Desde 2017, Emilio Nieto dirige el Centro Nacional del Hidrógeno, un consorcio público de I+D+i que depende a partes iguales del Ministerio de Ciencia e Innovación y de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha. Doctor en Ciencias Químicas por la Universidad Autónoma de Madrid, con formación en gestión (MBA por IE & Técnicas Reunidas) y una dilatada experiencia en I+D industrial, Nieto lidera hoy una institución clave para el despliegue del hidrógeno renovable en España. Conversamos con él sobre la situación del sector, los retos tecnológicos, regulatorios y de mercado, y el papel de la colaboración entre administraciones, empresas y asociaciones como Sedigas.

Por Cuper Doval

 ¿Cuándo nació el Centro Nacional del Hidrógeno?

El Centro nació en 2007 y desde su origen es, en cierto modo, una rara avis: un organismo público centrado exclusivamente en hidrógeno y pilas de combustible. Estamos sostenidos por dos administraciones —el Ministerio de Ciencia e Innovación y la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha— y esa configuración nos obliga a desarrollar una actividad muy completa. Al estar en Puertollano, Ciudad Real, la mitad de la financiación es del Gobierno central y la otra mitad de la comunidad autónoma, y esa doble confianza institucional ha sido clave para construir capacidades técnicas y humanas.

 ¿Cuáles son sus objetivos principales?

Nuestro objetivo estratégico es cubrir toda la cadena de valor. Eso significa trabajar en cómo se produce el hidrógeno con todo tipo de tecnologías —no solo la electrólisis mayoritaria, sino también alternativas que van surgiendo como la fotoelectrocatálisis o nuevos catalizadores—; investigar y desplegar soluciones de almacenamiento más allá de la compresión y el licuado (líquidos orgánicos, MOF, hidruros metálicos, amoníaco, metanol, etc.); y desarrollar su aprovechamiento final, especialmente mediante pilas de combustible —tanto poliméricas como de óxido sólido— y proyectos de Power to X, que buscan convertir residuos y CO2 en combustibles sostenibles, por ejemplo los SAF para aviación.

Además de I+D, tenemos líneas transversales esenciales: formación y divulgación, consultoría y explotación (los análisis de viabilidad económica y la transferencia tecnológica) y la seguridad normativa. Participamos en los tres comités de AENOR y en foros europeos como CEN-CENELEC para desarrollar normas específicas: algunas normas existentes basta con adaptarlas para incluir hidrógeno o biogases; otras hay que redactarlas de nuevo por las particularidades del hidrógeno. Todo ello porque entendemos que nuestra labor es estar al servicio del tejido industrial español y aportar soluciones prácticas que luego las empresas puedan integrar.

El CNH2 está a punto de cumplir dos décadas. ¿Cómo ha cambiado el centro en ese periodo?

Tremendamente. Yo asumí la dirección en 2017; hubo una etapa inicial con el director fundador y luego otra dirección más breve antes de mi llegada. Lo que ha ocurrido es que la Administración tuvo visión: apostó por una tecnología de futuro aunque fuera a largo plazo. Eso nos permitió ir capacitándonos paulatinamente. Cuando empezamos éramos 20 o 30 “bichos raros de batas blancas” haciendo investigación. Hoy en el centro estamos 106 personas, con 14 laboratorios especializados. Pasamos de cinco o seis laboratorios a catorce, cada uno orientado a una línea concreta. Esa especialización es clave: ya no basta con un conocimiento horizontal; para exprimir una tecnología como la electrólisis alcalina necesitas expertos en ese campo concreto.

¿Cuáles son los campos de actividad del centro?

Tenemos actividad en todas las líneas. En electrólisis trabajamos con tecnologías alcalina, aniónica y polimérica; además, hemos invertido en capacidades para sistemas de óxido sólido (alta temperatura), con laboratorios que nos permiten trabajar a escala real y no solo en bancos de ensayo académicos. Es importante: hay grupos que dicen tener esa escala y no la tienen; nosotros sí disponemos de instalaciones que permiten ensayar equipos en condiciones reales. En materiales y almacenamiento tenemos proyectos para analizar alternativas frente al almacenamiento clásico (presión y licuefacción): líquidos orgánicos, MOF, hidruros metálicos, y vectores como amoníaco o metanol. En pilas de combustible apoyamos tanto las pilas poliméricas como las de óxido sólido y desarrollamos proyectos de integración en aplicaciones reales.

En movilidad hemos desarrollado aplicaciones para transporte pesado —tren, autobuses, barco, vehículos de rango extendido— y proyectos de última milla con furgonetas. Un ejemplo que suele llamar la atención es la colaboración con Airbus para estudiar cómo integrar hidrógeno en aviones: parece trivial, pero no lo es. Además, trabajamos con empresas en “range extenders” que, integrados en vehículos eléctricos, casi multiplican la autonomía.

También hacemos consultoría internacional: hemos apoyado iniciativas en países sudamericanos y en otros países con fondos europeos de colaboración. Y, por supuesto, seguimos con trabajos ligados a la seguridad y normalización. La publicación de la Hoja de Ruta en 2020 fue un punto de inflexión a nivel nacional: las empresas se activaron, crearon departamentos y contrataron talento —muchas veces gente formada en nuestro centro—. Ha habido trasvase de profesionales a la industria, lo que es natural y, en realidad, positivo: significa que la capacidad se está desplegando en el tejido productivo. Nuestra misión incluye formar y retener conocimiento, con la estrategia de mantener al menos dos o tres personas clave por línea para que ese saber no se pierda.

Hablaba de Airbus y aplicaciones aeroportuarias. En el horizonte industrial y de transporte, ¿qué sectores son más propicios para el hidrógeno?

El hidrógeno tiene dos caras: materia prima industrial y vector energético. Como materia prima, lleva usándose más de siglo y medio en refino, petroquímica y fertilizantes. Como vector, abre la posibilidad de almacenar energía y servir donde las baterías son hoy insuficientes. La movilidad pesada es claramente prioritaria: camiones, autobuses, trenes y en segundo término barcos y aeronaves mediante combustibles sintéticos. Las baterías no son hoy una solución práctica para camiones de largo recorrido porque pesan y encarecen demasiado el vehículo y la logística; el hidrógeno y otros combustibles sintéticos permiten densidades energéticas mayores.

Existen ya aplicaciones con hidrógeno líquido en autobuses y en ciertas plantas de suministro, aunque la criogenia es costosa (se trabaja a −253 ºC y las pérdidas diarias de evaporación encarecen el proceso). Por eso los portadores —amoníaco, metanol, SAF— resultan estratégicos para largas distancias y para sectores como la aviación. No obstante, hay que ser realistas: la tecnología está madura en su base pero no en la escala. Un electrolizador de 1 MW hoy se considera pequeño; las empresas trabajan ya con equipos de cientos de MW e incluso proyectos que aspiran a gigavatios. Escalar lleva tiempo; los stacks grandes son aun relativamente nuevos y requieren ensayos de envejecimiento y garantías que solo da la experiencia operativa a largo plazo. Los equipos que ahora hay —stacks de alrededor de ciento y pico hasta casi 200 kW— llevan a lo sumo año y medio en funcionamiento; sirven como referencia, pero necesitamos mayor recorrido.

En el plano doméstico y de infraestructuras, ¿cómo ve la inyección de hidrógeno en redes gasistas y la colaboración con el sector gasista?

Hemos desarrollado proyectos con Nortegas para la mezcla de hidrógeno en la red. La Comisión Europea, en diferentes momentos, ha jugado con la idea de mezclar hidrógeno en redes y luego se centró en apoyar hidrógeno verde exclusivamente; últimamente las mezclas vuelven a estar sobre la mesa. Mi enfoque es pragmático: para desarrollar aplicaciones y mercado, pueden servir soluciones intermedias —hidrógeno azul o bajo en carbono, biogases— mientras escalamos la producción renovable. Hay realidades técnicas que hay que afrontar: el hidrógeno provoca fenómenos de fragilización en aceros, se crean huecos y fugas, y por eso trabajamos en análisis de nuevos materiales. a largo plazo. Los equipos que ahora hay —stacks de alrededor de ciento y pico hasta casi 200 kW— llevan a lo sumo año y medio en funcionamiento; sirven como referencia, pero necesitamos mayor recorrido.

En el plano doméstico y de infraestructuras, ¿cómo ve la inyección de hidrógeno en redes gasistas y la colaboración con el sector gasista?

Hemos desarrollado proyectos con Nortegas para la mezcla de hidrógeno en la red. La Comisión Europea, en diferentes momentos, ha jugado con la idea de mezclar hidrógeno en redes y luego se centró en apoyar hidrógeno verde exclusivamente; últimamente las mezclas vuelven a estar sobre la mesa. Mi enfoque es pragmático: para desarrollar aplicaciones y mercado, pueden servir soluciones intermedias —hidrógeno azul o bajo en carbono, biogases— mientras escalamos la producción renovable. Hay realidades técnicas que hay que afrontar: el hidrógeno provoca fenómenos de fragilización en aceros, se crean huecos y fugas, y por eso trabajamos en análisis de nuevos materiales.

¿España puede ser hub para producción y distribución de hidrógeno en Europa?

Sí, tenemos condiciones favorables: recurso renovable abundante (sol y viento), un tejido industrial capaz de integrar soluciones, y una infraestructura gasista que facilita el transporte. En convocatorias recientes, muchos de los proyectos seleccionados —en subastas del Banco de Hidrógeno— han sido españoles, lo que indica un dinamismo real. No obstante, hay competidores: en el norte de Europa existen renovables a costes muy bajos por sus condiciones y excedentes. La apuesta española debe pasar por aprovechar nuestras ventajas renovables y el tejido industrial para generar valor añadido aquí, no solo producir hidrógeno para exportarlo y que otros hagan el resto. Tenemos fabricantes emergentes y agentes del conocimiento; no considero imprescindible crear desde cero una industria nacional de electrolizadores si eso supone arriesgar recursos, pero sí debemos consolidar aquellos nichos donde podamos ser competitivos. Un apunte crítico: he visto fábricas en China con una productividad brutal —una línea PEM con un solo turno de 12 personas frente a cadenas europeas que requerirían 50— y eso condiciona costes. No soy partidario de aranceles: prefiero que Europa apoye con capital y ayudas para hacer nuestras empresas más competitivas.

Para acabar, una síntesis: ¿cuáles son las ventajas clave del hidrógeno frente a otros vectores energéticos?

 Principalmente, flexibilidad. El hidrógeno sirve como combustible directo y como materia prima para fabricar otros vectores (amoníaco, metanol, SAF). Esa versatilidad le permite cubrir aplicaciones de alta densidad energética y difícil electrificación —transporte pesado, ciertos procesos industriales, corredores ferroviarios no electrificados— donde la inversión en electrificación de la infraestructura sería prohibitivamente costosa (ejemplo: electrificar un kilómetro de vía de alta velocidad puede costar más de dos millones de euros según datos que hemos manejado).

El hidrógeno es un gas “delicado”, pero lo conocemos bien. Llevamos casi dos siglos manejándolo en la industria sin que se hayan dado accidentes industriales significativos atribuibles al hidrógeno mal manejado. Tenemos sensores, procedimientos y experiencia. No defiendo el 100 % hidrógeno como única solución: el futuro es hibridar tecnologías. Biogases, hidrógeno “low-carbon” y renovable, electrificación y baterías deben convivir. Si el hidrógeno renovable hoy costara, por ejemplo, 10 euros/kg, en una aplicación concreta el sobrecoste en el producto final puede ser asumible (fabricar el acero de un coche con hidrógeno renovable podría encarecer el coche en una proporción muy pequeña), mientras que para otros productos ese sobrecoste puede ser determinante. En definitiva, el hidrógeno aporta una flexibilidad y una puerta hacia vectores renovables que otros sistemas no ofrecen, y por eso forma parte de la paleta de soluciones que necesitamos para una transición energética realista y eficaz.