FLEXnCONFU: Preparar el recorrido de las centrales

La Central Termoeléctrica de Ribatejo está inmersa en un proyecto que puede conducir a una mayor adaptación de las centrales actuales a un futuro en el que el hidrógeno esté cada vez más presente en las cadenas de producción y consumo de energía. Con 21 socios implicados, entre los que destacan EDP Produção y EDP NEW, así como tres países (Portugal, Reino Unido e Italia), FLEXnCONFU se prolongará hasta finales del 2024, con dos años de demostraciones prácticas del uso y producción de hidrógeno en las turbinas de gas natural de la central.

«Este pequeño proyecto piloto es pequeño en tamaño, pero grande en su significado y en su propósito de futuro», destaca Miguel Patena, director de Innovación de EDP Produção y uno de los responsables de FLEXnCONFU, que tiene un presupuesto de 12,6 millones de euros y está financiado en un 70 % por la Unión Europea. EDP Produção aporta un presupuesto de 2 millones de euros para la instalación del piloto, mientras que NEW contribuye con 0,3 millones de euros en actividades relacionadas con la distribución y otros usos del H2.

En la práctica, la intención es producir hidrógeno a partir de un electrolizador de 1 MW, probar su almacenamiento en tanques presurizados e inyectarlo en turbinas de gas para generar energía eléctrica de ciclo combinado. «Este proyecto nos dará las bases, desde el punto de vista tecnológico, para validar las soluciones en el futuro y pensar si merece o no la pena preparar los ciclos combinados para introducir un mayor porcentaje de hidrógeno en el gas natural», explica el responsable de EDP Produção, recordando que «la inyección de H2 es simbólica, de apenas el 0,1 %» de la capacidad de las turbinas. Aún así, es suficiente para «experimentar desde el punto de vista tecnológico y demostrar si tiene o no sentido aumentarlo».



Las turbinas de gas de las centrales CCGT de EDP admiten una mezcla con alrededor del 10 % de hidrógeno, por lo que «más allá de ese límite, tenemos que hacer cambios sustanciales, con un coste elevado», explica Miguel Patena. Por otro lado, la estrategia del Gobierno también pasa por apostar por una mezcla de hidrógeno en el gas natural. «Sucederá en los próximos años y, cuando probemos esta tecnología en un ciclo combinado, nos anticiparemos a esta necesidad en el futuro», dice el responsable.

En el fondo, la preocupación de EDP pasa también por «estudiar la tecnología y su flexibilidad», ya que, además del electrolizador, «todos los sistemas que lo rodean están hechos a medida» e «incluso la autorización para hacer esto es una novedad con respecto a las centrales convencionales».

Proyecto FLEXnCONFU en marcha acelerada

Finalizadas las fases iniciales de trazado e ingeniería, 2021 es el año en que se definen las especificaciones técnicas para la compra de equipos, que deberían llegar durante 2022. Con el emplazamiento de la Central de Ribatejo ya preparado, el próximo año se procederá al montaje de las estructuras, y las primeras pruebas se realizarán a finales de 2022. «El compromiso con la Comisión Europea es, durante 2023 y 2024, llevar a cabo dos años de demostración de resultados para probar que el H2 se puede quemar de forma segura y flexible en las turbinas», detalla Miguel Patena.

En total, se prevén 1000 horas de uso de hidrógeno, el equivalente a más de 41 días si pensamos en una producción de 24 horas. Según el director de Innovación, esto incluirá varios tipos de operaciones, como «pruebas de emergencia, pruebas de arranque con hidrógeno casi al 100 % (con 0,1 % en la mezcla), disparos y variaciones de carga». Todo esto «con varios socios que quieren ver y participar en este análisis».

Hay un equipo multidisciplinar trabajando en FLEXnCONFU, el cual llegará a las 15 personas en la fase de instalación, pero la idea es que muchas más se incorporen al proyecto. «Es interesante involucrar al mayor número de personas posible», dice el responsable, «para hacer este aprendizaje interno, de modo que podamos posicionarnos de cara a otros proyectos más ambiciosos».

Miguel Patena cree que este es un tema importante para todo el sector, ya que los puestos de trabajo durante la transición energética «se van a reinventar». Desde luego, por el carácter transversal e innovador del hidrógeno en el futuro: «Si nos fijamos solo en EDP, es común en prácticamente todas las áreas, desde el punto de vista de las renovables, la producción e incluso del sector comercial y de servicios».

Con la vista puesta en los transportes

Según el director de Innovación de EDP Produção, «el hidrógeno es el último tramo de la descarbonización». La electrificación es más fácil y eficaz en general, «pero hay sectores como la industria pesada, la siderúrgica y la de los transportes de larga distancia que necesitan otras soluciones. Estos son los segmentos que pueden valorar el hidrógeno como materia prima barata».

Por ello, en la Central de Ribatejo ya están surgiendo otras sinergias que pueden allanar el camino para después de 2024, cuando finalice la demostración de FLEXnCONFU. «Respondimos a una llamada del Ayuntamiento de Alenquer y promovimos un estudio con Iveco, con la entidad y con Luís Simões para probar el uso del H2 también en los transportes», dice Miguel Patena. Detalla que «habrá que negociar más adelante con el consorcio, pero si el electrolizador permanece en la central, podría alimentar un centro de hidrógeno para el transporte de larga distancia o de pasajeros en la región».

El electrolizador de este proyecto siempre sería «marginal» en términos de alimentación de la central en el futuro, pero suficiente para otros usos. Si se decide centrarse más en el H2 en ciclo combinado, «el gasoducto ya traería esta mezcla de otros lugares», dados los otros proyectos de hidrógeno en los que participa EDP.

E incluso si no hay evolución del proyecto hacia nuevas metas tras su finalización, la misión se habrá cumplido. «Lo que queremos es aprovechar las lecciones que puedan extraerse de la planta para todos los usos en los que se necesite el hidrógeno. El aprendizaje se realiza a través de la experimentación».

BEHYOND: La combinación perfecta de viento y agua

Hace unas décadas, pocos habrían pensado en colocar turbinas eólicas en el mar, y menos aún asociadas a la producción de hidrógeno. Lo cierto es que, actualmente, hay al menos 15 proyectos relacionados con parques eólicos marinos en desarrollo en Europa, y uno de ellos, BEHYOND, está siendo coordinado en Portugal por EDP NEW.

«BEHYOND empezó a finales de octubre de 2020 y tiene una duración de un año», explica Sofia Ganilha, directora de proyecto del programa que se está desarrollando en colaboración con el centro de ingeniería CEiiA, WavEC, TechnipFMC y la universidad noruega USN, con más de 40 personas en el equipo. «Actualmente, estamos completando la identificación de los países y regiones con mayor probabilidad de admitir la implementación de esta nueva tecnología», continúa la responsable, y añade que el siguiente paso «se centra en la definición de los modelos de negocio más viables y atractivos».

¿Pero qué quiere BEHYOND? ¿Por qué producir H2 a partir de parques eólicos marinos? En la práctica, se trata de aprovechar un «recurso intermitente» como es la energía eólica para la producción de hidrógeno, creando una sinergia entre ambos. «En este proyecto, pretendemos analizar no solo la viabilidad de redirigir parte de la electricidad generada por los parques eólicos marinos a la producción de hidrógeno, sino también la construcción de parques 100 % dedicados al H2», explica Sofia Ganilha.

Básicamente, al ser un estudio de viabilidad tanto técnica como económica, todas las variables están encima de la mesa. Y los primeros resultados, según el director del proyecto, son bastante positivos: «Han demostrado el atractivo de este nuevo modelo híbrido de generación de energía sostenible». Y Nuno Filipe, líder del área RES Integration & Flexibility de EDP NEW, defiende que esta puede ser «una solución competitiva y escalable, con aplicación en distintos países y que puede utilizarse por los propietarios de parques eólicos con el objetivo de producir hidrógeno verde».


 

¿Cuáles son las ventajas de estar en el mar?

Although it seems a rather complex process, Sofia Ganilha explains that there are several potAunque parece un proceso bastante complejo, Sofia Ganilha explica que hay varias ventajas potenciales en la apuesta por producir hidrógeno en el mar:

• El traslado de la producción de H2 al mar se beneficia de un recurso energético más estable, lo que permite producir hidrógeno de forma más constante.
• Al sustituir la toma de tierra eléctrica por tuberías de hidrógeno, necesitamos una menor inversión inicial (los cables eléctricos de alta tensión tienen un mayor coste). Y esas mismas tuberías de hidrógeno pueden actuar como un amortiguador o un sistema de almacenamiento intermedio para el H2 producido, lo que evita una posible inversión extra en tierra.
• Hay amplias zonas marinas disponibles para estas instalaciones que, en cierto modo, tienen una mayor aceptación por parte del público, ya que están alejadas de las zonas residenciales, comerciales e industriales.

Nuno Filipe añade que el entorno marino «tiene unas condiciones de recursos más favorables, lo que garantiza una mayor disponibilidad de energía generada y, como consecuencia de ello, un menor coste de electricidad, lo que afecta mucho al coste final del hidrógeno producido». Además, «no existen restricciones de ruido y funcionamiento en el mar, lo que permite un mayor uso y eficiencia del sistema».

En cuanto a los retos, según el líder del área RES Integration & Flexibility de EDP NEW, «están relacionados con el montaje, la logística y el mantenimiento de los parques eólicos marinos, dado que este campo es reciente y aún carece de datos e información específicos». Y en términos de producción y transporte, también es necesario tener en cuenta «el ambiente corrosivo».

Producción en función del destino

A primera vista, una solución híbrida, con electricidad e hidrógeno que llegan a la costa, parece la más adecuada para cualquier región cercana. Y Sofia Ganilha destaca la «flexibilidad que ofrece, ya sea por motivos de seguridad (en caso de parada de uno de los sistemas, se puede aprovechar el otro) o por motivos de optimización, ya que se puede dar preferencia a la producción de hidrógeno o de electricidad en función del valor de mercado en cada momento». Esto sin olvidar la posibilidad de aprovechar la energía eólica incluso cuando el consumo de electricidad de la red es bajo.

Sin embargo, una producción eólica 100 % dedicada al hidrógeno también tiene sus ventajas. «La implementación de soluciones para la producción y el uso de hidrógeno está determinada por la demanda que existe en una región determinada», recuerda el responsable del proyecto BEHYOND de EDP Inovação, «depende principalmente de la existencia de un usuario final que tenga necesidades de consumo de hidrógeno o electricidad». Así, Sofia Ganilha prevé que este modelo podría tener sentido en zonas industriales costeras o cercanas al litoral, donde el hidrógeno es o puede llegar a ser una materia prima esencial.

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BEHYOND no prevé una fase de pruebas de campo, pero esa puerta no está cerrada, ni por parte de EDP ni de los socios. Incluso porque, según Sofia Ganilha, «existe un enorme potencial en la energía eólica marina para suministrar energía a la sociedad en general. Y varios países europeos tienen una visión ambiciosa del hidrógeno y ya han mostrado su disposición a apoyar soluciones similares a las que estamos desarrollando».

En cuanto a Nuno Filipe, cree que la tecnología estará lista para comercializarse en 2025, pero es necesario buscar otros programas de financiación para llevar el proyecto «de la prueba de concepto a su comercialización».

Sea cual sea el siguiente paso, cuando BEHYOND se haya completado, Sofia Ganilha cree que «permitirá a EDP adquirir los conocimientos necesarios para determinar la viabilidad de este segmento de negocio. El hidrógeno verde, producido a partir de fuentes de energía renovables, se convertirá en una de las principales palancas de la descarbonización, al tiempo que mitigará la intermitencia de las fuentes de energía renovables terrestres y marinas».

También recuerda que «la colaboración con muchos de los principales actores tecnológicos y académicos de la zona permitirá construir una base sólida y, al liderar el proyecto BEHYOND, EDP se anticipa a una tendencia y se prepara de nuevo para el futuro de la energía». A su vez, Nuno Filipe destaca que «la posibilidad de utilizar esta energía para producir hidrógeno, en lugar de ser desperdiciada, asegura la producción de un recurso a un precio muy bajo, que luego puede ser utilizado para la producción de electricidad, o mejor aún, para el consumo directo de H2 donde tiene más sentido, en usos finales no electrificables».