El hidrógeno verde se perfila como una pieza decisiva para cumplir los objetivos del Acuerdo de París (COP21) y alcanzar la neutralidad climática a mitad de siglo. Al obtenerse por electrólisis del agua con electricidad renovable, su producción evita emisiones directas de CO₂ y puede sustituir combustibles fósiles allí donde la electrificación es difícil o poco eficiente.
No obstante, su adopción masiva exige superar barreras de coste, infraestructura y regulación, por lo que vamos a repasar el estado del arte poniendo el foco en los avances tecnológicos, las aplicaciones más prometedoras y los retos que todavía limitan su despliegue, con mirada global y ejemplos concretos procedentes de Europa, América Latina y Asia‑Pacífico.
1. ¿Qué hace verde al hidrógeno?
El hidrógeno industrial actual es mayoritariamente gris, obtenido a partir de gas natural mediante reformado con vapor, proceso que genera alrededor de 10 kg de CO₂ por kilogramo de H₂.
Si ese CO₂ se captura y almacena, hablamos de hidrógeno azul, que reduce, pero no elimina las emisiones y depende de la disponibilidad de almacenamiento geológico, siendo la tasa real de captura promedio sólo del 60‑65%.
El hidrógeno verde, por el contrario, se produce sin carbono de origen fósil: la electricidad renovable alimenta un electrolizador que separa agua en oxígeno e hidrógeno, liberando solo vapor de agua.
La caída del precio de la eólica y la fotovoltaica (con récords de subastas por debajo de 15 USD/MWh en Oriente Medio y Latinoamérica) y el abaratamiento de los electrolizadores (un 70% desde 2010) han convertido al hidrógeno verde en una opción cada vez más competitiva.
Además, al ser almacenable y transportable, actúa como vector entre sectores (electricidad, industria, transporte) y como puente temporal entre excedentes renovables y momentos de alta demanda, proporcionando flexibilidad al sistema eléctrico.
2. Avances recientes en producción
2.1 Electrolizadores: rumbo a la gigafactoría
Escalado y abaratamiento. En 2010 el coste de un electrolizador alcalino superaba los 1.000 €/kW; hoy los equipos de membrana de intercambio de protones (PEM) se ofertan por debajo de 600 €/kW, y la fabricación en serie prevista para 2030 podría acercarlos a 200 €/kW.
Europa aspira a instalar 40 GW de electrólisis renovable antes de 2030, con megacomplejos como Puertollano en España (20 MW operativos) y Holland Hydrogen I en Países Bajos (200 MW en construcción). China, por su parte, concentra ya la mitad de la capacidad fabril mundial de electrolizadores y proyecta 1 GW/semana de output a partir de 2027.
Eficiencias crecientes. Los sistemas alcalinos modernos superan el 65% de eficiencia eléctrica (HHV), mientras que los PEM se mueven en el 68‑70%. Los electrolizadores de óxido sólido (SOEC), aún en fase piloto, prometen más de 80% al operar a 800‑850°C e integrarse con calor residual de refinerías o plantas cementeras.
2.2 Integración renovable: la llave de la competitividad
El coste del hidrógeno verde se correlaciona casi linealmente con el coste de la electricidad. Por ello, surgen complejos híbridos solar‑eólico‑electrolisis diseñados para maximizar horas de operación a coste mínimo.
Ejemplo paradigmático es Helios Green Fuels en Arabia Saudí (NEOM), que combinará 4 GW de renovables para producir 1,2Mt de amoníaco verde al año. En Chile, el corredor del Desierto de Atacama apunta a factor de planta solar mayor de 35% y eólico mayor de 50 %, ideal para producir hidrógeno competitivo para exportación.
2.3 Innovación química: más allá del agua dulce
La I+D empuja electrolizadores capaces de usar agua de mar desalada in situ o directamente salobre, reduciendo la competencia con usos urbanos.
Además, se investigan procesos termoquímicos basados en ciclos de óxidos metálicos y técnicas de fotocatálisis solar directa, potencialmente disruptivas a largo plazo.
3. Almacenamiento y transporte: del hidruro al amoníaco
El hidrógeno comprimido (350‑700 bar) sigue siendo la opción dominante para usos móviles y tuberías cortas, pero se investigan soluciones con mayor densidad energética o menores pérdidas:
- Hidrógeno líquido: licuarlo a −253ºC cuadruplica su densidad volumétrica; se ensaya en aviación (Airbus ZEROe) y en el buque prototipo Suiso Frontier. El proceso consume alrededor del 30% de la energía contenida, pero nuevas turbinas Brayton criogénicas prometen reducirlo al 20%.
- Hidruros metálicos y LOHC: almacenan hidrógeno de forma química o sólida, ofreciendo seguridad y compacidad a costa de peso y coste, adecuados para almacenamiento estacionario y microredes isleñas.
- Amoníaco verde: cada tonelada transporta 177 kg de H₂ y se maneja con infraestructuras ya maduras. Rotterdam, Hamburgo y Sines acondicionan terminales para importar amoníaco desde Chile, Namibia y Omán. El craqueo inverso ya roza el 85% de eficiencia térmica con catalizadores de níquel‑aluminio.
En redes, la European Hydrogen Backbone proyecta 28.000 km de hidroductos (dos tercios reconvertidos de gas natural) para 2040, con derivaciones a Polonia y los países bálticos.
Conexiones clave como H₂Med enlazarán la Península Ibérica con Francia y Alemania, y estudios de INTEC advierten que el uso de tuberías existentes puede abaratar.
Países como Estados Unidos plantean hubs regionales (Hydrogen Hubs) para concentrar producción, consumo e infraestructuras.
4. Aplicaciones prioritarias
4.1 Industria pesada
- Siderurgia: proyectos como HYBRIT (Suecia), H2 Green Steel y las futuras plantas de ArcelorMittal en España emplean hidrógeno en la reducción directa del mineral de hierro, reemplazando el coque y reduciendo hasta un 95% las emisiones de la vía alto horno. Así, el acero verde podría alcanzar paridad de costes cuando el carbono tenga un precio mayor de 90 €/t.
- Química y refino: Fertiberia, Yara o TotalEnergies sustituyen el hidrógeno gris en la síntesis de amoníaco o hidrotratamientos, recortando millones de toneladas de CO₂ al año. BASF ensaya hidrógeno en su craqueador de metanol de Ludwigshafen y planea electrificar hornos de vapor ayudándose de hidrógeno como almacenamiento intermedio.
- Cemento: el hidrógeno complementa hornos eléctricos de plasma y tecnologías de captura de carbono en plantas de Holcim y Cemex, donde se quema como combustible de respaldo en picos de demanda térmica.
4.2 Transporte de larga distancia
- Carretera: camiones de pila de combustible de Hyundai (XCIENT), Daimler‑Volvo (Cellcentric) y Nikola ofrecen autonomías de 800‑1.000 km y repostan en 15 minutos. El reglamento AFIR exige hidrogeneras cada 200 km en las rutas TEN‑T antes de 2030, estando licitando España ya 150 puntos.
- Ferrocarril: los trenes Coradia iLint circulan en Baja Sajonia (Alemania) con rangos de 1.000 km y cero emisiones locales. Francia ha encargado 12 trenes multipropósito y Renfe explora pilotos en la meseta norte.
- Aviación y marina: Airbus prevé aviones medianos de hidrógeno líquido hacia 2035; Rolls‑Royce probó con éxito un motor turbina alimentado al 100% por hidrógeno en 2023. Maersk opera el primer portacontenedores a metanol verde y planea 25 buques adicionales. El International Maritime Organization discute normativas para combustibles cero carbono (¡cuidado con el greenwashing!).
4.3 Almacenamiento estacional de energía
Inyectar excedentes renovables en cavidades salinas o acuíferos (power‑to‑gas) permite devolver electricidad mediante turbinas de ciclo combinado rediseñadas o pilas de combustible estacionarias, equilibrando sistemas dominados por sol y viento.
El proyecto ACES Delta (Utah, EE. UU.) almacenará 5,7 TWh de hidrógeno en formaciones geológicas (equivalente a la demanda eléctrica de España durante 5 días) demostrando la viabilidad a gran escala.
4.4 Sinergias en la agricultura
El amoníaco verde abre la puerta a fertilizantes de origen 100% renovable, reduciendo la huella de carbono de la cadena alimentaria.
En Kenia y Marruecos se desarrollan proyectos agrícolas con fotovoltaica que producirán fertilizante localmente, abaratando importaciones y mejorando la seguridad alimentaria.
5. Barreras pendientes
- Coste: producir hidrógeno verde en Europa cuesta todavía 3‑6 €/kg frente a 1‑2 €/kg del gris. Créditos fiscales (EEUU), contratos por diferencia (UE) y subastas como las de H₂Global están cerrando la brecha. BloombergNEF prevé paridad en 2030 si el CO₂ supera los 100 €/t y los electrolizadores caen a 200 €/kW.
- Eficiencia global: la ruta electricidad‑hidrógeno‑electricidad puede perder hasta el 70% de la energía inicial; por eso debe reservarse a usos difíciles de electrificar. La integración de calor residual y la cogeneración de oxígeno (valorizado en hospitales e industria) mejoran la economía.
- Infraestructura: faltan tuberías dedicadas, hidrogeneras y normas de seguridad armonizadas. Los acuerdos de certificación (CertifHy, IPHE) son cruciales para garantizar el origen renovable; Japón y la UE trabajan en un estándar común para facilitar el comercio.
- Materias primas críticas: electrolizadores PEM usan iridio; las pilas de combustible requieren platino. La investigación en catalizadores abundantes (níquel, hierro, cobalto) y en membranas AEM sin metales nobles es prioritaria. Además, la cadena de valor deberá ser circular, recuperando metales preciosos al final de la vida útil.
- Aceptación social y formación: el público percibe riesgos de seguridad por analogía con el hidrógeno presurizado. Programas de divulgación y capacitación (como la Escuela Europea de Hidrógeno) son esenciales para generar confianza y talento especializado.
6. Perspectivas y oportunidades
La Agencia Internacional de la Energía (IEA) estima que el hidrógeno de bajo carbono podría cubrir hasta el 15% de la demanda energética final en 2050. Para alcanzar ese escenario harán falta:
- Multiplicar por cincuenta la generación renovable dedicada a electrolizadores, instalando entre 600 y 800 GW adicionales de solar y eólica antes de 2030.
- Escalar la fabricación de equipos a más de 100 GW/año, bajando su precio un 70% respecto a 2020 y asegurando la sostenibilidad del suministro de minerales.
- Desplegar mercados internacionales de hidrógeno y derivados, con contratos a largo plazo que atraigan capital privado y garanticen la capacidad de atraer financiación.
- Capacitar mano de obra y crear cadenas de suministro circulares para evitar cuellos de botella. Sólo la UE necesitará 1 millón de técnicos formados en hidrógeno para 2035.
- Digitalizar la cadena de valor: gemelos digitales y blockchain para trazabilidad de carbono y optimización en tiempo real de la producción.
Países con abundante recurso renovable (Chile, Marruecos, Australia) pueden convertirse en exportadores netos, mientras que regiones intensivas en industria (Alemania, Corea del Sur, Japón) serán grandes demandantes.
Europa aspira a producir internamente 10 Mt/año e importar una cantidad similar en 2030. América Latina, con su combinación de sol, viento e hidroelectricidad, podría abastecer hasta un 25% del mercado mundial de amoníaco verde si se materializan los proyectos en carpeta.
7. Conclusión
El hidrógeno verde no es una panacea, pero sí un complemento indispensable a la transición energética. Allí donde las baterías no llegan, el hidrógeno ofrece una vía limpia y versátil para descarbonizar la industria pesada, el transporte de larga distancia y el almacenamiento estacional de energía.
Los costes bajan, los proyectos crecen y la regulación se clarifica, por lo que es de esperar que la presente década marque su despegue.
Impulsar la innovación, asegurar políticas de apoyo estables y fomentar la cooperación internacional determinará si el hidrógeno verde se consolida como pilar de una economía climáticamente neutra.
Si gobiernos, empresas y ciudadanía avanzan coordinados, podríamos ver, antes de 2040, un sistema energético global donde el hidrógeno verde sea tan común como hoy lo es el gas natural, pero sin su carga climática.
El reto es mayúsculo; la oportunidad, histórica.
