Kawasaki Heavy Industries anunció el inicio de ventas de un sistema de generación eléctrica basado en un motor de gran tamaño capaz de operar con hasta 30% de hidrógeno (en volumen) mezclado con gas natural o gas ciudad. La compañía sostiene que el enfoque apunta a elevar gradualmente el uso de hidrógeno aprovechando infraestructura y equipos existentes, como tecnología de transición en generación distribuida.
Qué anunció Kawasaki y por qué es relevante para generación eléctrica
En un comunicado corporativo de Kawasaki Heavy Industries, la empresa informó que desde el 30 de septiembre de 2025 inició la comercialización de motores de gran clase capaces de co-combustionar hidrógeno al 30%, asociados a un sistema de generación de clase 8 MW. La firma detalló que la verificación operativa se realizó en su planta Kobe Works y se enfocó en variables de operación como suministro de hidrógeno y mantenibilidad, entre otros factores.
El anuncio se enmarca en la estrategia de la compañía de desarrollar productos “hydrogen-ready” y tecnologías vinculadas a una cadena de suministro de hidrógeno (producción, transporte, almacenamiento y uso), según la misma comunicación.
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Pruebas, capacidad y antecedentes de la serie KG: fechas que sí están sobre la mesa
El mismo comunicado fija un calendario concreto:
Inicio de verificación operativa: octubre de 2024 (en Kobe Works).
Fin de la verificación: septiembre de 2025.
Inicio de ventas: 30 de septiembre de 2025.
Clase de sistema probado: 8 MW.
Mezcla de combustible: hasta 30% de hidrógeno (volumen) con gas natural o gas ciudad.
Kawasaki también contextualiza la base tecnológica: el “Kawasaki Green Gas Engine” acumula más de 240 pedidos desde su primer pedido en 2011, dentro del rango 5–8 MW, como plataforma de motores de alta eficiencia que usan gas natural.
Compatibilidad con infraestructura y retrofit: lo que afirma la empresa
En la comunicación corporativa, Kawasaki plantea dos ideas centrales para su despliegue:
Uso de infraestructura existente: el producto busca habilitar descarbonización “práctica y sostenible” como fuente distribuida, aprovechando instalaciones e infraestructura existentes, mientras se incrementa el uso de hidrógeno.
Retrofit: se especifica que motores existentes pueden adaptarse (retrofit) para operar con co-combustión de hidrógeno, con la salvedad de que las especificaciones difieren respecto de la serie KG ya instalada.
Además, el fabricante enumera funciones operativas destacadas del sistema: posibilidad de ajustar la proporción de co-combustión durante la operación, un diseño orientado a alta eficiencia y bajas emisiones de NOx, y medidas de seguridad como detectores de fugas de hidrógeno y sistemas de purga con nitrógeno.
Hidrógeno también para el mar: prueba en tierra y motores dual fuel
El desarrollo industrial japonés en torno al hidrógeno no quedó limitado a generación eléctrica. En un anuncio del consorcio Kawasaki–Yanmar–Japan Engine, las compañías informaron que realizaron la primera operación en tierra (land-based) de motores marinos a hidrógeno, utilizando un sistema recién instalado de suministro de hidrógeno licuado en la planta de Japan Engine.
En esa misma publicación se precisa que:
El proyecto forma parte de iniciativas del Green Innovation Fund, administrado por NEDO.
El Ministerio de Economía, Comercio e Industria de Japón (METI) estableció un fondo de JPY 2 billones (2 trillion yen) bajo este esquema, con el objetivo de acelerar innovación y transformación estructural hacia la carbono neutralidad al 2050, de acuerdo con el texto.
Se reportan resultados de combustión de hidrógeno en motores medianos de cuatro tiempos y se menciona el avance de un motor de dos tiempos de baja velocidad, con inicio de operación programado para primavera de 2026.
Se describe como característica compartida la configuración dual fuel, capaz de alternar entre hidrógeno y diésel para mantener redundancia operativa.
Cadena de hidrógeno licuado: terminal en Ogishima y un hito fechado en noviembre de 2025
En paralelo a motores y pruebas, Japón empuja infraestructura para hidrógeno licuado. Un reporte de The Maritime Executive indica que el proyecto asociado a Japan Suiso Energy (creada en 2021 para desarrollar la cadena de suministro) contempla:
Una terminal de hidrógeno licuado en Ogishima (Kawasaki City).
Capacidad de tanque de almacenamiento de 50.000 m³.
Equipamiento asociado: manejo de carga marítima (recepción y despacho), licuefacción, transmisión de gas hidrógeno y carga de camiones cisterna.
Inicio de obras (groundbreaking): noviembre de 2025.
Plan para realizar la primera demostración de carga/descarga y viajes en mar hacia 2030, dentro del mismo paraguas de demostración de cadena de suministro.
Qué mirar desde Chile: energía, minería y rutas de descarbonización
En Chile, el debate sobre hidrógeno como vector energético y su potencial rol industrial ya se está instalando con fuerza en la conversación pública y sectorial, tanto por su proyección a largo plazo como por las condiciones de demanda y logística. Para contexto local, se puede contrastar el marco general del hidrógeno verde y sus metas hacia 2050 con la discusión aplicada sobre hidrógeno verde en la minería, además del seguimiento a iniciativas y coordinación sectorial en descarbonización y trazabilidad de emisiones. En esa misma línea de transición de combustibles, también ayuda mirar experiencias operativas como uso de gas natural en flotas, por el tipo de decisiones de infraestructura que suelen condicionar el ritmo de adopción.
Datos duros del anuncio japonés, sin adornos
Hasta 30% de hidrógeno (volumen) en mezcla con gas natural o gas ciudad para motores de gran clase.
Sistema clase 8 MW verificado en Kobe Works.
Verificación: de octubre de 2024 a septiembre de 2025.
Inicio de ventas: 30 de septiembre de 2025.
Más de 240 pedidos acumulados desde 2011 en la plataforma base de 5–8 MW.
Terminal LH2 en Ogishima: 50.000 m³ de almacenamiento; groundbreaking en noviembre de 2025; horizonte 2030 para demostraciones operativas de cadena.