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Hidrógeno verde como combustible

Claves para su contribución a una economía descarbonizada
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Introducción

La tecnología del hidrógeno verde está surgiendo debido a la búsqueda de alternativas energéticas frente a los combustibles fósiles, ante el reto de lograr la neutralidad climática en 2050 y alcanzar los objetivos del Acuerdo de París1–3.

En la actualidad, la producción y consumo de energía en todos los sectores económicos representan más del 75 % de las emisiones de gases de efecto invernadero de la Unión Europea (UE)4.

Para lograr la descarbonización, la UE apuesta por desarrollar un sistema eléctrico basado en fuentes renovables y la electrificación  Proceso de sustituir los combustibles fósiles por electricidad en los usos finales de la energía directa de todos los usos finales posibles3. Conseguirlo conlleva nuevos desafíos. Por un lado, aumentar la penetración de energías renovables en la matriz energéticaCombinación de las diferentes fuentes de energía que cubren el suministro energético de un país y desarrollar soluciones para gestionar su carácter intermitenteInterrupciones y/o exceso de producción de energía eléctrica debido a variaciones en el recurso renovable: horas de oscuridad en la energía solar, falta de viento en energía eólica, etc. (almacenar energía renovable cuando y donde se producen en exceso y utilizarla cuando y donde no se produce suficiente para satisfacer toda la demanda). Por otro lado, buscar alternativas energéticas renovables para los sectores difíciles de electrificar (procesos industriales consumidores de calor de alta temperatura, uso en movilidad en transporte marítimo, aviación y transporte terrestre pesado, uso doméstico, etc.).

Así, el hidrógeno se introduce en la matriz energética como una herramienta de apoyo para solucionar estos retos. Este elemento puede ser usado directamente en aplicaciones actualmente difíciles de electrificar, puede ayudar en la gestión de la intermitencia de las renovables almacenándola en forma de hidrógeno y, además, abre la posibilidad de reconvertir el hidrógeno en energía eléctrica y verterla a la red5–7.

Se trata, por otra parte, de un elemento muy abundante que no se encuentra libre en cantidades apreciables en la naturaleza, por lo que es necesario producirlo mediante un aporte de energía8. Tradicionalmente, el hidrógeno se genera a partir de combustibles fósiles, sin medidas de mitigación de emisiones, liberando CO2 en el proceso. Su uso se centra en aplicaciones del ámbito industrial, como materia prima. La novedad de la transición energética actual es la producción de hidrógeno bajo en emisiones de carbono, principalmente a partir de energías renovables. Por eso, se le conoce con el sobrenombre de “verde” cuando es producido de manera limpia, sin liberar emisiones de carbono.

Como no existe una definición global de hidrógeno verde7,9–11, a efectos del presente informe, se considera hidrógeno verde aquel producido mediante la electrólisis del aguaSeparación de la molécula de agua en oxígeno e hidrógeno usando electricidad usando electricidad procedente de energías renovables. El proceso consiste en la separación de la molécula de agua en oxígeno e hidrógeno usando electricidad12. Esta reacción no genera emisiones de CO2 y se lleva a cabo en equipos denominados electrolizadores12.

Aunque la utilización del hidrógeno verde como materia prima y combustible tiene un gran potencial, su producción, almacenamiento, transporte y nuevos usos se encuentran en un estado de desarrollo incipiente.

El hidrógeno es una de las vías tecnológicas que puede contribuir a la descarbonización de la economía mundial para 205013–15. Con este objetivo, la Estrategia Europea del Hidrógeno planea producir hasta 10 millones de toneladas al año de este gas para 20303. Sin embargo, tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, la Comisión Europea ha propuesto aumentar su producción y su importación, hasta llegar a los 20 millones de toneladas/año en 203016,17. En España, la Hoja de Ruta del Hidrógeno prevé asumir un 10 % del objetivo europeo de la capacidad de producción nacional de hidrógeno verde18. España tiene una gran capacidad de generación de energía renovable a bajo coste, lo que favorece su posicionamiento como uno de los países europeos con mayor potencial productor y exportador de hidrógeno verde18.

Cadena de valor del hidrógeno

El papel del hidrógeno verde en la transición energética se basa en producirlo y emplearlo como materia prima y vector energéticoSustancia que necesita un aporte de energía para ser producida y es capaz de almacenar la energía hasta el momento de su utilización en aquellos sectores donde no existen (o son limitadas) otras soluciones energéticas limpias y eficientes8,19–21. Así, su cadena de valor incluye el rango completo de actividades necesarias para la producción del hidrógeno verde, almacenamiento, transporte y uso final22. La versatilidad de este elemento permite que sea manipulado de diferentes maneras (puro en estado gaseoso o líquido, o transformado en otras sustancias químicas) y en sectores tan diversos como la industria, la movilidad, la producción de electricidad o el uso doméstico6.

Su contribución al sector energético se explica porque puede ser consumido directamente (como materia prima o combustible) o actuar como reservorio de energía, ayudando en la gestión del carácter intermitente de las energías renovables23. También requiere de una infraestructura para su transporte hasta su utilización y puede inyectarse como gas en la red del sistema gasista24. Todo ello pone de manifiesto la versatilidad del ecosistema del hidrógeno.

Producción de hidrógeno verde

La producción de hidrógeno verde, basado en la descomposición del agua en sus moléculas de oxígeno e hidrógeno, requiere un aporte de energía eléctrica a partir de fuentes de origen renovable12, ya sea eólica, solar, hidráulica, mareomotriz o geotérmica25,26. En este contexto, España cuenta con un valor añadido por su potencial de generación de energía eólica y solar27. En 2021, las tecnologías renovables produjeron el 47 % de toda la electricidad generada en suelo nacional, siendo estas dos las principales fuentes de generación eléctrica28. Por todo ello, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030, la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo 2050 y la Hoja de Ruta del Hidrógeno vinculan necesariamente el despliegue del sector del hidrógeno verde con un incremento en la generación de energías renovables2,10,18,29,30.

Los electrolizadores son los equipos necesarios para producir hidrógeno. Existen cuatro tecnologías de electrolizadores principales. Se diferencian entre sí por el grado de eficiencia energética que alcanzan, el tipo de medio en el que se produce la disociación de la molécula de agua (electrolito), la temperatura de trabajo, los materiales y componentes que lo integran y su estabilidad en el tiempo, así como por su grado de madurez tecnológica (Cuadro 1)7. Además, existen otros procesos de obtención de hidrógeno bajo en emisiones que pueden complementar a la producción de hidrógeno verde en la transición energética (Cuadro 2).

Cuadro 1. Tipos de electrolizadores para la producción de hidrógeno verde.
Las tecnologías comercialmente disponibles, pero que siguen necesitando ser mejoradas mediante investigación, son:

  • Electrolizadores alcalinos: trabajan en condiciones alcalinas a bajas temperaturas. Es la tecnología más madura, implantada y, actualmente, la más barata31. Sin embargo, son equipos voluminosos que obtienen hidrógeno que requiere un acondicionamiento para su uso posterior y que no son muy flexibles en su operación32.
  • Electrolizadores de membrana polimérica (PEM, por sus siglas en inglés): emplea como electrolito una membrana de intercambio protónico que trabaja en condiciones ácidas a baja temperatura. Son compactos, producen hidrógeno de alta pureza y operan más rápido y de manera más flexible que la alcalina32,33. Esta tecnología requiere metales preciosos, lo que aumenta su coste34.

Las tecnologías que se encuentran en fase de investigación y desarrollo en un estado de madurez incipiente son:

  • Electrolizadores de óxido sólido (SOEC, por sus siglas en inglés): el electrolito está formado por materiales cerámicos de bajo coste. Son equipos que pueden operar de manera reversible produciendo hidrógeno o electricidad. Se diferencian del resto de tecnologías por emplear altas temperaturas de trabajo (700-850 ºC), y puede alcanzar un alto grado de eficiencia energética7,35. Su principal desventaja está ligada a las altas temperaturas, que comprometen la durabilidad y estabilidad de los materiales32,36.
  • Electrolizadores de membrana aniónica (AEM, por sus siglas en inglés): emplea como electrolito una membrana de intercambio aniónico. No contiene metales nobles por lo que tiene un bajo coste37,38. Aúnan las ventajas de los electrolizadores alcalinos y de membrana polimérica y tienen como principales retos mejorar su eficiencia, estabilidad, conductividad y costes39.

El consumo de hidrógeno en España en 2019 se situó en torno a 500.000 toneladas al año y se utilizó como materia prima para procesos industriales18,29. El hidrógeno generado para cubrir la demanda actual procede mayoritariamente de gas natural y es conocido como “hidrógeno gris”, cuya producción libera CO2. Un paso más es el “hidrógeno azul”, denominación que recibe cuando se captura y almacena el CO2 generado durante la producción del hidrógeno gris40.

El hidrógeno azul se plantea como una solución a corto plazo para incentivar la demanda de hidrógeno y promover el escalado de su tecnología en países que poseen reservas de gas natural y tienen capacidad de almacenamiento de CO2 bajo tierra7,41,42. Dado que en España, además, existe cierto rechazo social hacia el almacenamiento geológico de CO243, la Hoja de Ruta del Hidrógeno, así como las ayudas del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación (PERTE) de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento, se centran directamente en el fomento e implantación del hidrógeno verde como estrategia principal18,44.

Cuadro 2. Otras formas de producir hidrógeno bajo en emisiones.

  • Hidrógeno a partir de combustibles fósiles con captura de CO2 (azul): aunque la producción de hidrógeno a partir de combustibles fósiles genera emisiones de CO2, existe la posibilidad de minimizarlas mediante la utilización de los procesos de captura de CO227. Sin embargo, el hidrógeno producido por esta tecnología sólo se puede considerar bajo en emisiones cuando se capturan porcentajes muy altos de CO2, aplicados a todas las corrientes del proceso que contienen CO2 y asegurando que el CO2 capturado se almacena de manera permanente27. Además, es crucial minimizar las emisiones fugitivas de metano en el suministro de los combustibles fósiles, que son una parte muy significativa de las emisiones asociadas a la producción de hidrógeno a partir de combustibles fósiles45–47.
  • Hidrógeno a partir de biomasa: se refiere a la producción de hidrógeno a partir de residuos de cultivos agrícolas, residuos forestales, la fracción orgánica de residuos sólidos urbanos, desechos animales, etc.48. A diferencia de los combustibles fósiles, las emisiones de CO2 de la biomasa proceden de un carbono previamente absorbido de la atmósfera por el crecimiento de las plantas. Por ello, la biomasa puede llegar a ser neutra en emisiones de carbono cuando se produce cumpliendo con estrictos criterios de sostenibilidad21. El hidrógeno a partir de biomasa puede producirse mediante procesos termoquímicos como la gasificación49,50, o usando procesos biológicos a partir de la fermentación por microorganismos51.
  • Hidrógeno por separación de las moléculas de agua: además de la electrólisis, existen otras tecnologías de producción de hidrógeno por descomposición del agua que aún se encuentran en un estado de desarrollo incipiente, pero que tienen un gran potencial para las fases finales de la transición energética41. En estos casos la ruptura de la molécula de agua se lleva a cabo mediante luz solar directa (fotólisis), energía térmica (termólisis) o microorganismos (biofotólisis)21,52–54.

Almacenamiento y transporte

Son etapas fundamentales para gestionar la demanda de hidrógeno a escala mundial. Sin embargo, contribuyen al aumento del coste, consumo de energía y emisiones de CO2 de su cadena de valor55.

Gracias a la versatilidad del hidrógeno, es posible diseñar combinaciones óptimas de almacenamiento y transporte atendiendo a factores como distancia entre puntos de producción y consumo, tiempo de almacenamiento, cantidad y uso final18.

El hidrógeno producido se puede comprimir y almacenar en estado gaseoso o licuar para obtener hidrógeno líquido56. Otra opción es combinarlo y transformarlo en sustancias químicas diferentes57,58. Estas pueden presentarse en estado gaseoso (metano sintético), líquido (amoníaco, portadores líquidos orgánicos y combustibles líquidos sintéticos) o sólido (hidruros)55,59.

Para su almacenamiento a pequeña escala y uso a corto plazo, se suele recurrir a depósitos a altas presiones (hidrógeno gaseoso) o a materiales sólidos8. Para hacerlo a gran escala y corto plazo, es válido el almacenamiento líquido56. Y, para un tiempo largo, la tendencia es optar por almacenamientos geológicos como cavernas salinas, acuíferos y depósitos agotados de gas natural o petróleo (hidrógeno gaseoso), aunque esta última opción todavía se encuentra en fase de desarrollo60. En España, la comunidad científica ha identificado las cuencas hidrográficas del Duero, Ebro y Guadalquivir como las zonas con mayor potencial para su uso como almacenes de hidrógeno subterráneo61–63.

Por otra parte, el transporte de hidrógeno incluye el uso de camiones, trenes, barcos y tuberías64. Para distancias cortas y cantidades pequeñas de hidrógeno gaseoso, se puede llevar en tanques hasta su destino final18. Para distancias y cantidades mayores se recomienda hacerlo por tubería18.

El uso de la red de gaseoductos actual para el transporte de hidrógeno requiere una adaptación técnica de sus materiales y componentes, ya que el hidrógeno puede acelerar su degradación65. En los casos en los que la adaptación técnica no sea posible y/o se mantenga una demanda de gas natural, se pueden desarrollar nuevas tuberías llamadas “hidroductos”65,66. Actualmente, se permite inyectar hasta un 5 % de hidrógeno en la red gasista española, de manera que la mezcla de hidrógeno y gas natural puede emplearse directamente en los usos finales18,67. Sin embargo, la combinación de gases implica la pérdida de valor intrínseco del hidrógeno verde en la mezcla, pues todavía no existe una tecnología madura para la separación de ambos gases en el punto de uso18.

Para grandes distancias también se recomienda su transporte por vía marítima como hidrógeno licuado, amoníaco u otros portadores líquidos orgánicos27. España tiene potencial exportador de hidrógeno al estar abierta tanto al mar Mediterráneo como al océano Atlántico18, y conectada al resto de Europa a través de los Pirineos66.

Usos tradicionales y potenciales

La demanda mundial de hidrógeno en 2020 alcanzó 94 millones de toneladas, casi en su totalidad destinada a usos industriales68, generando más de 900 millones de toneladas de emisiones de CO265. En este contexto, el hidrógeno verde puede comenzar a desplazar al hidrógeno de origen fósil empleado en los usos industriales actuales y utilizarse como combustible en nuevos usos:

  • Hidrógeno verde como materia prima: su utilización contempla los usos tradicionales del hidrógeno en la industria (refino de petróleo69, química para la producción de amoníaco y metanol70,71, etc.). En estas aplicaciones, la novedad reside en sustituir el hidrógeno gris, que se emplea actualmente, por hidrógeno verde. Otro de sus usos emergentes es la sustitución del carbón en la industria siderúrgica para la fabricación de hierro y acero72. Además, como novedad, puede impulsarse su aplicación como materia prima para la generación de combustibles sintéticos que no procedan de fuentes de carbono de origen fósil, como metanol, metano, amoníaco, biocombustiblesCombustibles que se producen a partir de residuos orgánicos y biomasa73 y otros hidrocarburos líquidos7,74.
  • Hidrógeno verde como combustible: tiene el potencial de emplearse para obtener energía en (1) procesos industriales que requieren alta temperatura68 (industria siderúrgica75,76, de cemento77, vidrio78, etc.), (2) el sector de la movilidad, en especial, en el transporte marítimo79, aviación y transporte terrestre pesado, (3) como sistema de almacenamiento energético para aportar energía a la red eléctrica cuando la producción de energía renovable no cubra la demanda6 y (4) uso doméstico en calderas, incorporando el hidrógeno en el sistema gasista80. Asimismo, en determinadas aplicaciones industriales se prevé un uso combinado del hidrógeno como materia prima y combustible (industria siderúrgica81).

Retos del hidrógeno verde

Eficiencia energética: un puzle de opciones

El hidrógeno tiene un gran potencial en un escenario de emisiones netas nulas como una pieza más dentro de la matriz energética15,82. La transición energética requiere una gestión eficiente de la energía10, lo que implica reducir colectivamente el consumo energético, ampliar el uso de las renovables, diversificar la matriz energética (incluyendo otras tecnologías bajas en carbono) y electrificar directamente aquellos usos que lo permitan. En la misma línea, el objetivo es emplear hidrógeno verde con una doble función: como herramienta para descarbonizar los usos que actualmente no admitan electrificación directa por cuestiones técnicas y/o económicas, y como reservorio de energía renovable2,15,29,82–85.

Un aspecto relevante es identificar las aplicaciones prioritarias del hidrógeno verde en cada país27,86,87, dado que su uso indiscriminado puede ralentizar la transición energética y diluir los esfuerzos de descarbonización27. Aunque, técnicamente, el hidrógeno puede emplearse en diferentes sectores, hay que tener en cuenta que su producción, transporte y conversión suponen un gasto de energía7,88. En particular, la producción de hidrógeno verde requiere energía renovable que podría ser empleada de manera directa y, por tanto de forma más eficiente, en otros usos finales68. Por esta razón, el personal experto aconseja tener en cuenta los siguientes factores globales para priorizar su empleo: la madurez tecnológica de las aplicaciones, el potencial volumen de hidrógeno demandado y la capacidad de reducción de gases de efecto invernadero68.

En cuanto a su aplicación en España, la comunidad de expertos señala que su uso en aplicaciones industriales– las principales demandantes de hidrógeno16,18– tiene una prioridad alta, ya que actualmente faltan alternativas limpias para su descarbonización68. Otro destino prioritario es su implantación en el sector de la movilidad terrestre, particularmente en el transporte pesado, por ser uno de los que más energía consumen (38 % del consumo de energía total nacional en 2019) y más emisiones de CO2 producen29,89. En el caso particular de las islas Baleares y Canarias, la entrada del hidrógeno verde puede contribuir a su transición hacia una economía 100 % renovable (Cuadro 3).

Cuadro 3. Territorios insulares 100 % renovables.
El personal experto señala que las soluciones basadas en el hidrógeno verde constituyen una oportunidad para las islas Baleares y Canarias para convertirse en territorios energéticamente independientes90,91. Dadas las restricciones físicas y de acceso a la energía en estos territorios, el hidrógeno verde tiene una función relevante en el almacenamiento temporal de energía eléctrica18.

La isla de Mallorca está siendo una referencia europea en su transformación hacia una economía descarbonizada gracias al proyecto GREEN HYSLAND, que pretende convertirla en el primer núcleo de hidrógeno del suroeste de Europa. Para ello, se están desarrollando las infraestructuras necesarias para la producción de hidrógeno verde a partir de energía solar y su distribución al sector turístico, movilidad, industrial y energético de la isla, incluyendo la inyección en la red de gas para la generación de calor y energía verde en la ubicación de su uso final92. Un listado completo de los proyectos de hidrógeno verde en los que participa España puede consultarse en el último informe publicado de La Plataforma Tecnológica Española del Hidrógeno93.

La Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo 2050 y el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 proponen desacoplar el crecimiento económico del consumo de energía2,10. Entre los objetivos de descarbonización para 2050, se persigue el uso de un 100 % de renovables en el mix eléctrico y un 97 % en el sistema energético total2,29. Se ha señalado que este incremento de energías renovables es esencial para la electrificación directa de los usos finales, así como para la generación de hidrógeno verde y su aplicación en los usos difíciles de electrificar3. Aumentar el empleo de energías renovables implica gestionar una mayor cantidad de energía excedente producida durante determinados momentos del día y estaciones del año94. En este sentido, el hidrógeno verde puede apoyar en la gestión de la intermitencia de las renovables, sirviendo de almacén de energía renovable para usarlo en los picos de demanda de energía eléctrica62,94–97.

Ante este panorama, la integración del hidrógeno verde requiere una implantación inteligente para aumentar la eficiencia global del sistema (Cuadro 4)56. La configuración de la cadena de valor para cada proyecto necesita un estudio individualizado, ya que dependerá del tipo de tecnología de producción de hidrógeno verde, de los usos finales a los que se destina, disposición de infraestructura, etc.98. En este aspecto, la Estrategia del Hidrógeno de los Países Bajos prevé realizar un estudio de su territorio para desplegar de manera óptima la infraestructura del hidrógeno, atendiendo a la localización de su tejido industrial99.

Cuadro 4. Un cambio de paradigma: redes inteligentes.

El sistema energético tradicional está experimentando un cambio de paradigma hacia un sistema más electrificado basado en renovables y gestionado digitalmente mediante redes inteligentes100.

La finalidad es optimizar la producción y la distribución de electricidad y equilibrar mejor la oferta y la demanda entre productores y consumidores100. En el sistema energético tradicional, el flujo de energía es unidireccional, desde su punto de producción hasta el de consumo101. En el nuevo sistema, el flujo de energía e información es bidireccional entre consumidores y productores de energía, y se gestiona mediante un sistema de control general101,102. Los consumidores, además, pasan a tener un papel activo como productores de energía (con paneles solares sobre las viviendas, entre otros)103. En este sentido, la Asamblea Ciudadana para el Clima ha publicado una serie de recomendaciones para promover el papel activo del consumidor en la generación de energía y un papel responsable en el uso de la misma, como por ejemplo, con el autoconsumo104.

Por todo ello, el grado de complejidad y flexibilidad del sistema aumenta en el intento de hacer un uso eficiente de la energía eléctrica en convergencia con otros usos energéticos, movilidad, industria y edificios100,105. El hidrógeno es un elemento que aporta aún mayor flexibilidad al sistema gracias a su capacidad de almacenar energía y gestionar la intermitencia de las energías renovables56. Por último, este cambio de paradigma viene fuertemente ligado a la digitalización, por lo que es necesario aumentar la ciberseguridad de las redes inteligentes para evitar desabastecimientos y ciberataques106–110.

Hacia una economía de escala y global

Uno de los grandes retos de la transición energética es reducir los costes de producción del hidrógeno verde para que sea competitivo7. En 2021, el hidrógeno verde fue, a nivel mundial, entre dos y cinco veces más caro que el azul65,111. Las previsiones anteriores a la invasión de Ucrania por parte de Rusia indicaban que, en España, podría llegar a ser más barato que el azul en 202627. Sin embargo, con los elevados precios del gas observados en 2022, el hidrógeno verde estaría cerca de convertirse ya en la opción más barata de producción de hidrógeno en muchas regiones del mundo, si la capacidad de producción estuviera disponible65.

De todas formas, dado que a largo plazo el precio del gas natural podría bajar nuevamente, los expertos señalan que es necesario reducir los costes de generación de energía renovable, responsable de la mayor parte de los costes de producción del hidrógeno verde65,96,112–114. Además, indican que la apuesta por la investigación e innovación permitirá diversificar las tecnologías del hidrógeno, que alcancen su madurez comercial y que, junto con la reducción de los costes de las renovables, se produzca un despliegue a gran escala de la tecnología18,115. Estas medidas podrían recortar en un 85 % los costes de producción del hidrógeno verde7.

Además de los costes de producción, es necesario tener en cuenta los costes de transporte del hidrógeno. Estos pueden crecer cuando el hidrógeno producido a gran escala de manera centralizada (lo que permite costes de producción menores) está más alejado del punto de uso final18. Por el contrario, la producción a pequeña escala y descentralizada de hidrógeno supone mayores costes de producción, pero disminuye los gastos de transporte por encontrarse cerca de los puntos de consumo98. Por tanto, la localización de la infraestructura de la cadena de valor del hidrógeno es relevante para optimizar los costes98.

Esta situación es similar desde una perspectiva global86. El hidrógeno verde puede producirse de manera más económica en lugares con abundantes recursos renovables, espacio para parques solares o eólicos y acceso al agua27. Así, su desarrollo e implantación van a influir sobre el mapa geopolítico del comercio energético, en el cual España tiene el potencial de ser autosuficiente energéticamente y convertirse en exportador de hidrógeno18,27.

Dependencia de materiales críticos

La transición energética está condicionada por la disponibilidad de materias primas críticas, de modo que se podría pasar de una dependencia de combustibles fósiles a una dependencia de minerales106. Estos últimos son componentes esenciales de las tecnologías de generación y almacenamiento de energía renovable e hidrógeno. Se requieren litio, níquel, cobalto, manganeso y grafito en baterías eléctricas; tierras raras en turbinas eólicas; cobre y aluminio en instalaciones eléctricas, y minerales del grupo del platino, iridio, níquel y circonio en electrolizadores y pilas de combustible116,117. La mayoría de estas materias primas se consideran críticas, por su relevancia económica y riesgo de suministro118,119. Además, se prevé que su demanda actual se cuadruplique para alcanzar los objetivos de descarbonización para 2050116.

En este escenario, la dependencia de minerales conlleva la creación de una nueva red de colaboración internacional para garantizar su suministro a escala global, dado que los yacimientos son un recurso limitado, concentrado en zonas geográficas muy concretas106,118. Por tanto, la comunidad científica investiga cómo diversificar el tipo de materiales empleados, en la búsqueda de otros más abundantes y baratos120–125. También, se propone reducir la cantidad de material en los equipos126,127, aumentar su estabilidad y durabilidad128 y favorecer su reciclaje129. Todas estas medidas conforman la estrategia del ecodiseño, imprescindible dentro de un marco de economía circular para garantizar la sostenibilidad del sistema129,130.

Integración y convivencia tecnológica

Se prevé que la integración de la tecnología del hidrógeno verde sea progresiva en el ecosistema actual, y que conviva con otras tecnologías en múltiples sectores, como:

  • Sistema gasista: actualmente, en España, se permite la inyección de hasta un 5 % de hidrógeno en los gaseoductos18. Cantidades superiores requieren modificar los materiales de la red de gas natural, definir nuevos límites técnicos y de seguridad, adaptar los equipos de los consumidores finales (calderas y turbinas para uso doméstico e industrial) y armonizar la gestión regulatoria del sistema a nivel nacional y europeo131,132. En ciertos casos puede llegarse a un punto de inflexión en el que el aumento de las concentraciones de hidrógeno por encima de un porcentaje no sea viable técnica o económicamente131. Para solucionarlo, una opción es la creación de hidroductos que distribuyan exclusivamente hidrógeno. El 90 % de los hidroductos operativos se encuentran en Europa y Estados Unidos133. Por tanto, el futuro de la descarbonización de la red gasista prevé la convivencia de gaseoductos que transporten otros gases renovables, como el biometano, junto con hidroductos (adaptados de la red gasista o de nueva creación), atendiendo a las necesidades de cada región29,86,134–138.
  • Movilidad: en el transporte terrestre mediante vehículo ligero se espera una convivencia de varias tecnologías: vehículos con motor de combustión interna que usen combustibles renovables, vehículos eléctricos de batería y vehículos eléctricos de pila de combustible de hidrógeno verde139,140. Estas dos últimas son las vías más avanzadas de descarbonización del sector, y ambas requieren un despliegue de infraestructura de puntos de recarga e hidrogeneras Estación de repostaje donde se genera, almacena y dispensa hidrógeno para su uso en movilidad e hidrolineras Estación de servicio que almacena y dispensa hidrógeno para su uso en movilidad. A diferencia de una hidrogenera, el hidrógeno no se genera en la propia estación de servicio que permitan su abastecimiento139,141,142. En cuanto a las ventajas e inconvenientes asociados a cada tecnología, los vehículos eléctricos de pila de combustible de hidrógeno tienen mayor autonomía que las baterías eléctricas y menor tiempo de repostaje143. Como desventaja, se encuentra principalmente el alto coste actual de producción del hidrógeno verde141, junto con una menor eficiencia en el proceso global comparada con el almacenamiento de energía en baterías141. Por otra parte, los vehículos eléctricos de batería, que emplean la electricidad de manera directa, cuentan con una amplia ventaja en el mercado, tanto en modelos de vehículos como en infraestructura de puntos de recarga144. Sin embargo, aunque hay grandes avances en baterías, la autonomía es menor y tiene tiempos de recarga más largos141. A pesar de que existe debate sobre su complementariedad y competencia141,144–146, tanto los vehículos eléctricos de batería como los de pila de combustible de hidrógeno verde son consideradas opciones de descarbonización adecuadas, por lo que la elección de uno u otro tipo dependerá del contexto y las necesidades de cada consumidor143,146.

Impacto medioambiental

La comunidad experta señala que la transición hacia el hidrógeno verde supone un ahorro en emisiones de CO282 ya que su uso en la mayoría de las aplicaciones sólo genera agua147, evitando la emisión directa de gases contaminantes148. Sin embargo, las actuales tecnologías bajas en carbono no son automáticamente verdes149. En los usos que requieren la combustión del hidrógeno, al igual que ocurre en la combustión de combustibles fósiles, también puede generar óxidos de nitrógeno, que son gases de efecto invernadero150.

En la misma línea, el análisis completo de su cadena de valor muestra que existe una huella de carbono vinculada a emisiones de CO2 liberadas durante la extracción de materiales, funcionamiento de las plantas de energía renovable y equipos involucrados en la producción y almacenamiento del hidrógeno, transporte a su punto de consumo, etc.151–153. Aun así, la comparación de la cadena de valor completa de diferentes tecnologías del hidrógeno muestra que el verde tiene una huella de carbono mucho menor y un menor consumo energético total que el gris y que los combustibles fósiles que reemplaza en diferentes aplicaciones154–157.

Otro aspecto relevante es la prevención de las fugas de hidrógeno a la atmósfera durante su producción, almacenamiento, transporte y uso. Se trata de evitar potenciales cambios atmosféricos que puedan afectar a la calidad del aire (variaciones en la concentración de metano, ozono, vapor de agua, etc.)150,158–160. Aunque aún existe incertidumbre sobre su impacto en la atmósfera, recientes estudios científicos demuestran que tiene poder de calentamiento global, pero bastante limitado160.

En relación al consumo de agua global, se estima que la transición hacia una economía del hidrógeno requerirá un menor volumen del que actualmente se necesita para la producción y uso de combustibles fósiles161,162. No obstante, a escala local, las zonas con mayor potencial de producción de hidrógeno verde son también zonas con un alto estrés hídrico, entre las que se encuentra España27,163. Para evitar el consumo de agua dulce en estas regiones, se está valorando la producción de hidrógeno verde a partir de agua desalinizada164. Otra opción es el uso directo de agua marina, cuyo desarrollo es aún inicial y se enfrenta a numerosos retos165–170. En cualquier caso, la implantación de proyectos a escala local requiere de un estudio particularizado para alcanzar un desarrollo sostenible que aborde el consumo de agua con relación al sector energético y alimentario171.

Oportunidades económicas y sociales

El interés europeo por las tecnologías del hidrógeno ha tenido un crecimiento exponencial en los últimos años82. Desde el lanzamiento de la Estrategia Europea del Hidrógeno en 20203, han sido varios los Estados miembros que han publicado estrategias nacionales en este campo18,82,99,172,173. Aunque la UE considera la electrólisis como una oportunidad estratégica para exportar tecnología82 y participa activamente en la publicación de patentes y artículos científicos sobre tecnologías del hidrógeno, grandes competidores como China, Japón, Corea del Sur o Estados Unidos sostienen el actual liderazgo174.

Mientras, la Hoja de Ruta del Hidrógeno señala que el hidrógeno verde supone una oportunidad para fomentar la creación de trabajo cualificado, estimular la economía, modernizar la industria, promover la competitividad, mejorar la seguridad energética y apoyar la investigación e innovación en España18. El interés a nivel nacional por el sector ya es evidente por el crecimiento de entidades de I+D+i y empresas que ejercen una actividad dentro de su cadena de valor175,176. Debido a que el mercado del hidrógeno verde aún se encuentra en una fase inicial, es recomendable formar a expertos y usuarios en tecnologías del hidrógeno para el correcto despliegue del sector177,178.

Por otra parte, su desarrollo abre las puertas a un mercado geopolítico con nuevos participantes179, en los que España tiene el potencial de independizarse energéticamente y convertirse en exportador de energía para los países del norte de Europa27,172. En este sentido, la mejora de las interconexiones eléctricas y la creación de infraestructura de hidrógeno de interconexión con el continente son dos claves para facilitar las transacciones energéticas29.

Asimismo, para que la transición energética hacia una economía del hidrógeno verde sea sostenible, además del aspecto medioambiental, es necesario tener en cuenta las dimensiones tecnológicas, económicas, y sociales154,180,181. La atención a estas últimas es relevante para minimizar o evitar las actuales desigualdades, y no trasladarlas a la nueva transición energética182. Las desigualdades pueden ser demográficas (género, raza, edad, clase socioeconómica), espaciales (zonas urbanas frente a rurales), o temporales (entre generaciones o hacia generaciones futuras), y pueden afectar al entorno natural149,183–185. Existen diversos indicadores para analizar el impacto social en los proyectos energéticos a nivel mundial186. En el caso del hidrógeno verde, este depende de los actores involucrados en la producción, transporte y usos finales del hidrógeno, (incluyendo el origen de materiales y energía, plataformas tecnológicas de producción, intermediarios, aplicaciones industriales y de uso final), así como de las aportaciones de actores impulsores institucionales, financieros y económicos139,187–189.

Regulación en una transición social y tecnológica

Uno de los principales cuellos de botella a nivel regulatorio es la falta de una definición global de hidrógeno verde82. Aunque España tiene por objetivo convertirse en exportadora de hidrógeno18, la previsión de Europa en su conjunto es que sea importadora neta del mismo27,86,143. En este contexto, es necesario tener una definición global de hidrógeno verde para hacer posible las transacciones del mercado internacional139,190. De igual manera, se está trabajando en la creación de un sistema de garantías de origenSistema que permite proporcionar evidencia a un cliente final de que una determinada cantidad de energía se ha producido a partir de fuentes renovables para asegurar su procedencia limpia durante toda su cadena de valor18,64,82.

Los nuevos usos del hidrógeno como vector energético tampoco están reflejados en la legislación europea actual, lo que supone otra barrera para su entrada al mercado74. Además, los expertos indican que es necesario armonizar regulación, códigos y estándares internacionales para el despliegue del sector74. Hoy en día, el hidrógeno cuenta con estándares de seguridad internacionales para los usos actuales191–194. Para los nuevos, será necesario ampliar los estudios y estándares para lograr un funcionamiento seguro55,191,195,196. En España, diferentes estudios señalan que la normativa de seguridad e impacto medioambiental que se aplica es restrictiva, propia de proyectos de actividad industrial, independientemente del método de producción de hidrógeno (con o sin emisiones de CO2), de la dimensión de producción (escala pequeña o industrial), y de su uso final (industrial, movilidad o integración con otros sectores energéticos)197,198. Todo ello ralentizaría el despliegue de proyectos de escala pequeña o de nuevas aplicaciones, como hidrogeneras con producción de hidrógeno in situ197. Son obstáculos identificados en la Hoja de Ruta del Hidrógeno, que propone una serie de líneas de actuación para simplificar los trámites administrativos y eliminar las barreras regulatorias para la producción de este gas18.

En conclusión, la transición energética depende de las expectativas, aceptación y comportamiento en relación con las tecnologías del hidrógeno por parte de todos los actores involucrados (comunidad política, agentes de mercado y sociedad)189,199,200. Para favorecer una transición social y tecnológica que acoja favorablemente los usos e infraestructuras ligadas a este recurso y genere un cambio cultural, se recomienda hacer partícipe a la población201,202. En España, la actitud frente al hidrógeno es positiva, aunque podría cambiar fácilmente, dado que el nivel de familiaridad con la tecnología es todavía bajo203. Por tanto, las campañas de información e implicación se presentarían como una herramienta apropiada para la fase inicial en la que se encuentran las tecnologías del hidrógeno203. En este contexto, el personal científico señala que es relevante atender a la percepción de los riesgos, costes y beneficios por parte de la sociedad, así como a las emociones asociadas, para promover confianza en la tecnología204,205. Son factores que influyen en el camino hacia la implantación del hidrógeno verde bajo un marco tecnológico común sostenible para el medio ambiente, económicamente viable y socialmente responsable.

Key Ideas

El hidrógeno tiene un gran potencial en un escenario de emisiones netas nulas como una pieza más dentro de la matriz energética que convivirá con otras tecnologías.

El hidrógeno verde permite que la energía renovable llegue a aquellos sectores difíciles de electrificar directamente.

En la actualidad, el hidrógeno se emplea fundamentalmente como materia prima industrial y se produce a partir de fuentes fósiles sin medidas de mitigación de emisiones. El personal experto señala que es prioritario sustituirlo por hidrógeno bajo en carbono, principalmente hidrógeno verde.

Uno de los grandes retos es reducir los costes de producción del hidrógeno verde para que sea competitivo.

Los nuevos usos del hidrógeno como material energético no están reflejados en la legislación europea actual, lo que supone una barrera para su entrada al mercado.

La cadena de valor del hidrógeno, incluida su producción a partir de energías renovables, se encuentra en una fase incipiente para su implantación nacional y global.

Personal experto, científico e investigador consultado*

  • Acar, Canan. Profesora Titular de la Universidad de Twente. Países Bajos.
  • Aguado Alonso, Mónica1. Directora del Departamento Integración en Red, Centro Nacional de Energías Renovables (CENER).
  • Alcaide Monterrubio, Francisco1. Investigador Principal - Jefe de Proyecto, CIDETEC.
  • Ballesteros Perdices, Mercedes1. Subdirectora General y Directora del Departamento de Energía del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT).
  • Bermúdez Menéndez, Jose Miguel1. Analista de tecnologías de energía de la Agencia Internacional de la Energía (IEA). Francia.
  • Brey Sánchez, Javier1. Presidente de la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2). Profesor Asociado de la Universidad Loyola Andalucía (ULOYOLA).
  • Celada-Casero, Carola.1Científica Titular del Centro Nacional de Investigaciones Metalúrgicas (CENIM-CSIC).
  • Chica Lara, Antonio1. Investigador CSIC del Instituto de Tecnología Química (ITQ-CSIC). Coordinador PTI-TRANSENER+ del CSIC.
  • Dufour Andía, Javier1. Catedrático de la Universidad Rey Juan Carlos (URJC). Jefe de la Unidad de Análisis de Sistemas, IMDEA Energía.
  • García Haro, Pedro1. Profesor Titular de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ETSI) de la Universidad de Sevilla.
  • Glenk, Gunther. Profesor Titular del Instituto Mannheim para Estudios de Energía Sostenible de la Universidad de Mannheim. Alemania.
  • González García Conde, Antonio1. Director del Departamento de Física de Vuelo del Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial (INTA). Presidente de la Plataforma Tecnológica Española del Hidrógeno (PTEH2).
  • Holgado Dones, Marina1. Coordinadora de la Secretaría Técnica en The Hydrogen Technology Collaboration Programme (IEA Hydrogen TCP).
  • Nieto Gallego, Emilio1. Director del Centro Nacional del Hidrógeno (CNH2).
  • Palacín Arizón, Fernando1. Director Gerente de la Fundación para el Desarrollo de las Nuevas Tecnologías del Hidrógeno en Aragón (FHa).
  • Pastor Tejera, Elena1. Catedrática de la Universidad de La Laguna (ULL).
  • Peña Jiménez, Miguel Antonio1. Investigador Científico del Instituto de Catálisis y Petroleoquímica (ICP-CSIC).
  • Peña Llorente, Jose Ángel1. Catedrático de la Universidad de Zaragoza (UNIZAR). Subdirector del Instituto de Investigación en Ingeniería de Aragón (I3A).
  • Puentes Fernández, Rosa1. Especialista en Hidrógeno y Calidad de Gas en European Network of Transmission System Operatos for Gas (ENTSOG). Bélgica.
  • Retuerto Millán, María1. Científica Titular del Instituto de Catálisis y Petroleoquímica (ICP-CSIC).
  • Rojas Muñoz, Sergio1. Profesor de Investigación del Instituto de Catálisis y Petroleoquímica (ICP-CSIC).
  • Sala Escarrabill, Roser1. Científica Titular del Centro de Investigación Socio-Técnica (CISOT-CIEMAT).
  • Sánchez Paredes, Paula1. Catedrática de la Universidad de Castilla La Mancha (UCLM).
  • Serra Alfaro, Jose M. Profesor de Investigación del Instituto de Tecnología Química (Consejo Superior de Investigaciones Científicas - Universitat Politécnica de València).
  • Sovacool, Benjamin. Catedrático de la Escuela de Negocios de la Universidad de Sussex. Reino Unido. Director del Instituto de la Universidad de Boston para la Sostenibilidad Global (IGS). Estados Unidos.
  • Terrapon-Pfaff, Julia. Codirectora de la Unidad de Transiciones Energéticas Internacionales en el Instituto de Wuppertal para el Clima, el Medio Ambiente y la Energía. Alemania.
  • Zarzuela Cepero, Miguel1. Gestor de Proyectos de la Fundación CIRCE.

* El personal experto no ha declarado tener conflicto de intereses.
1 Especialistas que también han participado en la revisión total o parcial del informe.

Método de elaboración

Los Informes C son documentos breves sobre los temas seleccionados por la Mesa del Congreso que contextualizan y resumen la evidencia científica disponible para el tema de análisis. Además, recogen las áreas de consenso, disenso, las incógnitas y los debates en curso. Su proceso de elaboración se basa en una exhaustiva revisión bibliográfica que se complementa con entrevistas a personal experto y dos rondas de revisión posterior por su parte.

Para la redacción del presente informe, la Oficina C ha referenciado 205 documentos y consultado a un total de 27 personas expertas en la materia. Se trata de un conjunto multidisciplinar del cual el 55 % pertenecen al área de las ciencias físicas e ingenierías (ciencia de los materiales, física aplicada, ingeniería aeronáutica, ingeniería ambiental, ingeniería industrial, ingeniería mecánica, ingeniería química e ingeniería de las tecnologías energéticas), el 26 % a las ciencias de la vida (biología y química), y el 19 % a las ciencias sociales y humanidades (derecho, dirección de empresas, economía, filosofía y psicología). El 74 % trabaja en centros o instituciones españolas, mientras que el 26 % está afiliado en el extranjero.

La Oficina C es la responsable editorial de este informe.

Cómo citar

Oficina de Ciencia y Tecnología del Congreso de los Diputados. Informe C: Hidrógeno verde como combustible. 2022. doi: 10.57952/87d5-vg85

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