Corredor España-Dinamarca: cómo combinar solar ibérico y eólica danesa para producir hidrógeno verde a 2 €/kg
Corredor España-Dinamarca: cómo combinar solar ibérico y eólica danesa para producir hidrógeno verde a 2 €/kg
Un estudio publicado en mayo de 2026 en Energy Conversion and Management propone un modelo híbrido que une la fotovoltaica española con la eólica offshore danesa para lograr costes de producción cercanos a 2,15 €/kg — la mitad del precio actual. El corredor que puede cambiar el mapa energético europeo.
El objetivo de los 2 €/kg para el hidrógeno verde es el santo grial del sector: el precio al que la tecnología se vuelve competitiva con el hidrógeno gris sin necesidad de subvención. Con el MIBGAS IBHYX en 6,12 €/kg a mayo de 2026, ese objetivo parece lejano. Pero un grupo de científicos acaba de publicar en la revista Energy Conversion and Management un estudio que plantea una ruta concreta para alcanzarlo antes de 2035: un corredor de colaboración entre España y Dinamarca que combina la fotovoltaica ibérica con la eólica offshore danesa para producir y exportar hidrógeno renovable a costes cercanos a los 2,15 €/kg. No es ciencia ficción — es un modelo tecnoeconómico de alta resolución con datos reales de generación renovable de ambos países.
La lógica de la complementariedad estacional
La idea central del estudio es elegante: España y Dinamarca son opuestos energéticos perfectos. España tiene un recurso solar fotovoltaico excepcional — rendimientos superiores a 1,7 MWh/kWp anuales, con máximos en verano y durante las horas centrales del día. Dinamarca tiene factores de capacidad eólica marina superiores al 50%, con perfiles más estables y mayor producción en invierno. Cuando España genera poca electricidad renovable (noches de invierno), Dinamarca está produciendo a plena potencia. Cuando Dinamarca tiene menos viento (veranos cálidos y estables), España bate récords de generación solar.
Esa complementariedad estacional es la clave: un sistema que combina ambas fuentes reduce significativamente la variabilidad estacional del hidrógeno producido — el principal problema de la electrólisis basada en una sola fuente renovable. Un electrolizador que solo tiene solar produce hidrógeno de forma abundante en verano y escasa en invierno, lo que obliga a sobredimensionar el almacenamiento. Un sistema híbrido solar-eólico reduce esa necesidad y estabiliza los costes de exportación hacia otros mercados europeos durante todo el año.
Los números: 2,15 €/kg con LOHC, 2,30 €/kg con cavernas salinas
Los resultados del modelo son los más optimistas publicados hasta la fecha para un sistema de producción y exportación de hidrógeno renovable en Europa. El coste de producción más bajo alcanzado en el estudio es de aproximadamente 65 millones de euros por TWh de hidrógeno, equivalente a unos 2,15 €/kg, utilizando tecnología de almacenamiento LOHC (portadores líquidos orgánicos de hidrógeno) tanto en España como en Dinamarca.
Las cavernas salinas ofrecen también resultados competitivos — entre 69 y 72 millones de euros por TWh, equivalentes a aproximadamente 2,3 €/kg. La diferencia con el LOHC es que las cavernas ofrecen mayor capacidad de almacenamiento estacional pero están limitadas geográficamente a zonas con formaciones salinas adecuadas. Los tanques presurizados, en cambio, presentan costes significativamente más elevados que superan los 6,7 €/kg en el caso español — lo que descarta ese tipo de almacenamiento para sistemas de exportación a gran escala.
| Tecnología de almacenamiento | Coste (M€/TWh H₂) | Equivalente €/kg | Viabilidad |
|---|---|---|---|
| LOHC (portadores líquidos) | ~65 | ~2,15 €/kg | ✅ Más competitivo |
| Cavernas salinas | 69–72 | ~2,3 €/kg | ✅ Competitivo (limitado geográficamente) |
| Tanques presurizados | >200 | >6,7 €/kg | ❌ No competitivo a gran escala |
Fuente: Energy Conversion and Management, mayo 2026. Modelo "off-grid" sin dependencia de red externa.
Qué es el LOHC y por qué resulta tan competitivo
Los LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers — portadores líquidos orgánicos de hidrógeno) son compuestos químicos que pueden absorber y liberar hidrógeno de forma reversible mediante reacciones de hidrogenación y deshidrogenación. El más utilizado en proyectos industriales es el dibenciltolueno (DBT), un aceite térmico estable que puede transportarse y almacenarse con la infraestructura convencional de líquidos (camiones cisterna, tanques, barcos petroleros) sin necesidad de refrigeración criogénica ni alta presión.
La ventaja del LOHC para un corredor España-Dinamarca es doble: por un lado, permite transportar el hidrógeno producido en España en forma líquida hasta Dinamarca (o viceversa) usando infraestructura marítima existente — no hace falta esperar a que esté operativo el gasoducto H2Med/BarMar en 2032. Por otro, permite almacenamiento estacional de bajo coste: el LOHC hidrogenado puede guardarse durante meses en tanques convencionales, liberando el hidrógeno cuando se necesita. Eso es exactamente lo que necesita un sistema que combina solar estacional española con eólica más constante danesa.
El modelo óptimo: fotovoltaica + LOHC en España, eólica + LOHC en Dinamarca
La conclusión principal del estudio es que el modelo más eficiente para desarrollar corredores europeos de hidrógeno competitivos en coste combina:
En España: fotovoltaica de gran escala (aprovechando los más de 2.000 horas de sol anuales del sur peninsular) + electrólisis + almacenamiento LOHC. La producción se concentra en verano y se almacena en LOHC para exportación continua durante todo el año. Los valles adjudicados en Andalucía y Extremadura tienen el perfil solar más adecuado para este modelo.
En Dinamarca: eólica offshore (factores de capacidad superiores al 50%, producción más estable y alta en invierno) + electrólisis + almacenamiento LOHC. Dinamarca tiene objetivos de 4-6 GW de electrólisis antes de 2030 y está construyendo las primeras islas energéticas del mundo — plataformas offshore que centralizarán la producción de electricidad de parques eólicos marinos para electrólisis directa.
El sistema conjunto puede suministrar hasta 100 TWh anuales de hidrógeno renovable al mercado europeo — suficiente para cubrir en torno al 30% del objetivo de producción doméstica de la UE para 2030 (10 Mt equivalen a ~333 TWh). No con un solo país, sino con la suma complementaria de dos: el sur solar y el norte eólico.
Por qué este corredor complementa — no compite con — H2Med
Una lectura superficial del estudio podría sugerir que el corredor España-Dinamarca compite con el corredor H2Med — que va de España a Francia por gasoducto. Pero son herramientas complementarias, no alternativas:
H2Med es un gasoducto que transporta hidrógeno gaseoso — más eficiente para grandes volúmenes pero que requiere infraestructura fija con horizonte 2032. El corredor España-Dinamarca vía LOHC usa infraestructura marítima ya existente y puede operar antes de 2030, cubriendo el gap temporal entre hoy y la puesta en marcha del gasoducto. Además, el mercado danés y el mercado francés no son el mismo mercado: H2Med sirve principalmente al centro industrial europeo (Alemania, Países Bajos, Austria) mientras que el corredor LOHC con Dinamarca sirve directamente a la industria escandinava — acero, química, fertilizantes.
En el mapa europeo del hidrógeno verde que se está dibujando en 2026, el corredor España-Dinamarca sería el primer eje de colaboración Norte-Sur que no pasa por gasoducto — más flexible, más rápido de implementar y con costes más bajos de lo que cualquier modelización anterior había proyectado.
Las implicaciones para España: más allá de H2Med
Para el ecosistema español del hidrógeno verde, este estudio tiene dos implicaciones concretas. Primera: confirma que la ventaja competitiva española no es solo frente a Alemania sino frente a todo el norte de Europa — incluida Dinamarca, que tiene recurso eólico excelente pero que gana competitividad combinándolo con el solar español. Segunda: abre un mercado de exportación vía LOHC que no depende de H2Med ni de la red troncal — lo que significa que los primeros valles operativos en 2028-2029 podrían ya exportar a mercados nórdicos sin esperar a 2032.
La hoja de ruta está clara: los 2 €/kg no son un sueño regulatorio — son el resultado matemático de combinar las dos mejores fuentes renovables de Europa en un sistema sin dependencia de red. El reto es construir la cadena de valor LOHC (hidrogenación, transporte, deshidrogenación en destino) antes de que lleguen los gasoductos. Y en ese reto, los puertos españoles — Huelva, Algeciras, Tarragona — juegan un papel decisivo como hubs de carga de LOHC hacia el norte de Europa.
📘 Fuentes consultadas: PV Magazine España (15 mayo 2026), Energy Conversion and Management ("Complementary Spanish photovoltaic and Danish offshore wind pathways to cost-competitive renewable hydrogen", mayo 2026), Hidroxsol Solar (análisis complementario, 16-17 mayo 2026), UPM Archivo Digital (potencial H₂ verde países UE, 2025), informe sectorial mayo 2026.
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