaremos para cumplir los objetivos para 2040. Esperamos que las islas autosuficientes de producción de PtX a escala comercial sean una posibilidad realista, pero no hasta 2040 como muy pronto. Que se vean y funcionen exactamente como los que hemos descrito en este artículo dependerá en gran medida del conocimiento adquirido en H2Mare y en proyectos similares en Europa y otros lugares.