El hidrógeno verde vive una etapa curiosa: por un lado, los anuncios de grandes electrolizadores se suceden; por otro, el mercado real (contratos, demanda y precios) aún no siempre acompaña. La noticia de estas últimas semanas encaja perfectamente en esa tensión.
El 26 de enero de 2026, Repsol anunció el arranque de las obras de su segundo gran electrolizador de 100 MW en la refinería de Petronor (Muskiz, Bizkaia), con una inversión de 292 millones de euros y puesta en marcha prevista en 2029, apoyado con 160 millones vía fondos europeos NextGenerationEU dentro de un IPCEI.
Hasta aquí, titular potente. Pero… ¿qué implica de verdad un “100 MW” en hidrógeno renovable? ¿Cuánta producción es? ¿Qué emisiones evita? ¿Y por qué, aun con proyectos así, el sector de electrolizadores está pasando apuros en Europa?
La noticia en concreto: qué se ha anunciado
Según la información publicada por la propia compañía y fuentes locales, el proyecto consiste en:
Ubicación: refinería de Petronor, Muskiz (Bizkaia), entorno de Bilbao.
Potencia del electrolizador: 100 MW.
Inversión: 292 M€.
Ayuda pública asociada: 160 M€ (NextGenerationEU / Plan de Recuperación), con reconocimiento como IPCEI.
Calendario: obras iniciadas en 2026; operación prevista en primer semestre de 2029.
Producción anunciada (según prensa local): hasta ~16.500 t/año de hidrógeno renovable.
Qué significa “100 MW” en hidrógeno: números rápidos (sin humo)
Un electrolizador convierte electricidad en hidrógeno separando agua (H₂O) en H₂ y O₂. La clave es cuánta electricidad necesitas por cada kg de H₂.
Una cifra representativa y muy usada en análisis tecnoeconómicos para electrólisis PEM es del orden de ~55 kWh por kg de H₂ (incluyendo consumos del sistema, no solo la pila).
Y, como regla de rango para electrólisis de baja temperatura, ~48–55 kWh/kg según tecnología y condiciones.
Producción horaria aproximada
Si el sistema consume ~55 kWh/kg:
100 MW = 100.000 kW
100.000 kWh por hora / 55 kWh/kg ≈ 1.818 kg/h
Es decir, ~1,8 t/h a carga nominal.
Producción anual: depende del factor de utilización
Aquí está la trampa habitual: no es lo mismo “potencia” que “producción anual”. La producción depende de cuántas horas opere (y a qué carga):
Si operara a tope 8.760 h/año:
100 MW × 8.760 h = 876.000 MWh/año
876.000.000 kWh / 55 ≈ 15.900 t/año
Esa cifra encaja bastante con el “hasta ~16.500 t/año” que se ha publicado, lo que sugiere un diseño optimizado y/o supuestos de operación altos.
¿Operará tantas horas? Depende de cómo se asegure la electricidad (PPAs renovables, mix de red con garantías, almacenamiento, flexibilidad, precio horario…). Y ese detalle, más que el “100 MW”, es lo que decide si el hidrógeno sale competitivo.
Agua: el otro insumo que conviene no olvidar
Producir hidrógeno por electrólisis requiere agua: como orden de magnitud, ~9 litros por kg de H₂ (este número aparece de forma consistente en literatura divulgativa técnica).
Para 15–16 kt/año, hablamos de ~135–145 millones de litros/año (0,135–0,145 hm³). No es descomunal comparado con otros usos industriales, pero hay que gestionarlo bien (calidad del agua, tratamiento, permisos, estrés hídrico local).
¿Qué emisiones puede evitar? Sí, pero con matices
En refinerías, gran parte del hidrógeno usado hoy es “gris”, producido a partir de gas natural (SMR). Ese hidrógeno suele emitir del orden de 10–12 kg CO₂-eq por kg de H₂ si es gas natural sin abatimiento.
Si sustituyes hidrógeno gris por renovable, reduces emisiones en el punto de producción del H₂ (y parte del alcance 1/2 de la refinería, dependiendo del esquema). Por eso en la noticia se habla de reducciones relevantes de CO₂.
El matiz importante
Reducir emisiones en la refinería no significa que, mágicamente, los combustibles fósiles dejen de emitir cuando se usan. Lo que haces es bajar la huella de producción de esos combustibles (y mejorar el balance industrial), pero el CO₂ del tubo de escape sigue existiendo si el producto final se quema.
Dicho de forma simple: es una mejora climática real, pero no es “cero emisiones”.
¿Para qué se usará ese hidrógeno?
El uso principal previsto es consumo interno en la propia refinería (procesos donde el hidrógeno es reactivo o necesario para calidad del producto), y se menciona también su conexión con el Corredor Vasco del Hidrógeno y aplicaciones como movilidad pesada.
Aquí hay una lógica bastante sólida: el hidrógeno renovable suele tener más sentido, primero, en usos industriales existentes (donde ya hay demanda estable) y, segundo, en sectores difíciles de electrificar (cierto transporte pesado, algunos procesos térmicos industriales, química).
La pregunta incómoda: ¿sale a cuenta?
Un electrolizador grande no se paga solo con buenas intenciones. En el coste del hidrógeno renovable, manda (casi siempre) el precio de la electricidad y las horas de operación.
Con un consumo ~55 kWh/kg:
A 30 €/MWh (0,03 €/kWh) → electricidad ≈ 1,65 €/kg
A 50 €/MWh (0,05 €/kWh) → electricidad ≈ 2,75 €/kg
Y a eso súmale CAPEX, OPEX, agua, compresión, mantenimiento, financiación, etc. Por eso las subvenciones y los contratos de compra (offtake) son tan determinantes. En este caso, el apoyo público es muy relevante (160 M€).
Contexto europeo: grandes proyectos, pero un mercado aún frágil
Esta noticia positiva convive con señales de fragilidad industrial en Europa:
En España, la fábrica de electrolizadores de Accelera by Cummins en Guadalajara ha planteado un ERE por falta de pedidos, un síntoma claro de que la cadena de valor sufre cuando los proyectos se retrasan o no cierran financiación.
A nivel europeo, ejecutivos del sector han advertido del riesgo de que Europa pierda su industria naciente de hidrógeno/electrolizadores frente a China si no se acompasa política industrial y demanda real.
Al mismo tiempo, la UE sigue empujando el despliegue con mecanismos como subastas y ayudas: en enero se comunicó la firma de acuerdos de subvención para ganadores de la subasta de hidrógeno del Innovation Fund / European Hydrogen Bank.
En resumen: sí hay dinero y proyectos, pero el gran cuello de botella sigue siendo convertir anuncios en demanda firme, con precios que permitan operar sin depender eternamente de ayudas.
Conclusión: buena señal, pero el “despegue” depende del mercado
El electrolizador de 100 MW de Petronor es una señal potente: inversión grande, calendario definido, ayuda pública fuerte y un caso de uso industrial claro.
Pero también es un recordatorio de que el hidrógeno verde no se consolida a base de titulares: se consolida cuando hay electricidad renovable competitiva, demanda firme y una cadena de valor que no se quede sin pedidos entre ola y ola de anuncios. Y eso, hoy, sigue siendo la batalla principal en Europa.
(Y sí: este enfoque de “números primero, promesas después” es el que solemos aplicar en el blog cuando analizamos tecnologías y proyectos relacionados con el hidrógeno, desde casos dudosos como kits HHO hasta corredores logísticos e iniciativas industriales).
Noticia original en: Repsol instala en Petronor su segundo gran electrolizador de 100 MW
Creemos que este puede ser un avance más en la consolidación del hidrógeno verde como energía del planeta.
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Muchas gracias.
