Hidrógeno verde

El hidrógeno verde es el que se obtiene descomponiendo agua con electricidad renovable. Su producción no emite CO2, y puede sustituir al hidrógeno fósil en los fertilizantes y el refino, reducir mineral de hierro sin carbón y alimentar plantas de combustibles sintéticos. El mundo ya consume cerca de 100 millones de toneladas de hidrógeno al año (unos 97 Mt en 2023, según la IEA), pero menos del 1 % es de bajas emisiones. Casi todo procede del gas natural y del carbón y libera del orden de 900 Mt de CO2 al año, más que la aviación. La primera tarea del hidrógeno verde es limpiar esa demanda existente; después vienen los sectores a los que la electricidad no puede llegar directamente.

Cómo funciona

Un electrolizador hace pasar corriente continua por el agua entre dos electrodos separados por un electrolito o una membrana. El agua se descompone en hidrógeno en el cátodo y oxígeno en el ánodo:

2 H2O + energía eléctrica → 2 H2 + O2

La termodinámica fija el mínimo teórico: 39,4 kWh por kilo sobre el poder calorífico superior, o 33,3 kWh/kg sobre el poder calorífico inferior (PCI), que es el que se usa normalmente para los combustibles (consulta poder calorífico). Los sistemas reales necesitan más. Hay sobrepotenciales en los electrodos y resistencia óhmica, y a eso se suman los consumos de los equipos auxiliares: rectificadores, bombas, refrigeración, secado del gas y depuración del agua. Las plantas comerciales actuales consumen unos 50–55 kWh por kg en el conjunto del sistema.

Con 52 kWh/kg, el rendimiento es de cerca del 64 % sobre el PCI. El último término de la fórmula de costes explica por qué manda el precio de la electricidad: a 40 $/MWh, solo la electricidad cuesta unos 2,1 $ por kg antes de devolver un céntimo de la inversión. Nuestra calculadora de hidrógeno verde hace este cálculo para un electrolizador, una fuente de electricidad y un factor de capacidad concretos.

Principales tipos de electrolizador

Alcalino (AEL)

La electrólisis alcalina es la tecnología más antigua y barata, y se usa en la industria desde hace un siglo. Los electrodos de níquel están sumergidos en una solución de hidróxido potásico y separados por un diafragma poroso. Las pilas son duraderas y no necesitan metales preciosos, pero tradicionalmente han respondido más despacio a los cambios de carga y trabajan con menor densidad de corriente. Los fabricantes chinos dominan la producción mundial de electrolizadores alcalinos y venden a los precios más bajos.

Membrana de intercambio de protones (PEM)

Los electrolizadores PEM usan una membrana polimérica sólida en medio ácido. Eso permite pilas compactas, altas densidades de corriente, cambios de carga rápidos y producción a presión elevada, todo ello útil para combinarlos con eólica y solar variables. Dependen del iridio (ánodo) y del platino (cátodo). Cada año se producen solo unas pocas toneladas de iridio, así que la cantidad por unidad tiene que bajar mucho antes de que la PEM pueda escalar a muchos gigavatios.

Óxido sólido (SOEC)

Los electrolizadores de óxido sólido trabajan a 700–850 °C y descomponen vapor de agua con un electrolito cerámico. Como parte de la energía entra en forma de calor, el consumo eléctrico puede bajar a unos 40 kWh/kg si se dispone de calor residual de la industria o de una central nuclear. Las pilas se degradan más deprisa y soportan peor los ciclos. La tecnología está pasando de la demostración a una primera escala comercial.

Membrana de intercambio aniónico (AEM)

La AEM intenta combinar los materiales baratos de los sistemas alcalinos con el diseño de membrana de la PEM. Las unidades todavía son pequeñas (de kilovatios a pocos megavatios) y su durabilidad está por demostrar.

Rangos basados en IEA (2019) The Future of Hydrogen, IRENA (2020) e IEA Global Hydrogen Review 2024.

Los colores del hidrógeno

La jerga del sector clasifica el hidrógeno según cómo se produce: gris (reformado de metano con vapor sin captura, la mayor parte del suministro actual), marrón/negro (gasificación de carbón, habitual en China), azul (reformado de gas con captura de carbono), verde (electrólisis renovable), rosa (electrólisis nuclear), turquesa (pirólisis de metano, que deja carbono sólido) y blanco (hidrógeno geológico natural). Los reguladores están abandonando los colores en favor de umbrales de ciclo de vida. Las normas de la UE para los combustibles renovables de origen no biológico exigen emisiones inferiores a 3,38 kg CO2e por kg de H2 (un ahorro del 70 % frente a la referencia fósil), y el crédito 45V de Estados Unidos se escalona según la intensidad en ciclo de vida por debajo de 4 kg CO2e/kg.

Rendimiento y factor de capacidad

Importan dos rendimientos. El rendimiento de conversión, del 60–67 % sobre el PCI en los sistemas actuales, determina cuánta electricidad necesita cada kilo. La utilización, es decir, el factor de capacidad del electrolizador, determina cuántos kilos produce cada dólar invertido. Un electrolizador que funciona solo con solar, con un factor de capacidad del 20–25 %, reparte su inversión entre pocas horas. Los emplazamientos híbridos eólico-solares de Chile, Australia u Oriente Medio pueden llegar al 50–70 %, y las plantas conectadas a la red, más, pero la electricidad de red trae sus propios problemas de coste y de carbono.

Convertir electricidad en hidrógeno y volver a convertirlo en electricidad con una turbina o una pila de combustible devuelve solo un 30–40 % de la electricidad inicial. Por eso el hidrógeno se considera un medio de almacenamiento estacional de último recurso, no un rival del almacenamiento en baterías para los ciclos diarios.

Costes

El coste nivelado del hidrógeno (LCOH) depende del precio de la electricidad, de la inversión en el electrolizador, de su utilización y de la financiación. Según el Global Hydrogen Review 2024 de la IEA:

• El hidrógeno gris suele costar 1–2,5 $/kg con precios del gas normales (más durante la crisis del gas de 2022, y menos de 1 $/kg donde el gas es barato, como en Oriente Medio).
• El hidrógeno verde de los nuevos proyectos cuesta en general 3–8 $/kg. La parte baja corresponde a emplazamientos renovables excelentes con financiación barata; la alta, a Europa y Japón.
• El coste instalado de los sistemas de electrólisis va de unos 750 $/kW en China a 2.000–2.500 $/kW o más en Europa y Norteamérica. Los equipos auxiliares, la ingeniería y la inflación han impedido que bajen tan deprisa como preveían las proyecciones anteriores.

Para cerrar la brecha hace falta electricidad muy por debajo de 30 $/MWh, una utilización alta y electrolizadores más baratos, o bien precio del carbono y subvenciones. El crédito fiscal a la producción de Estados Unidos (45V) paga hasta 3 $/kg por el hidrógeno más limpio, aunque una ley de 2025 lo limitó a los proyectos que empiecen a construirse antes de 2028. En su primera ronda, la subasta del Banco Europeo del Hidrógeno se adjudicó con primas de unos 0,4–0,5 EUR/kg. Puedes comprobar la parte de la electricidad para la fuente que tengas prevista con la calculadora de LCOE.

Usos y la escalera del hidrógeno

El refino de petróleo (hidrocraqueo y desulfuración, cerca del 40 % de la demanda) y el amoníaco para fertilizantes (en torno a un tercio) acaparan la mayor parte de la demanda actual, seguidos del metanol y del hierro de reducción directa (DRI) para el acero. Sustituir el hidrógeno gris en estos usos es el mercado inicial evidente, porque la infraestructura y los compradores ya existen.

La muy citada escalera del hidrógeno (Hydrogen Ladder) de Michael Liebreich ordena los nuevos usos según lo bien que compite el hidrógeno limpio con las alternativas:

• Los más convincentes: amoníaco y fertilizantes, refino, metanol, acero verde mediante DRI (proyectos como HYBRIT y Stegra en Suecia), almacenamiento de red de larga duración y combustibles sintéticos (e-fuels) para el transporte marítimo y la aviación, incluido el amoníaco como combustible naval.
• Discutidos: camiones de larga distancia, calor industrial de alta temperatura, almacenamiento eléctrico estacional.
• Los menos convincentes: turismos, calefacción doméstica y vehículos ligeros. Aquí las bombas de calor y los vehículos de batería aprovechan la energía entre dos y cuatro veces mejor que la vía del hidrógeno.

Almacenamiento y transporte

El hidrógeno es el elemento más ligero. Lleva mucha energía por kilo pero poca por volumen: unos 3 kWh por metro cúbico normal, aproximadamente un tercio que el gas natural. Las opciones son comprimirlo a 350–700 bar para vehículos; licuarlo a −253 °C, lo que consume unos 10–13 kWh/kg (cerca del 30–40 % de su PCI); el almacenamiento en cavernas salinas, la opción masiva más barata donde la geología lo permite (se usa desde hace décadas en Texas y Teesside); convertirlo en amoníaco (17,6 % de hidrógeno en peso, fácil de licuar) o en portadores orgánicos líquidos de hidrógeno para el transporte marítimo, y los gasoductos, nuevos o reconvertidos del gas natural. Por tierra, los gasoductos son con diferencia la forma más barata de mover grandes volúmenes. Enviarlo por barco como amoníaco añade grandes pérdidas de conversión.

Suelo, agua y materiales

El electrolizador en sí es compacto: una planta de 100 MW cabe en unas pocas hectáreas. El terreno se lo llevan las plantas renovables que lo alimentan. Producir 1 Mt de hidrógeno al año requiere unos 50–55 TWh de electricidad, más o menos la producción de 20–25 GW de solar en una región soleada. El consumo de agua es de unos 9 kg por kg de H2 en teoría y de 10–15 litros por kg en la práctica, una cantidad modesta. En los polos exportadores áridos, desalar agua de mar suma bastante menos del 1 % al coste del hidrógeno. Los materiales críticos son el iridio y el platino para la PEM, el níquel para la alcalina, y las tierras raras y la circona para la SOEC.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

La mayor parte de las emisiones en el ciclo de vida del hidrógeno verde procede de la construcción de la planta renovable y del electrolizador. Con electricidad eólica o solar de 10–40 g CO2e/kWh (IPCC AR5 WGIII Annex III; UNECE 2021) y 52 kWh/kg, la intensidad en ciclo de vida sale a unos 0,5–2 kg CO2e por kg de H2. Como comparación:

• El hidrógeno gris del reformado de metano con vapor emite unos 9–12 kg CO2e/kg, incluidas las emisiones de metano aguas arriba.
• El hidrógeno azul va de unos 1,5 a más de 6 kg CO2e/kg, según la tasa de captura y las fugas de metano aguas arriba.
• La electrólisis con electricidad de red media de 400 g CO2e/kWh produce unos 20 kg CO2e/kg, peor que el hidrógeno gris. Por eso las normas de la UE exigen adicionalidad y correlación temporal y geográfica con el suministro renovable.

Las fugas también cuentan. Sand et al. (2023) estiman el potencial de calentamiento global del hidrógeno en unos 12 a 100 años y unos 37 a 20 años, por sus efectos indirectos sobre el metano, el ozono y el vapor de agua estratosférico. Unas fugas de un pequeño porcentaje a lo largo de una futura cadena de suministro se comerían parte del beneficio.

Seguridad e impactos ambientales

El hidrógeno arde en un rango de concentraciones muy amplio (4–75 % en el aire), se inflama con muy poca energía y su llama es casi invisible. Al aire libre sube y se dispersa rápido, lo que reduce algunos riesgos, pero en interiores se acumula bajo los techos. Vuelve frágiles algunos aceros, algo que preocupa en los gasoductos reconvertidos. El amoníaco como portador trae sus propios riesgos de toxicidad, y su combustión emite NOx y N2O. La industria gestiona bien estos riesgos hoy; lo difícil será hacerlo en entornos nuevos y más dispersos.

Perspectivas

Las ambiciones van muy por delante de la inversión. Según el Global Hydrogen Review 2024 de la IEA, los proyectos anunciados podrían aportar cerca de 50 Mt al año de hidrógeno de bajas emisiones en 2030, pero solo un pequeño porcentaje de ese volumen había llegado a la decisión final de inversión. La potencia de electrólisis instalada en el mundo rondaba los 1,4 GW a finales de 2023, y la IEA esperaba que pudiera llegar a unos 5 GW a finales de 2024. La potencia de electrólisis con FID se duplicó más o menos en un año hasta unos 20 GW, con China a la cabeza. Entre los proyectos emblemáticos están NEOM en Arabia Saudí (unos 2 GW de electrólisis para exportar amoníaco) y grandes proyectos alcalinos en Xinjiang y Mongolia Interior.

Lo más probable es que el crecimiento se concentre en la demanda existente de amoníaco y refino, el acero verde y los combustibles marítimos, en emplazamientos donde la eólica y la solar sean excepcionalmente baratas y, idealmente, ya haya gasoductos o puertos. Lo que conviene vigilar son los costes de los electrolizadores, los contratos de compra y las reglas de certificación. Las regiones con mucho sol y viento aparecen en el mapa de potencial solar y en el mapa de potencial eólico, y la comparativa de tecnologías enfrenta el hidrógeno con otras opciones.