"Tras más de dos décadas hablando del hidrógeno verde como una solución energética clave, su despliegue real nada más empieza ahora". Así lo afirma Miguel Antonio Peña, secretario de la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2), quien admite que "vamos un poco tarde" en este ámbito, aunque desde la AeH2 hablan sobre ello desde el año 2002. Peña ha participado en el séptimo FOCUS ON titulado Hidrógeno verde: energía para el futuro, acción para el presente, en el que ha debatido con Luis Travesedo, Moeve CCE H2 Project Manager, Arturo Vilavella, cofundador de Jolt Green Hydrogen Solutions y Albert Ballbé, Consultor Sénior de Proyectos de Descarbonización de ACCIÓ.
La producción de hidrógeno verde --obtenido a partir de agua y electricidad renovable-- será el primer paso a observar en los próximos años, según Peña, que detalla que actualmente la capacidad de electrólisis instalada en España es baja, pero la hoja de ruta del Gobierno marca un objetivo de 4 GW para el 2030. Según el censo de proyectos del AeH2, ya hay iniciativas que podrían sumar hasta 23 GW, aunque muchas todavía no han empezado. "Si acabamos teniendo 10, ya serían muchos", valora Peña.
Pero la producción no es el único reto, sino también sus usos. Para el experto, la clave es ir allí donde las energías renovables no pueden llegar fácilmente, como el transporte pesado, la aviación o la industria intensiva en energía. También se prevé algún uso en flotas de vehículos ligeros en entornos concretos, como en centros logísticos con operación continua (por ejemplo, carretillas elevadoras) y destaca que "se reserva el hidrógeno para sitios donde las baterías no llegan", recuerda.
Transporte del hidrógeno verde
En cuanto al transporte, Peña apunta dos opciones: por carretera o a través de una red específica de distribución. "En un futuro se verán ambas cosas e irá en función del sitio de aplicación". Varias empresas también apuestan por el blending --la inyección de hidrógeno en la red de gas natural--, que es una opción temporal para descarbonizarla parcialmente, pero su aplicación está limitada por cuestiones técnicas y normativas.
Con respecto a los modelos de producción, algunos proyectos apuestan por hacerlo in situ, allí donde se consume el hidrógeno, mientras que otros plantean una producción centralizada y posterior distribución. En este escenario, la electrólisis se presenta como la tecnología más madura, conocida desde hace siglos. Sin embargo, "hasta hace poco solo se utilizaba en sectores muy específicos y no se había desarrollado a escala industrial", explica Peña. El reto ahora es escalar la tecnología y fabricar electrolizadores capaces de producir grandes volúmenes de hidrógeno con alta eficiencia.
Sobre la dependencia de materiales estratégicos como el platino o el iridio, escasos en Europa. Peña destaca que "ya estamos desarrollando alternativas con otros materiales", y asegura la suma de todos estos factores, más allá del desarrollo a gran escala, serán claves para abaratar los costes de producción. Finalmente, sobre la colaboración público-privada, Peña indica que solo un 10% de la inversión proviene de subvenciones públicas directas, y el resto recae principalmente en el sector privado.
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