Cada vez que nos llega un encargo de descarbonización industrial, el cliente suele traer la respuesta antes que la pregunta. "Queremos electrificar el proceso." "Estamos valorando hidrógeno." "Hemos oído hablar de captura de CO₂." Las tres opciones son tecnológicamente viables y las tres pueden ser la correcta — pero no para el mismo proceso, no en el mismo momento y no con el mismo business case detrás.
El problema no es la tecnología. Es el orden en que se ha llegado a ella.
La pregunta que se hace primero condiciona todas las que vendrán
Un director de planta que llega con "queremos hidrógeno verde" está, sin saberlo, excluyendo las tres o cuatro opciones que probablemente le habrían salido más baratas. Porque la pregunta ya lleva implícitas muchas decisiones: la fuente de energía, la temperatura del proceso, el nivel de inversión y, a menudo, un calendario que la realidad no acompaña.
El Acuerdo Industrial Limpio europeo y el PNIEC 2023-2030 español han puesto recursos y plazos sobre la mesa para las tres vías. Pero ningún documento regulatorio dice cuál es la buena para tu planta. Esto se decide en el balance energético de cada proceso, no en el plan estratégico.
Primero: eficiencia y electrificación de lo que ya se puede electrificar
Antes de hablar de nuevos vectores, el método comienza por lo que se puede reducir sin sustituir nada. Esto significa:
- Cerrar el balance energético con la medida que ya hay (contadores existentes, series de factura)
- Identificar consumos evitables (fugas de aire comprimido, calor residual no recuperada, operaciones en vacío, calidad de servicio sobredimensionada)
- Evaluar la electrificación directa de los procesos de baja y media temperatura (hasta ~200 °C): bombas de calor industriales, calderas eléctricas, resistencias
- Dimensionar la generación renovable in situ con la curva de carga real, no con la media anual
Solo una vez que esto esté resuelto — o descartado con números — tiene sentido abrir la conversación sobre hidrógeno o captura.
Hidrógeno: no es "el eléctrico para procesos que no se pueden electrificar"
El hidrógeno renovable tiene un alto coste energético de producción (típicamente 50-55 kWh eléctricos por kg H₂) y una baja densidad energética volumétrica. Esto lo hace competitivo donde la electrificación directa no funciona y donde la molécula aporta valor como reactivo, no solo como vector energético.
Su encaje técnico claro es en:
- Procesos de alta temperatura (>500 °C) donde la bomba de calor no llega
- Reducción directa (DRI en siderurgia, sustituyendo carbón de coque)
- Síntesis química (amoníaco, metanol, refinerías) donde el H₂ ya se consume
- Transporte pesado donde la densidad energética por volumen importa
El marco regulatorio europeo — RED III y los actos delegados sobre hidrógeno renovable — exige adicionalidad, correlación temporal y geográfica para considerar el H₂ "renovable". Esto tiene consecuencias directas en el CapEx: no es el mismo proyecto con o sin PPA dedicado.
Captura: solo cuando las emisiones son inevitables y concentradas
La captura de CO₂ es la vía más cara y la que más infraestructura externa requiere (transporte y almacenamiento). Tiene sentido técnico en:
- Emisiones de proceso inevitables (cemento, cal, proceso químico específico) donde la molécula no proviene de la combustión
- Grandes focos concentrados con corriente de CO₂ relativamente pura
- Proximidad a infraestructura de transporte o almacenamiento (clusters industriales con proyecto común)
Para plantas con emisiones distribuidas, baja concentración de CO₂ en el flujo o lejos de hubs de almacenamiento, el costo por tonelada evitada escala rápidamente fuera del business case.
El orden de las preguntas, en 4 pasos
En AUMA ordenamos la conversación así:
1. ¿Cuál es el perfil térmico y eléctrico real del proceso? Temperatura, continuidad, estacionalidad. Sin esto, cualquier opción se defiende con hipótesis.
2. ¿Qué se puede eliminar o reducir sin sustituir vector? Eficiencia, operaciones, recuperación de calor. El ahorro más barato es el que no necesita electrificar ni descarbonizar.
3. ¿Qué se puede electrificar directamente con la tecnología de hoy? Bomba de calor industrial, resistencias, inducción. Si sale en el business case, la otra conversación puede esperar.
4. ¿Qué queda? Solo ahora se compara hidrógeno, captura, o una combinación, contra el residuo real de emisiones.
El costo por tonelada evitada es el que compara, no el titular
Cada una de las tres vías tiene un rango de costo por tonelada de CO₂ evitada muy diferente, y con variabilidad muy alta según el caso:
- Eficiencia + electrificación directa: a menudo negativo o muy bajo (<50 €/t) cuando hay un proceso electrificable
- Hidrógeno renovable: entre ~150-300 €/t, muy sensible al precio del PPA y a la utilización del electrolizador
- Captura industrial: entre ~80-200 €/t por emisiones concentradas, mucho más por difusas
Quien compare estos números al principio se ahorra proyectos que no deberían haber llegado a estudio de viabilidad.
Lo que hacemos
Acompañamos direcciones industriales en esta decisión antes de que se convierta en inversión: diagnóstico del perfil energético real, cartera de medidas priorizada por costo por tonelada evitada, y evaluación honesta de qué vector tiene sentido para qué tramo del proceso. 33 años sin matriz ni producto a colocar significa que si la electrificación directa resulta rentable, lo diremos — aunque el encargo viniera con hidrógeno en el titular.
Si estás preparando el plan de descarbonización de tu planta, comienza por el orden de las preguntas. La respuesta tecnológica no es el primer paso: es la consecuencia.