Pincha el globo del hidrógeno verde: una realidad que ha golpeado a Asturias

El hidrógeno verde -producido por electrólisis del agua a partir de electricidad renovable- se presenta como un vector energético capaz de facilitar la descarbonización de sectores en los que la electrificación directa es inviable. Sobre el papel, la promesa era contundente: sustituir el hidrógeno fósil, descarbonizar industrias pesadas y servir de almacén de energía para un sistema eléctrico basado en energía eólica y solar. Sin embargo, la realidad a la que se enfrenta Asturias, España y el resto de Europa es la inviabilidad económica de los proyectos anunciados. Las subvenciones a la inversión no son palanca suficiente para cerrar el enorme hueco de costes que se abre entre producir hidrógeno por reformado del gas natural y el de producirlo mediante electrólisis de la molécula de agua con electrones verdes. El primero, llamado hidrógeno gris, cuesta entre 1,5 y 2,4 €/kg H2 y el segundo, el llamado verde, entre 6,0 y 9,0 €/kg H2. Mientras persista esa brecha, la mayoría de los proyectos planteados no se desarrollarán.

Tras la pandemia, al calor de los Fondos Europeos de Transformación y Resiliencia se desencadenó una auténtica fiebre del hidrógeno. En pocos años se anunciaron centenares de proyectos, con gigavatios de electrolizadores y con un volumen potencial de inversión de miles de millones de euros. Desde atalayas políticas y foros empresariales se anunciaron grandes proyectos de valles de hidrógeno y corredores internacionales. En España y en Asturias íbamos a liderar la revolución del hidrógeno verde. Nuestra ventaja competitiva como país, se decía, es la capacidad de producción de energía renovable, tanto eólica como fotovoltaica.

En España, a las convocatorias para proyectos comerciales del IDAE, Pioneros I y Pioneros II, se presentaron decenas de proyectos con planteamientos cabalísticos, sin contratos firmes de venta del hidrógeno. Las citadas convocatorias fijaban como plazo máximo para que el proyecto estuviera operativo 36 meses, a contar desde la fecha de publicación de la resolución definitiva, con un tope absoluto de 54 meses, que es, ahora, la nueva fecha límite tras aprobarse una prórroga de 18 meses. No es más que un intento desesperado de aplazar lo inevitable, una patada hacia delante, porque lo que se irá produciendo es un goteo de renuncias a la ejecución de los proyectos adjudicados por parte de los promotores, dada la incapacidad de casar los costes de producción con el precio que el potencial comprador está dispuesto a pagar por el hidrógeno verde.

¿Constituye lo expuesto una sorpresa? No, es la constatación de la validez de la Curva de Gartner aplicada al desarrollo del hidrógeno verde en España. En el momento actual, estamos en la abrupta fase que conduce al abismo de la desilusión. En España se han registrado 167 proyectos comerciales de hidrógeno, de ellos 59 plantean producción y consumo, lo que se denomina "valles de hidrógeno". Si estos proyectos se pusieran en marcha sumarían una capacidad de electrólisis de 23.000 MW, con una producción de 2,9 millones de toneladas de hidrógeno verde. Este sería el pico de expectativas sobredimensionadas. La realidad es bien distinta: tan sólo hay, a la fecha, 28 MW de electrolizadores en operación y 55 MW con decisión final de inversión aprobada. Este es el suelo del abismo. Los datos proceden de la Asociación Española del Hidrógeno.

¿Qué ha sucedido para que lo que era objeto de toda presentación política en España relacionada con el sector energético y la industria se haya estrellado contra el muro impenetrable de la realidad? En nuestra opinión, un error de cálculo atribuible al abandono del rigor, a un desprecio manifiesto a la termodinámica del hidrógeno, y a la renuncia a tomar decisiones según los principios básicos de la ingeniería y de la economía

Serán las empresas, ya lo han hecho Arcelor Mittal y EDP en nuestra región, las que, ante la inviabilidad económica de los proyectos, decidan no acometer las inversiones. Sin rentabilidad no hay empresa que acometa proyecto alguno. Producir acero con hidrógeno verde mediante DRI y acería eléctrica encarece hoy la tonelada en torno a un 30–40 %, considerando un coste de hidrógeno en torno a 4 €/kg H2. En fertilizantes, la situación es parecida o peor: el coste del amoniaco verde puede duplicar el del amoniaco producido con gas natural. En ambos casos, la diferencia no se puede absorber solo con buena voluntad: o la paga el consumidor final, o la cubren mecanismos públicos, o el proyecto no se hace. Los proyectos de hidrógeno planteados en España, en su inmensa mayoría, no se ejecutarán en los términos y plazos planteados originalmente.

Descrito lo sucedido y por venir, procede preguntarse qué errores se han cometido. En nuestra opinión, el primer error de la Administración fue considerar que el dinero público articulado en subvenciones a la inversión (CAPEX), y a la operación (OPEX) de proyectos comerciales iba a ser suficiente para cubrir el hueco de costes tecnológico descrito. Por parte de los promotores, poner el foco en obtener subvenciones, en lugar de contratos de venta de hidrógeno verde, sin haber realizado previamente rigurosos estudios de viabilidad.

El segundo error se basa en una subestimación de los costes de la energía renovable requerida para producir hidrógeno verde, toda vez que vehiculizar los vertidos de red, mayoritariamente en las horas centrales del día y en los períodos de mayor producción fotovoltaica, sólo cubriría el 20% de las horas de funcionamiento anual de un electrolizador. A lo que ha de añadirse una red eléctrica de transporte y distribución en España con importantes restricciones, que además ha de atender al crecimiento del despliegue del vehículo eléctrico y de centros de datos.

El tercer error guarda relación con los costes ocultos, que no son sino los que han de añadirse a la producción de hidrógeno verde para comprimirlo o licuarlo, almacenarlo, transportarlo y dispensarlo al usuario final. Un encadenamiento de costes que supone tener el combustible a disposición del usuario a un coste superior a los 18 €/kg H2 de hidrógeno, frente a los 6 a 9 €/kg del precio ex-works del productor (5,85 €/Kg H2 en el mercado ibérico del hidrógeno). Con tales costes no hay comprador que firme un contrato de suministro a largo plazo. Sin clientes, la inversión no es realizable.

El cuarto error es no disponer de tecnología hecha en la Unión Europea a coste competitivo. Aquí está el factor que ningún analista quiere mencionar públicamente: si alguien invierte hoy en plantas de electrólisis convencional (tecnología alcalina o de membrana de protones), estará construyendo con tecnología que probablemente será obsoleta en 2035. Existe otra vía de producción de hidrógeno verde, llamada SOEC (electrólisis de óxido sólido), que ofrece eficiencias superiores en un 20-25%. Esto no suena revolucionario, pero en una industria donde el 70% del coste es energía, un ahorro del 20% en consumo energético es enorme. Se acaba de inaugurar en Dinamarca la primera planta de fabricación comercial de celdas SOEC, pero la tecnología no alcanzará costes competitivos antes de 2032-2035, y termodinámicamente marida bien con la tan denostada como necesaria energía nuclear.

Entonces: ¿inviertes hoy en tecnología madura pero económicamente inviable?, o ¿esperas 6-7 años al desarrollo de una tecnología más avanzada, asumiendo que mientras tanto otros países habrán construido su capacidad y estarán vendiéndote equipamiento a precios que ya no puedes permitirte? Esta es la pregunta que Asturias, España y la Unión Europea debería estar haciéndose en lugar de alimentar la Curva de Gartner.

Lo sensato sería invertir en investigación y demostración de tecnologías emergentes, en lugar de construir plantas de tecnología madura; introducir el hidrógeno verde en el sector refino para producir combustibles sintéticos con menor huella de carbono; admitir el uso de hidrógeno azul (gas natural con captura de carbono) para industrias que necesitan descarbonización inmediata; construir infraestructura de transporte ahora, para cuando el verde sea viable; establecer mandatos regulatorios de 20-30 años que creen demanda predecible. Así, Asturias podría plantearse, por su concentración de industria básica en el eje Gijón-Avilés, convertirse en laboratorio de tecnologías emergentes de hidrógeno, negociando con gobiernos para ubicar un piloto SOEC integrado con aplicación industrial real. Eso tiene futuro. Construir plantas de electrólisis convencional hoy, sólo tendría futuro si existiera un mecanismo mágico por el cual se haga viable lo que hoy es económicamente imposible.

Cada vez más análisis coinciden en que no tiene sentido usar hidrógeno allí donde la electricidad puede hacer el mismo trabajo de forma directa y mucho más eficiente. Si usamos electricidad renovable para producir hidrógeno, comprimirlo o licuarlo, transportarlo, y luego convertirlo de nuevo en electricidad, la eficiencia global puede caer al 25–35 %, frente a más del 90 % si usamos la electricidad directamente en una batería o un cable. Un coche eléctrico gana a un coche de hidrógeno con pila de combustible; una bomba de calor bien diseñada gana a una caldera de hidrógeno; una línea ferroviaria electrificada gana a un tren con pila de combustible.

Donde sí encaja es en los llamados "sectores difíciles de descarbonizar": la producción de acero sustituyendo al carbón como gas reductor, la fabricación de fertilizantes sin gas fósil, y determinados procesos químicos. Si concentramos los recursos en esos usos, el hidrógeno verde puede ser una pieza clave de la descarbonización. Si pretendemos que lo haga todo –calefacción doméstica, turismos, cualquier camión, incluso volver a generar electricidad a partir de él– corremos el riesgo de malgastar dinero público y privado en soluciones elegantemente ineficientes. No se trata de creer o no creer en el hidrógeno, sino de usarlo con criterio.

¿Qué habría que hacer? El primer cambio necesario es mental: pasar del hidrógeno como eslogan al hidrógeno como vector de descarbonización. Dejar de venderlo como solución mágica y empezar a tratarlo como lo que es: una opción cara y valiosa que conviene usar sólo donde no hay alternativas mejores.

El segundo es de política industrial. Si queremos que los proyectos de descarbonización profunda –como los del acero y fertilizantes asturianos– salgan adelante sin que las empresas huyan de Europa, hace falta un paquete coherente que combine:

• Un precio del CO₂ robusto y creíble en el tiempo, sin bandazos bruscos, en el entorno de 80-100 € /t de CO2, acompañado por un ajuste en frontera (CBAM), que de verdad evite la competencia desleal de productos importados, es condición necesaria para que la industria se plantee seriamente cambiar de proceso.

• Un coste del hidrógeno a la baja. Si el hidrógeno verde consigue situarse en la banda de 2–3 €/kg en los mejores proyectos y en torno a 3–4 €/kg en Europa, la prima de coste por tonelada de acero o amoniaco baja a niveles manejables. Para eso hacen falta renovables baratas, nuevos 0-electrolizadores y seguridad regulatoria.

• Ayudas a la inversión inicial en electrolizadores, nuevas plantas industriales y parques eólicos y solares asociados, porque hablamos de proyectos de miles de millones que no se pueden sostener solo con el balance de una empresa. Para descarbonizar ArcelorMittal y Fertiberia Avilés con hidrógeno verde dedicado, Asturias necesitaría respaldarse en unos 2,3 GW de electrólisis y ≈3–5 GW de nueva energía renovable, con una inversión en el entorno de 10.000 M€. Eso daría lugar a un acero verde con costes de 600–800 €/t, muy sensibles al precio del H₂ (2–6 €/kg), y a un amoniaco/fertilizante verde claramente más caro que el fósil mientras el H₂ no baje de la banda 2–3 €/kg.

• Contratos por diferencia (CfD) bien diseñados. En la fase de arranque, el coste de producir acero o amoniaco verdes será más alto que el precio de mercado del producto convencional. Un contrato por diferencias permite que el Estado pague al productor la diferencia, a cambio de reducciones de emisiones verificables y de mantener actividad en suelo europeo. No es una subvención indiscriminada, sino un puente temporal hacia un mercado donde el CO₂ caro y la demanda de productos bajos en carbono hagan el resto.

• Priorizar usos. Concentrar el hidrógeno en aquellos sectores donde más emisiones de CO₂ evita por euro invertido, en lugar de dispersarse en aplicaciones marginales o vistosas pero poco eficientes.

El tercero es territorial. Asturias tiene la oportunidad de convertirse en un polo de industria baja en carbono, pero eso exige más que hidrógeno. Exige un plan serio de renovables y redes eléctricas, de eficiencia energética y electrificación directa, de formación, de logística, de diversificación y exige asumir que algunos proyectos emblemáticos se reconfiguren sobre la marcha, porque los mercados y las tecnologías evolucionan.

En 2050, en una Europa que aspira a ser climáticamente neutra, el hidrógeno limpio será una pieza más importante, pero no hegemónica, de un sistema energético dominado por la electricidad renovable. Probablemente aportará una parte limitada pero decisiva de la energía final, concentrada en industria pesada, transporte marítimo y almacenamiento de largo plazo. El acero y los fertilizantes competirán por su huella de carbono; fabricar con carbón o con gas sin capturar CO₂ será la excepción, no la norma.

Para 2050 existen tres escenarios sustancialmente distintos:

• En el escenario pesimista (25-30% de probabilidad), el hidrógeno verde representará menos del 5% del consumo industrial, porque la captura de carbono se abaratará. Europa cederá el liderazgo a Asia.

• En el escenario base (50-55% de probabilidad), el hidrógeno verde capturará del 20% al 30% de la demanda porque la tecnología SOEC se comercializará entre 2032-2040 y los gobiernos establecerán subsidios de 20-30 años a la producción de hidrógeno verde. Las tasas de descarbonización de la siderurgia serán superiores al 90%, amoníaco 80% y cemento 40%. España y Asturias se posicionan como productores netos.

• En escenario optimista (15-20% de probabilidad), SOEC revoluciona costes, la electricidad renovable junto con el desarrollo de los nuevos reactores nucleares está disponible en cantidad y coste para competir directamente. El hidrógeno gris desaparece. España exporta 20-30 millones toneladas H₂ equivalente/año.

Qué escenario ocurra no estará determinado por la tecnología sino por decisiones que tomamos hoy. Invertir en plantas comerciales de tecnología madura nos encadena a subsidios permanentes. Invertir masivamente en investigación SOEC, ciclos termoquímicos y nuevas rutas abre el camino hacia la viabilidad real. Europa elige la primera. China se prepara para dominar la segunda cuando sea rentable.

La pregunta definitiva es simple: ¿Queremos una solución que funcione sin subsidios indefinidos en 2050, o preferimos plantas funcionando con dinero público permanente? La respuesta determinará si el hidrógeno verde es el futuro de Europa o solo el pasatiempo costoso de su presente.

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