En esta lista
Energía eléctrica | Energy Transition

Siemens Energy: El sector marítimo del Reino Unido debe plantearse cómo integrar el hidrógeno

Energy Transition

Global Integrated Energy Model

Siemens Energy: El sector marítimo del Reino Unido debe plantearse cómo integrar el hidrógeno

Lo más destacado

El hidrógeno marítimo dará más opciones a los productores de energía eólica

Las turbinas de gas se preparan para usar hidrógeno

La estabilidad de la red, un problema cada vez más grave para las energías renovables

Londres — Los desarrolladores de proyectos de energía eólica marítima del Reino Unido tienen que considerar cómo integrar la producción y la infraestructura de hidrógeno en sus proyectos, según declaró Steve Scrimshaw, director de la empresa de tecnologías energéticas Siemens Energy, a S&P Global Platts.

¿No está registrado?

Reciba alertas diarias y avisos para suscriptores por correo electrónico; personalice su experiencia.

Registro

La cada vez mayor de infraestructura de energía eólica en el mar del Norte y otras regiones plantearía nuevas oportunidades para el hidrógeno, ya se producido en centrales marítimas o mediante electrolizadores en tierra firme vinculados mediante interconectores, según indicó la empresa en una entrevista el 6 de mayo.

"Da a los productores de energía eólica en centrales marítimas la posibilidad de añadir otra fuente de ingresos a sus modelos empresariales", indicó Scrimshaw. "En esta mitad de la década creo que ya va siendo hora de empezar a pensar en cosas así".

Las centrales eólicas podrían vincularse a una planta marítima de producción de hidrógeno centralizada que incluiría opciones para enviar electricidad o gas de hidrógeno a tierra firme o mediante nuevas conexiones de exportación Europa. Según Scrimshaw, estas plantas ofrecerían nuevas opciones a los productores, lo que les permitiría responder a las condiciones del mercado.

Otras propuestas tecnológicas incluyen la integración de electrolizadores con turbinas eólicas, que Siemens Energy está desarrollando con su socia Siemens Gamesa. Las empresas buscan contar con un proyecto de demostración en tierra firme a gran escala para 2025-26.

El Reino Unido tiene un objetivo de 40 gigavatios de capacidad de energía eólica para 2030, objetivo que se encuadra en su plan de alcanzar las emisiones de carbono netas de cero para 2050. La capacidad de energía eólica marítima instalada actualmente en el Reino Unido asciende a 12 GW, según datos del organismo de la industria Elexon, mientras que se están construyendo otros 3,7 GWy ya se han obtenido permisos para otros 11,7 GW, según datos de Renewable UK.

Además, las asignaciones de Ronda 4 de Licitación de Energía Eólica Marítima del Reino Unido ya están en marcha, y se han anunciado proyectos por algo menos de 8 GW de capacidad en el mar del Norte y el mar de Irlanda. Los proyectos están en la fase de evaluación medioambiental.

A la otra orilla del mar del Norte, en los Países Bajos, CrossWind (consorcio formado por Shell y Eneco) se hizo con la concesión de energía eólica marítima Hollandse Kust Noord de 759 VW de capacidad en julio de 2020 con un proyecto que incluía un plan para construir una planta de hidrógeno verde en Róterdam con una capacidad de electrolizador de unos 200 MW.

CONCESIONES DE LECHO MARINO PARA ENERGÍA EÓLICA MARÍTIMA DE RONDA 4 EN EL REINO UNIDO, FEBRERO DE 2021

Área subastada
Región, ubicación
Adjudicatario
Capacidad propuesta (MW)
Área subastada 1 (Banco Dogger)
Frente a la costa de Yorkshire, al noreste de Scarborough
RWE Renewables
1.500
Área subastada 1 (Banco Dogger)
Frente a la costa de Yorkshire, al noreste de Scarborough
RWE Renewables
1.500
Área subastada 2 (región sur del mar del Norte, partes orientales de la región del estuario del Wash y la región de Anglia Oriental)
Frente a la costa de Lincolnshire, al este del estuario de Humber
Green Investment Group, Total
1.500
Área subastada 4 (región del norte de Gales, región del mar de Irlanda y la parte norte de la región de Anglesey)
Frente a la costa norte de Gales, al noreste de Anglesey
Consorcio formado por EnBW y BP
1.500
Área subastada 4 (región del norte de Gales, región del mar de Irlanda y la parte norte de la región de Anglesey)
Frente a la costa de Lancashire, al oeste de Blackpool y al sudoeste de la bahía de Morecambe
Offshore Wind Limited, proyecto conjunto de Cobra Instalaciones y Servicios y Flotation Energy
480
Área subastada 4 (región del norte de Gales, región del mar de Irlanda y la parte norte de la región de Anglesey)
Frente a la costa de Barrow-in-Furness, al oeste de la bahía de Morecambe
Consorcio formado por EnBW y BP
1.500
Total
7.980

Fuente: Crown Estate

Azul y verde

Scrimshaw no se limita a una sola tecnología a la hora de producir hidrógeno. El directivo indicó que, para lograr unas emisiones netas de CO2 nulas para 2050, serían necesarios tanto el hidrógeno verde producido a partir de energías renovables como el hidrógeno azul producido a partir de gas natural con captura y almacenaje de oxígeno.

"Creo que el hidrógeno azul será más competitivo a corto plazo", estimó Scrimshaw. "Pero, para alcanzar la neutralidad de carbono para 2050, harán falta volúmenes grandes de hidrógeno verde".

Scrimshaw prevé que, en los primeros días, serán necesarias subvenciones o algún tipo de estímulo del mercado.

"Lo que tendríamos que hacer es intentar poner en marcha una lista de los proyectos de hidrógeno verde más pequeños ya en marcha", indicó. El Reino Unido tiene que alcanzar "un volumen en gigavatios para finales de 2020 y a continuación instalar a escala de múltiples gigavatios en las décadas de 2030 y 2040".

Sin embargo, esta fuente no cree que la atención exclusiva que el Gobierno del Reino Unido presta a la financiación para descarbonización a los proyectos de hidrógeno azul, que anunció en marzo, suponga un problema para los desarrolladores de hidrógeno verde, dado que estos proyectos tienen una escala más pequeña y vistas sus capacidades modulares.

La evaluacion de Platts del coste de producción de hidrógeno vía electrólisis alcalina en el Reino Unido (incluida la inversión en activos fijos) se situó el 6 de mayo en 4,22 GBP/kg (5,88 USD/kg). La producción de hidrógeno azul mediante reformación autotérmica se situó en 1,64 GBP/kg (incluidas las inversiones en activos fijos y el carbono).

Turbinas de hidrógeno

Siemens Energy fabrica centrales eléctricas de ciclo combinado y electrolizadores, y la empresa está preparando sus turbinas de generación de electricidad para que puedan usar hidrógeno.

"Todas nuestras turbinas de gas tendrán capacidad de hidrógeno parcial o incluso al 100% para 2030", informó Scrimshaw.

Las diferentes características del hidrógeno hacen que la tecnología de quemadores de turbinas tenga que cambiar para poder utilizar gas, y Scrimshaw indicó que un salto tecnológico sería necesario para quemar un 100% de hidrógeno.

"Algunas de nuestras turbinas de gas de menor tamaño, como las turbinas de gas aeroderivadas, ya pueden operar con un 100% de hidrógeno. Están realizando pruebas en algunas de las máquinas de mayor tamaño. Creo que vamos a ver que, en un futuro no muy lejano, un 50% es un porcentaje viable".

En un informe publicado el 26 de abril, S&P Global Platts Analytics indicó: "En estos momentos, no hay grandes proyectos para los que se hayan tomado decisiones de inversión definitivas que puedan alcanzar la escala necesaria para descarbonizar totalmente el sector de la electricidad del Reino Unido y sustituir la generación constante basada en gas".

"Aunque hay algunos proyectos en marcha, como los planes de SSE/Equinor tanto para captura y almacenaje de carbono como de hidrógeno en Keadby, será necesaria mucha más generación de electricidad libre de carbono para lograr emisiones netas de cero en el sector de la electricidad, lo que hará necesario apoyo político para acelerar su desarrollo", afirmaron desde Platts Analytics.

Estabilidad de la red

El creciente suministro de energía renovable a la red de electricidad ha suscitado dudas relacionadas con la estabilidad.

"Todo el mundo dice siempre que, cuando más proliferen las energías renovables, más inestables será la red", explicó Scrimshaw. "Si a esto le añadimos además las conexiones de la red, se hace necesario reforzar los puntos nodales".

El directivo manifestó que la red, "en un principio, se había diseñado en torno a centrales eléctricas de gran tamaño y escala". "Ahora hemos empezado a recibir energía de diferentes direcciones".

El operador del sistema de electricidad National Grid lanzó en 2019 un proyecto de "exploración de estabilidad" para encontrar soluciones de inercia para una red con gran uso de renovables.

Siemens Energy se ha hecho con contratos para proporcionar tecnología de estabilización de la red en Rassau (Gales) y en Grain y Killingholme (Inglaterra). En este último caso, ha modificado dos generadores de turbinas de vapor. Está previsto que todos estos proyectos estén operativos este año.