Proyectos de producción de hidrógeno offshore

¿En qué punto se encuentra ahora el desarrollo de proyectos de hidrógeno offshore?

El hidrógeno offshore ha pasado en los últimos años de ser una idea teórica a convertirse en una línea estratégica dentro de la transición energética global. Sin embargo, su despliegue comercial aún está en una fase temprana, limitado a plantas piloto y estudios de viabilidad. Los objetivos actuales se centran en alcanzar una madurez comercial entre 2030 y 2050, con proyectos que buscan demostrar la viabilidad real de los proyectos planteados.

En un contexto geopolítico marcado por la volatilidad de los mercados energéticos, Europa ha intensificado su apuesta por los recursos endógenos como pieza clave para su autonomía energética. En el caso del hidrógeno, la apuesta es clara, como ya hemos visto en otros artículos de AtlantHy Academy.

Por esta razón, es en Europa donde más está creciendo esta tecnología además a esto se le suma las facilidades geográficas que aportan tanto el mar del Norte como el mar Báltico para desarrollar estos proyectos. Ambos mares, caracterizados por su poca profundidad en comparación con otros mares (60 m de profundidad máxima en gran parte de la superficie), ofrecen condiciones óptimas para la instalación de plataformas eólicas. La menor profundidad facilita tanto la construcción como el anclaje de las estructuras, reduciendo costes y tiempos de implementación.

La industria eólica marina juega un papel fundamental en la viabilidad del hidrógeno offshore. Como se puede observar en la Ilustración 1, la expansión de parques eólicos en el mar del norte y el mar báltico deja muy claro donde encontraremos también los primeros proyectos de producción de hidrógeno offshore en los próximos años.

Ilustración 1: Localización de parques eólicos offshore en Europa. (EMODnet, 2021)

Europa ya fue pionera con el desarrollo de la eólica offshore desde sus primeras etapas. Un claro ejemplo de ello es el parque eólico Vindeby, en Dinamarca, considerado el primer parque eólico marino del mundo. Inaugurado en 1991, contaba con 11 turbinas y una capacidad de 5 MW. (Orsted, s.f.)

Ahora, la historia se repite, pero con el hidrógeno renovable como protagonista. Las mismas aguas que impulsaron la eólica marina están dando paso a los primeros proyectos que hibridan ambas tecnologías.

Después de entender donde se pueden desarrollar los proyectos de hidrógeno en alta mar, es momento de hacerse la gran pregunta: ¿Cómo se diseña una planta de hidrógeno offshore en alta mar? ¿Qué esquemas existen? No se trata solo de generar hidrógeno, sino de hacerlo de la forma más eficiente posible aprovechando lo máximo posible las estructuras del entorno y la energía generada por el parque eólico.

A lo largo de estos años de desarrollo la industria ha ido trazando los distintos caminos para aprovechar al máximo los elementos que se tienen a disposición en alta mar. Algunas soluciones buscan reducir costes y simplificar la infraestructura, mientras que otras apuestan por la conexión con la red eléctrica terrestre. Pero, ¿qué opción tiene más futuro?

Actualmente existen tres enfoques principales para diseñar las plantas de hidrógeno en alta mar que aprovechen la energía producida por parques eólicos offshore:

Electrolizadores distribuidos en las plataformas de las turbinas

Una de las primeras preguntas a resolver al diseñar una planta de hidrógeno offshore es donde ubicar los electrolizadores. Una opción clara es integrarlos directamente en la estructura de las turbinas. De este modo, se evita la necesidad de instalar cableado eléctrico submarino abaratando costes. Esta es la estrategia es precisamente la que sigue el proyecto Dolphin, que plantea alojar electrolizadores PEM en la plataforma del aerogenerador.

Una vez generado el hidrógeno surge otro problema, ¿Cómo se transporta el hidrógeno offshore a tierra?, existen varias opciones para ello, se puede almacenar en la propia estructura del aerogenerador para luego transportarlo empelando barcos o como es el caso del proyecto del que estamos hablando, se emplearía la opción más directa empleando tuberías submarinas. Este sistema permite llevar el hidrógeno hasta la costa donde podría ser almacenado o distribuido según las necesidades del mercado.

Ilustración 2 Gráfico ilustrativo del proyecto comercial de Dolphyn. (Dolphyn hydrogen, 2024)

Mirando hacia el futuro el objetivo del proyecto es ambicioso. Esperan que con el apoyo del gobierno del Reino Unido, puedan desarrollar una planta demostrativa de 10 MW antes de 2030, como primer paso hacia la comercialización de la tecnología. Este prototipo servirá como base para proyectos aún más grandes, con planes de construir plantas de entre 100 y 300 MW en distintas ubicaciones estratégicas, como el Mar del Norte o el Mar Céltico.

Pero antes de llegar a ese punto, es necesario validar el concepto en condiciones reales. Por eso, el equipo de Dolphin project ya ha comenzado sus primeras pruebas en alta mar con una pequeña plataforma experimental. Este piloto se diseñó para evaluar el rendimiento de los sistemas de desalinización y electrólisis PEM en un entorno marino, midiendo su capacidad de operar de manera estable con energía renovable variable. Durante un mes, se analizaron factores clave como el consumo energético, la calidad del hidrógeno producido y la respuesta de los equipos a los cambios en el suministro eléctrico, simulando el funcionamiento con una turbina eólica real.

Ilustración 3 Gráfico ilustrativo del proyecto piloto de Dolphyn project. (Dolphyn Project, 2024)

Plantas centralizadas ubicando los electrolizadores en una única plataforma.

Otra solución para la instalación de los electrolizadores es agruparlos en una única plataforma, centralizando la producción de hidrógeno y conectándola directamente a un parque eólico offshore. Un ejemplo de esta estrategia es el proyecto PosHYdon, desarrollado en los países bajos por la empresa Neptune Energy. El proyecto utiliza una plataforma de gas en el mar del norte, integrando tres fuentes de energía en una sola plataforma: gas, hidrógeno y energía eólica.

La electricidad empleada en la plataforma proviene de un parque eólico cercano y se emplea para alimentar un electrolizador de 1 MW, que produce aproximadamente 400 kg de hidrógeno al día. Para obtener el agua purificada, dentro del balance de planta de este electrolizador se incluye una unidad de desalinización.

Una de las grandes ventajas de este diseño es el uso de las tuberías de gas ya existentes para transportar el hidrógeno hasta la costa, lo que reduce significativamente los costes de infraestructura y acelera la viabilidad del proyecto. Además, a diferencia de otros proyectos, PosHYdon cuenta con un respaldo sólido, con una financiación de 3,6 millones de euros del gobierno holandés y el apoyo de empresas clave en la cadena de valor del hidrógeno, como NEL, Emerson y Gasunie. Su objetivo principal es evaluar la viabilidad práctica de integrar la producción de hidrógeno offshore en infraestructuras energéticas aún en operación y analizar el impacto de las condiciones marinas en el rendimiento del electrolizador.

Ilustración 4 Plataforma Q13a-A

Producción en tierra a partir de energía eólica offshore

Este enfoque, aprovecha la cercanía de parques eólicos offshore para transportar la electricidad a tierra y producir hidrógeno en la costa. De esta manera se crea un sistema híbrido en el que la energía generada en alta mar se transmite mediante cables submarinos y, una vez en tierra, se emplea de la forma mas rentable en cada momento.

¿Cómo funciona la producción de hidrógeno en tierra a partir de la eólica offshore?

Cuando el precio de la electricidad es alto, la energía se vende directamente al mercado. En cambio, cuando los precios bajan, se usa para producir hidrógeno verde mediante electrólisis. Esta estrategia permite maximizar ingresos y mejorar la eficiencia del sistema, adaptándose a la oferta y demanda de energía en tiempo real. Como ya sabemos, esto es muy poco rentable tal y como están los costes en 2025, pero no debemos olvidar que estos proyectos buscan definir los nuevos sistemas energéticos, considerando importantes bajadas de costes de las tecnologías como ya hemos visto.

Un ejemplo de este modelo es Bantry Bay, Ubicado en la isla de Whiddy, Irlanda, el proyecto tiene como objetivo aprovechar 3,2 GW de energía renovable para producir hidrógeno y amoníaco verde, contribuyendo a la reducción de 2,4 millones de toneladas de CO₂ al año. Su ubicación estratégica facilita la integración con infraestructuras ya existentes, previamente dedicadas a la industria petrolera, lo que reduce costes y acelera su implementación. La primera fase contempla la construcción de una planta de hidrógeno de 2,7 GW, mientras que una segunda fase incluirá la instalación de una planta de amoníaco de 500 MW, que empleará el hidrógeno producido en la primera etapa. Se espera que este proyecto pueda entrar en operación en 2028.

Conclusión

Actualmente el hidrógeno offshore se encuentra en una fase clave de desarrollo, con múltiples enfoques en estudio para determinar la mejor estrategia de producción y distribución. Los proyectos que hemos analizado demuestran que no existe una única solución.

A medida que las tecnologías maduren y la experiencia operativa se amplíe, es probable que veamos una combinación de estos enfoques, optimizando la producción de hidrógeno renovable en función de cada contexto. Con el respaldo de iniciativas institucionales y el continuo avance de la eólica marina, la producción de hidrógeno offshore tiene el potencial de convertirse en una solución clave para la descarbonización del sistema energético.

Desde AtlantHy seguimos de cerca esta evolución y trabajamos en el desarrollo de proyectos innovadores dentro del sector, como H2FLOAT, una iniciativa de I+D que busca optimizar la producción, almacenamiento y transporte de hidrógeno en plataformas eólicas offshore. A través de tecnologías avanzadas como la electrólisis de óxido sólido (SOEL) y el uso de portadores orgánicos líquidos.

Este proyecto, desarrollado en colaboración con Hidritec Water Systems, Kerionics y BlueNewables y reconocido por el IDAE como una de las iniciativas más prometedoras en términos de innovación en el sector del hidrógeno, con una subvención aproximada de 3 M€, forma parte de nuestro compromiso con la innovación y la descarbonización. Si quieres conocer más sobre H2FLOAT y su impacto en el futuro del hidrógeno offshore, puedes descubrir todos los detalles en nuestra web.

Si quieres profundizar más en este tema, no dudes en ponerte en contacto con nosotros. Estaremos encantados de resolver tus dudas y ayudarte a desarrollar tu proyecto. Además, seguiremos analizando las últimas innovaciones en tecnología e infraestructura para mantenerte al día sobre el futuro de esta industria.

Referencias

DEME Group. (2024). HYPORT®: green hydrogen plant in Ostend. Obtenido de https://www.deme-group.com/news/hyportr-green-hydrogen-plant-ostend

Dolphyn hydrogen. (2024). Obtenido de https://www.dolphynhydrogen.com/our-dolphyn-process

Dolphyn Project. (2024). Obtenido de https://www.dolphynhydrogen.com

EMODnet. (2021). Map of the Week – Locations of wind farms.

Hydrogen Island. (2024). Hydrogen Island. Obtenido de https://hydrogenisland.dk/en

Keogh, J. (2020). Whiddy terminal is helping to store global oil reserves. The Southern Star.

McCullough, E. (2020). Ostend wants to build largest green hydrogen plant in the Benelux by 2025. The Brussels Times.

Orsted. (s.f.). 1991-2001 The first offshore wind farms. Obtenido de https://orsted.com/en/what-we-do/insights/white-papers/making-green-energy-affordable/1991-to-2001-the-first-offshore-wind-farms

O'Sullivan, K. (06 de julio de 2021). Bantry Bay green energy facility to be one of largest of type in world. The Irish Times. Obtenido de https://www.irishtimes.com/business/energy-and-resources/bantry-bay-green-energy-facility-to-be-one-of-largest-of-type-in-world-1.4613055

RWE. (2024). Hydrogen production in the North Sea