Investigadores de la Universidad LUT de Finlandia han alcanzado una tensión de 1.000 V en un sistema de electrólisis alcalina conectado en serie, con el objetivo de mejorar la eficiencia de costes de la producción de hidrógeno verde. El proyecto utiliza electrónica de potencia de ABB y pilas de electrolizadores suministradas por Stargate Hydrogen, con sede en Estonia.

Los investigadores señalan que operar a una tensión más alta puede reducir la corriente necesaria para el sistema, disminuyendo las pérdidas eléctricas y reduciendo el coste de los equipos de suministro eléctrico y de la electrónica de potencia. Estos componentes representan aproximadamente una cuarta parte de los costes de inversión de una planta de hidrógeno. Si esos costes se redujeran a la mitad, la inversión total del sistema podría disminuir aproximadamente entre un 10 % y un 15 %, según el equipo de investigación.

Los electrolizadores alcalinos industriales suelen operar a entre 200 V y 400 V. La siguiente etapa del proyecto se centrará en el diseño del sistema, la modelización y la reducción de las corrientes parásitas, mientras los investigadores trabajan para ampliar la electrólisis de alta tensión.

En otro ámbito del sector, Jera, de Japón, y AM Green, de India, han firmado un acuerdo vinculante para el suministro de aproximadamente 70.000 toneladas métricas de amoníaco verde al año durante cinco años. El amoníaco procederá de la instalación prevista por AM Green en Kakinada, Andhra Pradesh, cuya entrada en funcionamiento está prevista para 2028-2029.

El amoníaco se enviará a Japón y se gestionará mediante instalaciones de recepción, almacenamiento y distribución cercanas a la central térmica de Hekinan de Jera, en la prefectura de Aichi. El combustible está destinado principalmente a buques transportadores de automóviles propulsados por amoníaco. Jera trabaja con Kawasaki Kisen Kaisha y Nippon Yusen Kabushiki Kaisha en una infraestructura de abastecimiento específica.

Por separado, siete empresas japonesas han acordado desarrollar una cadena integrada de suministro de amoníaco en la región de Chubu y construir y operar cuatro buques transportadores de automóviles propulsados por amoníaco. Está previsto que los buques y un buque de abastecimiento específico estén terminados en 2030.

La Comisión Europea también ha puesto en marcha la Plataforma de Inversión T-MED para apoyar inversiones a gran escala en energías renovables y tecnologías limpias en todo el Mediterráneo. La iniciativa incluye hasta 4.500 millones de euros en capacidad de garantía. Entre los proyectos seleccionados, se espera que los proyectos eólicos de Niat y Rasgha, en Egipto, añadan 500 MW de capacidad eólica terrestre en el golfo de Suez, apoyando la base de energías renovables del país para la futura producción de hidrógeno.

Un estudio realizado por seis investigadores de la Universidad de Trieste comparó el hidrógeno renovable importado de Omán con el hidrógeno producido en Italia. El análisis concluyó que las importaciones podrían ser más económicas, mientras que la producción nacional tendría una huella de carbono menor.

La investigación evaluó dos cadenas de suministro basadas en la electrólisis del agua mediante membrana de intercambio protónico, incluida la generación de electricidad renovable, la licuefacción del hidrógeno, el almacenamiento, el transporte y la regasificación. Estimó un coste nivelado del hidrógeno de 7,84 euros por kilogramo para las importaciones desde Omán, frente a 10,22 euros por kilogramo para la producción nacional en Italia.

Sin embargo, las emisiones del ciclo de vida se estimaron en 2,26 kilogramos de CO₂ equivalente por kilogramo de hidrógeno para la cadena de suministro italiana, frente a 2,62 kilogramos para las importaciones. Los investigadores identificaron la electrólisis como el mayor contribuyente tanto a las emisiones como a los costes, al representar hasta el 81 % de la huella de carbono y el 74,4 % del coste nivelado. El transporte marítimo representa aproximadamente el 10 % del coste final del hidrógeno importado.

El estudio también destacó los puertos y las iniciativas regionales, incluido el Valle del Hidrógeno del Adriático Norte, como posibles centros para combinar la producción nacional con las importaciones internacionales de hidrógeno.

Fuentes: pv magazine.