Electrolizadores alcalinos vs PEM: cuál elegir según el proyecto y por qué España apuesta mayoritariamente por el alcalino
Electrolizadores alcalinos vs PEM: cuál elegir según el proyecto y por qué España apuesta mayoritariamente por el alcalino
La tecnología del electrolizador determina el coste, la flexibilidad operativa, la huella de espacio y la dependencia de minerales críticos de un proyecto de hidrógeno verde. Guía completa con datos reales de los proyectos españoles.
Cuando un promotor decide construir una planta de hidrógeno verde, una de las primeras decisiones que tiene que tomar — y una de las más importantes — es qué tecnología de electrolizador usa. La respuesta no es obvia: depende del tamaño del proyecto, del tipo de energía renovable disponible, del uso final del hidrógeno, del presupuesto de inversión y del perfil de riesgo tecnológico que el promotor está dispuesto a asumir. En España, los siete valles adjudicados han elegido mayoritariamente la tecnología alcalina. Pero Turn2X en Miajadas, Lloseta en Mallorca y Puertollano usan PEM. ¿Por qué? Esta guía explica las diferencias reales entre ambas tecnologías y cuándo conviene usar cada una.
Cómo funciona cada uno: la versión accesible
Electrolizador alcalino (AWE — Alkaline Water Electrolysis): Los dos electrodos están sumergidos en un líquido alcalino — normalmente hidróxido de potasio (KOH) al 25-30% — que conduce la electricidad. Una membrana porosa (diafragma) separa los dos compartimentos para evitar que el hidrógeno producido en el cátodo se mezcle con el oxígeno producido en el ánodo. Los electrodos están hechos de acero inoxidable o aleaciones de níquel — materiales industriales baratos y ampliamente disponibles. Es la tecnología más antigua y más probada de todas: lleva más de 100 años en uso industrial.
Electrolizador PEM (Proton Exchange Membrane): En lugar de un líquido, usa una membrana sólida de polímero — similar al teflón — que conduce protones (H⁺) del ánodo al cátodo. Los electrodos requieren catalizadores de metales del grupo del platino: óxido de iridio en el ánodo y platino en el cátodo. Esos materiales son escasos y caros — pero permiten que el electrolizador funcione a densidades de corriente mucho más altas, lo que reduce el tamaño físico del equipo para la misma producción. Es una tecnología más joven — se industrializó a partir de los años 90 — pero está madura y tiene millones de horas de operación documentadas gracias a empresas como Plug Power, ITM Power, Nel y Cummins.
La comparativa técnica completa
| Parámetro | Alcalino (AWE) | PEM |
|---|---|---|
| CAPEX (coste de inversión) | 600–900 €/kW ✅ | 900–1.400 €/kW |
| Eficiencia energética | 63–71% ✅ | 60–68% |
| Tiempo de arranque | ~20-30 min | Segundos ✅ |
| Respuesta a variabilidad renovable | Lenta — necesita carga estable | Rápida ✅ — ideal para solar/eólico variable |
| Escala máxima comercial | Hasta 40 MW/unidad ✅ | Hasta 20-25 MW/unidad |
| Huella de espacio | Mayor (baja densidad de corriente) | 40% menor ✅ |
| Pureza del hidrógeno | 99,5–99,9% | 99,999% ✅ |
| Minerales críticos | Níquel (abundante) ✅ | Iridio y platino (escasos y caros) |
| Vida útil | 80.000–100.000 h ✅ | 60.000–90.000 h |
| Madurez tecnológica | Muy alta (100+ años) ✅ | Alta (30+ años comercial) |
| Presión de salida | 1–30 bar | 30–80 bar ✅ |
| Mantenimiento | Más complejo (electrolito líquido corrosivo) | Más sencillo ✅ |
Fuente: Atlas Copco, Lean Hydrogen, IEA Global Hydrogen Review 2025, datos de fabricantes (Nel, Thyssenkrupp Nucera, Plug Power, ITM Power), elaboración propia.
Por qué el alcalino domina en los grandes valles españoles
De los siete valles de hidrógeno adjudicados en España, seis usan tecnología alcalina. Solo uno — el de Castellón, con Plug Power — usa PEM. Las razones son claras cuando se mira el perfil de cada proyecto:
Escala grande (100-500 MW). Los grandes valles necesitan cientos de megavatios de electrólisis. Con unidades alcalinas de hasta 40 MW cada una, son necesarias entre 5 y 15 unidades para llegar a esa escala — algo perfectamente manejable y con proveedores bien establecidos como Thyssenkrupp Nucera, Nel Hydrogen y John Cockerill. Con PEM, cuyas unidades comerciales llegan a 20-25 MW, el número de unidades se duplica y el coste también.
Energía renovable estable. Los grandes valles en Andalucía, Aragón y Castilla y León tienen acceso a parques renovables de gran escala con perfiles de generación relativamente estables — especialmente los eólicos del interior y los fotovoltaicos con almacenamiento. Para ese perfil, la respuesta lenta del alcalino no es un problema real: el electrolizador puede funcionar en una banda de carga estable sin necesitar arranques y paradas frecuentes.
Coste de inversión. Con un CAPEX un 30-40% inferior al PEM, el alcalino reduce significativamente el importe total de inversión — y por tanto la necesidad de financiación bancaria y el riesgo financiero del proyecto. En el contexto del valle de la muerte, donde conseguir financiación bancaria es el mayor cuello de botella, un CAPEX menor es una ventaja competitiva real.
Independencia de minerales críticos. El alcalino usa níquel — un metal relativamente abundante y con cadena de suministro diversificada. El PEM depende de iridio y platino, cuya producción mundial es de apenas unas pocas toneladas anuales. Escalar a los 40 GW de PEM que Europa necesita para 2030 requeriría multiplicar varias veces la producción de iridio — algo que los proyectos de recuperación de minerales críticos que cubrimos la semana pasada buscan resolver.
Cuándo conviene usar PEM: los casos donde gana
El PEM no es peor que el alcalino — es diferente. Y hay escenarios donde es claramente la mejor opción:
Energía solar con alta variabilidad. Una planta solar genera electricidad solo durante las horas de sol — con picos al mediodía y caídas bruscas por nubes. El PEM puede arrancar en segundos y ajustar su carga en tiempo real, siguiendo el perfil de generación solar sin desperdiciar energía ni forzar arranques bruscos al alcalino. Es por eso que Turn2X en Miajadas usa PEM: su planta solar extremeña tiene variabilidad alta y el PEM la gestiona mejor.
Espacio limitado. El PEM tiene una huella física un 40% menor que el alcalino para la misma producción. En ubicaciones industriales urbanas o portuarias donde el espacio es caro y limitado — como Lloseta en Mallorca o la hidrogenera de la Zona Franca de Barcelona — el PEM permite instalar más capacidad en menos metros cuadrados.
Alta pureza requerida. El H₂ producido por PEM tiene una pureza del 99,999% — suficiente para pilas de combustible de vehículos y aplicaciones electrónicas de alta precisión sin necesidad de purificación adicional. El alcalino produce H₂ de 99,5-99,9% que requiere un secado adicional para las mismas aplicaciones.
Alta presión de salida. El PEM puede producir hidrógeno a presiones de 30-80 bar directamente del electrolizador, reduciendo la necesidad de compresores adicionales para aplicaciones de movilidad o almacenamiento a presión. El alcalino sale a presiones más bajas y necesita compresión adicional.
Escala media (5-25 MW). Para proyectos entre 5 y 25 MW — el rango típico de los proyectos H2 Pioneros, las plantas insulares o los proyectos industriales de proximidad — el PEM es competitivo en coste total (CAPEX + OPEX) frente al alcalino, especialmente cuando se tiene en cuenta la menor necesidad de compresores y purificadores adicionales.
La tercera vía: AEM, el electrolizador de nueva generación
Existe una tercera tecnología en rápido desarrollo que combina lo mejor del alcalino y el PEM: los electrolizadores AEM (Anion Exchange Membrane). Usan una membrana sólida como el PEM — lo que da respuesta rápida y alta densidad de corriente — pero funcionan en medio alcalino, lo que permite usar catalizadores de níquel en lugar de iridio y platino. El resultado es un electrolizador compacto como el PEM pero con costes de materiales un 40% inferiores.
En 2026, el AEM está en nivel de madurez TRL 7-8 — prototipos avanzados cerca de la implementación comercial a gran escala. Empresas como Hyto, Enapter y Alstom están desarrollando sistemas AEM de primera generación. No reemplazará al alcalino ni al PEM en el corto plazo, pero podría ser la tecnología dominante en la siguiente década — especialmente si la escasez de iridio para el PEM se convierte en un cuello de botella real al escalar a los 40 GW europeos previstos para 2030.
El árbol de decisión: cómo elegir la tecnología correcta
Para un promotor que tiene que decidir, la lógica de elección es la siguiente:
Si el proyecto es mayor de 50 MW, tiene acceso a energía renovable relativamente estable (eólica de base o solar con almacenamiento) y el objetivo es minimizar el CAPEX → alcalino.
Si el proyecto es entre 5 y 50 MW, tiene energía solar con alta variabilidad, espacio limitado o necesita hidrógeno de alta pureza para movilidad → PEM.
Si el proyecto es menor de 5 MW para aplicaciones distribuidas o de nicho → PEM o AEM, dependiendo de la disponibilidad de proveedores y el presupuesto.
Y si alguien te dice que hay una tecnología universalmente mejor que la otra — no sabe de lo que habla. El alcalino y el PEM son herramientas distintas para trabajos distintos. España tiene la suerte de tener proyectos en ambas tecnologías — lo que significa que cuando los primeros valles estén operativos tendremos datos reales de operación de ambas en condiciones climáticas y de red similares. Eso es un activo de conocimiento industrial que pocos países europeos tendrán.
📘 Fuentes consultadas: Atlas Copco (guía tecnologías electrólisis), Lean Hydrogen (diferencias alcalino vs PEM, 2022), Hyto (AEM vs PEM vs alcalino, 2025), IEA (Global Hydrogen Review 2025), Nel Hydrogen, Thyssenkrupp Nucera, Plug Power (fichas técnicas), informe sectorial mayo 2026.
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