España se dispone a abrir una nueva etapa en la producción de hidrógeno renovable con un proyecto que combina agua, radiación solar y un diseño pensado para funcionar sin conexión a la red eléctrica.
La iniciativa, impulsada por H2Pro y el desarrollador internacional Doral Hydrogen, sitúa a Extremadura en el centro de una apuesta que busca reducir costes, asegurar trazabilidad climática y comprobar hasta dónde puede llegar una tecnología todavía en fase de demostración.
El tándem hidrogeno verde-energía renovable
El proyecto, presentado como el primero de este tipo en España, se apoyará en la tecnología DWE, siglas de Decoupled Water Electrolysis, un sistema de electrólisis desacoplada que separa la producción de hidrógeno y oxígeno en dos etapas distintas.
Según H2Pro, esa arquitectura permite trabajar con la intermitencia de la fotovoltaica, operar sin membrana y evitar parte de los problemas de degradación y eficiencia asociados a los sistemas convencionales. La compañía defiende además que su diseño responde mejor a los ciclos de arranque y parada de las renovables.
La primera fase arrancará con un electrolizador DWE de 5 MW conectado directamente, en corriente continua, a 10 MWp de generación solar. Más adelante, el complejo prevé crecer hasta 50 MW de electrólisis y llegar a 80 MWp de capacidad fotovoltaica.
El objetivo es que toda la instalación funcione fuera de la red y produzca hidrógeno alimentado exclusivamente por energía solar, cumpliendo los requisitos más estrictos para los combustibles renovables de origen no biológico, conocidos como RFNBO.
La apuesta no es solo tecnológica. H2Pro sostiene que la caída del precio de la electricidad renovable no se ha trasladado al hidrógeno con la misma intensidad. En su cálculo, los proyectos convencionales ligados a acuerdos de compra de energía verde rondan los 50 euros por MWh, mientras que en una configuración aislada de la red es posible bajar a un entorno de 20 euros por MWh.
La empresa calcula así un ahorro de 2,5 veces y asegura que su sistema evita el modo de espera en caliente y mantiene una alta eficiencia en un amplio rango de funcionamiento, dos factores que considera decisivos para rebajar el coste nivelado del hidrógeno, o LCOH.
Desde Hydrogen Europe, la lectura es favorable, aunque no exenta de matices. La asociación europea considera que se trata de uno de los modelos más exigentes dentro del abanico de la electrólisis, precisamente porque el electrolizador está conectado a una planta solar dedicada y no depende de la red eléctrica.
A su juicio, eso garantiza un hidrógeno completamente renovable, reduce la presión sobre una red ya congestionada y mejora la trazabilidad del aporte energético. Lo presenta, además, como una fórmula especialmente útil en regiones con abundantes recursos renovables y cerca de puntos de inyección de hidrógeno.
¿Por qué en Extremadura?
La elección de Extremadura tampoco es casual. H2Pro subraya que la región cuenta con algunos de los mejores recursos solares de Europa, dispone de suelo suficiente para proyectos renovables a gran escala y se encuentra próxima a puntos de inyección de la red de gas de Enagás.
Esa combinación abre la puerta a un uso inicial del hidrógeno mediante mezcla con gas natural, una solución que la empresa describe como transitoria y realista. A medio plazo, el emplazamiento ganaría valor si se concreta el desarrollo del corredor H2Med, que la compañía ve como un punto futuro de inyección para conectar la producción extremeña con la demanda europea.
José María Sánchez, jefe de la división de Combustión y Gasificación del CIEMAT, valora la propuesta como “la vanguardia de la autarquía energética”, aunque advierte de que la viabilidad exige una electrólisis con alta tolerancia a la intermitencia y un sistema de control muy afinado entre la generación renovable y el electrolizador. Para el experto, no sería realista esperar un despliegue industrial masivo antes de 2030; ese año, sostiene, debe verse más bien como un horizonte para validar prototipos y plantas piloto.
H2Pro y Hydrogen Europe defienden que el blending puede servir como paso intermedio para usar infraestructuras ya existentes y recortar emisiones de forma rápida, pero también reconocen que no es el uso más eficiente del hidrógeno renovable. El reto será demostrar que el gas puede producirse donde y cuando haya recursos limpios, integrarse en un sistema más flexible y evitar que la tecnología se convierta en una promesa más que en una solución real.
España aspira a consolidarse como banco de pruebas de una electrólisis de tercera generación y, si la ejecución acompaña, como una de las piezas clave del futuro corredor H2Med, concebido para transportar hidrógeno verde entre la Península Ibérica y el resto de Europa.