Jornada de H2 en el Sector Naval

Última actualización Feb 11, 2022

La Asociación de Ingenieros Navales ha organizado el pasado martes 29 de junio en el Instituto de la ingeniería de España (Calle del General Arrando, 38, Madrid) la Jornada de H2 en el Sector Naval.

Se ha centrado en el impacto que el H2 pueda tener en el Sector Naval, ya sea en las infraestructuras necesarias para su producción, almacenaje y distribución, la nueva concepción de los buques que lo usen como combustible, y todas las oportunidades, riesgos y realidades alrededor de la nueva economía del H2.

Presentación de la Jornada

José Trideros, presidente del Instituto de la Ingeniería de España, ha sido el encargado de presentar la Jornada. Posteriormente, ha presentado a Pepe Lara, decano de la Asociación de Ingenieros Navales y Presidente del Comité de Asuntos Económicos, que sin duda nos dará muchos días y muchas jornadas para apoyar a la recuperación económica.

José Trideros ha hablado de la descarbonización y lo importante que es para las industrias, además de cómo está arrasando el tema del hidrógeno en el sector naviero. Así mismo, ha mencionado que en el año 2030 zarpará el primer barco para navegar con hidrógeno y con amoníaco, el Viking Energy.

Por otro lado, Pepe Lara ha agradecido a los organizadores de la jornada, y a los que forman parte de todas las tecnologías del hidrógeno dando pie al comienzo de la primera parte de esta conferencia.

Pepe Lara, decano de la Asociación de Ingenieros Navales y José Trideros, presidente del Instituto de la Ingeniería de España.

Primer bloque. Producción de H2 Verde y sus implicaciones en el sector naval

Introducción técnica: Carlos Fúnez. Universidad de Castilla-La Mancha. Ingeniero técnico de Minas.

Carlos ha trabajado en varios campos relacionados con el hidrógeno, y en áreas de producción de ingeniería. Ha explicado que el objetivo es llegar a las cero emisiones al 2050, y el hidrógeno tiene un papel muy importante en esta misión.

Sustituyendo el hidrógeno gris, que se utiliza a día de hoy en distintos procesos de fabricación, por el hidrógeno verde, podemos llegar a unos niveles de emisión mucho más bajos, hasta llegar al objetivo de cero emisiones. El hidrógeno verde es el más adecuado por el tipo de emisiones y será el más competitivo en el año 2030. Por otro lado, el inconveniente es que el hidrógeno verde es más caro (3-7€/kg H2) que el hidrógeno gris (1-2€/kg H2). Por otro lado, el objetivo de la UE por sí solo señala un mercado acumulativo de más de 40.000 millones de euros para equipos de producción de hidrógeno verde hasta 2030.

Entre otras cosas, Carlos ha explicado cuál es el proceso de inserción del hidrógeno líquido en los barcos, y lo importante que es también el amoniaco para el transporte marítimo, mostrando como es una típica planta de amoniaco de hoy en día y cómo serán éstas plantas en el futuro.

Mesa redonda. Moderador: Óscar Fernández Isla.

Ana López Tagle. Enagás. Ingeniero Naval por la Universidad Politécnica de Madrid.

En primer lugar, Óscar le ha formulado la siguiente pregunta: ¿qué significa el hidrógeno verde para Enagás en su estrategia de negocio? Por su parte, Ana ha contestado que en su empresa son responsables de más de 12.000 km de gasoducto que se utilizan para el transporte de gas natural y están muy acostumbrados a trabajar con combustibles criogénicos. Toda esta infraestructura puede ayudar al desarrollo del hidrógeno verde, por el papel fundamental que presenta en cuanto a la oferta y la demanda. Por ello, Enagás está involucrado en más de 50 proyectos de gases renovables, de los cuales 29 son destinados al hidrógeno verde que van a movilizar una inversión de más de 6.000 millones de euros.

Por otro lado, uno de los papeles que cree que tiene Enagás en un desarrollo sostenible del hidrógeno verde es en el transporte, generándose en las zonas de producción energía renovable. El otro papel importante es el consumo energético del hidrógeno, que se diferencia del gas natural en que tiene una gran densidad energética másica.

Raúl Cascajo. Puerto de Valencia. Ingeniero Naval.

La pregunta que le ha formulado Óscar ha sido: ¿cree el Puerto de Valencia que el hidrógeno verde puede ser la solución a la descarbonización de las zonas portuarias en las ciudades? Por lo que Raúl ha contestado que ellos en el Puerto de Valencia tienen un plan de cero emisiones para el año 2030, y entre las soluciones que presentan están el hidrógeno verde. Esto lo hacen a través de “tractores de la industria”, y como gestores portuarios lo que están haciendo es promover actuaciones por parte de los operadores y por parte de las empresas, que son los que manejan el combustible.

Otra pregunta que Óscar le ha hecho ha sido: ¿qué ventajas tiene un puerto como el de Valencia para ser palanca de desarrollo en las tecnologías del hidrógeno verde? Lo que ha tratado de transmitir Raúl ha sido que el Puerto de Valencia, al ser el primer puerto del Mediterráneo, el quinto en Europa, y entre los 30 primeros del mundo, eso les da una masa crítica de volumen de mercancía y de buques muy grande. Lo que están tratando de hacer es que el funcionamiento de la maquinaria se base en el hidrógeno comprobando su rendimiento, siendo esta la ventaja que tiene Valencia que no tienen muchos otros puertos trasladando esos conocimientos que el Puerto de Valencia adquirirá gracias a esto.

José Miguel Macho. Siemens Energy. Ingeniero Industrial por la UPM.

José Miguel ha desarrollado la mayor parte de su carrera en la división de energía de Siemens. En dicha empresa llevan trabajando durante más de 170 años desarrollando tecnologías para usar combustibles fósiles, y creen que el hidrógeno va a ser el pilar energético del futuro.

Por otro lado, llevan tiempo desarrollando energías tanto en el campo del uso del hidrógeno y sus derivados (turbinas y motores principalmente) como en el desarrollo de electrolizadores para ser capaces de producir de la forma más eficiente y económica el hidrógeno verde.

Óscar le ha preguntado que cómo cree Siemens Energy que el sector naval puede aprovechar el hidrógeno verde en su estrategia de descarbonización, y José Miguel ha contestado que el sistema energético del futuro se va a sustentar con dos pilares básicos. El primero es: todo aquello que se puede electrificar debería ser eléctrico; y el segundo pilar es que todos aquellos usos que no se pueden electrificar el combustible que se utilizará será hidrógeno o un combustible basado en el hidrógeno.

Para finalizar esta mesa redonda, Óscar Fernández ha hecho la siguiente pregunta: ¿la producción de hidrógeno verde puede ser rentable? Carlos Fúnez cree que sí, por los datos que ha dado anteriormente en cuanto a los precios que suponen el kilo de hidrógeno en un largo plazo así como el precio de la electricidad, y sus factores de capacidad.

Por otro lado, Raúl Cascajo cree que esto depende del marco regulatorio. Hoy en día no es rentable, pero en el futuro sí que cree que pueda, de igual manera que Ana López, que cree que también influyen el precio del CO2 y el precio de la energía, que a día de hoy está siendo más cara.

Por último, respecto a la producción de hidrógeno verde en la industria offshore José Miguel cree que Siemens está trabajando en desarrollar plataformas offshore que produzcan no sólo electricidad, sino también hidrógeno verde. Esas plataformas estarán instaladas en determinadas áreas marítimas que lo puedan hacer viable. También, será fundamental la adaptación de los puertos a ese nuevo modelo de energía ya que tendrán que generar la cantidad que gasten los buques cuando estén parados en puerto.

Segundo bloque. H2como combustible a bordo. Impacto técnico y normativo

Introducción técnica: Josu Apraiz Anasagasti.

Josu trabaja en Astilleros Murueta como Jefe de Buque, donde ha desarrollado gran parte de su actividad profesional.

Ha mencionado que Astilleros Murueta tiene una reciente experiencia con nuevos combustibles y tecnologías (por ejemplo: Oizmendi, Retrofit LNG Bunker, año 2018; Ibaizabal Quince, LNG Fued Tug Boat, año 2020 y Kristoffer Tronds, Hybrid LFC, año 2021).

Uno de los proyectos más interesantes es el de una draga con célula de combustible, un buque totalmente operativo sin H2. Está totalmente integrado para poder utilizar el H2 en cualquiera de las operaciones del buque. Es una draga diésel eléctrica, en donde la célula de combustible aporta una parte de la energía eléctrica necesaria de unos 300 kW, teniendo una generación total de 3.200 kW. Las sociedades clasificadoras que están trabajando para las actualizaciones son Bureau Veritas y DNV, y la reglamentación es aplicable a las normas de Gas Fulled Ships.

En cuanto a la Unión Europea, está impulsando muchos nuevos proyectos en esta línea para acelerar estos procesos y ver la viabilidad del H2, cuyo almacenamiento es uno de los mayores retos del sector naval.

Por otro lado, en cuanto a las células de combustible, se están desarrollando en bastantes empresas y ya se están comercializando. Los servicios requeridos para este tipo de sistema, es que tienen que estar alimentado con H2, aire de proceso, refrigeración de agua, ventilación y venteo del local, célula y tubería, agua generada en el proceso… Por su parte, los aspectos operacionales que requieren son la formación de la tripulación y procedimientos de trabajo y mantenimiento.

Las conclusiones son que va a ser uno de los combustibles del futuro conviviendo con los combustibles actuales y con el LNG durante bastantes años y con otros combustibles como el amoniaco.

A corto y medio plazo sí será factible y viable en buques portuarios o de travesías cortas determinadas, conjuntamente con baterías. En buques mayores, con necesidad de más autonomía, tardará más en llegar y tendrá que ser con nuevas soluciones.

Mesa redonda. Moderador: Alejandro Zorzo, responsable del mercado marino para España y Portugal de ABB.

Sami Kanerva. ABB.

ABB está ofreciendo soluciones disponibles de tecnología de aplicaciones para la solución en la escala de megavatios, siendo el hidrógeno un papel muy importante, para lograr los objetivos del futuro. Por ello, en ABB están preparados para desarrollar este tipo de soluciones y proyectos al principio del año que viene.

Mónica Álvarez Cardoso. Coordinadora de proyectos del hidrógeno en DNV.

Alejandro le ha preguntado cuál es la situación actual en cuanto a las ideas que tienen que ver con el hidrógeno que están en marcha en DNV y qué se espera de ellos. Mónica ha afirmado que tienen muchos proyectos hoy en día para la clasificación de buques alrededor de todo el mundo que tienen que ver con el hidrógeno, pero también ha mencionado la importancia que tendrá el amoniaco en el futuro. Así mismo, ha explicado un proyecto que tienen entre manos, que les permitirá navegar con hidrógeno probablemente el año que viene.

Como ha mencionado al principio, tienen proyectos alrededor del mundo, como Australia o Estados Unidos. Además, ha hablado sobre el coste del cambio de gas natural a hidrógeno, explicando sus inconvenientes.

Amós Fuentes. Director de tecnologías del hidrógeno en Navantia.

En Navantia están haciendo poco a poco un cambio con el hidrógeno, para que en el futuro les aporte nuevas oportunidades. En Navantia están preparados para la transferencia de tecnologías que permitan estos cambios.

La creación de nuevas medidas de tecnologías hace que atraiga talentos europeos, así como compañías, universidades, etc. Han creado una de estas tecnologías en Cartagena, que consiste en proponer nuevas soluciones para tecnologías limpias, e impulsar el hidrógeno como tecnología de propulsión.

Tercer bloque. Almacenamiento y Distribución de H2 en el Sector Naval.

Introducción técnica: Mónica Preciado. Doctora Ingeniera Naval e Ingeniera de Materiales. Docente en la Universidad de Burgos.

Mónica ha hablado del almacenamiento y distribución del hidrógeno. Aunque el amoniaco es otra alternativa, ha preferido centrarse en el hidrógeno. Tenemos dos tipos de almacenamiento: estacionario (puntos de producción, distribución y de consumo estacionario) y no estacionario (distribución y puntos de consumo no estacionario). Los sistemas de almacenamiento de hidrógeno viables son tanques de almacenamiento de hidrógeno comprimido, tanques de almacenamiento de hidrógeno líquido criogénico e hidruros químicos.

En primer lugar, el hidrógeno comprimido se suele almacenar a presiones entre 200 y 700 bar. Suelen utilizarse materiales como aluminio o acero, polímero tipo polietileno o nylon y fibra de vidrio o carbono de resina epoxy. La alta permeabilidad del hidrógeno en comparación con el gas metano hace que se pierda presión y pueda debilitar el material.

En segundo lugar, el hidrógeno líquido se obtiene a partir de la licuación del mismo. Los contenedores criogénicos están diseñados para minimizar la transferencia de calor por conducción, convección y radiante desde la pared exterior del contenedor hasta el líquido.

Los hidruros metálicos son un grupo de materiales que absorben hidrógeno de manera reversible en unas condiciones moderadas. Los hidruros metálicos más usados son: hidruros metálicos con base de zirconio con titanio, vanadio y níquel, hidruros activados de magnesio, e hidruros metálicos compuestos (alanatos).

Por último, los hidruros químicos son sustancias que al mezclarse con el agua producen hidrógeno. El hidróxido hay que someterlo a un proceso que se llama regeneración para volver a transformarlo en hidruro.

Mesa redonda:

Daniel Ballorca. Hiperbaric. Ingeniero Aeronáutico por la UPM.

Hiperbaric es una empresa que tiene 20 años de historia, en la que han apostado por el transporte del hidrógeno por el método de la compresión. La tecnología que usan es similar a la que se usa para comprimir agua, mediante compresores volumétricos con un pistón de doble tapa, reduciendo así su volumen progresivamente, trabajando a unas presiones desde los 40 a los 200 bares.

Pedro Casero. Fundación Hidrógeno de Aragón.

Ha mencionado que están coordinando un proyecto en el norte de Escocia donde en varias islas se produce energía renovable en exceso y no se puede evacuar a la isla principal. Por ello, hay una producción de hidrógeno renovable que se comprime, se almacena en unos vehículos a través de unos depósitos móviles, se montan en ferries y se envían a la isla principal para pilas de combustible o para generar calor en las escuelas.

El uso de hidrógeno como gas comprimido tiene un determinado nicho de aplicación pero ahora mismo el proyecto está en la fase de demostración teniendo datos reales, y es evidente que escalarlo a grandes cantidades no es la solución.

La solución puede pasar por hidroductos o portadores de hidrógeno, que no deja de ser un elemento que utiliza la característica del hidrógeno de ser muy reactivo y combinarlos para formar nuevas moléculas.Este tipo de portadores serían, por ejemplo, el amoniaco, el metanol, el gas natural sintético, líquidos orgánicos…, siendo su ventaja que permiten almacenar mucha más cantidad de hidrógeno de una forma más sencilla de manejar, por lo tanto se puede trasladar en distancias más grandes.

En el mundo se producen unas 150 millones de toneladas de nitrógeno, y el 10% se transporta por vías marítimas. por otro lado es más barato que el hidrógeno líquido, haciéndolo más llamativo para los consumidores.

Francisco Montalbán. Clantech. Químico y Director General de Clantech.

Han desarrollado casi 900 proyectos a nivel mundial en 19 países que han tenido que ver con el hidrógeno. Son especialistas en desarrollar infraestructuras de hidrógeno desde la electrólisis, el almacenamiento, compresión y dispensado.

Su especialidad hasta ahora es en el mundo terrestre, pero estas tecnologías se pueden aplicar al mundo marino. Estos proyectos marítimos que están abordando hoy en día van más dirigidos a las pequeñas embarcaciones, ya que la densidad del hidrógeno puede ser un problema a la hora de dar autonomía a un buque de gran tamaño.

Pepe Lara y Óscar Fernández Isla han cerrado esta jornada agradeciendo la asistencia a todos los ponentes, moderadores y asistentes, que han sido más de 350, demostrando así el interés en este tema.