El hidrógeno verde: la esperanza renovable que busca impulsar a León

Desde el año 2018, España se encuentra en un proceso de descarbonización que busca la reducción progresiva de las emisiones de gases de efecto invernadero para alcanzar la neutralidad climática en 2050, alineado con el Acuerdo de París y el Pacto Verde Europeo. Esta meta se basa en el Marco Estratégico de Energía y Clima, aprobado en 2019, que incluye pilares como el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo 2050 (aprobada en noviembre de 2020) y la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Energética. Este marco busca la reducción de las emisiones mediante la promoción de las energías renovables, eficiencia energética, electrificación y una transición justa para evitar un impacto negativo en el empleo y los territorios.

En Castilla y León, la descarbonización ha tenido un impacto profundo debido a su dependencia histórica del carbón, donde se han producido la clausura de minas y centrales térmicas clave como La Robla o Compostilla. Estos cierres han provocado la pérdida de miles de empleos directos e indirectos, una crisis económica sin precedentes en las comarcas mineras y un éxodo rural.

En la provincia de León, los efectos de la descarbonización han sido especialmente severos con comarcas como El Bierzo, Laciana y La Robla, afectadas por el fin de las térmicas y la minería que han generado emigración juvenil a grandes ciudades, estancamiento económico y un paro masivo. Aunque la región recibe subvenciones del Fondo de Transición Justa de la UE para la diversificación económica, la realidad es que la gestión ineficiente de las ayudas y el cierre sin alternativas de estas plantas ha abocado a estas zonas a un pozo sin fondo.

En este contexto, los proyectos de generación de energía renovable han cobrado especial interés como una nueva vía para la reactivación de las economías locales y la reindustrialización efectiva. Si bien los principales proyectos se centran en energías como la eólica, la solar o la biomasa, el hidrógeno verde cada vez se posiciona más como la energía del futuro.

El hidrógeno verde se obtiene a través de la electrólisis del agua, un proceso que utiliza electricidad limpia para separar el agua en hidrógeno y oxígeno. Este se considera un combustible sostenible de cero emisiones y un componente clave para la transición energética, especialmente para descarbonizar sectores difíciles de electrificar directamente, como el transporte pesado, la industria química y la siderurgia. La provincia leonesa es un foco clave en el despliegue de renovables en España con dos proyectos fundamentales basados en hidrógeno verde: el Valle Leonés del Hidrógeno Verde en La Robla y Villadangos del Páramo, que busca producir hidrógeno y metanol verde y, por otro lado, Compostilla Green en Cubillos del Sil, que aspira a producir combustible sostenible de aviación a partir de hidrógeno verde. Ambos proyectos cuentan con ayudas públicas aprobadas y están en fase de construcción y tramitación.

A pesar de la gran inversión pública con la que cuentan estos programas y el interés por este combustible, la realidad es que muchos de los proyectos en curso permanecen estancados debido a obstáculos técnicos y regulatorios no resueltos. Conscientes de esta realidad, los investigadores de la Universidad de León (ULE) Mónica Álvarez Manso, Gabriel Búrdalo-Salcedo y María Fernández Raga, en colaboración con la empresa Global Virtualizza Ingenieros han desarrollado el primer marco técnico y predictivo para abordar el reto de la calidad del agua requerida en electrolizadores para plantas de hidrógeno verde, identificada como factor limitante esencial en la viabilidad técnica y económica de los proyectos, aportando una clasificación cuantitativa de recursos hídricos, un algoritmo predictivo validado experimentalmente y propuestas regulatorias para superar las barreras que actualmente frenan la implantación industrial del hidrógeno renovable.

«El hidrógeno se concibe tanto como un producto energético como un combustible. Ahora mismo se busca que el hidrógeno sea un combustible, ya que a día de hoy funciona más como un reactivo químico para las industrias fertilizantes. En el desarrollo de este combustible hemos observado cómo las empresas encontraban muchas dificultades para implantarse, sobre todo a nivel internacional. El agua es una materia prima clave en la producción de hidrógeno. Al hacer la investigación pudimos ver cómo ya no era tan importante la cantidad del agua, sino la calidad. Ahí es donde estaba la clave. Por ello, esta investigación se ha centrado en estudiar las necesidades de esa calidad del agua para la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis», explica Mónica Álvarez Manso, directora técnica de Global Virtualizza Ingenieros, vicedecana del Colegio Oficial de Ingenieros Técnicos de Minas y Grados en Minas y Energía de Madrid y principal impulsora del proyecto.

Durante el desarrollo del proyecto, los investigadores detectaron «un vacío regulatorio crítico» en las normativas española y europea, ya que «no existen criterios técnicos para la clasificación de calidad del agua requerida en procesos de electrólisis para producción de hidrógeno verde, así como la falta de estándares para la gestión del agua de rechazo». Ante esta situación, los ingenieros desarrollaron la primera clasificación a nivel internacional sobre este tipo de agua de entrada en el electrolizador de una planta. «Con ello queremos proponer un marco regulatorio para la industria para implantar plantas de hidrógeno en zonas seguras a partir del estudio de la viabilidad económica y técnica», recalca Álvarez.

Inicialmente, los expertos consideraban que el caudal de agua era el factor más importante y no se tenía en cuenta el agua de rechazo, es decir, el agua desechada debido a su mala calidad y que no puede ser utilizada en los electrolizadores para ser convertida en hidrógeno.

«Anteriormente, en la literatura y en la planificación de proyectos de hidrógeno verde, solo se consideraban parámetros como la disponibilidad de agua y el caudal, asumiendo erróneamente que cualquier fuente con volumen suficiente era viable. El hidrógeno es una energía que está sin desarrollar porque existe ese talón de Aquiles que está parando no solo proyectos en España, sino también en Europa. Sin embargo, nuestra investigación demuestra que la calidad del agua, específicamente su conductividad eléctrica, es mucho más determinante que la cantidad. El factor que nadie evaluaba era el volumen de agua de rechazo (vertido) generado en el pretratamiento por ósmosis inversa y electrodeionización (EDI). En este estudio, hemos diseñado una planta piloto de ósmosis inversa más EDI a escala de laboratorio donde se han seleccionado muestras de agua de toda España con distintas condiciones para evaluar exactamente qué porcentaje de agua de rechazo se produce según la calidad hídrica. A partir de estos parámetros, hemos creado la primera clasificación internacional de calidad hídrica para hidrógeno verde y determinado los lugares más aconsejables para implantar una planta de hidrogeno mediante análisis de viabilidad territorial. Aunque esta categorización se ha desarrollado a nivel nacional, su metodología y algoritmo predictivo son escalables a toda Europa», detalla la experta.

Desafíos

En este estudio, los investigadores hicieron una recogida de las muestras de agua en 46 puntos de toda la geografía española. Como explica la ingeniera, «todos estos puntos fueron seleccionados según su proximidad a zonas con potencial de generación de energías renovables (eólica y solar), donde pueden ubicarse futuras plantas de hidrógeno verde, y zonas que representan la máxima variabilidad hidrogeológica del territorio español». «Las plantas de hidrógeno deben implantarse en zonas donde existe potencia renovable garantizada. Por esta razón seleccionamos estas ubicaciones con gran diversidad de fuentes de agua subterránea y de agua superficial, abarcando todas las condiciones climáticas y geológicas nacionales. Para obtener datos experimentales rigurosos, no nos valía hacer simulaciones teóricas desde el despacho; necesitábamos desarrollar una planta piloto con sistema de ósmosis inversa más electrodeionización (EDI) que replicara fielmente el comportamiento industrial real. Solo así pudimos monitorizar puntos críticos del circuito y cuantificar con precisión no solo el porcentaje de agua de rechazo y el consumo energético, sino también —y esto es fundamental— la frecuencia de reemplazo de membranas y el coste operativo de mantenimiento según la conductividad del agua de entrada, permitiendo identificar la viabilidad económica real de cada emplazamiento antes de construir la planta», recalca Álvarez.

«En este contexto, nos dimos cuenta de que dentro de los parámetros que condicionaban la calidad del agua el más importante era la conductividad eléctrica. Esto fue lo que nos sirvió para el desarrollo de un algoritmo predictivo alimentado con 16 parámetros que genera automáticamente indicadores clave: el consumo de agua requerida, el volumen de agua de rechazo (salmuera) que la planta verterá, el consumo energético y los costes operativos de mantenimiento, especialmente la vida útil y sustitución de las membranas utilizadas en el pretratamiento. El consumo energético varía drásticamente entre aguas óptimas y restringidas, llegando hasta diferencias del 194%. Clasificando automáticamente el agua como óptima, moderada o restringida, el algoritmo ayuda a predecir la viabilidad técnica y económica de cualquier planta de hidrógeno antes de su construcción», añade.

Durante la construcción de la planta, los ingenieros hicieron un modelado para ver cada uno de los subpasos en el pretratamiento del agua y determinar el coste de la transformación del agua a unas condiciones que permita la producción de hidrógeno. Todos los parámetros recogidos se volcaron para hacer el algoritmo.

«A partir de este algoritmo nosotros somos capaces de calcular los litros de agua y el estado del agua de rechazo que se genera. Esa agua debe cumplir con parámetros ambientales específicos antes de verterla en cauces naturales, lo que requiere tratamientos de acondicionamiento adicionales y un coste operativo significativo. Cuanto mayor sea la conductividad del agua de entrada, , más complejas y numerosas serán las etapas de purificación necesarias, incrementando exponencialmente los costes de pretratamiento, energía, reemplazo de membranas, y gestión del rechazo. Esta es la razón fundamental por la que muchos proyectos han quedado estancados: aunque técnicamente es posible instalar una planta de hidrógeno en casi cualquier ubicación, la viabilidad económica depende críticamente de la calidad del agua disponible. Nuestro algoritmo predice estos costes con precisión, evitando inversiones en emplazamientos económicamente inviables y orientando la implantación de plantas hacia zonas donde la calidad hídrica garantiza rentabilidad operativa», expone.

León, ‘hub energético’ del futuro

En el artículo se hizo una categorización de los tipos de agua de acuerdo a la idoneidad para su uso en la producción de hidrógeno, un factor clave para la instalación de las plantas.

«El agua es muy diversa y podemos encontrar de diferentes tipos tanto en el norte como el sur. No obstante, hemos visto cómo en aquellas zonas con depósitos de arcillas esta agua es más problemática, mientras que las zonas con sedimentos graníticos el agua es más óptima, ya que no supera 400 microsiemens de conductividad. En una misma región como es el caso de Andalucía te puedes encontrar con agua muy restringida y con agua óptima. Una de las zonas con agua muy restringida fue Caspe (Zaragoza), donde detectamos agua con más de 3.500 de conductividad, por lo que no sería viable la implantación de una planta», relata Mónica Álvarez.

Aunque la selección se hizo a partir de muestras de toda España, la región leonesa destacó por su excelente calidad para la producción de este combustible. Una circunstancia que puede ser fundamental para el posicionamiento de la provincia en la carrera por el hidrógeno verde.

«En nuestro estudio pudimos constatar que la zona de León es muy propicia como se ve en el mapa (zona verde). En Bembibre, nosotros hicimos un sondeo y nos dio como resultado una conductividad muy baja. Esta zona está cerca de implantar energías renovables y podría producir hidrógeno verde perfectamente», explica la ingeniera.

Además de Bembibre, Compostilla y La Robla son las otras dos grandes zonas con tradición energética, donde la implantación de plantas de hidrógeno podría ser una realidad viable, según el estudio.

«Nosotros vamos a apostar por León, sin lugar a dudas. Al cerrarse las plantas en Compostilla y La Robla ha habido un empobrecimiento de ambas zonas. Desde luego que la implantación en esas zonas es bastante viable. Hablamos de la zona de La Robla con una planta de unos 200 megavatios. El consumo que tendría La Robla con la utilización de un agua óptima sería de aproximadamente unos 600.000 m³/año. Sin embargo, si se utilizara un agua restringida, que no tiene esa característica la zona, requeriría unos 1.300.000 m³/año. Si esto se extrapola a ciudades, La Robla consumiría al año para su planta lo de unos municipios de entre 15.000 y 20.000 habitantes. Si estuviéramos en el caso del agua restringida, es decir, en el caso más desfavorable, consumiría el agua de una ciudad de más de 50.000 habitantes. Esto nos indica que las condiciones son óptimas para este tipo de proyectos. Por otro lado, Compostilla tiene valores óptimos también, e incluso, Villadangos que se encuentra muy cerca de la capital. La planta de hidrógeno proyectada en Villadangos tiene una potencia instalada de 100 megavatios, lo que la sitúa en una escala industrial adecuada para la producción eficiente de hidrógeno verde. La calidad del recurso hídrico en la zona cumple con los criterios óptimos establecidos en nuestro estudio (conductividad <410 µS/cm), por lo que la planta podrá operar con bajos costes de pretratamiento y máxima eficiencia de conversión, garantizando su viabilidad técnica y económica», recalca la experta.

Origen y próximos pasos

La investigación, centrada en la producción de hidrógeno verde a través de electrólisis, forma parte de la tesis doctoral de Mónica Álvarez y está siendo dirigida por la catedrática en Física Aplicada de la Universidad de León María Fernández Raga. Como cuenta la autora, la tesis nació para «dar salida a las energías renovables». «Yo trabajo en una empresa de ingeniería, donde llevamos los últimos 20 años trabajando con energías renovables, sobre todo para implantación en países en vías de desarrollo. Cuando yo comencé mi tesis en la Universidad de León vino la pandemia y, posteriormente, la guerra de Ucrania, por lo que comenzaron los problemas. Se nos hizo muy difícil obtener documentación sobre datos energéticos a nivel internacional y durante esa etapa vimos que era necesario el desarrollo de un vector energético de hidrógeno verde y empezamos una carrera», recuerda.

Su tesis industrial la realiza en conjunto con la empresa Global Virtualizza Ingenieros y el algoritmo resultante ha sido registrado en la Oficina de patentes a nombre de esta empresa, quien también les ha apoyado durante el desarrollo del proyecto. «La investigación doctoral es muy práctica y busca potenciar el desarrollo del hidrógeno y, sobre todo, estimular todo aquello que sea una oportunidad de futuro para León», enfatiza Álvarez.

Con los resultados de este primer proyecto, los investigadores han hecho una propuesta de cara al Ministerio de Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), órgano competente en materia de política energética y gestión del hidrógeno renovable, y a las Confederaciones Hidrográficas, organismos de cuenca responsables de la planificación y autorización del uso del agua y de los vertidos al dominio público hidráulico. «Se les ha hecho llegar este estudio como propuesta específica de criterios técnicos cuantitativos para la autorización de plantas de hidrógeno verde. Actualmente, existe un vacío regulatorio absoluto: no hay ningún parámetro oficial que establezca estándares de calidad de agua para electrolizadores, generando incertidumbre legal y decisiones técnicas discrecionales. Nuestra propuesta es que se tome como guía y se aplique para dar impulso a los proyectos para sacar a España de la cola de la producción energética», avanza la ingeniera.

«Este estudio proporciona a los inversores un criterio técnico-ambiental objetivo para evaluar la viabilidad económica de proyectos, y habilita a la Administración para verificar que se cumplen estándares regulatorios rigurosos. España tiene comprometido un objetivo vinculante con la Unión Europea: instalar 12 GW de capacidad de electrólisis para 2030 como parte de su Estrategia de Descarbonización. Sin embargo, actualmente la producción de hidrógeno renovable en España es inferior al 1% del potencial europeo, y la mayoría de proyectos se encuentran bloqueados en fase de evaluación ambiental. Hay muchos proyectos que se encuentran replanteados a día de hoy, algunos ya operativos (como Puertollano con 20 MW desde 2022), pero casi la totalidad del hidrógeno producido se destina a aplicaciones industriales como refino de petróleo, producción de amoníaco y fertilizantes, no a usos finales energéticos. Los usos como combustible en movilidad o calefacción doméstica siguen siendo proyectos piloto sin implementación masiva. Con este hallazgo ellos son capaces de saber de forma preliminar si una planta es viable simplemente por las características de la calidad del agua. Entonces si España quiere llegar a la cabeza, necesita implantar estos criterios técnicos ya porque ahora mismo no llegamos a un 1% de producción de hidrógeno verde», agrega.

La ingeniera leonesa recalca que el hidrógeno verde es «una oportunidad para darle una vuelta a la producción de energía y que León pueda ser una guía para toda España».

«No queremos que nos desplacen ni quedarnos atrás. España lleva casi 10 años atascada en la implantación de hidrógeno, a diferencia de otro tipo de energías renovables como la eólica o la solar. Aunque hay inversión, se necesita que esta se haga efectiva. León debe ser incluida como nodo logístico en los corredores estratégicos españoles (Eje de Levante, Vía de la Plata) para garantizar que la producción leonesa se integre en la red troncal de distribución e importación europea. El puerto de El Musel en Gijón (Asturias) está configurado como punto de exportación principal hacia Alemania, Holanda y Francia. Una conexión directa León-Musel reduciría costes de transporte y haría competitiva la producción leonesa en mercados europeos, transformando la región en hub de producción y distribución. Nosotros tenemos una gran oportunidad porque León siempre ha sido una región exportadora de energía y, además, tenemos una gran cantidad de agua con calidad. Entonces, es un recurso en el que León es muy rica y si lo sabemos explotar bien, tenemos una gran oportunidad en un momento en que las industrias están condicionadas por la capacidad de distribución eléctrica y la disponibilidad de energía descarbonizada. Producir hidrógeno verde en León es una oportunidad industrial atractiva como se puede ver desde la industria de alimentación (primera productora nacional con 30,6% de la producción regional), fabricación de componentes metálicos y plásticos, manufactura automotriz (más del 20% de la capacidad nacional de vehículos se concentra en Castilla y León), y especialmente para centros de datos (datacenters), que demandan suministro eléctrico firme en el rango de 100-500 megavatios disponible de forma continua. Queremos dar un empuje a León porque hace falta. Producir hidrógeno verde en León no es únicamente una oportunidad industrial para capitales privados: es ante todo desarrollo económico y regeneración territorial para comarcas que atraviesan declive demográfico y dificultades socioeconómicas estructurales. Animamos a las empresas que quieran implantarse en León para producir hidrógeno que se pongan en contacto con nosotros para evaluar proyectos mediante el algoritmo predictivo validado, asegurando viabilidad técnica, ambiental y económica desde la fase preliminar y se puedan desarrollar puntos estratégicos como el Polígono de Torneros en León y Parques Tecnológicos», concluye la ingeniera.