Los electrolizadores convencionales son máquinas de carácter estable. Están diseñados para funcionar conectados a la red eléctrica, recibiendo una corriente constante, sin sobresaltos. Si los alimentas con la producción intermitente de un parque solar, se quejan. Las membranas se degradan con los ciclos de arranque y parada, el gas cruzado se convierte en un riesgo de seguridad, y la eficiencia se desploma cuando trabajan a media carga. Por eso, la mayoría de los proyectos de hidrógeno verde que se conectan a renovables necesitan baterías o respaldo de red para suavizar la entrada de electricidad. Y eso encarece el hidrógeno hasta hacerlo poco competitivo.
Una empresa israelí llamada H2Pro lleva años desarrollando una tecnología que, en teoría, resuelve ese problema de raíz. Se llama electrólisis de agua desacoplada (DWE, por sus siglas en inglés), y su idea central es tan simple como radical: en lugar de producir hidrógeno y oxígeno al mismo tiempo, separados por una membrana, los produce en momentos distintos. Primero genera hidrógeno. Luego, en una segunda fase, genera oxígeno. Sin membrana, sin mezcla de gases, sin degradación por los ciclos de encendido y apagado.
Y Extremadura va a ser el laboratorio donde se pruebe a escala real. H2Pro y la desarrolladora Doral Hydrogen han firmado un acuerdo para construir en la región la que aspiran a ser la primera instalación del mundo que produce hidrógeno verde completamente fuera de la red eléctrica, alimentada solo por el sol. El proyecto arrancará con un electrolizador de 5 megavatios conectado directamente, en corriente continua, a 10 megavatios pico de paneles solares. La ambición es crecer hasta 50 megavatios de electrólisis y 80 de fotovoltaica.
La promesa económica que hay detrás es la que ha llamado la atención de todos. H2Pro sostiene que, en una configuración aislada de la red, el coste de la electricidad puede bajar a un entorno de 20 euros por megavatio-hora, frente a los 50 euros que suelen manejar los proyectos convencionales ligados a acuerdos de compra de energía verde. Un factor de 2,5 .
La química del desacoplamiento: dos pasos en lugar de uno
Para entender cómo funciona, hay que olvidarse de cómo funciona un electrolizador normal. En uno convencional, el agua se divide en hidrógeno y oxígeno simultáneamente en dos electrodos separados por una membrana. El hidrógeno sale por un lado, el oxígeno por el otro, y la membrana impide que se mezclen. Es una solución que funciona, pero que impone limitaciones: la membrana es cara, se degrada con el tiempo y no tolera bien los cambios bruscos de corriente.
La DWE de H2Pro separa las dos reacciones en el tiempo. En el primer paso, la electricidad fluye hacia un electrodo bifuncional, que reduce el agua para formar hidrógeno. Al mismo tiempo, un contraelectrodo de níquel se carga, como si fuera una batería, absorbiendo los iones hidróxido que se generan. Cuando el electrodo bifuncional ha producido suficiente hidrógeno, la corriente se invierte. El contraelectrodo se descarga y libera oxígeno, pero sin necesidad de electricidad adicional en ese momento.
El resultado es un sistema que no necesita membrana, que no puede mezclar hidrógeno y oxígeno (porque no se producen a la vez) y que puede encenderse y apagarse tantas veces como haga falta sin que eso degrade los componentes. H2Pro afirma que su electrolizador tolera ciclos de encendido y apagado ilimitados, y que mantiene una eficiencia alta incluso cuando trabaja a carga parcial, algo que los electrolizadores convencionales no hacen.
Esa es la clave para entender por qué el coste puede bajar. No es que la electricidad sea más barata porque sí. Es que el electrolizador puede aprovechar directamente la electricidad más barata, la que se produce en las horas de máxima irradiación solar, sin necesidad de almacenarla en baterías ni de suavizarla con respaldo de red. El sol produce cuando produce. El electrolizador se adapta a ese ritmo. Y al eliminar la necesidad de baterías y conexiones a la red, elimina también una parte importante del coste del proyecto.
De 5 a 50 megavatios: el camino extremeño
La elección de Extremadura no es casual. La región tiene una de las radiaciones solares más altas de Europa, suelo disponible para proyectos a gran escala y está cerca de los puntos de inyección de la red de gas de Enagás. El hidrógeno producido en la primera fase se mezclará con gas natural en esa red, una solución que H2Pro describe como transitoria y realista. A medio plazo, si el corredor H2Med se concreta, el emplazamiento extremeño podría inyectar hidrógeno directamente en esa infraestructura europea.
El proyecto tiene un calendario y unas etapas definidas. La primera fase, con 5 megavatios de electrólisis y 10 de solar, servirá para demostrar que la tecnología funciona en condiciones reales, fuera de la red, con la intermitencia del sol extremeño. Si sale bien, la ampliación a 50 megavatios de electrólisis y 80 de fotovoltaica convertirá a Extremadura en uno de los polos de hidrógeno renovable más grandes de España.
H2Pro no es una empresa improvisada. Su tecnología viene del Technion, el instituto tecnológico israelí, y lleva años en desarrollo. La compañía tiene un piloto de 0,5 megavatios que ha alcanzado el nivel de madurez tecnológica TRL 7, y que ha sido validado en más de 50.000 ciclos de encendido y apagado. Ese dato es importante, porque demuestra que el desacoplamiento no es solo una idea de laboratorio: funciona en la práctica, al menos a escala de piloto.
Lo que aún falta por demostrar
Aquí conviene frenar. Los 20 euros por megavatio-hora son una proyección de H2Pro, no un dato verificado de forma independiente. La empresa modela un coste de 2,49 dólares por kilogramo de hidrógeno para una configuración solar aislada en España, pero ese cálculo se basa en sus propias suposiciones: una eficiencia del 80%, un consumo de 50 kilovatios-hora por kilogramo, una vida útil de 20 años y un coste de capital de 500 dólares por kilovatio . Son cifras plausibles, pero son cifras de la empresa. Nadie las ha auditado todavía.
José María Sánchez, del CIEMAT, valora la propuesta como «la vanguardia de la autarquía energética», pero advierte de que la viabilidad exige una electrólisis con alta tolerancia a la intermitencia y un sistema de control muy afinado entre la generación solar y el electrolizador. Y añade algo importante: no sería realista esperar un despliegue industrial masivo antes de 2030. Ese año debe verse más bien como un horizonte para validar prototipos y plantas piloto.
También está la cuestión de la escala. Pasar de un piloto de 0,5 megavatios a una planta de 50 megavatios no es solo multiplicar por cien el número de celdas. Es rediseñar la planta, los sistemas de control, la gestión térmica, la integración con la red de gas. Cada escala tiene sus propios problemas. Y el proyecto extremeño, por ahora, está en fase de acuerdo, no de construcción.
Y luego está el destino del hidrógeno. Mezclarlo con gas natural en la red de Enagás es una forma rápida de darle salida al hidrógeno producido, pero no es el uso más eficiente. Quemar hidrógeno mezclado con gas para calentar edificios o mover turbinas es mejor que quemar solo gas, pero está muy por debajo de lo que se podría hacer con ese hidrógeno en la industria química o en el acero. H2Pro lo reconoce: el blending es un paso intermedio, no el destino final.
Aun así, el proyecto extremeño tiene algo que otros no tienen: un electrolizador diseñado para funcionar con el sol, no a pesar de él. Si funciona, si la planta de 5 megavatios produce hidrógeno de forma fiable y a un coste razonable durante un año entero de sol extremeño, H2Pro habrá demostrado algo importante. Habrá demostrado que el hidrógeno verde no necesita esperar a que la red eléctrica se descarbonice del todo. Puede producirse donde está el sol, cuando está el sol, sin pedir permiso a nadie.
