El Observatorio Tecnológico del Hidrógeno, junto a socios como Siemens Energy, EAG (Empresarios Agrupados – GHESA) y Mitsubishi Power, y con la participación de Ansaldo Energía, llevó a cabo un workshop técnico sobre el estado del arte de la tecnología para generación eléctrica con hidrógeno renovable, centrado en los avances tecnológicos y su integración en el sistema energético. Entre los datos tratados, se destacaron los de las turbinas de gas capaces de operar con mezclas de 40%, 70% e, incluso, del 100% de hidrógeno. El objetivo industrial para 2030 es operar con turbinas de una mayor capacidad.
Susana de Pablo, directora general de Ingeniería, Tecnología y Digitalización de Enagás, abrió el workshop situando el hidrógeno dentro de un cambio más amplio. Europa avanza hacia un modelo cada vez más electrificado, y un sistema con más renovables necesita, a cambio, más flexibilidad y más capacidad de almacenamiento. Ahí es donde, según explicó, el hidrógeno verde aporta un valor diferencial.
No lo planteó como “otro vector para descarbonizar”, sino como una tecnología con potencial estacional: capaz de almacenar energía durante semanas o meses y devolverla al sistema energético cuando haga falta, reforzando además su resiliencia. “Un claro ejemplo a nivel europeo de lo anterior es el de Alemania. En mayo de 2026, el Gobierno alemán aprobó el borrador para subastas de nueva capacidad de respaldo, principalmente mediante ciclos combinados. A nivel nacional, se ha aprobado un Real Decreto (23 junio 2026) para renovar 1.200 MW de cogeneración industrial para nuevas centrales de gas natural y biomasa, o mejorar las existentes con dos subastas de 600 MW previstas para 2026 y 2027”, explicó.
Y añadió que “no tiene sentido pensar solo en la turbina. El hidrógeno necesita un ecosistema eléctrico completo detrás (producción, transporte y almacenamiento) para que la pieza funcione”.
“No es nuevo quemar hidrógeno para producir electricidad”. Esa frase, de María Jazmín Nieto, responsable de Ventas de Turbinas de Gas y Proyectos Internacionales de Siemens Energy, resume bien el tono del debate técnico que siguió. Nieto recordó que España tiene, de hecho, uno de los proyectos pioneros del mundo en este terreno: la central de Puertollano, que lleva décadas operando con gas de síntesis con un porcentaje alto de hidrógeno. “La madurez tecnológica la tenemos resuelta. El reto que tenemos por delante es de ejecución”, afirmó.
Puso además dos ejemplos internacionales que ilustran hasta dónde ha llegado ya esta tecnología fuera de laboratorio. En Brasil, el proyecto Braskem Vesta opera en comercial con un 88% de hidrógeno en su mix; en Francia, el proyecto HyFlexPower ha operado con éxito una turbina de gas existente alimentándola con hidrógeno renovable.
Por su lado, Miguel Churiaque, Country Manager en España y Portugal de Ansaldo Energía, coincidió en el diagnóstico y profundizó en la turbina de gas. Es ahí donde se concentran los mayores desafíos técnicos y también donde más valor puede aportarse. Como muestra, compartió que su compañía ha aprobado más de 200 millones de euros para electrificar sus electrolizadores de hidrógeno. Y añadió un dato operativo: todas las turbinas de gas de su porfolio actual ya pueden funcionar con un mínimo del 40% de hidrógeno, con capacidad de llegar hasta el 70%. Su objetivo es alcanzar el 100% en operación comercial en 2030.
Al introducir hidrógeno en una turbina pensada originalmente para gas natural aparece un fenómeno conocido como flashback, donde la llama retrasa su posición dentro de la cámara de combustión, lo que puede dañar el equipo. La solución más directa, que sería bajar la temperatura, tiene un coste, porque reduce el rendimiento del ciclo combinado.
La solución encontrada por Ansaldo Energía ha sido rediseñar la combustión en sí: en lugar de una única cámara, la combustión secuencial utiliza dos cámaras dentro de la misma turbina, lo que da más margen de control y permite trabajar con porcentajes mayores de hidrógeno.
Esta fue la pregunta que dividió claramente la conversación entre lo técnico y lo económico, y en la que Nieto fue directa: “no es una cuestión técnica”. Lo que hace falta, según explicó, es un marco regulatorio estable, certidumbre y un modelo económico que sea financiable. Invertir en una central de generación implica pensar en ciclos de 20 o 30 años, y esos activos deben poder resistir el paso del tiempo y las actualizaciones tecnológicas que vengan. De ahí nace el concepto que Siemens Energy defiende como salida práctica: hydrogen ready, es decir, construir hoy plantas que procesen gas natural, pero que estén preparadas para convertirse a hidrógeno de la forma más eficiente posible en cuanto el suministro esté disponible.
Churiaque añadió matices desde el lado de la ingeniería de planta. Comentó que la conversión exige nuevos equipos, nuevos dimensionados y nuevas tuberías, y no todas las instalaciones tienen físicamente el espacio necesario. Por eso, dijo, Ansaldo prefieren ir “proyecto a proyecto” antes que plantear una receta única.
Sobre el papel actual del hidrógeno renovable en las infraestructuras existentes, Nieto aseguró que no hay que ver el hidrógeno procesándose en una turbina como “un hecho aislado”, sino como parte de un ecosistema energético con el objetivo de contribuir a alcanzar la soberanía energética, tanto española como europea. En su planteamiento, el hidrógeno puede cubrir la demanda que las renovables no logran atender en momentos de baja producción por causas atmosféricas, mientras las baterías aportan la resiliencia a más corto plazo.
Churiaque conectó esa idea con el caso alemán. Y es que, para que combinar hidrógeno con turbinas de gas tenga sentido en un sistema como el español, hace falta que el mercado, a través de subastas y mecanismos de capacidad, mande señales claras a los operadores. Muchas de esas plantas, recordó, fueron diseñadas para un contexto operativo muy distinto al actual, y necesitan margen para adaptarse a los nuevos desafíos.
Luis Fernández, Sales Director, New Technologies & Key Accounts en Mitsubishi Power, destacó durante su intervención la necesidad de acompañar a los operadores con tecnologías ya maduras. Y resaltó el proyecto que la compañía tiene en el Parque de Hidrógeno de Takasago, una instalación que funciona 100% con hidrógeno verde y suministra electricidad a la red eléctrica de la prefectura de Hyōgo, en Japón. Es un caso de uso contrastado con miles de horas de funcionamiento.
Asimismo, Fernández subrayó que, cuando se le pregunta a un operador de una central eléctrica cuál es su verdadera preocupación, la respuesta casi siempre es la misma: si la turbina seguirá funcionando con la misma fiabilidad que hoy. Esa es la condición que, en su opinión, las soluciones de hidrógeno tendrán que cumplir.
Como conclusión, la ingeniería, según todos los ponentes, ya está resuelta.Y los pasos para construir alrededor de ella el ecosistema que la haga rentable ya tienen una hoja de ruta: regulación estable, mercado que envíe señales claras y una infraestructura pensada como un todo.
