La integración de la producción de hidrógeno verde en alta mar (offshore) mediante el acoplamiento directo de turbinas eólicas marinas con electrolizadores flotantes responde a una necesidad de diseño térmico y eléctrico. Su aportes son: evitar las pérdidas por transporte de alta tensión en corriente continua (HVDC) y maximizar el factor de planta (capacity factor) superando el 50-55% en emplazamientos marinos.
A diferencia del paradigma tradicional, donde la energía eléctrica se evacua mediante subestaciones marinas y cableado submarino a tierra para alimentar un electrolizador de superficie, la electrólisis centralizada o descentralizada in situ permite transportar la energía en forma de molécula de hidrógeno a través de hidroductos marinos.
Esto reduce significativamente los costes de infraestructura eléctrica marina, aunque desplaza la complejidad técnica hacia el acondicionamiento del agua de mar, la resistencia a la salinidad y la estabilidad estructural en condiciones metamocéanicas extremas.

Eficiencias de la producción de hidrógeno verde en alta mar

El núcleo de la producción de hidrógeno verde en alta mar es la tecnología de electrólisis por Membrana de Intercambio Protónico (PEM). Los electrolizadores alcalinos convencionales sufren degradación acelerada y caídas bruscas de rendimiento ante la intermitencia inherente a la eólica marina; por el contrario, los sistemas PEM admiten rampas dinámicas de carga de 0% a 100% en cuestión de segundos y trabajan a presiones diferenciales elevadas (30 a 50 bar), reduciendo los requerimientos de compresión posterior.

Aspectos técnicos del diseño offshore

El consumo específico del sistema: 50 – 55 kWh por kg de hidrógeno (incluyendo electrólisis y Auxiliares/BOP). La calidad del agua alimentada requiere agua ultrapura. Se instala un módulo de desalinizador por Ósmosis Inversa (SWRO) acoplado a un tren de desionización continua (EDI). El consumo energético de la desalinización representa únicamente el 0,1-0,3 % del consumo total del electrolizador (aprox. 3,5-4,5 kWh/m3 de agua producida. Se requieren unos 9 litros de agua pura por kg de hidrógeno.
La eficiencia del electrolizador se sitúa en torno al 65-70 % (PCI – Poder Calorífico Inferior). La degradación del Stack está proyectada en <1,5 % por cada 1.000 horas de operación en condiciones intermitentes mar adentro.
produccion de hidrogeno en el mar

Comparativa tecnológica

Parámetro Configuración Descentralizada (Electrolizador en la base de la turbina) Configuración Centralizada (Plataforma o Subestación dedicada)
Arquitectura de proceso Módulo PEM de 10-15 MW integrado en la cimentación/jacket Topología multimegacondensada (100 MW – 1 GW) sobre jacket o semisumergible
Transporte de Energía Colector de hidroductos flexibles de baja presión hacia pipeline principal Transmisión eléctrica en alta tensión interna y conversión centralizada a hidrógeno
CAPEX Inicial Mayor por unidad de potencia (duplicación de BOP en cada turbina) Menor relativo (escalabilidad y centralización de desalinización/BOP)
Mantenibilidad (OPEX) Muy compleja; logística severa con buques CTV/SOV para cada unidad Agrupada; acceso simplificado a plataforma centralizada de proceso

Proyectos pioneros 

Los avances operativos han validado la resistencia estructural de los componentes PEM en entornos aislados. La tecnología de pilotaje offshore ha superado pruebas de resistencia expuesta a eventos de mar arbolada (olas significativas Hs > 10 m) y ráfagas sostenidas sin pérdida de integridad celular ni contaminación salina en las membranas.

 

Con la evolución de proyectos industriales a escala comercial (fases de 10 MW a 500 MW proyectadas para el periodo 2026-2030 en el Mar del Norte y el Atlántico europeo), la industria pasa del prototipo a la licitación de bloques eólicos comerciales dedicados exclusivamente a la molécula. Las pruebas demuestran que la tasa de conversión y la variabilidad de la carga del viento no merman la pureza del hidrógeno generado, sentando las bases de ingeniería para la futura descarbonización de la industria pesada y el transporte marítimo en el sur de Europa.
Sealhyfe hidrogeno verde en el mar

Sealhyfe: un proyecto de producción de hidrógeno dentro del mar

El proyecto Sealhyfe equipó con un electrolizador de 1 MW proporcionado por Plug. Sealhyfe ha demostrado con éxito la viabilidad de la producción de hidrógeno en alta mar a partir de fuentes de energía renovable. Los resultados operativos de la plataforma piloto de Lhyfe, confirman el logro de la industria de hidrógeno.

En la puesta en marcha, una exhaustiva serie de instrumentos de medición y recopilación de datos supervisó meticulosamente los parámetros de la unidad de producción, tanto en el muelle como en el mar. La empresa promotora colaboró estrechamente con las autoridades francesas para establecer las normas de funcionamiento de una unidad de producción de hidrógeno verde. Esta labor abarcaba entornos urbanos, industriales y portuarios, incluso el funcionamiento en mar abierto.

Los objetivos de Sealhyfe

El experimento de Sealhyfe tenía objetivos claros:

· Demostrar la capacidad de Lhyfe para operar una unidad de producción a escala industrial en un entorno aislado.

· Validar la fiabilidad de la tecnología de electrólisis en condiciones adversas representativas de futuros emplazamientos marinos a gran escala.

· Proporcionar una base de datos operativos para optimizar los procesos de producción y probar las tecnologías para su expansión a emplazamientos con capacidades diez y cien veces superiores.

Después de 14 meses de ensayos, los resultados confirmaron la capacidad del sistema para gestionar la variabilidad de la energía eólica en condiciones específicas de alta mar. La electrólisis se desempeñó excepcionalmente bien, incluso a máxima capacidad de producción, demostrando la confiabilidad de la instalación.

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La resistencia de la producción de hidrógeno verde en alta mar

Sealhyfe demostró su robustez al resistir cinco importantes temporales, incluido el impacto del huracán Ciaran en octubre de 2023, con olas de más de 10 metros y vientos superiores a 150 km/h, sin afectar su capacidad de producción.

Además, la instalación se operó exclusivamente a distancia desde el centro de control de Lhyfe, utilizando herramientas de supervisión y control desarrolladas por la empresa. Este enfoque eficiente minimizó las operaciones de mantenimiento a menos de diez, manteniendo el sistema operativo el 70% del tiempo.