La transición energética no consiste solo en producir más electricidad renovable, sino en llevarla hasta el lugar y el momento adecuados. Siempre que sea viable, la conexión eléctrica directa suele ser la opción más eficiente, porque evita conversiones. El power to fuel no pretende sustituir de forma generalizada a los cables: los complementa cuando mover electrones resulta insuficiente, inviable o demasiado costoso.
Durante más de un siglo, barcos, oleoductos y gasoductos han conectado centros de producción y consumo separados por miles de kilómetros. La cuestión ahora es si podemos hacer algo parecido con la energía renovable: convertir la electricidad del viento o del sol en una molécula útil, almacenarla y enviarla allí donde haga falta.
Esa es la idea del power to fuel. Partimos de algo conocido: un combustible almacena energía química y puede moverse en un depósito, una tubería o un barco. Un electrocombustible conserva esa función, pero se fabrica utilizando electricidad como principal fuente de energía. Por eso también se denomina e-combustible o e-fuel: el prefijo «e-» remite a «eléctrico». El hidrógeno verde puede usarse directamente o servir para producir e-metanol, amoniaco verde y otros combustibles sintéticos.
En este artículo leerás acerca de estos temas:
- Por qué no basta con producir energía verde
- Cuándo un cable deja de ser la mejor solución
- Qué es el power to fuel
- El hidrógeno verde: la molécula de partida
- Tuberías, barcos y depósitos: la logística de las moléculas
- Metanol y amoniaco: combustibles que también son maletas
- Por qué es importante
- Sus límites: una solución para casos concretos
- Una carrera tecnológica, económica y logística
Las mejores zonas para generar energía renovable no siempre coinciden con las grandes áreas industriales o urbanas. Hay regiones con mucho sol, viento constante o espacio disponible, pero alejadas de los puertos, fábricas y corredores logísticos donde se concentra la demanda. Incluso los parques eólicos marinos pueden producir hidrógeno verde mediante electrólisis, además de electricidad .
Esto plantea una decisión estratégica: ¿conviene producir hidrógeno cerca del consumidor o importarlo desde lugares donde la electricidad renovable es más barata? La respuesta depende del coste eléctrico, la distancia, el volumen, la infraestructura disponible y la eficiencia de cada conversión.
Importar energía verde en forma de moléculas tiene sentido cuando producirla lejos, transformarla, transportarla y usarla en destino resulta más competitivo o viable que generarla localmente o conectarla mediante una línea eléctrica. El recurso renovable y la logística deben compensar las pérdidas, los costes y la complejidad de la cadena.
Antes de convertir electrones en moléculas debe estudiarse la conexión eléctrica. Las líneas de alta tensión, incluidas las de corriente continua para largas distancias, transportan grandes cantidades de energía con elevada eficiencia y suelen ser preferibles cuando existe una ruta viable, una demanda estable y una red capaz de recibirla.
El power to fuel gana sentido cuando almacenar energía, transportarla por barco o usarla como combustible compensa el coste energético y económico de transformarla.
La conexión puede dejar de ser práctica cuando la distancia y el coste crecen demasiado; la ruta atraviesa mares profundos, espacios protegidos o varias jurisdicciones; la red de destino carece de capacidad; o la energía debe almacenarse durante semanas o meses. También importa el aprovechamiento: una infraestructura costosa que solo transporte excedentes intermitentes puede ser difícil de amortizar.
No hay una distancia universal a partir de la cual el cable deje de funcionar. La decisión depende de la potencia, el trazado, las horas de uso, las pérdidas, los permisos y las infraestructuras existentes. El power to fuel gana sentido cuando almacenar energía, transportarla por barco o usarla como combustible compensa el coste energético y económico de transformarla.
El power to fuel reúne tecnologías que convierten electricidad, preferentemente renovable, en hidrógeno y combustibles derivados. El primer paso suele ser la electrólisis del agua: una corriente eléctrica separa el agua en oxígeno e hidrógeno. Si la electricidad es renovable, el producto se considera hidrógeno verde.
Uno de los ejemplos más avanzados de electrólisis es el proyecto VALLE H2V NAVARRA de ACCIONA, en el que se producirán 3.700 toneladas anuales de hidrógeno renovable para consumo industrial de proximidad.
Ese hidrógeno puede utilizarse directamente, comprimirse, licuarse o transformarse en moléculas más fáciles de transportar. Cuando sirve para sintetizar un combustible hablamos de electrocombustibles o e-fuels. Puede combinarse con nitrógeno para producir amoniaco verde, o con dióxido de carbono capturado para obtener e-metanol. El prefijo «e-» distingue estas rutas eléctricas de las fósiles convencionales.
Para fabricar combustibles con carbono, como el e-metanol, no basta con hidrógeno verde: también hace falta una fuente de CO₂. Ese CO₂ aporta el carbono necesario para formar la nueva molécula y puede proceder de la captura directa del aire, de fuentes biogénicas o de procesos industriales y marítimos. Su origen es importante porque determina hasta qué punto puede reutilizarse carbono que ya estaba en circulación y reducir así la huella frente a una alternativa fósil.
Por ejemplo, las plantas de biomasa de ACCIONA Energía en España generan cerca de 900.000 toneladas anuales de CO2 biogénico, un recurso valioso para la producción de combustibles sintéticos como el metanol. La compañía ya estudia distintas iniciativas para capturar y acondicionar este CO2 y combinarlo con hidrógeno renovable para darle una nueva utilidad.
Parte de la energía renovable almacenada en enlaces químicos puede viajar en un barco, permanecer en una terminal o alimentar procesos difíciles de electrificar
La lógica se parece a «embotellar» energía renovable. No se guarda el viento ni se transporta el sol literalmente, pero parte de su energía queda almacenada en enlaces químicos capaces de viajar en un barco, permanecer en una terminal o alimentar procesos difíciles de electrificar.
El hidrógeno verde puede actuar como combustible, materia prima industrial y almacén de energía. Se emplea en pilas de combustible, metalurgia y producción química, y sirve de base para otros combustibles renovables.
Su principal inconveniente es físico: contiene mucha energía por kilogramo, pero poca por volumen. Para transportarlo hay que aumentar su densidad mediante compresión, licuefacción o conversión en otro compuesto.
Comprimirlo exige depósitos a alta presión y consume energía. Licuarlo aumenta su densidad, pero requiere enfriarlo hasta unos -253 ºC. Convertirlo en metanol o amoniaco puede facilitar la logística, aunque recuperar después el hidrógeno añade pérdidas y complejidad. No existe una solución universal.
La cadena logística tiene tres etapas: «empaquetar» el hidrógeno mediante compresión, licuefacción o conversión química; transportarlo por tubería, barco o camión; y «desempaquetarlo» para obtener la forma de energía que necesita el usuario final.
En distancias cortas y con demandas grandes y estables, las tuberías pueden ser eficientes, aunque requieren inversiones elevadas. En rutas marítimas medias o largas, el barco gana interés para mover grandes volúmenes entre regiones exportadoras e importadoras.
La elección depende de la distancia y la escala. Las tuberías suelen tener ventaja en trayectos cortos; el hidrógeno líquido puede competir en rutas largas y grandes cantidades; y el hidrógeno comprimido o los vectores químicos pueden encajar en situaciones intermedias.
El e-metanol combina hidrógeno verde con CO2 capturado. Su ventaja logística es que permanece líquido a temperatura ambiente, lo que facilita el almacenamiento, la carga en buques y el uso de infraestructuras conocidas. Puede emplearse como combustible o convertirse de nuevo en hidrógeno, aunque esta segunda opción consume energía.
El amoniaco verde combina hidrógeno con nitrógeno del aire. Puede transportarse por barco y cuenta con una industria global. Como vector, concentra mucho hidrógeno por volumen y se almacena como líquido en condiciones menos extremas que el hidrógeno licuado.
El problema surge cuando se necesita hidrógeno puro en destino: el «cracking» del amoniaco consume energía y añade equipos. Por eso, metanol y amoniaco resultan especialmente atractivos cuando se usan directamente como combustible o materia prima. Si deben reconvertirse, hay que evaluar la eficiencia de toda la cadena.
El power to fuel puede responder a tres retos concretos:
- Permite almacenar durante más tiempo parte de los excedentes de una generación renovable variable, dependiente del sol y del viento.
- Facilita el transporte de energía entre regiones con abundantes recursos renovables y zonas con una demanda industrial que no pueden cubrir al menor coste mediante producción local .
- Puede ayudar a descarbonizar sectores difíciles de electrificar, como el transporte marítimo, la aviación, determinados procesos de alta temperatura y la industria química. En ellos, los combustibles renovables complementan la electrificación, no la desplazan.
En los e-fuels con carbono, como el e-metanol, el origen del CO2 es decisivo. Capturarlo, transportarlo y reutilizarlo puede ayudar a cerrar el ciclo, pero añade consumo energético, costes y requisitos técnicos.
El principal límite es la eficiencia. La electrólisis, la síntesis, la compresión o licuefacción, el transporte y una eventual reconversión consumen energía. Por eso, utilizar electricidad directamente suele requerir menos generación renovable que convertirla en hidrógeno o combustible y volver a transformarla. Cuando un uso puede electrificarse razonablemente, la vía directa suele tener prioridad.
Es decir, el power to fuel resulta especialmente útil allí donde la electrificación directa no es viable o cuando la energía debe almacenarse durante mucho tiempo o transportarse a grandes distancias.
Si la electricidad no es renovable o el carbono no permite cerrar el ciclo, el beneficio climático disminuye.
También hay límites económicos y materiales. Se necesitan grandes cantidades de electricidad renovable, electrolizadores, agua, plantas de síntesis, depósitos, terminales y normas de seguridad. En los combustibles con carbono debe garantizarse además una fuente adecuada de CO2. Para maximizar la reducción de emisiones, tanto la electricidad empleada como el origen de ese carbono son factores clave.
Persisten costes elevados, falta de infraestructura y pérdidas durante el transporte o la recuperación del hidrógeno. El amoniaco exige controles por su toxicidad; el hidrógeno líquido, temperaturas criogénicas; y los combustibles sintéticos con carbono vuelven a emitir CO2 al utilizarse, aunque este se haya capturado previamente. A diferencia de los combustibles fósiles, ese carbono puede proceder de CO2 capturado y reutilizado, en lugar de incorporar nuevo carbono fósil al ciclo.
Por tanto, el power to fuel no pretende sustituir a la electrificación directa en todos los usos. Su espacio más claro está en el almacenamiento de larga duración, el transporte marítimo de energía y los sectores que necesitan una molécula como combustible o materia prima y no pueden conectarse fácilmente a la red. Es una herramienta complementaria, no universal.
El power to fuel agrupa soluciones que compiten y se complementan. El hidrógeno puede ser la base; el metanol y el amoniaco, vectores; las tuberías, corredores estables; los barcos, enlaces entre continentes; y las terminales portuarias, nodos de una nueva logística energética.
La carrera no se ganará solo con química. Harán falta infraestructuras, regulación, contratos, estándares de seguridad, inversión y menores costes. Además, los combustibles verdes deberán reservarse prioritariamente para los usos difíciles de electrificar, donde no exista una alternativa directa que permita cubrir la misma necesidad con menor consumo energético.
En el fondo, el power to fuel propone algo sencillo: cuando no podamos llevar directamente electricidad renovable hasta donde se necesita, o debamos almacenarla durante mucho tiempo, podemos convertirla en una molécula que viaje y se conserve mejor. «Embotellar el viento y transportar el sol» explica una parte importante, pero no toda, de la transición energética.
Fuentes:
1. d’Amore-Domenech, R.; Leo, T. J.; Pollet, B. G. Bulk power transmission at sea: Life cycle cost comparison of electricity and hydrogen as energy vectors. Applied Energy 2021, 288, 116625.
2. Meca, V. L.; d’Amore-Domenech, R.; Crucelaegui, A.; Leo, T. J. Large-scale maritime transport of hydrogen: economic comparison of liquid hydrogen and methanol. ACS Sustainable Chemistry & Engineering 2022, 10(13), 4300–4311.
3. d’Amore-Domenech, R.; Leo, T. J. Sustainable hydrogen production from offshore marine renewable farms: techno-energetic insight on seawater electrolysis technologies. ACS Sustainable Chemistry & Engineering 2019, 7(9), 8006–8022.
4. d’Amore-Domenech, R.; Meca, V. L.; Pollet, B. G.; Leo, T. J. On the bulk transport of green hydrogen at sea: Comparison between submarine pipeline and compressed and liquefied transport by ship. Energy 2023, 267, 126621.
5. Díaz-Cuenca, D.; Villalba-Herreros, A.; Leo, T. J.; d’Amore-Domenech, R. Techno-economic Evaluation of Solvent-Based Carbon Capture Systems for Methanol-Fueled Ships. ACS Sustainable Chemistry & Engineering 2026. doi:10.1021/acssuschemeng.6c01296.
6. Villalba-Herreros, A.; d’Amore-Domenech, R.; Crucelaegui, A.; Leo, T. J. Techno-Economic Assessment of Large-Scale Green Hydrogen Logistics Using Ammonia As Hydrogen Carrier: Comparison to Liquified Hydrogen Distribution and In Situ Production. ACS Sustainable Chemistry & Engineering 2023, 11(12), 4716–4726.
Diego Díaz-Cuenca es Ingeniero Naval y Oceánico y estudiante de Doctorado en la Universidad Politécnica de Madrid. Su investigación se centra en la descarbonización del transporte marítimo, especialmente en tecnologías de captura de CO₂ a bordo de buques, separación mediante membranas y combustibles alternativos.