Repsol y Power to Hydrogen (P2H2) han validado un electrolizador AEM que abarata el hidrógeno renovable un 16 %. La prueba, ejecutada en el hub de innovación All4Zero de Repsol, superó 1.250 horas de ensayos paramétricos y de durabilidad. Los resultados sobre eficiencia, flexibilidad y degradación quedaron por encima de los objetivos marcados.
El ensayo utilizó un stack comercial corto de cinco celdas de P2H2 y reprodujo condiciones reales de operación renovable. Los ciclos de carga oscilaron entre el 40 % y el 100 %, con presiones de entre 2 y 30 bar. No fue una prueba de laboratorio al uso: incluyó arranques, variaciones bruscas y un corte de suministro no planificado.
Más de 1.250 horas para validar un electrolizador de escala comercial
La degradación irreversible fue de solo 2 mV por cada 1.000 horas, lo que proyecta una vida útil por encima de las 50.000 horas. La pureza del hidrógeno alcanzó el 99,9 % a 30 bar y se mantuvo estable en todo el rango de presión. Según los datos de Power to Hydrogen, ese comportamiento supera entre cinco y diez veces los estándares habituales de la electrólisis AEM.
El sistema también respondió con rapidez a los cambios de carga y toleró apagones no programados. Uno de los episodios más valorados fue un corte de energía en la propia instalación, tras el cual el electrolizador reanudó las pruebas sin consecuencias.
Paul Matter, fundador y consejero delegado de Power to Hydrogen, sostiene que la prueba demuestra un rendimiento similar al PEM con una estructura de costes más baja. ‘Se trata de hardware de escala comercial, sometido a estrés en las condiciones que importan a los compradores industriales’, afirma.
El dato que puede mover la decisión industrial no es la eficiencia, es el coste: 3,86 euros por kilo con una degradación mínima.
La proyección de coste nivelado se sitúa en 3,86 euros por kilo, según el marco H2A-Lite del Departamento de Energía de Estados Unidos. Eso supone un recorte del 16 % frente a los electrolizadores convencionales. En escenarios de PPAs renovables optimizados, el valor baja hasta 2,82 euros por kilo, cerca del umbral que activa la demanda industrial.
La validación de Repsol convierte al hidrógeno renovable en una opción más barata sin heredar los cuellos de botella del iridio y los PFAS.
Un coste de 3,86 euros por kilo, un 16 % más barato
Berta Moreno, científica sénior de Repsol, vincula los resultados con la descarbonización de operaciones industriales a gran escala. La tecnología AEM evita el iridio y las sustancias PFAS, dos dependencias regulatorias y de coste que pesan sobre la alternativa PEM. La baja intensidad de capital y la respuesta dinámica resultan atractivas para una utility que busca flexibilidad operativa.
El siguiente paso que exploran ambas compañías es una demostración a mayor escala, en el rango de 500 kW a 1 MW. Power to Hydrogen ya despliega sistemas de este tamaño en el puerto de Amberes-Brujas y con SINTEF en Noruega. Ese salto respaldaría el objetivo de Repsol de contar con entre 600 y 800 MW de capacidad de hidrógeno renovable en 2030.
El ensayo se produce en un momento en el que España revisa su apuesta por el hidrógeno ante la presión de los costes. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima sitúa la meta de 12 GW de electrolizadores para 2030. La gran incógnita no es la capacidad, sino lograr un precio de venta competitivo. Los 3,86 euros por kilo estimados por P2H2 suponen una reducción relevante, aunque los grandes consumidores industriales suelen manejar referencias más bajas para sustituir gas natural en procesos térmicos.
La lectura estratégica: por qué la vía AEM importa para Repsol
La validación de la electrólisis AEM encaja con un mercado europeo que busca reducir el coste del hidrógeno sin depender de materiales críticos. La vía AEM combina menor coste de materiales, menor exposición al iridio, y una huella regulatoria más ligera. La mejora de precio anunciada —del 16 % sobre los electrolizadores convencionales— no es una cifra menor. En proyectos industriales, esa brecha puede decidir la viabilidad de una inversión.
Conviene medir el alcance del ensayo. Se ha probado un stack corto de cinco celdas durante 1.250 horas, una duración relevante pero alejada aún de las decenas de miles de horas que exigirá un activo industrial maduro. La proyección de vida útil superior a 50.000 horas es una estimación técnica, no un resultado medido hasta el final. El salto a 1 MW servirá precisamente para comprobar si las ventajas de coste y durabilidad se mantienen en un sistema completo, con balance de planta y compresores integrados.
La contradicción de fondo sigue abierta: el hidrógeno renovable necesita clientes industriales que cierren contratos a largo plazo, y esos clientes no firmarán hasta ver costes estabilizados por debajo de ciertos umbrales. Con 2,82 euros por kilo en escenarios optimizados, la propuesta de Repsol y P2H2 se acerca a ese punto. El reto no es solo tecnológico, sino de financiación y de política energética.
La estimación de 2,82 euros por kilo depende de PPAs híbridos y de una operación optimizada que no siempre estará disponible en los primeros proyectos. El marco H2A-Lite es una herramienta de análisis temprano; no sustituye los datos reales de una planta operando a escala de megavatios. La prudencia de Repsol al plantear un demostrador de 500 kW a 1 MW reconoce la distancia entre validación tecnológica y economía de proyecto.
El siguiente hito tendrá más peso que cualquier anuncio de laboratorio: la operación continuada de un electrolizador AEM de mayor escala. Si ese demostrador confirma la curva de degradación observada, la vía aniónica dejará de ser una promesa y pasará a disputar cuota al PEM en la estrategia de descarbonización de Repsol.
