Hidrógeno verde: promesa, realidad y desafíos para 2030

La transición energética entró en una fase donde ya no alcanza con sumar renovables y electrificar lo obvio. Queda el tramo más duro: descarbonizar la industria pesada, ciertos transportes y usos de alta temperatura que hoy dependen de combustibles fósiles. En ese escenario, el hidrógeno verde aparece como una promesa poderosa: un vector energético capaz de conectar electricidad renovable con sectores que no pueden enchufarse de forma simple.

El interés global creció porque el hidrógeno ofrece algo que la electricidad, por sí sola, a veces no resuelve: almacenamiento en grandes volúmenes, posibilidad de convertirse en moléculas industriales (como amoníaco o metanol) y capacidad de reemplazar insumos fósiles en procesos productivos. Sin embargo, su realidad es compleja. El hidrógeno verde no es “energía gratis”: requiere mucha electricidad, infraestructura nueva y reglas estrictas para certificar que realmente es “verde”.

Hacia 2030, el desafío principal será pasar del discurso a la escala: construir proyectos repetibles, financiamiento estable, cadenas de suministro industriales y acuerdos de compra que garanticen demanda. También habrá que evitar un error frecuente: querer usar hidrógeno para todo. Su valor aparece cuando se lo aplica donde genera ventajas reales, no donde compite contra opciones más eficientes y baratas.

A continuación, una mirada completa: qué es el hidrógeno verde, por qué importa, cuánto cuesta en términos físicos y económicos, qué frena su despliegue y cuáles son los escenarios más plausibles de acá a 2030.

¿Qué es el hidrógeno verde y qué lo diferencia del resto?

El hidrógeno es el elemento más abundante del universo, pero en la Tierra casi nunca está “suelto”: está combinado en moléculas como el agua o los hidrocarburos. Por eso, para obtener hidrógeno (H₂) hay que “fabricarlo” a partir de otra fuente. Ahí aparece una distinción clave: el impacto climático depende de cómo se produce.

Se llama hidrógeno verde al hidrógeno producido mediante electrólisis del agua, usando electricidad renovable. La electrólisis separa el agua (H₂O) en hidrógeno y oxígeno. Si la electricidad proviene de fuentes fósiles, las emisiones pueden ser altas; si proviene de renovables, el proceso puede ser de bajas emisiones. Esa diferencia es lo que vuelve al hidrógeno “verde” relevante en la transición energética.

Por contraste, el hidrógeno gris suele producirse a partir de gas natural (reformado con vapor, SMR) y emite CO₂ de forma significativa. El hidrógeno azul intenta reducir ese impacto capturando parte del CO₂ (CCS), aunque su desempeño depende de tasas reales de captura, fugas de metano y calidad de medición. En la práctica, el “color” no debería ser marketing, sino un resumen de su huella de carbono basada en datos.

Aquí aparece otra discusión decisiva: la certificación. Para que el mercado confíe, el hidrógeno verde necesita reglas para demostrar el origen de la energía, cómo se calculan emisiones, qué se considera “adicionalidad” (si la renovable se construyó específicamente para ese proyecto) y si importa el momento en que se produce (correlación temporal entre renovable y electrólisis). Sin esa trazabilidad, la etiqueta “verde” se vuelve discutible y pierde valor.

Aun con certificación, el hidrógeno sigue siendo un portador energético, no una fuente. No “nace” limpio: se vuelve limpio si el sistema que lo produce lo es. Por eso, su futuro hacia 2030 está atado a la expansión real de renovables, a redes eléctricas capaces de absorber más generación y a políticas que premien emisiones evitadas de manera verificable.

Para una visión global del estado del hidrógeno y sus rutas tecnológicas, es útil consultar los recursos de la Agencia Internacional de la Energía en su sección de análisis: análisis y reportes sobre hidrógeno de la IEA.

La promesa: dónde el hidrógeno verde tiene sentido económico y climático

El hidrógeno verde no compite bien como solución universal, pero puede ser transformador en usos específicos. Su mayor fortaleza es descarbonizar sectores donde la electrificación directa es difícil o donde el valor está en la química del hidrógeno más que en su energía.

El primer campo con lógica fuerte es la industria. Hoy se consume hidrógeno a gran escala en refinerías y, sobre todo, para producir amoníaco (fertilizantes). Si ese consumo se reemplaza por hidrógeno verde, la reducción de emisiones es directa y verificable. Esto es clave: no se trata de crear demanda nueva de cero, sino de limpiar demanda existente.

Otro caso relevante es el acero. La siderurgia tradicional usa carbón/coque para reducir mineral de hierro, con emisiones elevadas. Una ruta alternativa es la reducción directa (DRI) usando hidrógeno para producir hierro esponja, combinado con hornos eléctricos. No es una transición trivial: exige suministro estable de hidrógeno, electricidad competitiva y adaptación de plantas. Pero si funciona, puede convertirse en uno de los cambios más importantes de la década.

El hidrógeno verde también abre la puerta a combustibles derivados. El amoníaco verde es especialmente interesante porque ya se transporta globalmente y puede actuar como portador de hidrógeno para rutas marítimas o como insumo industrial. El e-metanol y otros e-fuels se producen combinando hidrógeno verde con una fuente de carbono (idealmente CO₂ capturado), y aparecen como opción para sectores donde el combustible líquido sigue siendo necesario.

En transporte, la promesa requiere matices. Para autos particulares, la eficiencia y la infraestructura tienden a favorecer baterías. En cambio, en ciertos nichos de larga distancia, operación intensiva o entornos donde cargar baterías es complejo, las celdas de combustible pueden competir, especialmente si hay corredores logísticos dedicados. En marítimo y aviación, los derivados del hidrógeno suelen verse más viables que el hidrógeno directo por cuestiones de densidad energética, almacenamiento y logística.

Además, el hidrógeno puede jugar un rol como almacenamiento de energía de larga duración, especialmente si los sistemas eléctricos incorporan mucha renovable variable. Sin embargo, suele ser un recurso de “última capa”: antes compiten baterías, gestión de demanda e interconexiones. El hidrógeno vale cuando se necesita almacenar por largos períodos o cuando se lo usa como molécula industrial, no solo para volver a generar electricidad.

IRENA reúne informes y escenarios útiles sobre innovación y transición energética en hidrógeno: recursos de IRENA sobre hidrógeno verde.

La realidad: costos, eficiencia y límites físicos que no se pueden discutir

El hidrógeno verde enfrenta un conjunto de límites que no dependen de opiniones, sino de física e ingeniería. El primero es la eficiencia. Convertir electricidad en hidrógeno y luego usarlo implica pérdidas: en la electrólisis, en la compresión o licuefacción, en el transporte y, si se reconvierte a electricidad, en esa reconversión. Por eso, cuando existe una alternativa eléctrica directa, suele ser más eficiente electrificar que pasar por hidrógeno.

Este punto es decisivo para evitar malas decisiones. Usar hidrógeno para calefacción residencial masiva, por ejemplo, suele ser menos eficiente que bombas de calor. Pretender que el hidrógeno reemplace todo el gas natural en hogares enfrenta un problema simple: la energía inicial requerida es enorme y las pérdidas se acumulan. De nuevo: el hidrógeno sirve donde su valor supera ese costo, no donde compite contra soluciones directas.

En términos económicos, el costo del hidrógeno verde está muy atado al precio de la electricidad y al factor de utilización del electrolizador. Un electrolizador caro y subutilizado produce hidrógeno muy caro. Un electrolizador más barato, operando muchas horas con renovable competitiva, puede acercarse a costos razonables. Esto explica por qué tantos proyectos se enfocan en regiones con recurso eólico/solar excepcional o con combinaciones que aumentan horas de operación.

También importa el CAPEX total del sistema: no solo el electrolizador, sino compresores, transformadores, balance de planta, almacenamiento, conexión a red, seguridad, permisos. En paralelo, el OPEX se concentra en electricidad, mantenimiento, agua tratada y reemplazos. Hacia 2030, se espera que los electrolizadores bajen costos por escala industrial, pero esa reducción no elimina los otros componentes ni el costo de energía.

El agua suele aparecer como objeción. En la mayoría de contextos, el volumen de agua para electrólisis no es el principal limitante global, pero sí puede serlo localmente si hay estrés hídrico o si se necesita desalinización. Además, no se usa agua sin tratamiento: hay requerimientos de pureza que agregan infraestructura. En zonas costeras, la desalinización puede resolverlo, aunque suma costos y energía.

El transporte agrega complejidad. El hidrógeno es una molécula pequeña, con particularidades materiales y de seguridad. Opciones como gasoductos dedicados requieren inversión grande y planificación. Transportarlo como hidrógeno líquido implica criogenia y pérdidas por evaporación. Convertirlo en amoníaco o metanol facilita logística internacional, pero introduce conversión adicional y su propia infraestructura.

En síntesis: el hidrógeno verde puede ser viable, pero no por deseo. Será viable cuando las cuentas cierren con electricidad competitiva, operación alta, infraestructura adecuada y demanda firme. Ese es el filtro real hacia 2030.

Desafíos para 2030: infraestructura, certificación, permisos y demanda firme

El principal desafío para 2030 es la escala. No falta la idea: falta convertirla en industria repetible. Eso implica aumentar la capacidad de fabricación de electrolizadores, formar técnicos, asegurar repuestos, estandarizar componentes y lograr curvas de aprendizaje similares a las que tuvieron la solar y la eólica.

Un cuello de botella subestimado es la red eléctrica. Muchos proyectos energéticos se demoran porque la conexión a red tarda años o porque no hay capacidad de transmisión. Incluso si un país tiene potencial renovable, sin infraestructura de red la energía no llega donde se necesita. En muchos casos, el éxito depende de planificar “hubs”: producir hidrógeno cerca de renovables y de la demanda industrial, minimizando transporte.

El segundo gran desafío es la certificación. Sin un sistema robusto de garantías de origen, medición y contabilidad de emisiones, el hidrógeno verde pierde su prima de valor y se vuelve indistinguible del resto. El mercado internacional tenderá a exigir reglas claras: cuánto CO₂ por kg de hidrógeno, cómo se asegura que la electricidad es renovable, qué se considera adicionalidad y cómo se controla la trazabilidad en el tiempo.

En Europa, estas definiciones avanzaron con marcos regulatorios y criterios para combustibles renovables de origen no biológico, con debates sobre adicionalidad y correlación temporal. Para ver el enfoque y documentos relacionados, sirve la referencia de la Comisión Europea: marco y estrategia europea de hidrógeno.

El tercer desafío es el financiamiento. La mayoría de proyectos requiere contratos de compra a largo plazo (offtake). Sin comprador industrial dispuesto a pagar una prima o sin mecanismos de política pública que cubran la brecha, el proyecto no se financia. Es el dilema clásico: la industria no quiere firmar sin oferta estable y precio competitivo; los productores no construyen sin contratos. Los instrumentos como contratos por diferencia, subastas o incentivos por kg certificado buscan romper ese bloqueo.

El cuarto desafío es el tiempo de permisos. Renovables, líneas eléctricas, plantas industriales y terminales portuarias requieren licencias y aceptación social. Si el “time-to-permit” supera los plazos de inversión, 2030 se vuelve un horizonte difícil. Acelerar permisos sin bajar estándares ambientales y de seguridad es una tarea institucional enorme.

Finalmente, está el desafío de la seguridad. El hidrógeno requiere protocolos estrictos: ventilación, detección, materiales compatibles, zonas clasificadas, capacitación. La industria química ya maneja sustancias complejas; el reto es trasladar esa cultura de seguridad a proyectos nuevos y a una cadena logística más amplia.

Escenarios hacia 2030: qué puede avanzar rápido, qué se verá en nichos y qué no conviene prometer

Hacia 2030, el escenario más probable no es un “mundo del hidrógeno” total, sino un despliegue focalizado. El avance más sólido debería darse en la sustitución de hidrógeno fósil en usos industriales existentes, porque es donde el impacto es directo y donde ya hay demanda. También es esperable que crezca el amoníaco verde en proyectos vinculados a fertilizantes y a logística marítima, especialmente si aparecen mandatos o estándares que empujen combustibles de baja emisión.

En paralelo, se verán “islas” de infraestructura: hubs industriales con producción, almacenamiento y consumo relativamente cercanos. En algunos corredores específicos, habrá transporte pesado a hidrógeno si la operación lo justifica y si el reabastecimiento puede concentrarse en pocos puntos. Esto es importante: la infraestructura del hidrógeno funciona mejor cuando la demanda está concentrada y es predecible.

Lo que no conviene prometer como masivo para 2030 es el uso residencial generalizado o el reemplazo de todos los combustibles en movilidad liviana. La eficiencia y el costo total tienden a jugar en contra. Tampoco es realista imaginar exportaciones gigantes sin antes resolver lo básico: puertos, permisos, certificación, contratos, disponibilidad renovable real y conexión.

El factor que más definirá el ritmo será el costo de la electricidad renovable y la rapidez con la que se construya infraestructura eléctrica. Si se logra una expansión fuerte de renovables con redes robustas, el hidrógeno verde puede crecer como “salida” para absorber generación y como insumo industrial. Si las redes se traban, muchos proyectos quedarán en anuncios.

Para países con recursos renovables competitivos, la oportunidad está en construir cadena de valor: no solo exportar moléculas, sino desarrollar capacidades locales en ingeniería, operación, mantenimiento, servicios y, donde sea viable, fabricación de componentes. Eso vuelve al sector más resiliente y evita depender únicamente de un precio internacional.

En conclusión, el hidrógeno verde es una promesa real, pero no automática. Su éxito hacia 2030 dependerá de decisiones pragmáticas: priorizar industria y derivados donde el impacto es mayor, construir hubs, asegurar contratos y certificar emisiones con reglas claras. Si se hace bien, el hidrógeno no será una moda: será una pieza concreta de la descarbonización.