El hidrógeno es el primer elemento de la tabla periódica, el más ligero. Su estado es gaseoso, insípido, incoloro e inodoro. No es una fuente de energía renovable, si no una posibilidad de almacenamiento energético.

Cuenta con defensores entusiastas desde hace años, como el economista Jeremy Rifkin, pero al calor de la gran apuesta por el hidrógeno del Pacto Verde Europeo y los Fondos de recuperación NextGenerationUE, surgen megaproyectos por diversos territorios con una dudosa aportación a la transición verde, justa y digital, así como incógnitas sobre la eficacia de muchas aplicaciones.

Iberdrola, Endesa y Naturgy planean movilizar inversiones de 53.000 millones de euros en 360 proyectos de hidrógeno. Y Repsol se postula a ellos para “acelerar la industria del hidrógeno” con su proyecto H24All (con 15 entidades de seis países), que conectará la primera planta de electrolizadores alcalinos de alta presión de 100MW de Europa a uno de sus centros industriales.

El hidrógeno abre nuevas líneas de negocio al sector del petróleo y del gas, explican desde la Fundación Renovables: “Existe un grupo de presión (de lobby) para crear mayor demanda, incluso antes de disponer de la tecnología. Nos hablan de hidrógeno ‘verde’ y ‘azul’ equiparando su significado, una confusión que hace pensar que nos quieren dar ‘azul’ por ‘verde’. Y tanto hablar de él, da la sensación de que lo necesitamos ya. Pero si nos dejamos llevar, podemos agarrarnos al primero que nos ofrezcan, probablemente ‘azul’, por ser una tecnología más madura y más ‘asequible’”, apuntan desde esta fundación.

Al hidrógeno le sacan los colores

Al primer elemento de la tabla periódica le ha surgido una señalética cromática de nuevo cuño que lo clasifica en “gris”, “azul” y “verde”: “La simplificación, mediante la asignación de colores, tiende a aligerar las diferencias entre las opciones y es uno de los instrumentos más claros del denominado greenwashing”, opinan desde la Fundación Renovables. Y aclaran que el hidrogeno será un vector sostenible, o no, según las fuentes de energía primarias y los procedimientos de producción utilizados: "Los colores sólo amortiguan o diluyen esta consideración”, concluyen.

Hidrógeno gris

Se considera hidrógeno “gris” (el más barato) al obtenido como reformado del gas natural, subproducto lógico del metano (que posee dos moléculas de hidrógeno por cada una de carbono): “Es el peor, libera muchas emisiones de CO2 de efecto invernadero”, apunta Domingo Guinea, investigador ad honorem del CSIC, responsable del laboratorio de energías renovables en el Centro de Automática y Robótica, con cincuenta años de experiencia y veinte con hidrógeno. "Supone darle una nueva vida al gas natural, un combustible fósil que no es ‘limpio’ en su extracción, transporte o uso”, apostilla la Fundación Renovables.

Asimismo, el hidrógeno gris se puede obtener en las refinerías de petróleo, como subproducto de los procesos de refino a los que se somete el crudo.

Como las energías fósiles son la principal causa del cambio climático, resulta paradójico que los máximos beneficiados del hidrógeno “gris”, sean las industrias intensivas en ellas. Muchos expertos consideran que no debe apoyarse con Fondos de Recuperación.

Hidrógeno azul

Recibe este nombre cuando se captura el C02 emitido en el proceso de generar hidrógeno “gris”, lo cual  encarece el proceso. Es decir, al método habitual de reformado de metano con vapor –SMR (Steam Methane Reformation)– una tecnología con bastante grado de madurez, se le incorpora un sistema de captura y uso de carbono (CCS/U) para los Gases de Efecto Invernadero (GEI): “Una tecnología costosa e inmadura, que consume energía eléctrica y presenta filtraciones de gases a la atmósfera”, detallan desde la Fundación Renovables.

Según la International Energy Agency, los proyectos más avanzados de hidrógeno “azul” sólo logran entorno al 33% de captura de los gases de combustión

Según la International Energy Agency, los proyectos más avanzados de hidrógeno “azul” sólo logran entorno al 33% de captura de los gases de combustión, no un 95% como figura en muchos documentos, como la Hoja de Ruta del Hidrógeno del Gobierno, que corresponde al límite superior que se espera conseguir en un futuro. Tampoco parece la mejor inversión en términos de eficiencia y sostenibilidad.

Los Emiratos Árabes Unidos pueden convertirse en uno de los productores de hidrógeno “azul” más grandes y más baratos del mundo, como anunció el director ejecutivo de la Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), el Sultan Al Jaber, en la conferencia online de la Semana de la Sostenibilidad de Abu Dhabi. El emirato más grande pretende reducir sus emisiones un 24% para 2030, comparado con 2016.

Hidrógeno verde

Es el más caro, todavía en proceso de investigación para ver su potencialidad a través de proyectos piloto. Si el hidrógeno “gris” y “azul” se basan en prolongar la vida de los combustibles fósiles, el “verde” se obtiene del agua (H2O).

Se basa en la electrólisis del agua, que separa el hidrógeno liberando oxígeno. La electricidad empleada en ella debe provenir de fuentes renovables, generalmente de las tecnologías de aprovechamiento más maduras: solar y eólica. Pero la energía nuclear (no sostenible) también se valora en las investigaciones sobre hidrógeno.

Le queda mucho margen de mejora: incrementar los tamaños y diversidad de los electrolizadores, reducir los costes de sus elementos técnicos (muy caros) y solucionar su baja eficiencia energética: los kilogramos de hidrógeno producidos por kilovatio hora consumido de electricidad. Puesto que la molécula del agua es muy estable, y romperla para obtener hidrógeno consume mucha energía.

Iberdrola ha presentado 53 proyectos con más de 50 empresas (un presupuesto de más de 2.400 millones) para instalar hasta un gigavatio de electrolizadores, y se ha aliado con Fertiberia (uno de los principales productores de fertilizantes para agricultura, amoniaco y derivados) para promover un proyecto de 800 megavatios de hidrógeno “verde”, con una inversión de 1.800 millones hasta 2027. Iniciativa que arranca con el mayor complejo de hidrógeno “verde” para uso industrial de Europa que estará operativo este año en Puertollano (Ciudad Real).

De cada kWh que guardamos, recuperamos menos del 25% como electricidad, con unos costes de infraestructuras enormes, por lo que la electricidad recuperada no puede ser jamás competitiva”, detalla Domingo Guinea

Por su parte Petronor (la filial vasca de Repsol) lidera el llamado Corredor vasco del hidrógeno. Este prevé la producción anual de 20.000 toneladas de hidrógeno y una inversión de 1.300 millones de euros hasta el 2026, 650 millones para hidrógeno “verde”. Otros 250 son para desarrollo tecnológico e industrial en toda la cadena de valor y digitalización, y 50 millones en investigación de aplicaciones de hidrógeno en movilidad, en el sector residencial y en la industria.

Participan una larga lista empresas, de siderurgia como ArcelorMittal, fabricantes de tubos Tubacex y Tubos Reunidos, Celsa, Sidenor; la industria ferroviaria (CAF y Talgo). En la movilidad, Siemens, Ingeteam, Irizar, navieras como Balearia y el astillero Murueta; o ingenierías como Sener e Idom, entre otras muchas.

Verde, caro y poco eficiente

En España solo se producen y consumen unas 500.000 toneladas de hidrógeno como materia prima, casi todo de fuentes fósiles. El Gobierno destinará hasta 2023, más de 1.500 millones de euros, procedentes de los Fondos de recuperación para desarrollar el hidrógeno “verde” en España.

Aunque lo califiquen de “verde”, sólo un 50% de la eficiencia de cada kilovatio hora (kWh) de energía que se convierte en hidrógeno llega a almacenamiento. La pila de combustible (que pasará el hidrógeno de nuevo a electricidad, para recuperarla) tiene una eficiencia del 50%, y es más cara que los electrolizadores. “De cada kWh que guardamos, recuperamos menos del 25% como electricidad, con unos costes de infraestructuras enormes, por lo que la electricidad recuperada no puede ser jamás competitiva”, detalla Domingo Guinea.

Y como almacén de electricidad aún no es rentable, explica este experto, porque cada kWh sale cuatro veces más caro. A lo que hay que sumar la amortización de todas las instalaciones. Además para almacenar hidrógeno deben desarrollarse tanques de hidruros y nanoestructuras que no están perfeccionados.

“Se están enfocando y acelerando las inversiones ahora, sin haber alcanzado el desarrollo de las tecnologías, ni su competitividad”, analizan desde la Fundación Renovables que no considera el hidrógeno “verde” como la opción más eficiente, ni competitiva. “Además, eclipsa a herramientas que sí funcionan con las que queda mucho por hacer, como la electrificación de la demanda, el autoconsumo y la eficiencia energética”, alegan.

Tampoco Domingo Guinea lo estima viable para la gestión de la electricidad: “Su eficiencia está entorno al 20%, cuando determinados pantanos españoles, con ‘bombeo doble’, tienen eficiencias del 80%”. Al experto, el actual interés por el hidrógeno “verde”, le recuerda a cuando se fomentaba el biodiesel: “Era un negocio para algunos sectores (ahora las fábricas de biodiesel están de ‘capa caída’ y no es rentable), como esas autopistas donde el negocio está en construirlas, aunque luego no circulen coches”, rememora.

El experto cree conveniente aclarar si el hidrógeno “verde”, sustituirá al “gris” y al “azul”, lo que a su juicio podría tener cierto sentido: “Porque invertir una cantidad ingente de dinero, como se está haciendo, es un gran gasto social”, sopesa.

Prioridades para un modelo sostenible

En nuestro país, caminar hacia un modelo sostenible de energía implicaría cultivar una “cultura del ahorro energético” y del consumo responsable, así como transitar de un sistema energético centralizado, a otros descentralizados cuya generación de energía se adscriba a los territorios, fomentando su resiliencia y autosuficiencia con el aprovechamiento de las fuentes locales ­–solar y eólica, pero también geotermia, maremotriz (del mar), undimotriz (de las olas), etc.– con el máximo beneficio social y el mínimo coste ambiental.

De cara a materializar las Emisiones Cero que persiguen la Unión Europea y España para 2050, así como para que los Fondos de Recuperación posibiliten una transición verde y justa real, resulta prioritario según las fuentes consultadas para el reportaje antes que invertir miles de millones en hidrógeno (una tecnología aún inmadura, poco eficiente e incierta), promover el ahorro energético, rehabilitar el 90% de viviendas ineficientes, mejorar la eficiencia de los equipamientos y reducir su consumo, que sigue aumentando.

En un contexto de Emergencia Climática, pandemia, crisis económica y ecosociales, donde urge alcanzar los objetivos de París, y seguir las recomendaciones del IPCC, resulta sensato promover más las energías renovables maduras y ya rentables, las comunidades energéticas locales, así como facilitar, planificar y fomentar el autoconsumo a todos los niveles. A través de las placas sobre los edificios, recibimos quince veces más energía solar de la que consumen, “incluso con el despilfarro actual”, apunta Guinea.

“Cada kWh en la cubierta, ofrece de tres a cuatro kilovatios de frío y un poco más de calor, a un coste bajísimo. Sin tener que comprar prácticamente nada, soluciona el 70% de la energía de los edificios”, añade. Recuerda que Alemania cambió su modelo energético reduciendo un 90% el consumo de las viviendas, con la mitad de sol y gastando más por el frío. “No hacen falta grandes centrales solares en el Sáhara (donde hay 2.200 kWh por kilómetro cuadrado al año de energía solar), en Almería o Ceuta tenemos 1.900 kWh. Y también encima de nuestras cabezas. Nos sobra.”, afirma este experto.

Resistencias al cambio real

La “cultura del ahorro energético” y descentralizar, entra en conflicto con el actual modelo de energía, en el que tres actores controlan la producción, distribución y comercialización (Endesa, Iberdrola y Naturgy controlan el 85% el mercado) y se resisten a cambios que hagan peligrar su statu quo hegemónico.

Las grandes empresas energéticas, habituadas a los consorcios público-privados, ante el horizonte de Fondos Europeos de Recuperación (que se articularán, en muchos casos, a través de Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica –PERTE– y alianzas publico-privadas) se encuentra en su elemento natural. Y con la vista puesta en sus balances de fin de año, cada kWh que no venden, es un kWh que no cobran.

Paralelamente, con un IVA del 21% para la energía, que nutre los Presupuestos Generales, el Estado tampoco sale demasiado airoso de un apuesta ferviente por la energía asequible y la autosuficiencia.

Otra resistencia se encuentra en la configuración actual del mercado que reporta pingües beneficios a las eléctricas por los métodos para fijar el precio de la energía: hasta que se completa la demanda, primero se acopla la producción de las energías más baratas. Si no hay suficientes, se recurre a otras más caras. La última en entrar (siempre la más cara) fija el precio, dando grandes márgenes de ganancias (como si en un comercio todos los productos se vendieran al precio del mas caro).

Es el mercado (eléctrico español), amigo

Isaac Rosa

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Opinión

Es el mercado (eléctrico español), amigo

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Un recorrido por un sistema ineficiente y opaco, que aumenta los precios, perjudica a las familias más vulnerables y genera enormes beneficios.

“Repetir un modelo centralizado y caduco, con nuevas tecnologías, no puede dar resultado –alerta Guinea– Hay muchas presiones para no hacer cambios reales, lo de El Gatopardo de Lampedusa: ‘Algo tiene que cambiar, para que todo siga igual’”. Para este experto, antes que acumular hidrógeno un cambio real de modelo significa tomarse en serio el ahorro y evitar el despilfarro actual, luego, una adaptación al mínimo coste, "pero nadie va a pagar un anuncio de publicidad para ganar menos”, manifiesta.

Además, está el obstáculo añadido de que el hidrógeno “verde” es más caro que el “gris” o el “azul”, disponible en cantidades muy limitadas, y poco interesante para las industrias, reticentes a encarecer su producción. “Quizás los poderes públicos decidan hacerlo competitivo a base de subvención, como en su día hicieron con la eólica y fotovoltaica”, comenta Guinea.

En esa línea, el presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán,en un reciente encuentro organizado por la European Round Table for the Industry (ERT), en el que intervino el vicepresidente de la Comisión Europea, Frans Timmermans, y otros ejecutivos de empresas, emplazó a actuar “rápido” y establecer “marcos atractivos” que permitan a las empresas alcanzar la neutralidad climática en 2050. Aseguró que su compañía está preparada para hacer desembolsos, pero que las administraciones tienen que poner de su parte.

La Plataforma por un Nuevo Modelo Energético lamenta que probablemente los fondos de recuperación sean la última oportunidad para financiar la transición energética: “A qué se dediquen es muy importante, deberían potenciar proyectos que cumplan criterios que actúen, verdaderamente, en la transición hacia un nuevo modelo energético, donde no caben ni el gas, ni la energía nuclear”.

Realidad, renovables y eficiencia

El informe EU 2030 Emissions Target –A Reality Check del Centre for Environmental Management, Resources and Energy (CURE) de la Universidad Ruhr de Bochum, muestra que Europa no está bien encaminada para alcanzar su objetivo de reducir las emisiones un 40% en 2030. Necesita aumentar el esfuerzo en energías renovables y eficiencia un 20%, en comparación con el periodo de 2005 a 2018.

Según el estudio, el crecimiento de la energía renovable debe ir lo más rápido posible como el vector más importante de la descarbonización. Esto requiere objetivos más ambiciosos e incentivos generales más fuertes para la construcción de nuevos proyectos y plantas de energía renovable.

El informe advierte que puede ser un desafío invertir en instalaciones de almacenamiento y administración de carga que no tengan un uso lo suficientemente alto como para justificar sus costos. Y que la energía renovable disponible debe usarse de acuerdo con el orden de mérito de su eficacia en la reducción de emisiones de CO2, por lo que sólo debería emplearse para producir hidrógeno, tras haberla utilizado para compensar la generación de combustibles fósiles, y lo más ampliamente para vehículos eléctricos o bombas de calor.

El estudio aconseja a Europa “repensar” su estrategia de hidrógeno y garantizar que todos los aspectos de la política energética se consideren desde un enfoque integrado de arriba hacia abajo, y no en silos individuales.

Posibles aplicaciones del hidrógeno verde

El hidrógeno “verde” puede ser complementario a las energías renovables que tiran del coste de la electricidad hacia abajo. “Formará parte de nuestro mix energético, pero sólo para descarbonizar las aplicaciones donde no sea viable su electrificación directa”, augura la Fundación Renovables. Así, el hidrógeno “verde” podría sustituir al “gris” o al “azul”, para abandonar las energías fósiles: “Tiene sentido para industrias que consumen mucho hidrógeno”, señala Guinea.

Desde esta fundación se reconoce que los Fondos de Recuperación son una oportunidad para investigar y desarrollar el hidrógeno “verde” en aplicaciones complementarias a la electricidad como en la industria y el transporte pesado, o de sectores en los que la electrificación no es la opción más eficiente, y no existe una alternativa sostenible viable. Pero recalcan que no debe ser el principal protagonista, ni hacer olvidar el proceso de desarrollo secuencial de la evolución tecnológica e industrial, para no quemar etapas sin que se hayan producido.

El hidrógeno verde puede ser, de este modo, una vía para reducir emisiones en industrias como la del vidrio (lo burbujea para evitar la oxidación de algunos elementos), la del acero, cemento o productos químicos (para calentar), la de los abonos (emplea gran cantidad), o alimentarias (para hidrogenar grasas, hacer margarinas, etc.). Además cualquier hidrógeno (sea gris, azul o verde) sirve para “enriquecer” el gas, el metano, o el gas natural y subir su valor energético.

Esta última fórmula encaja en muchos Planes de Descarbonización de corporaciones en sectores con gran impacto ambiental, para reducir sus emisiones (construcción, transporte, energías fósiles, industria pesada, insumos agrícolas, alimentarias), cuya eficacia real, como estrategia de adaptación y mitigación del cambio climático, está por evaluar, junto con su contribución a la resiliencia, recuperación y la transición verde justa. Y puede dilatar la toma de decisiones de mayor calado.

Un reciente informe del Foro Económico Mundial y el Boston Consulting Group, analiza las ocho industrias con las cadenas de suministro globales más intensivas en carbono, juntas representan más de la mitad de las emisiones totales de GEI del mundo: la alimentación es la primera (25% del CO2 global), seguida de la construcción (10%); la moda, el transporte de mercancías y los bienes de consumo domésticos (un 5%) y la electrónica, los servicios profesionales y la automoción (un 2%). El documento incluye el hidrógeno “verde” como una de las posibles soluciones para la industria pesada, el acero, la construcción, o los productos químicos en su descarbonización.

Almacenamiento de renovables

Una de las posibilidades más idóneas del hidrógeno “verde” es el almacenamiento. La Estrategia de almacenamiento energético aprobada el pasado febrero ha incluido el hidrógeno gris, azul y verde.

“Si se hicieran bien, el hidrógeno ‘verde’ permitiría también reducir algunas centrales de ciclo combinado: Tenemos duplicada o triplicada su capacidad de generación”, indica Guinea. Así, cuando no hubiera fuentes renovables suficientes, en vez de introducir una central de ciclo combinado, para cubrir la demanda, se dispondría de un almacén de hidrógeno.

Pero hoy es inviable por coste: “Es más caro que las de ciclo combinado. Supone generar una serie de infraestructuras que no se sabe si serán necesarias.”, advierte este experto.

En el transporte

En el sector del transporte, el uso de hidrógeno “verde”, se prevé limitado y enfocado a descarbonizarlo. Debería dirigirse al transporte de larga distancia, el marítimo y la aviación donde la electrificación directa, o las baterías, no son factibles y debe estar inserto en un modelo sostenible que priorice la movilidad activa (pie, bicicleta) y el transporte colectivo.

Aunque el hidrógeno puede desempeñar un papel en el transporte pesado por carretera de larga distancia: “Los camiones eléctricos de batería serán competitivos como tecnología. Aproximadamente el 60% de los viajes en camión que se realizan en la UE son de menos de 400 kilómetros, adecuados para camiones eléctricos a batería”, alega Geert Decock, director de electricidad y energía de Transport & Enviroment, Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente.

Estima que promover hoy más el hidrógeno en los camiones, tiene implicaciones a largo plazo, en la futura demanda de electricidad renovable necesaria para producirlo. “Con un 50% de vehículos de celda de combustible para hidrógeno, en el segmento de autobuses y camiones más grandes –dadas las importantes pérdidas de conversión de energía– se aumentaría la demanda de electricidad renovable un 50% más”, concreta.

En cambio, el hidrógeno, y combustibles como el amoníaco desempeñarán un papel importante en el transporte marítimo. Para 2050, probablemente será el sector con mayor demanda, 739 TWh, el 31% de toda la demanda de electricidad en el transporte. Por lo que, hasta 2030, deberían prepararse infraestructuras para reabastecer de hidrógeno, renovar los barcos, etc.

En su ambición por un transporte limpio, la Comisión Europea establece –en la Estrategia anual de crecimiento sostenible 2021– construir para 2025 uno de los tres millones de puntos de recarga de coches eléctricos necesarios en 2030, y la mitad de las mil estaciones de hidrógeno necesarias. Aunque no indica dónde deberían ubicarse las últimas. “En los puertos es una opción: se puede usar en el transporte marítimo y para muchas aplicaciones industriales (acero, petroquímica, repostaje de camiones eléctricos)”, aconseja Decock.

Coches de hidrógeno

En los próximos años el segmento de automóviles y camionetas apuesta por los vehículos eléctricos. Para 2025 habrán disponibles 172 modelos de batería, frente a 14 de celda de combustible para hidrógeno, según el informe de Transport & Enviroment Electric Surge de 2019.

Usar hidrógeno en los coches sobrecarga menos su peso que con las baterías de los eléctricos. “La tecnología es más cara que la de los eléctricos e híbridos, pero se recargan antes. En unos minutos, como los de gasolina. Las pilas de los eléctricos no se generalizan porque su coste aún no es competitivo.”, indica Guinea.

En un coche de gasolina sus 40 o 50 litros de combustible, puede arder pegados al suelo y al vehículo. “El hidrógeno, al contrario, al ser más liviano que el aire, se eleva. No hay acumulación, es más seguro. Pero va a mucha presión, con sus riesgos de explosión. La seguridad debe estar garantizada, para fugas, etc.”, explicita Guinea.

Existen otros prototipos de coches basados en el hidrógeno ‘verde’, donde éste va sobre el vehículo: “Pero habría que crear nuevas estructuras, como hidrogeneras, etc.”, matiza Guinea sobre su viabilidad.

Aplicaciones interesantes poco rentables

El uso de hidrógeno nació y se mantiene por la industria aeroespacial. En las naves espaciales la masa es un elemento crítico, por eso llevan un liviano sistema de acumulación (un electrolizador en un tanque de agua) que durante las horas de sol genera hidrógeno, que alimenta una pila de combustible las horas de sombra.

En los quirófanos, un tanque de 400 kilos de hidrógeno los garantizaría de por vida. La pila, además, evita hacer mucha instalación. Asimismo es interesante para sistemas de seguridad, submarinos, o antenas remotas.

Aplicaciones pequeñas, muy específicas, de elementos críticos de alto valor añadido, donde el coste de la infraestructura y la eficiencia no es lo más importante: “Pero son poco rentables, no resultan competitivas”, comenta Guinea, que estuvo involucrado en un proyecto de drones de características similares.

Existe un proyecto de hidrógeno “verde” en la isla del Hierro, aprovechando un desnivel natural y agua que se bombea, donde las eficiencias pueden ser un 80%, que almacenaría hidrógeno de renovables (sol, viento, olas).

Ultra-verde ¿Interesante para el mercado?

Manuel de la Rocha, al frente de la oficina que gestionará los fondos de recuperación, ha manifestado la intención de abrir convocatorias, incluso que el Gobierno pueda en algún caso cofinanciar proyectos de futuro, o soluciones para deficiencias de mercado, como en materia de digitalización.

Ante la inevitabilidad de las inversiones en hidrógeno, conviene valorar las aplicaciones más sostenibles, lo que Domingo Guinea denomina “ultra-verde”, muchas veces más baratas que las actuales. A menudo suelen desarrollarse menos, frente a las que reportan más beneficios a grandes empresas.

El laboratorio que dirige Guinea investiga el hidrógeno desde hace casi dos décadas, han probado muchos métodos para obtenerlo, de fuentes naturales (como deshechos), a productos químicos (con hidrocarburos). Lo llaman así porque se genera por la electrólisis del agua (como el “verde”), y a la vez tiene un beneficio social evidente, como limpiar o purificar, por ejemplo, las aguas residuales.

Pese a que algunas aplicaciones excepcionales del hidrógeno “verde”, o “ultra-verde”, puedan resultar interesantes, desde una perspectiva sostenible son muchas las actuales dudas razonables sobre la eficiencia del hidrógeno y su desarrollo

Para ello, emplea un panel solar directamente acoplado, la disolución orgánica y electrodos. Sumado a la energía del proceso electroquímico de electro-oxidación. Su eficiencia es dos, o tres veces, superior y su coste muy inferior. No tiene emisiones y esteriliza cualquier molécula orgánica (patógeno, virus, bacteria, etc.), lo que cobra gran relevancia hoy. También evita el riesgo de generación de cepas resistentes a los antibióticos al neutralizar las moléculas orgánicas de los purines.

En sus estudios comprobaron que la densidad de desechos de las aguas residuales urbanas varía a lo largo del año (por la lluvia, nieve, etc.), y que funciona incluso mejor en deshechos alimentarios y productos químicos diversos, como alcoholes, o anticongelantes, un grave problema al ser contaminantes y arder con facilidad

“El coste es muy bajo y todo el sistema es muy barato, acumula más energía de la que gasta, también funciona con agua salada, o de mar”, pormenoriza Guinea. En esa línea, existen programas piloto con alpechines (residuos de las almazaras), por cada litro de aceite que se produce, salen siete de agua sucia donde es aplicable.

También puede utilizarse en el “licor negro” de las papeleras (residuo peligroso con una alta proporción de orgánicos), así como en el sector de los fertilizantes y pesticidas (ricos en hidrógeno): “Puede limpiar una gran cantidad de productos orgánicos que se han tirado, muchos altamente nocivos”, explica Guinea.

En la minería ­–donde diversos compuestos de las minas pueden quedar en el agua, y salir a la superficie, incluso siendo venenosos– un panel solar flotante y un electrolizador eliminaría la capa orgánica nociva de la superficie.

También existe una posibilidad barata de hidrógeno “ultra-verde” de transporte solar, con diversos prototipos en prueba. Un sistema donde los paneles van a hidrógeno, con súper-condensadores. “Es tecnología existente, comprobada, y los números dicen que es una alternativa viable a corto plazo. Sólo tiene la pega de que es mucho más barata que la actual”, lamenta Guinea

En las granjas se pueden crear sistemas de captura y generación de hidrógeno, para luego convertirlo en energía. En macrogranjas ­requerirían de parques solares o molinos eólicos muy caros, por la gran concentración de gases y problemas de captura, debido a la gran cantidad de animales que contienen.

Escenarios resilientes, transiciones reales

Pese a que algunas aplicaciones excepcionales del hidrógeno “verde” o “ultra-verde” puedan resultar interesantes, desde una perspectiva sostenible son muchas las actuales dudas razonables sobre la eficiencia del hidrógeno, y su desarrollo. No sólo como tecnología sino como estrategia importante de descarbonización para la adaptación o mitigación del cambio climático, por parte de los sectores que pueden beneficiarse de él, alineada con los objetivos climáticos, y el IPCC.

En nuestra geografía, también en la “España vaciada”, contamos con la posibilidad dotarnos de energía solar y eólica, tecnologías ya maduras, susceptibles de potenciarse más y mejor; junto a otras renovables locales menos desarrolladas (geotérmica, maremotriz, undimotriz, micro-presas en ríos, biomasa a muy pequeña escala si procede, etc.) que pueden promover mayor eficiencia, resiliencia y autosuficiencia (territorial y nacional) para transitar de las energías fósiles a las renovables, como requiere la urgencia de la coyuntura climática.

Domingo Guinea trabaja en un proyecto con una asociación local en Hiel de la Encina (Guadalajara), con una densidad de población entre una y dos personas por kilómetro cuadrado. Una especie de prototipo de autosuficiencia real en un exponente de esa España Vaciada (que integra el hidrógeno de forma barata y sostenible), donde defiende que se puede contar con lo necesario, incluso transporte financiado por el ahorro energético.

“Los números cuadran. Eso sí merece la pena”, subraya entusiasta: “A muy pequeña escala, de ayuntamientos, municipal o territorial, de abajo a arriba. Sería como esa vida de nuestros abuelos, pero con la tecnología del siglo XXI. Esa ‘España Vacia’ tiene agua, viento, sol. Con la tecnología actual ¿No vamos a multiplicar por diez, o cincuenta, la calidad de vida en base a los recursos locales? Las soluciones energéticas pasan por alternativas razonables que nos sirvan para vivir mejor, no para ganar más. Porque al final perdemos todos”, concluye este experto.