En los dominios oceánicos se concentra un potencial eólico masivo pero discontinuo, cuya integración directa en tierra tropieza con cuellos de botella en la infraestructura de distribución. Un exhaustivo estudio publicado en el Journal of Marine Science and Engineering por los investigadores Marius Manolache, Alexandra Ionelia Manolache y Gabriel Andrei demuestra cómo la conversión de esta fuerza eólica directamente en alta mar mediante electrólisis no solo resuelve la saturación de la red, sino que abre la vía para producir combustible limpio a escala masiva mediante una cuidadosa evaluación de las condiciones aerodinámicas y la selección tecnológica adecuada.
El impacto de los recursos eólicos en la generación de hidrógeno marino
La viabilidad técnica de las instalaciones en alta mar depende intrínsecamente del comportamiento cinético del viento a alturas operativas de buje. La investigación evalúa cuantitativamente ocho emplazamientos oceánicos estratégicos (denominados P1 a P8), abarcando desde cuencas abiertas atlánticas hasta ecosistemas semiaislados como el mar Negro. Los datos reflejan una asimetría marcada en la velocidad media anual del viento a 90 metros sobre el nivel del mar: mientras que las ubicaciones P3 y P4 alcanzaron promedios superiores a los 9m/s (con picos históricos de 9,93 m/s en 2020 para P3 y 9,57 m/s en 2017 para P4). Por su parte, el emplazamiento P5 registró de manera consistente valores inferiores a 8 m/s.
Esta variación del régimen de vientos condiciona la densidad energética disponible. En las zonas P6, P7 y P8, situadas en el mar Negro, se identificó un fenómeno de sincronización regional: las tres ubicaciones alcanzaron sus valores máximos de velocidad media anual simultáneamente en el año 2023. Entre ellas, P7 destacó con un promedio multianual de 8,02 m/s, frente a los 7,95 m/s de P6 y P8.
El análisis mediante rosas de viento revela que la dispersión direccional influye directamente en el diseño de los parques. Emplazamientos como P2 exhiben un dominio del sector noreste con velocidades constantes de hasta 16 m/s, mientras que P5 presenta una distribución multidireccional sin un vector dominante. Estas divergencias geofísicas determinan la estabilidad energética de la instalación y condicionan la regularidad del suministro requerido por los sistemas de conversión electroquímica.
Rendimiento de turbinas y eficiencias en la generación de hidrógeno marino
La selección técnica del aerogenerador no puede desligarse del perfil eólico del emplazamiento. El estudio analiza el comportamiento de cuatro modelos comerciales de alta potencia mediante la simulación de sus curvas de potencia nominal frente a las distribuciones de viento reales de las ocho zonas. Los resultados demuestran que una mayor capacidad nominal no implica automáticamente una eficiencia óptima si no existe un acoplamiento armónico entre la rosa de velocidades del lugar y el diseño aerodinámico del rotor.
Un parámetro crítico analizado es el factor de capacidad, definido operacionalmente como el cociente entre la energía real generada en un periodo y la energía máxima teórica a potencia nominal.
En la simulación, la turbina Siemens Gamesa SG 14-236 registró un factor de capacidad mínimo de 37,2 % en el emplazamiento P5, reflejando que el sistema operaría a plena carga equivalente tan solo un tercio del año debido a la escasez de ráfagas de alta intensidad. Por el contrario, la turbina MingYang MySE12-242 superó el 60% de factor de capacidad en los emplazamientos más favorables (P3 y P4). Esto ha garantizado una generación eléctrica continua y una utilización sustancialmente superior de la infraestructura instalada.
La continuidad de la generación eléctrica es imprescindible para mitigar el desgaste térmico y mecánico en los módulos de conversión. Las fluctuaciones drásticas en la potencia suministrada obligan a operar los sistemas en regímenes parciales, lo que degrada la eficiencia global del proceso.
Electrólisis aplicada a la generación de hidrógeno marino continuo
La transformación de la energía cinética del viento en vectores energéticos requiere la integración de plantas de electrólisis acopladas a unidades de desalinizadora marina. El estudio analiza el desempeño de dos arquitecturas electroquímicas principales: los electrolizadores alcalinos y los de membrana de intercambio de protones (PEM). Las unidades PEM demuestran una superior adaptabilidad a la variabilidad eólica debido a su rápida respuesta dinámica ante cambios repentinos de carga, situando su rendimiento en rendimientos anuales de hasta 1560 toneladas/año de hidrógeno por cada 15 MW de potencia eólica dedicada en los puntos de mayor recurso.
La eficiencia global del proceso depende de la relación estequiométrica de producción de hidrógeno a partir del agua desmineralizada y la energía consumida por kilogramo producido. Los modelos matemáticos revelan que la combinación de un recurso eólico con un factor de capacidad superior al 55% junto con sistemas PEM reduce significativamente las pérdidas por amortiguamiento en comparación con sistemas alcalinos tradicionales.
La conversión directa en el entorno marino elimina la necesidad de infraestructuras submarinas de transmisión eléctrica de alta tensión en corriente continua (HVDC), sustituyéndolas por conducciones submarinas de gas, cuya capacidad de transporte energético por unidad de inversión supera ampliamente a la de los cables eléctricos convencionales. Este factor posiciona la integración eólico-hidroeléctrica offshore como el pilar técnico para la explotación sostenible de los recursos eólicos alejados de la costa.
