Durante décadas. el Mar del Norte fue símbolo de la explotación de petróleo y gas. Hoy ese mismo mar está llamado a liderar una transición energética basada en renovables con un nuevo recurso estratégico: el hidrógeno verde. Empresas como TotalEnergies y Air Liquide han anunciado distintos proyectos en Países Bajos y Bélgica que, combinados, permitirían producir alrededor de 45.000 toneladas al año de hidrógeno verde mediante electrólisis, utilizando electricidad proveniente de parques eólicos flotantes o fijos en alta mar.
Este volumen correspondería a dos iniciativas principales. Un electrolizador de 250 MW en Zeeland, con producción estimada de unas 30.000 toneladas/año previstas para 2029. En Maasvlakte, conocido como proyecto “tolling” o de contrato de producción, se podrían producir unas 15.000 toneladas destinadas a una refinería en Amberes, operativo en un par de años.

No es extraer hidrógeno, es energía eólica offshore
El mecanismo detrás de estas iniciativas no es la extracción de hidrógeno natural, sino la generación mediante electrólisis del agua: las turbinas eólicas marinas producen electricidad renovable, que alimenta electrolizadores capaces de separar el agua en oxígeno e hidrógeno, comprimido o transportado para uso industrial, energético o logístico
Entre otros proyectos similares destaca HOPE (Hydrogen Offshore Production for Europe), liderado por la francesa Lhyfe, que está desarrollando un electrolizador de 10 MW frente a la costa belga y espera producir sus primeras 4 toneladas diarias en 2026.
Aunque la propuesta es ambiciosa y técnicamente viable, no está exenta de dificultades significativas. Para empezar, el coste de las infraestructuras es elevado: se estima que el electrolizador en Zeeland requiera una inversión que ronda los 600 millones de euros.
Los factores técnicos también presionan: operar en ambientes marinos implica enfrentarse a corrosión constante, tormentas, oleaje intenso y mantenimiento más complejo que en tierra. Además, hay que garantizar la conexión continua y estable con los suministros de agua, en muchos casos desalada o tratada, y gestionar el transporte del hidrógeno hasta su punto de uso o almacenamiento.
A nivel regulatorio, cada Estado costero del Mar del Norte (Países Bajos, Bélgica, Alemania, Reino Unido, Noruega, Dinamarca, etc.) aplica normativas diferentes para permisos ambientales, conexiones eléctricas, uso de suelo marítimo y requerimientos de impacto. Esa fragmentación ralentiza los procesos de aprobación de proyectos transfronterizos, así como la integración de los sistemas eléctricos offshore con la red terrestre.

Potencial estratégico para los vehículos eléctricos
El hidrógeno verde producido en el Mar del Norte puede jugar un papel decisivo en la descarbonización de sectores complicados de electrificar directamente, como el transporte pesado, el marítimo, la industria química o el acero. Los avances en la producción de hidrógeno verde abren una vía complementaria. Aunque los vehículos eléctricos puros serán la base del transporte ligero, los combustibles basados en hidrógeno (incluida la pila de combustible en algunos vehículos industriales) se verían fortalecidos por esta oferta de hidrógeno limpio.
A su vez, una producción masiva podría generar economías de escala que abaraten costes de electrólisis, almacenamiento y distribución.
La UE ha fijado objetivos ambiciosos: desplegar decenas de gigavatios de capacidad de electrolizadores para 2030 y alcanzar unos 300 GW eólicos marinos instalados hacia 2050, muchos de ellos en el Mar del Norte.
Eso significa que los países ribereños deberán coordinar inversiones, infraestructura eléctrica, redes de transporte de hidrógeno (o conexiones de tuberías) y regulación para no desaprovechar el potencial. Si esos elementos se alinean, la producción de hidrógeno verde podría abastecer refinerías, fábricas, industrias de metales y también dar soporte a estaciones de suministro de hidrógeno para transporte pesado o incluso marítimo, reforzando la autonomía energética de Europa.
El horizonte temporal de ejecución para muchos de estos proyectos va de aquí a 2029-2030, lo que deja relativamente poco margen para resolver aspectos críticos como la estabilidad técnica o los costes logísticos. Si bien ya existen pilotos y plantas de menor escala (como el proyecto offshore HOPE o fermentos de “tolling”) que demuestran factibilidad, pasar a producción extensa exige liderazgo político, incentivos económicos sólidos (subvenciones, tarifas renovables, acuerdos de compra de hidrógeno), y una regulación armonizada entre países.