Diseño Conceptual de una Planta Autosuficiente de Hidrógeno Verde y su Integración en la Red de Movilidad mediante Hidrolineras

Examensarbeit , 2025 , 87 Seiten , Note: 8.7

Ingenieurwissenschaften - Allgemeines

El presente Trabajo Final de Bachelor tiene como objetivo principal el diseño conceptual de una planta autosuficiente de hidrógeno verde, concebida como parte de una estrategia integral para la movilidad sostenible, mediante la incorporación de hidrolineras interconectadas. La propuesta se fundamenta en el aprovechamiento de fuentes renovables, particularmente solar fotovoltaica y eólica, para alimentar un sistema de electrólisis capaz de generar hidrógeno a partir de agua de mar, dado su emplazamiento costero. Posteriormente, el hidrógeno se transforma en amoníaco verde, con el propósito de optimizar su almacenamiento, transporte y distribución, lo que representa una alternativa técnica viable frente a los desafíos actuales de la cadena logística del hidrógeno.
El trabajo incluye un análisis técnico de los principales componentes del sistema: generación renovable, electrólisis, proceso de amonificación, almacenamiento químico y red de hidrolineras. Asimismo, se abordan criterios de selección del emplazamiento, aspectos regulatorios, viabilidad operativa y compatibilidad con tecnologías vehiculares adaptadas. Se plantea también la reconversión de vehículos existentes para evitar su obsolescencia tecnológica, favoreciendo así la economía circular.
La metodología utilizada es de tipo cualitativo-descriptiva, basada en una revisión documental rigurosa de fuentes académicas, técnicas y normativas. Adicionalmente, se introduce una perspectiva estratégica alineada con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), principalmente el ODS 7 (energía asequible y no contaminante), el ODS 9 (industria, innovación e infraestructura) y el ODS 13 (acción por el clima), evidenciando la contribución del proyecto a una transición energética justa y tecnológicamente viable.

Contenido

INDICE DE FIGURAS

INDICE DE TABLAS

LISTA DE ACRONIMOS

RESUMEN

ABSTRACT

1. Introducción
1.1 Contexto y justificación
1.2 Descripción del problema e integración de los ODS
1.3 Objetivos del trabajo
1.3.1 Objetivo general
1.3.2 Objetivos específicos
1.4 Hipótesis o pregunta de investigación
1.4.1 Pregunta de investigación:
1.4.2 Hipótesis de trabajo (H o)
1.5 Estructura del documento
1.6 Contribución a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)
1.6.1 ODS 7: Energía asequible y no contaminante
1.6.2 ODS 9: Industria, innovación e infraestructura
1.6.3 ODS 13: Acción por el clima

2. Alcances y limitaciones
2.1 Alcance del proyecto
2.2 Limitaciones

3. Justificación ampliada

4. Marco teórico
4.1 El hidrógeno como vector energético
4.1.1 Escenarios de almacenamiento y transporte
4.1.2 Medidas de mitigación y normativa
4.2 Proceso de desalación y tratamiento de residuos salinos
4.3 Producción de hidrógeno verde
4.3.1 Parámetros operativos del sistema PEM
4.3.2 Gestión del excedente y escalabilidad del sistema
4.3.3 Ventajas del sistema de almacenamiento de H2
4.4 Proceso de desalación
4.5 Gestión de salmuera y residuos
4.6 Integración energética y operativa de la desalación
4.7 Conversión y almacenamiento en amoniaco verde
4.7.1 Proceso Haber-Bosch modificado
4.7.2 Almacenamiento de amoniaco
4.7.3 Ventajas estratégicas del amoníaco como vector
4.7.4 Consideraciones de seguridad y normativa
4.7.5 Integración energética
4.8 Referencias internacionales en hidrógeno y amoniaco verde
4.9 Marco normativo aplicable
4.9.1 Producción de hidrógeno por electrólisis
4.9.2 Almacenamiento y transporte de hidrógeno
4.9.3 Síntesis y manejo de amoniaco
4.9.4 Medioambiente y desalación
4.9.5 Seguridad industrial y prevención
4.10 Contribución a los ODS

5. Metodología
5.1 Enfoque general del proyecto
5.2 Materiales y recursos
5.3 Destinatarios y Stakeholders
5.3.1 Destinatarios (grupo objetivo)
5.3.2 Stakeholders
5.4 Matriz de interés / influencia
5.4.1 Interpretación general
5.5 Criterios de selección y validación
5.6 Costes (euros)
5.7 Cronograma
5.8 Limitaciones del estudio

6. Diseño conceptual de la planta
6.1 Localización preliminar y criterios de elección
6.2 Sistema de desalación y tratamiento de salmuera
6.3 Tratamiento y gestión de salmuera
6.4 Dimensionamiento del sistema solar/eólico
6.5 Electrólisis y producción de hidrógeno
6.6 Conversión a amoníaco verde
6.6.1 Integración energética y operativa
6.6.2 Objetivos estratégicos
6.7 Contribución a los ODS

7. Infraestructura de movilidad
7.1 Red de hidrolineras y electrolineras
7.1.1 Hidrolineras
7.1.2 Electrolineras
7.1.3 Baterías de sodio-ion y aprovechamiento de sodio excedente
7.2 Logística y transporte del hidrógeno y amoníaco
7.2.1 Modelo logístico optimizado
7.2.2 Ventajas del modelo integral
7.2.3 Consideraciones técnicas
7.3 Transformación vehicular preliminar
7.3.1 Reconversión de vehículos térmicos a hidrógeno (retrofit)
7.3.2 Motores de combustión interna de hidrógeno (HICEV)
7.3.3 Compatibilidad de vehículos adaptados con la red de hidrolineras
7.4 Contribución de la infraestructura de movilidad a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)

ODS 7: Energía asequible y no contaminante

ODS 8: Trabajo decente y crecimiento económico

ODS 9: Industria, innovación e infraestructura

ODS 11: Ciudades y comunidades sostenibles

ODS 13: Acción por el clima

8. Análisis de viabilidad
8.1 Viabilidad técnica y logística
8.2 Evaluación económica simplificada
8.2.1 CAPEX (Costes de inversión)
8.2.2 OPEX (Costes operativos)
8.2.3 Coste aproximado del hidrógeno producido
8.3 Sostenibilidad ambiental y alineación con ODS
8.3.1 Beneficios ambientales
8.3.2 Contribución a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)
8.4 Escenarios de distribución diaria del hidrógeno producido en Andalucía
8.5 Contribución a los ODS

9. Resultados
9.1 Discusión y análisis de resultados
9.2 Conclusiones y recomendaciones
9.2.1 Recomendaciones para futuros desarrollos
9.3 Líneas futuras de investigación
9.3.1 Simulaciones y Modelado Avanzado
9.3.2 Control Predictivo y Automatización
9.3.3 Análisis Económico y Viabilidad
9.3.4 Comparativa Tecnológica
9.3.5 Evaluación Regulatoria
9.3.6 Reconversión de Flotas
9.3.7 Aceptación Social
9.3.8 Proyectos Piloto y Escalado
9.4. Contribución a los ODS

10. Referencias

INDICE DE FIGURAS

Figura 1. Objetivos de desarrollo sostenible

Figura 2. Green hydrogen generation

Figura 3. Proton Exchange Membrane (PEM)

Figura 4. Diagrama esquemático del sistema de ósmosis inversa industrial

Figura 5. Esquema de conversión y almacenamiento del hidrógeno verde

Figura 6. Complejo de hidrógeno verde NEOM

Figura 7. Haru Oni: combustible del viento y el agua

Figura 8. Yara International

Figura 9. Puente Mayorga (San Roque)

Figura 10. Diagrama del proceso de Haber-Bosch

Figura 11. Hidrolinera

Figura 12. Electrolinera

Figura 13. Cadena de valor del NH3 como portador de hidrógeno

Figura 14. Nodos

Figura 15. Esquema del proceso de cracking de NH3 para obtención de H2

INDICE DE TABLAS

Tabla 1. Propiedades físico -químicas relevantes

Tabla 2. Comparación de riesgo explosivo con combustibles fósiles

Tabla 3. Parámetros operativos del sistema PEM

Tabla 4. Parámetros técnicos estimados

Tabla 5. Almacenamiento amoniaco

Tabla 6. Matriz de interés/ influencia

Tabla 7. Estimación detallada de CAPEX para la fase inicial (operación al 35 % de capacidad total)

Tabla 8. Suministro 100 % renovable propuesto (fase inicial, operación al 35 %)

Tabla 9. Parámetros operativos estimados del proceso de síntesis de amoníaco verde (Haber Bosch)

Tabla 10. Resumen de inversión estimada (CAPEX) para la fase inicial del proyecto

Tabla 11. Distribución de flotas

Tabla 12. Nodos estratégicos propuestos para la distribución de hidrógeno verde en Andalucía

LISTA DE ACRONIMOS

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

RESUMEN

El presente Trabajo Final de Bachelor tiene como objetivo principal el diseño conceptual de una planta autosuficiente de hidrógeno verde, concebida como parte de una estrategia integral para la movilidad sostenible, mediante la incorporación de hidrolineras interconectadas. La propuesta se fundamenta en el aprovechamiento de fuentes renovables, particularmente solar fotovoltaica y eólica, para alimentar un sistema de electrólisis capaz de generar hidrógeno a partir de agua de mar, dado su emplazamiento costero. Posteriormente, el hidrógeno se transforma en amoníaco verde, con el propósito de optimizar su almacenamiento, transporte y distribución, lo que representa una alternativa técnica viable frente a los desafíos actuales de la cadena logística del hidrógeno.

El trabajo incluye un análisis técnico de los principales componentes del sistema: generación renovable, electrólisis, proceso de amonificación, almacenamiento químico y red de hidrolineras. Asimismo, se abordan criterios de selección del emplazamiento, aspectos regulatorios, viabilidad operativa y compatibilidad con tecnologías vehiculares adaptadas. Se plantea también la reconversión de vehículos existentes para evitar su obsolescencia tecnológica, favoreciendo así la economía circular.

La metodología utilizada es de tipo cualitativo-descriptiva, basada en una revisión documental rigurosa de fuentes académicas, técnicas y normativas. Adicionalmente, se introduce una perspectiva estratégica alineada con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), principalmente el ODS 7 (energía asequible y no contaminante), el ODS 9 (industria, innovación e infraestructura) y el ODS 13 (acción por el clima), evidenciando la contribución del proyecto a una transición energética justa y tecnológicamente viable.

Palabras clave: Hidrógeno verde, amoníaco verde, hidrolineras, movilidad sostenible, planta autosuficiente, energía renovable.

ABSTRACT

This Bachelor’s Final Project aims to develop the conceptual design of a self-sufficient green hydrogen plant as part of an integrated strategy for sustainable mobility, through the deployment of interconnected hydrogen refueling stations. The proposal is based on the use of renewable energy sources—particularly photovoltaic solar and wind power—to supply an electrolysis system capable of generating hydrogen from seawater, given the coastal location of the facility. Subsequently, the hydrogen is converted into green ammonia to optimize its storage, transport, and distribution, offering a technically viable alternative to current hydrogen logistics challenges.

The project includes a technical analysis of the main components of the system: renewable generation, electrolysis, ammonia synthesis, chemical storage, and the refueling station network. It also addresses site selection criteria, regulatory aspects, operational feasibility, and compatibility with adapted vehicle technologies. Furthermore, the retrofitting of existing vehicles is proposed to prevent technological obsolescence, thereby promoting circular economy principles.

The methodology follows a qualitative-descriptive approach, based on a thorough documentary review of academic, technical, and regulatory sources. In addition, a strategic perspective is introduced, aligned with the United Nations Sustainable Development Goals (SDGs)—particularly SDG 7 (affordable and clean energy), SDG 9 (industry, innovation and infrastructure), and SDG 13 (climate action)—highlighting the project’s contribution to a fair and technologically viable energy transition.

Keywords: Green hydrogen, green ammonia, hydrogen refueling stations, sustainable mobility, self-sufficient plant, renewable energy.

1. Introducción

1.1 Contexto y justificación

La urgente necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar el cambio climático ha impulsado una transformación profunda en los modelos energéticos globales. En este escenario, el hidrógeno verde —producido mediante electrólisis del agua con electricidad procedente de fuentes renovables— se consolida como una de las alternativas más prometedoras para sustituir a los combustibles fósiles en sectores donde la electrificación directa resulta compleja o inviable (Hydrogen Council, 2023); (International Energy Agency, 2021)

Andalucía, gracias a su elevada radiación solar y a un notable potencial eólico, presenta condiciones óptimas para el desarrollo de proyectos a gran escala de producción de hidrógeno verde (Agencia Andaluza de la Energía, 2024). Este vector energético no solo permite almacenar y transportar energía renovable de manera flexible y segura, sino que también habilita nuevas cadenas de valor industrial, promueve la autonomía energética regional y refuerza la competitividad de sectores clave como el transporte, la industria química y la exportación de energía limpia (EY España, 2023).

Este trabajo se enmarca en los objetivos estratégicos de descarbonización a nivel nacional y europeo (Green Deal, REPowerEU). En concreto, propone el diseño conceptual de una planta de hidrógeno verde en Andalucía, orientada a reducir parcialmente el consumo de hidrocarburos mediante un sistema basado en energías renovables, electrolizadores y conversión a amoniaco como vector de almacenamiento y transporte (Junta de Andalucía, 2024).

1.2 Descripción del problema e integración de los ODS

El modelo energético actual, altamente dependiente de combustibles fósiles, constituye una de las principales fuentes de emisiones de gases de efecto invernadero a nivel global (Organización Mundial de la Salud, 2025). Esta dependencia no solo compromete los compromisos climáticos internacionales, sino que también genera vulnerabilidad económica y geopolítica frente a las fluctuaciones del mercado energético. En Andalucía, la descarbonización del transporte, la industria y el sistema eléctrico exige una transformación estructural de la matriz energética.

En este contexto, una de las alternativas tecnológicas con mayor potencial es el hidrógeno verde. Este vector energético permite almacenar y transportar energía renovable, sustituir combustibles fósiles en usos difíciles de electrificar y facilitar una transición energética justa, descentralizada y sostenible (Pais, 2023).

Figura 1. Objetivos de desarrollo sostenible

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Espeita, 2020).

Este proyecto se alinea de forma directa con varios Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) definidos por la Agenda 2030:

• ODS 7: Energía asequible y no contaminante. Promueve el uso de fuentes renovables, como la solar y la eólica, para alimentar un sistema de electrólisis que produce hidrógeno verde. Este vector energético se plantea como una alternativa limpia y sostenible a los combustibles fósiles tradicionales (International Renewable Energy Agency, 2022).
• ODS 9: Industria, innovación e infraestructura. Impulsa el desarrollo de infraestructura energética avanzada, incluyendo plantas de producción de hidrógeno, hidrolineras, electrolineras y sistemas de almacenamiento en forma de amoniaco. De este modo, fomenta la innovación tecnológica y la reindustrialización verde.
• ODS 13: Acción por el clima. Contribuye directamente a la reducción de emisiones de CO2 al reemplazar el uso de hidrocarburos en el transporte y la industria por vectores energéticos limpios. Además, integra soluciones de movilidad sostenible basadas en el hidrógeno.

La implementación de proyectos de este tipo en Andalucía no solo aporta beneficios medioambientales, sino que también genera empleo local, fortalece la resiliencia energética y posiciona a la región como referente en tecnologías limpias e innovación sostenible.

1.3 Objetivos del trabajo

El objetivo de este trabajo es diseñar conceptualmente una planta autosuficiente de hidrógeno verde alimentada por energía renovable en Andalucía, evaluando su viabilidad técnica, ambiental y logística, así como su contribución a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS 7, 9 y 13). El proyecto integra producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno y amoníaco verde (Rouwenhorst, K. H. R., van der Ham, A. G. J., Mul, G., & Kersten, S. R. A., 2020), abordando su potencial para descarbonizar el transporte y la industria en la región (Hidrógeno, 2024).

1.3.1 Objetivo general

Diseñar conceptualmente una planta de producción de hidrógeno verde autosuficiente, alimentada exclusivamente mediante energías renovables (solar fotovoltaica y eólica), que permita evaluar su viabilidad técnica, ambiental y logística. El proyecto incluirá un sistema de electrólisis optimizado (Hidrógeno, 2024) tratamiento de agua mediante desalación, conversión a amoniaco como vector energético (Rouwenhorst, K. H. R., van der Ham, A. G. J., Mul, G., & Kersten, S. R. A., 2020) y su aplicación en la movilidad sostenible a través de una red piloto de hidrolineras y electrolineras distribuidas estratégicamente en Andalucía (Pais, 2023).

1.3.2 Objetivos específicos

Delimitar el alcance conceptual del proyecto.

• Establecer los criterios de éxito en función de su aplicabilidad técnica, ambiental y logística.
• Evaluar las condiciones de ubicación estratégica de la planta de hidrógeno verde, considerando factores como el recurso renovable disponible, la infraestructura logística existente y el marco normativo aplicable (International Energy Agency, 2021).
• Dimensionar preliminarmente el sistema híbrido fotovoltaico-eólico y el sistema de electrólisis, con base en la demanda energética proyectada y el objetivo de autosuficiencia (International Renewable Energy Agency, 2022).
• Proponer un esquema simplificado de conversión a amoniaco verde, incluyendo los requisitos mínimos de almacenamiento, transporte y distribución, orientado a su uso como vector energético (Hydrogen Council, 2023).
• Realizar un análisis inicial de viabilidad técnica, económica y ambiental, considerando también la implantación conceptual de una red piloto de hidrolineras y electrolineras en el territorio andaluz (Pais, 2023).

1.4 Hipótesis o pregunta de investigación

1.4.1 Pregunta de investigación:

¿Puede una planta autosuficiente de hidrógeno verde —alimentada únicamente por energía renovable, tanto solar como eólica, y conectada a una red regional de hidrolineras— sustituir de forma sostenible y escalable el consumo actual de combustibles fósiles en el sector transporte andaluz?

1.4.2 Hipótesis de trabajo (Ho)

La instalación propuesta resulta técnicamente viable, con un rendimiento > 55 % en la cadena H2^NHs^movilidad (Rouwenhorst, K. H. R., van der Ham, A. G. J., Mul, G., & Kersten, S. R. A., 2020). Asimismo, se plantea como económicamente competitiva, con un coste nivelado del hidrógeno (LCOH) < 6 €/kg en fase inicial (European Hydrogen Observatory, 2023), y ambientalmente ventajosa, con una reducción > 90 % de emisiones de CO2 respecto al diésel. De este modo, el sistema tendría capacidad para descarbonizar el transporte y la industria pesada en Andalucía.

La hipótesis se contrastará mediante:

• Simulación energética del mix solar-eólico y de la carga del electrolizador.
• Cálculo de LCOH y CAPEX/OPEX comparativo con escenarios diésel y GNC.
• Estimación de emisiones evitadas con factores IPCC.
• Análisis de cumplimiento normativo (ISO 22734, ATEX, SEVESO).

Los resultados se discuten en los Capítulos 6 y 8 para aceptar o rechazar Ho.

1.5 Estructura del documento

Este trabajo se organiza en diez capítulos principales que abordan, de forma progresiva, el diseño conceptual de una planta de hidrógeno verde y su integración en un modelo de movilidad sostenible en Andalucía:

• Capítulo 1: Introducción al contexto energético actual, planteamiento del problema, objetivos y vinculación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).
• Capítulo 2: Alcances y limitaciones del estudio, subrayando su carácter conceptual y no ejecutable.
• Capítulo 3: Justificación sobre la oportunidad tecnológica, económica y ambiental del hidrógeno verde.
• Capítulo 4: Marco teórico: hidrógeno como vector energético, electrólisis, desalación, conversión a amoníaco y normativas aplicables.
• Capítulo 5: Metodología, herramientas de simulación, recursos técnicos y análisis preliminar.
• Capítulo 6: Diseño conceptual de la planta: localización, dimensionamiento, integración energética y almacenamiento.
• Capítulo 7: Infraestructura de movilidad basada en hidrógeno: hidrolineras, electrolineras, transporte y logística.
• Capítulo 8: Análisis preliminar de viabilidad técnica, económica y ambiental.
• Capítulo 9: Resultados, discusión, conclusiones y líneas futuras de investigación.
• Capítulo 10: Referencias bibliográficas y normativas consultadas.

Además, el trabajo se articula en torno a cinco ejes temáticos fundamentales:

• Localización, dimensionamiento y viabilidad de la planta, con énfasis en energías renovables, electrólisis y gestión de residuos.
• Gestión energética y medioambiental, que incluye la autosuficiencia energética, la desalación de agua de mar y el tratamiento sostenible de la salmuera.
• Conversión del hidrógeno en amoníaco verde, su almacenamiento y transporte como vector energético.
• Red autosuficiente de hidrolineras y electrolineras para la distribución del hidrógeno reconvertido y el impulso a la movilidad sostenible regional.
• Transformación del parque móvil, incluyendo vehículos de nueva fabricación y reconvertidos mediante sistemas similares a los de GLP.

Esta estructura se fundamenta en las recomendaciones metodológicas para estudios de viabilidad energética sostenible (International Renewable Energy Agency, 2022) y en marcos técnicos consolidados para el desarrollo de sistemas de hidrógeno a escala regional (Hydrogen Council, 2023).

1.6 Contribución a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)

Este trabajo se alinea con varios Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) establecidos por Naciones Unidas. En particular, se centra en los ODS 7 (energía asequible y no contaminante), 8 (trabajo decente y crecimiento económico), 9 (industria, innovación e infraestructura) y 13 (acción por el clima). De manera complementaria, también contribuye de forma indirecta a los ODS 6 (agua limpia y saneamiento), 11 (ciudades sostenibles) y 12 (producción y consumo responsables).

Para evitar que esta alineación quede en una mención genérica, cada capítulo técnico concluye con un párrafo que expone de manera concreta y, cuando es posible, cuantificable, cómo los contenidos desarrollados aportan a dichos objetivos. Esta contribución se sintetiza nuevamente en las conclusiones finales del trabajo.

1.6.1 ODS 7: Energía asequible y no contaminante

El proyecto plantea una planta de hidrógeno verde alimentada exclusivamente con energías renovables, concretamente solar fotovoltaica y eólica, disponibles en abundancia en Andalucía. Esta infraestructura energética permite generar un vector limpio y versátil como el hidrógeno, sin recurrir a fuentes fósiles ni generar emisiones directas de CO2 (International Renewable Energy Agency, 2022)

Asimismo, el uso de tecnologías maduras como la electrólisis PEM y la integración de un sistema de desalación autosuficiente garantizan un acceso constante y sostenible al recurso hídrico, sin ejercer presión sobre acuíferos ni aguas dulces (Naciones Unidas, 2015) . De esta forma, la implementación de la planta favorece la democratización del acceso a energía limpia, refuerza la seguridad energética regional y apoya el desarrollo de una economía baja en carbono, contribuyendo de manera directa al ODS 7: Energía asequible y no contaminante.

1.6.2 ODS 9: Industria, innovación e infraestructura

El sistema propuesto constituye una oportunidad concreta para transformar el modelo industrial y energético tradicional mediante la innovación tecnológica y la creación de infraestructura verde. La integración de una planta de electrólisis, una unidad de conversión de hidrógeno en amoníaco verde, sistemas de almacenamiento presurizado y una red logística de hidrolineras distribuidas conforma una base industrial avanzada que impulsa la sostenibilidad regional.

Asimismo, el uso de tecnologías emergentes vinculadas a las energías renovables, junto con la sinergia generada por nodos logísticos estratégicos como puertos, polígonos industriales y corredores ferroviarios, favorece una reindustrialización más limpia, resiliente e innovadora (Hydrogen Council, 2023) .

En este sentido, el proyecto no solo plantea soluciones técnicas viables, sino que también refuerza capacidades locales y crea oportunidades de empleo cualificado en sectores emergentes, contribuyendo de forma directa al ODS 9: Industria, innovación e infraestructura.

1.6.3 ODS 13: Acción por el clima

El trabajo responde a la necesidad urgente de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, en coherencia con el Acuerdo de París y los compromisos europeos del Green Deal y REPowerEU (Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, 2015) , (Unión Europea, 2020)y (Comisión Europea, 2024).

La sustitución progresiva de combustibles fósiles en el transporte —especialmente en vehículos pesados, flotas urbanas e incluso transporte marítimo— por hidrógeno verde y amoníaco como vectores energéticos contribuye de forma activa al objetivo de neutralidad climática.

Al concebirse como una infraestructura autosuficiente en el consumo energético y basada en energías renovables, la planta también reduce la dependencia exterior y refuerza la resiliencia frente a crisis energéticas o geopolíticas.

Desde una perspectiva territorial, el modelo favorece la adaptación local al cambio climático mediante una transformación sistémica de la cadena de valor energética, lo que representa una aportación directa al ODS 13: Acción por el clima.

2 .Alcances y limitaciones

2.1 Alcance del proyecto

Este Trabajo de Fin de Grado se desarrolla a nivel conceptual, con el objetivo de establecer una propuesta preliminar que permita evaluar la viabilidad técnica, ambiental y logística de una planta de hidrógeno verde alimentada por energías renovables en Andalucía. El diseño incluye:

• Producción de hidrógeno verde mediante electrólisis con energía solar y eólica.
• Sistema de desalación autosuficiente para obtener agua ultrapura.
• Conversión del hidrógeno en amoniaco verde como vector energético.
• Almacenamiento, transporte y logística asociada.
• Red inicial de hidrolineras y electrolineras regionales.

Transformación del parque móvil a vehículos propulsados por hidrógeno.

Todos los cálculos, dimensionamientos y modelos energéticos son estimaciones preliminares orientadas a validar la viabilidad del concepto sin alcanzar el nivel de ingeniería de detalle necesario para una ejecución real (Hydrogen Council, 2023).

2.2 Limitaciones

• El análisis económico se expone de forma simplificada, sin estudio financiero exhaustivo ni inclusión de tasas impositivas o fluctuaciones del mercado energético.
• Los datos de producción, consumo y almacenamiento se basan en supuestos medios y referencias bibliográficas, no en mediciones in situ.
• La integración normativa y medioambiental se aborda con un enfoque descriptivo, sin un análisis jurídico profundo.
• No se simulan escenarios dinámicos de red eléctrica ni optimización horaria avanzada de cargas.
• La propuesta de transformación de vehículos se limita a una viabilidad conceptual y no incluye pruebas de laboratorio ni prototipado (Cuéllar Pérez, Bermúdez Santaella, & Herrera Susa, 2024).

3 .Justificación ampliada

La urgencia de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y la necesidad de diversificar las fuentes energéticas sitúan al hidrógeno verde como uno de los pilares de la transición energética actual. Su capacidad para almacenar y transportar energía renovable lo convierte en una alternativa estratégica especialmente relevante para sectores como la industria pesada, el transporte de larga distancia y la producción de fertilizantes, donde la electrificación directa es compleja.

Andalucía presenta una combinación única de recursos renovables abundantes —solar y eólico—, infraestructuras portuarias e industriales consolidadas, y una localización estratégica que favorece la exportación de energía y productos derivados. Estas características posicionan a la región como un enclave privilegiado para el desarrollo de proyectos integrales de hidrógeno verde y derivados, contribuyendo tanto a la autosuficiencia energética como a la generación de nuevas oportunidades económicas y tecnológicas.

El presente trabajo responde a esta coyuntura, proponiendo una solución que conecta el potencial renovable andaluz con aplicaciones industriales y de movilidad sostenible, así como con la creación de valor añadido a través del desarrollo tecnológico y la innovación. De este modo, se impulsa un modelo energético alineado con las tendencias internacionales y las demandas de una economía baja en carbono.

4 .Marco teórico

4.1 El hidrógeno como vector energético

Tabla 1. Propiedades físico -químicas relevantes

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Los valores son aproximados y se han seleccionado por su relevancia para aplicaciones energéticas móviles e industriales.

Fuente. Elaboración propia a partir de (Hydrogen Council, 2023) (International Energy Agency, 2021) (International Renewable Energy Agency, 2022).

Tabla 2. Comparación de riesgo explosivo con combustibles fósiles

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Se destacan los parámetros clave que influyen en el riesgo de ignición, dispersión y acumulación de gases en entornos operativos.

Fuente. Elaboración propia a partir de datos de (Energy, U.S. Department of, 2021) y (Air Liquide, 2020).

En términos prácticos:

• El amplio rango de inflamabilidad y la baja energía mínima de ignición hacen que el hidrógeno requiera protocolos estrictos de detección y sistemas automáticos de corte.
• Su densidad extremadamente baja favorece una dispersión rápida al aire libre, lo que reduce la permanencia de nubes inflamables en comparación con los vapores de gasolina.

Figura 2. Green hydrogen generation

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Https://www.freepik.es/, s.f.)

4.1.1 Escenarios de almacenamiento y transporte

El hidrógeno presenta distintas alternativas de almacenamiento y transporte, cada una con ventajas y limitaciones técnicas que condicionan su aplicabilidad:

• Gas comprimido (350-700 bar): constituye el estándar actual en aplicaciones de movilidad y estaciones de servicio. Permite un almacenamiento relativamente sencillo, aunque requiere depósitos de alta resistencia y un elevado consumo energético en la compresión.
• Hidrógeno líquido (-253 °C): ofrece una mayor densidad volumétrica y resulta especialmente útil en sectores como la aviación o el transporte marítimo. Sin embargo, implica riesgos asociados a la criogenia, posibles pérdidas por evaporación y fenómenos como BLEVEs (Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion).
• Amoniaco (NH3): actúa como portador líquido de hidrógeno y cuenta con una infraestructura logística ya desarrollada a nivel global. Su principal limitación es que, en aplicaciones de pilas de combustible, requiere un proceso de “cracking” para liberar el hidrógeno utilizable.
• Portadores orgánicos líquidos (LOHC): permiten la hidrogenación y deshidrogenación reversible en condiciones cercanas a las ambientales, ofreciendo seguridad y flexibilidad en el transporte. No obstante, su uso se encuentra todavía en fase piloto y con rendimientos energéticos limitados.

4.1.2 Medidas de mitigación y normativa

La manipulación y el almacenamiento de hidrógeno requieren la implementación de medidas específicas de seguridad y el cumplimiento de normativas internacionales consolidadas:

• Recipientes a presión: se emplean botellas tipo IV equipadas con válvulas de alivio TPRD, diseñadas para mitigar riesgos asociados a sobrepresión.
• Sistemas de ventilación y detección: las instalaciones deben incorporar ventilación forzada y sensores de hidrógeno capaces de detectar concentraciones inferiores al 0,4 % v/v, en línea con la norma ISO 19880-1 para hidrolineras.
• Clasificación de áreas peligrosas: la zonificación ATEX e IEC 60079 establece la utilización de materiales y equipos eléctricos de tipo “Ex d” para evitar fuentes de ignición en atmósferas potencialmente explosivas.
• Distancias de seguridad: tanto la norma NFPA 2 como la UNE 17124 definen criterios mínimos de separación para dispensadores de hidrógeno a 700 bar, garantizando un diseño seguro de las instalaciones.

En conclusión, el hidrógeno presenta ventajas indiscutibles como vector energético —alta densidad por unidad de masa y cero emisiones directas de CO2—, pero también desafíos asociados a su amplio rango de inflamabilidad y su baja energía de ignición. Estos riesgos pueden gestionarse mediante un diseño adecuado de contención, sistemas de ventilación eficaces, aplicación rigurosa de normativas y formación específica del personal. Con estas premisas, el hidrógeno se posiciona como un elemento clave en la descarbonización de sectores difíciles de electrificar.

4.2 Proceso de desalación y tratamiento de residuos salinos

La producción de hidrógeno verde mediante electrólisis requiere un suministro continuo y fiable de agua ultrapura. Para la tecnología PEM, el consumo estándar se sitúa en torno a 9 kg de agua por cada kilogramo de H2 producido, lo que, en esta primera fase operativa (35 % de capacidad del electrolizador), se traduce en una necesidad anual de aproximadamente

128.1 00 m[3] de agua para generar unas 14.200 toneladas anuales de hidrógeno (International Renewable Energy Agency, 2022).

El sistema de desalación se ha dimensionado en consecuencia para garantizar este caudal. La demanda hídrica diaria se estima en torno a 350 m3 de agua ultrapura, cifra coherente con la relación de consumo establecida: para producir 38.900 kg de H2 por día se requieren aproximadamente 350 toneladas de agua, equivalentes a « 350 m[3] diarios. Esta infraestructura se alimenta de agua de mar y opera de forma autosuficiente gracias al suministro eléctrico proveniente del sistema renovable integrado en la planta.

128.2 Producción de hidrógeno verde

La producción de hidrógeno verde en este proyecto se fundamenta en la electrólisis del agua, empleando electricidad proveniente exclusivamente de fuentes renovables: solar fotovoltaica y eólica. Para garantizar una operación autónoma y fiable, se ha previsto una potencia instalada de 250 MW, que en esta primera fase funcionará al 35 % de su capacidad nominal. Este dimensionamiento permite adaptar el sistema a la disponibilidad variable de los recursos renovables, evitando la necesidad de recurrir a respaldo fósil.

La tecnología de electrólisis seleccionada es de tipo PEM (Proton Exchange Membrane), debido a su alta eficiencia, capacidad de respuesta dinámica rápida y excelente adaptación a la intermitencia inherente de las energías solar y eólica (Hydrogen Council, 2023).

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

128.2.1 Parámetros operativos del sistema PEM

El sistema de electrólisis elegido es de tipo PEM (Proton Exchange Membrane), caracterizado por su alta eficiencia, flexibilidad operativa y capacidad para integrarse con energías renovables intermitentes. Los principales parámetros operativos del sistema se resumen a continuación:

Tabla 3. Parámetros operativos del sistema PEM

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Los valores se corresponden con una fase inicial de operación al 35 % de capacidad, y permiten dimensionar los requerimientos energéticos e hídricos diarios.

Fuente. Elaboración propia a partir de datos de (International Energy Agency, 2021) y fabricantes comerciales (Nel Hydrogen, 2023).

Para una producción diaria de 38.900 kg de H2, se requiere un aporte de aproximadamente 350 toneladas de agua ultrapura al día (38.900 kg H2 x 9 kg H2O/kg H2 = 350.100 kg H2O/día). Dado que la densidad del agua es = 1 kg/L, esto equivale a unos 350 m[3]/día. Estos valores permiten dimensionar la planta tanto en términos energéticos como en requerimientos hídricos, y definen los flujos principales de operación en las siguientes etapas del proceso.

128.2.2 Gestión del excedente y escalabilidad del sistema

La energía renovable excedente se aprovecha para producir hidrógeno (H2) adicional, que se almacena en depósitos cilíndricos de acero a 30 bar, con un volumen total estimado de 3.500 m[3], equivalentes a aproximadamente 300 MWh de energía. Esta reserva actúa como un sistema de amortiguación energética, permitiendo mantener la continuidad del suministro de H2 durante periodos de baja generación renovable, así como estabilizar el flujo hacia procesos posteriores como la síntesis de amoniaco verde.

Además, el sistema está diseñado con un enfoque modular y escalable. A medida que crezca la demanda o se incorporen nuevas fuentes de energía renovable, el electrolizador podrá operar a un mayor porcentaje de su capacidad nominal, hasta alcanzar el 100 % de los 250 MW instalados. Esta estrategia progresiva permite minimizar riesgos técnicos y financieros en la fase inicial del proyecto, facilitando su implementación real y su adaptación a escenarios energéticos futuros más exigentes.

128.2.3 Ventajas del sistema de almacenamiento de H2

• Almacenamiento sin degradación ni obsolescencia, a diferencia de baterías electroquímicas.
• Uso directo del mismo vector energético, sin transformaciones adicionales.
• Reducción del CAPEX y simplificación operativa.

Este modelo operativo garantiza no solo la autosuficiencia renovable, sino también una transición hacia una industria energética descarbonizada, resiliente frente a la intermitencia de las renovables y libre de dependencia de combustibles fósiles o de almacenamiento químico complejo.

128.3 Proceso de desalación

La tecnología de ósmosis inversa (OI) ha sido seleccionada como método principal de desalación debido a su eficiencia energética, bajo coste operativo, modularidad y amplia disponibilidad comercial. El sistema propuesto consiste en una planta de OI a gran escala, integrada en el complejo energético renovable, con los siguientes parámetros operativos:

• Caudal requerido: « 128.000 m[3]/año
• Tasa de recuperación: 45-50 %
• Consumo energético: 3,5-4,5 kWh/m[3]
• Energía total estimada para desalación: ~ 0,5 GWh/año

El proceso incluye una etapa de pretratamiento físico-químico (filtración multicapa, dosificación de coagulantes y antiescalantes), seguida de ultrafiltración y posterior paso por membranas de ósmosis inversa (Jande, Minhas, & Kim, 2014) . El agua permeada se somete finalmente a procesos de pulido y, en caso necesario, a remineralización selectiva, con el fin de alcanzar la calidad de agua ultrapura requerida por los electrolizadores PEM, de acuerdo con los criterios establecidos en la norma ISO 22734:2019 (Sistemas de generación de hidrógeno por electrólisis del agua).

Figura 4. Diagrama esquemático del sistema de ósmosis inversa industrial

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Pure Aqua, 2025)

128.4 Gestión de salmuera y residuos

La gestión sostenible de la salmuera (corriente de rechazo de alta salinidad y trazas químicas) es uno de los principales retos medioambientales de la desalación. Para abordarlo, se plantean diversas estrategias:

• Vertido difuso en mar abierto, previa dilución y análisis hidrodinámico, según la Directiva Marco del Agua (2000/60/CE).
• Evaporación solar en estanques para concentrar sales y facilitar su eventual cristalización.
• Valorización industrial de subproductos salinos (NaCl, MgCl2, litio, etc.) mediante acuerdos con industrias químicas locales.
• Recirculación parcial de salmuera tras pretratamiento, en procesos internos o como insumo en tecnologías de concentración secundaria.

En fases posteriores, se valorará la viabilidad de sistemas de Cero Vertido de Líquidos (ZLD) mediante técnicas avanzadas como ósmosis inversa de alta presión, nanofiltración o cristalización térmica, aunque actualmente presentan elevados costes energéticos y de capital.

Asimismo, el sodio presente en la salmuera podría aprovecharse en futuras aplicaciones innovadoras de almacenamiento energético, como las baterías de sodio-ion, desarrolladas más adelante en el apartado 7.1.3.

128.5 Integración energética y operativa de la desalación

La planta de desalación estará alimentada exclusivamente por energía renovable generada in situ (solar y eólica), evitando cualquier emisión indirecta de carbono. Su operación se sincronizará con los picos de producción energética y las horas en que el electrolizador no esté a plena carga, actuando como carga flexible dentro del sistema general. Además, se incorporará un sistema de almacenamiento de agua tratada para compensar variaciones de generación renovable, así como reservas técnicas de agua ultrapura para garantizar la operación continua de la electrólisis durante 48-72 horas en caso de contingencia.

Nota sobre balance energético: El consumo energético estimado del sistema de desalación (= 0,5 GWh/año) representa menos del 0,1 % del total de energía renovable generada por la planta (807 GWh) y se ha tenido en cuenta en el diseño global. Dada la holgura de generación planteada, este consumo no compromete la autosuficiencia energética del sistema ni la viabilidad de la electrólisis.

128.6 Conversión y almacenamiento en amoniaco verde

128.6.1 Proceso Haber-Bosch modificado

El proceso de referencia es el ciclo Haber-Bosch modificado para operación verde, en el que se combinan hidrógeno (H2) de origen renovable con nitrógeno (N2) atmosférico. El nitrógeno se obtiene mediante separación criogénica o adsorción por cambio de presión (PSA) del aire.

La reacción global es: 3 H2 + N2 # 2 NH3 AH = -92,4 kJ/mol

Según la reacción global del proceso Haber-Bosch (3 H2 + N2 ^ 2 NH3), se requieren 177 kg de hidrógeno por cada tonelada de amoníaco obtenida. Este dato es fundamental para calcular la capacidad productiva de la planta y la correspondencia entre la producción de H2 y NH3.

Este proceso es exotérmico, y se realiza típicamente bajo condiciones de alta presión (150300 bar) y temperatura (350-500 °C), en presencia de catalizadores basados en hierro o rutenio. Las plantas modernas integradas con energía renovable tienden a operar en régimen flexible, adaptándose a la disponibilidad de energía solar/eólica y gestionando los ciclos de carga de forma eficiente.

Tabla 4. Parámetros técnicos estimados

Variable Valor aproximado

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Valores estimados para operación continua con recirculación y carga flexible.

Nota. Los valores corresponden a condiciones operativas típicas para síntesis de amoniaco mediante hidrógeno renovable y nitrógeno atmosférico, con recirculación y control de carga flexible. El consumo de hidrógeno por tonelada de amoníaco (177 kg H2/ton NH3) permite calcular la producción diaria de NH3 a partir del H2 disponible en la planta.

Fuente. Elaboración propia con base en (Rouwenhorst, K. H. R., van der Ham, A. G. J., Mul, G., & Kersten, S. R. A., 2020) e (International Renewable Energy Agency, 2022).

Figura 5. Esquema de conversión y almacenamiento del hidrógeno verde

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. El hidrógeno verde generado por electrólisis se combina con nitrógeno obtenido del aire mediante separación. El proceso Haber-Bosch transforma ambos reactivos en amoníaco, que se almacena para su posterior uso o transporte.

Fuente. Elaboración propia.

En el marco de este proyecto, el 100 % del hidrógeno verde producido será destinado a la síntesis de amoniaco verde, sin almacenamiento intermedio ni consumo directo del hidrógeno. Esta decisión responde a un objetivo estratégico clave: sustituir progresivamente los combustibles fósiles mediante un vector energético alternativo, escalable y libre de emisiones directas.

La producción diaria estimada es de aproximadamente 220 toneladas de amoniaco verde, lo que representa una capacidad anual cercana a 80.300 toneladas, considerando una operación continua a partir de unas 14.200 toneladas anuales de hidrógeno verde. Este volumen permite consolidar una red logística y energética robusta, con aplicaciones potenciales en transporte marítimo, ferroviario, almacenamiento estacional y distribución

para usos industriales, sin dependencia de hidrocarburos convencionales.

128.6.2 Almacenamiento de amoniaco

El amoníaco (NH3) se consolida como el vector químico principal para la distribución y almacenamiento de hidrógeno renovable a gran escala. Presenta una elevada densidad energética volumétrica —hasta tres veces superior a la del hidrógeno comprimido— y una notable estabilidad química, lo que facilita su gestión logística y reduce las pérdidas por evaporación.

El almacenamiento puede realizarse en dos modalidades principales:

Amoníaco licuado (-33 °C): En tanques criogénicos esféricos o cilíndricos de doble pared con aislamiento térmico, alcanzando una densidad energética aproximada de 12,7 MJ/L.

Amoníaco presurizado (8-12 bar): En tanques tipo bullet de clase II, con densidad energética de 9-10 MJ/L.

Tabla 5. Almacenamiento amoniaco

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Las condiciones de almacenamiento dependen del estado físico del amoniaco (líquido o presurizado) y de su aplicación logística. Los valores indicados corresponden a condiciones industriales típicas.

Fuente. Elaboración propia con base en (Hydrogen Council, 2023) y (Rouwenhorst, K. H. R., van der Ham, A. G. J., Mul, G., & Kersten, S. R. A., 2020)

Se prevé una capacidad de almacenamiento modular y escalable de hasta 30.000-50.000 toneladas de NH3, con depósitos ubicados estratégicamente en el complejo de producción. Esta infraestructura permite absorber variaciones operativas, gestionar picos logísticos y servir como centro de acopio previo a la distribución regional e internacional.

128.6.3 Ventajas estratégicas del amoníaco como vector

• Infraestructura existente: El NH3 dispone de una red logística mundial consolidada (marítima, ferroviaria y por carretera), con terminales portuarias y buques especializados, lo que facilita la integración en la cadena de suministro actual y reduce la inversión inicial (CAPEX) (Association, Ammonia Energy, 2023).
• Versatilidad de uso: Puede emplearse directamente como combustible en motores duales, turbinas y calderas industriales, reconvertirse a hidrógeno mediante procesos de cracking o destinarse como fertilizante ecológico, permitiendo diversificar los mercados y maximizar el valor añadido.
• Estabilidad y densidad energética: Su elevada densidad y estabilidad facilitan el manejo, optimizan el almacenamiento y transporte, y minimizan pérdidas.

Estas características convierten al amoníaco en una pieza clave para la distribución eficiente y sostenible de energía renovable, con un papel estratégico en la descarbonización de sectores difíciles de electrificar a escala regional e internacional.

128.6.4 Consideraciones de seguridad y normativa

Aunque el amoniaco no es inflamable en condiciones normales de operación, es una sustancia tóxica, corrosiva e irritante, por lo que requiere protocolos de seguridad estrictos y bien definidos en toda la cadena logística, desde la producción hasta su uso final.

Las principales medidas de seguridad incluyen:

• Monitorización continua de fugas mediante sensores específicos de NH3, instalados en puntos críticos de la planta, los tanques de almacenamiento y las unidades móviles de transporte (Safety4Sea, 2023).
• Uso obligatorio de Equipos de Protección Individual (EPI), junto con procedimientos operativos normalizados para la manipulación segura durante operaciones de carga, descarga y mantenimiento. (Association, Ammonia Energy, 2023).
• Zonificación de áreas clasificadas (ATEX) y empleo de materiales resistentes a la corrosión, conforme a las normas ISO y API específicas para NH3.

Cumplimiento estricto de las normativas vigentes:

• Directiva SEVESO III (riesgo de accidentes graves con sustancias peligrosas).
• Regulación IMO y código IGC (transporte marítimo de gases licuados).
• Reglas nacionales de seguridad industrial y prevención de riesgos laborales.

Estas normativas ya se aplican de forma rutinaria en instalaciones industriales químicas y agrícolas, lo que permite transferir experiencia operativa consolidada al contexto energético, acelerando el despliegue de infraestructura segura y escalable.

128.6.5 Integración energética

El sistema de conversión de hidrógeno a amoniaco está diseñado para funcionar en paralelo y en sincronía con el electrolizador, dentro de un esquema energético flexible basado en fuentes renovables variables (solar y eólica). Esto permite adaptar dinámicamente la producción de NH3 a los picos de disponibilidad eléctrica, maximizando el aprovechamiento de excedentes renovables.

Además, al tratarse de una reacción fuertemente exotérmica, se ha previsto la recuperación del calor generado en el proceso Haber-Bosch para usos auxiliares, como el precalentamiento de los reactivos, la producción de vapor de proceso o el apoyo térmico en la desalación. Esta estrategia mejora significativamente la eficiencia energética global de la planta.

Desde una perspectiva de integración sistémica, el amoniaco se posiciona como un vector clave dentro del modelo power-to-fuel, actuando como depósito químico de energía renovable que puede almacenarse, transportarse o reconvertirse localmente a hidrógeno según la demanda.

Este diseño permite alimentar tanto electrolineras (uso directo de H2) como hidrolineras (cracking de NH3), ofreciendo una solución energética versátil, modulable y alineada con los objetivos de descarbonización regional.

128.7 Referencias internacionales en hidrógeno y amoniaco verde

El modelo planteado en este proyecto se inspira en experiencias internacionales consolidadas que demuestran la viabilidad técnica y económica del uso del amoniaco como vector energético basado en hidrógeno verde. A continuación, se describen tres iniciativas de referencia a escala global:

1. NEOM (Arabia Saudí) -Green Hydrogen Project

Este megaproyecto, desarrollado por ACWA Power, Air Products y NEOM, contempla una planta de electrólisis de 2 GW alimentada 100 % por energías renovables, con el objetivo de producir 1,2 millones de toneladas anuales de amoniaco verde para exportación global. El hidrógeno se convierte en amoniaco mediante Haber-Bosch, transportándose en buques especializados hacia Europa y Asia. Es uno de los mayores ejemplos de exportación de energía renovable en forma química. (NEOM Green Hydrogen Company, 2023) (Air Products, 2025)

Figura 6. Complejo de hidrógeno verde NEOM

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

2. Haru Oni (Chile) - Siemens Energy

Ubicado en la Patagonia chilena, este proyecto piloto combina energía eólica con un sistema de electrólisis, síntesis de metanol, amoniaco y representa un modelo de producción distribuida en zonas con recursos renovables excepcionales. Se plantea como una solución para exportar combustible verde a Alemania y otros países europeos, aprovechando la infraestructura portuaria existente (Hydrogen Council , 2022).

Figura 7. Haru Oni: combustible del viento y el agua

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Hydrogen Council , 2022)

3. Yara International - Noruega

Yara, uno de los mayores productores mundiales de amoniaco, está reconvirtiendo su planta de Porsgrunn para utilizar hidrógeno verde en lugar de gas natural como materia prima, con el objetivo de descarbonizar la producción de fertilizantes. Este caso demuestra cómo infraestructuras industriales existentes pueden adaptarse al nuevo paradigma del hidrógeno sin necesidad de partir de cero (Hidrogeno-verde.es, 2024).

Figura 8. Yara International

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Hidrogeno-verde.es, 2024)

Conclusión

Estos casos demuestran que la producción centralizada de H2 verde, su conversión a NH3 y su distribución logística en forma líquida o presurizada ya es una realidad en múltiples contextos geográficos. El modelo propuesto para Andalucía se alinea con estas experiencias internacionales, aprovechando su potencial renovable, su posición estratégica y su infraestructura portuaria e industrial. En este sentido, Andalucía puede replicar y adaptar las mejores prácticas de estos proyectos para consolidarse como referente estratégico del sur de Europa en la economía del hidrógeno.

3.9 Marco normativo aplicable

El diseño, construcción, operación y mantenimiento del sistema de producción, almacenamiento, conversión y transporte de hidrógeno verde y amoniaco debe cumplir con un conjunto amplio de normativas nacionales e internacionales que garantizan la seguridad industrial, la compatibilidad ambiental y la eficiencia técnica del proceso.

A continuación, se detallan las principales referencias normativas y su aplicación práctica directa en el diseño de la planta.

3.9.1 Producción de hidrógeno por electrólisis

• UNE-EN ISO 22734:2020: Aplicada en la selección de generadores de hidrógeno mediante electrólisis (PEM), garantizando la pureza del producto, los requisitos de seguridad en el proceso y la monitorización de la calidad del agua empleada.
• IEC 62282-3-100: Integrada en la protección eléctrica de los sistemas, con requisitos para enclavamientos de seguridad, sistemas de desconexión de emergencia y parada automática.
• UNE 60601 / ITC-RAT 13: Consideradas en el diseño y montaje de instalaciones eléctricas en zonas clasificadas, minimizando riesgos de ignición y explosión asociados a atmósferas de hidrógeno.
• Reglamento de seguridad para instalaciones industriales de hidrógeno (España, en desarrollo): Referencia obligatoria para la planificación del layout de la planta, definición de distancias mínimas de seguridad, señalización específica y delimitación de zonas de riesgo.

3.9.2 Almacenamiento y transporte de hidrógeno

• ISO 16110 / ISO 19880-1: Normas fundamentales para el dimensionamiento y operación de tanques, compresores y dispensadores en hidrolineras. Incluyen requisitos sobre distancias mínimas de seguridad, materiales compatibles y protocolos de control de fugas y sobrepresiones.
• ADR/RID: Aplicadas en el diseño logístico y en la selección de vehículos y cisternas destinados al transporte terrestre de hidrógeno y amoniaco, asegurando la conformidad con la normativa europea de mercancías peligrosas.
• ATEX (Directivas 2014/34/UE y 1999/92/CE): Estrictamente cumplidas en la clasificación de áreas con riesgo de explosión y en la elección de equipos eléctricos, de instrumentación y de control.
• IEC 60079: Implementada en el diseño y operación de motores, bombas y armarios eléctricos situados en atmósferas potencialmente explosivas, reforzando la seguridad de los equipos y del personal.

3.9.3 Síntesis y manejo de amoniaco

• Código IGC de la IMO: Integrado en el diseño de tanques, sistemas de trasiego y medidas de seguridad aplicables al almacenamiento y transporte marítimo de amoniaco, garantizando el cumplimiento de los estándares internacionales de navegación segura.
• Directiva SEVESO III / RD 840/2015: Aplicada en la identificación y evaluación de riesgos industriales, así como en la definición de planes de emergencia, protocolos de contención de fugas y establecimiento de barreras físicas de protección.
• NFPA 55 / API 620: Referencias principales para el diseño estructural y los criterios de seguridad de tanques criogénicos y recipientes a presión destinados al almacenamiento de NH3, asegurando resistencia mecánica y fiabilidad operativa.
• UNE-EN 15001 / UNE-EN 13445: Normas adoptadas en el cálculo, selección y homologación de redes de transporte y recipientes a presión en la planta, garantizando la integridad técnica y la conformidad con los requisitos europeos de seguridad industrial.

3.9.4 Medioambiente y desalación

• Directiva Marco del Agua (2000/60/CE): Aplicada en los criterios de vertido de salmuera y en la gestión sostenible de los recursos hídricos, asegurando que el proceso de desalación no comprometa la calidad ecológica de los ecosistemas marinos y costeros.
• ISO 14001: Adoptada como referencia para la implementación de un sistema de gestión ambiental integral en la planta, garantizando la mejora continua en la eficiencia de los recursos, la prevención de la contaminación y el cumplimiento normativo.
• Normas específicas de vertido y tratamiento de salmuera: Consideradas en la selección de tecnologías de dilución y valorización, así como en la ubicación de emisarios submarinos, con el fin de minimizar el impacto ambiental y maximizar las opciones de aprovechamiento de subproductos.

3.9.5 Seguridad industrial y prevención

• RD 840/2015 (SEVESO): Constituye la base del plan de prevención de accidentes graves, estableciendo requisitos para el análisis de riesgos, la identificación de escenarios críticos y la implementación de planes de emergencia internos y externos.
• RD 656/2017 (APQ): Regula el almacenamiento y manipulación de productos químicos peligrosos, garantizando condiciones seguras en la gestión de reactivos, combustibles y sustancias tóxicas presentes en la planta.
• Ley de Prevención de Riesgos Laborales (31/1995): Actúa como eje transversal en la formación del personal, la señalización de riesgos, la aplicación de medidas de protección colectiva y el desarrollo de protocolos de actuación en situaciones de emergencia.
• Guías UNE y CEN: Aplicadas en la definición de criterios técnicos para la señalización, ventilación, selección de materiales, protección contra incendios y formación especializada del personal operativo.

Conclusión:

El cumplimiento de estas normativas ha guiado todas las fases del diseño, garantizando la seguridad técnica y ambiental del sistema, la aceptación regulatoria, la viabilidad financiera y la escalabilidad industrial del proyecto. La integración normativa se consolida así como un pilar central para asegurar la viabilidad del modelo propuesto en el contexto europeo y español, proporcionando un marco sólido que permite su futura expansión y adaptación tecnológica.

3.10 Contribución a los ODS

Este proyecto contribuye al ODS 7, al promover un modelo energético basado en hidrógeno y amoniaco verde que garantiza energía limpia y sostenible. Asimismo, impulsa el ODS 9, mediante la integración de tecnologías innovadoras como la electrólisis, la desalación eficiente y la síntesis sin emisiones, modernizando la infraestructura industrial. Finalmente, refuerza el ODS 13, al reducir de forma significativa las emisiones asociadas al uso de combustibles fósiles, apoyando la acción climática global.

5. Metodología

5.1 Enfoque general del proyecto

La metodología seguida en este proyecto se basa en un enfoque sistemático y simplificado, orientado a evaluar la viabilidad técnica y operativa de una planta de producción de hidrógeno verde y su conversión a amoniaco en el contexto energético de Andalucía. Este enfoque permite integrar múltiples disciplinas (energías renovables, química industrial, ingeniería ambiental y logística) sin perder claridad en los objetivos.

El estudio se estructura en cuatro niveles principales:

1. Dimensionamiento técnico: Se definen las capacidades nominales del electrolizador, los sistemas renovables asociados (solar y eólico), los procesos auxiliares (desalación) y el módulo de conversión a amoniaco. Se han utilizado datos empíricos de tecnologías comerciales actuales y referencias internacionales.
2. Modelado energético básico: Se estiman los flujos anuales de energía, agua y materia prima, con especial atención al balance de masas y consumos eléctricos, buscando una operación autosuficiente dentro del marco renovable propuesto.
3. Estrategia logística: Se evalúan las rutas de transporte, almacenamiento y distribución del amoniaco verde en Andalucía, considerando tanto infraestructura existente como posibles nodos logísticos emergentes.
4. Escalabilidad y replicabilidad: Se plantea una arquitectura modular que permite escalar el sistema conforme a la demanda regional y la evolución del mercado energético, alineándose con los objetivos europeos de descarbonización.

Este enfoque no pretende reemplazar un diseño de ingeniería detallado, sino establecer una base sólida y coherente para una futura fase de desarrollo técnico-industrial, incorporando consideraciones ambientales, normativas y estratégicas.

5.2 Materiales y recursos

Para fundamentar técnica y normativamente el desarrollo del proyecto, se han utilizado principalmente documentos normativos, estándares técnicos internacionales y literatura especializada en hidrógeno verde y amoniaco. Los principales recursos empleados son:

Normativas técnicas clave:

• UNE-EN ISO 22734:2020: Proporciona directrices específicas sobre los sistemas de generación de hidrógeno mediante electrólisis (PEM y alcalina), incluyendo requisitos operativos, calidad del agua, seguridad eléctrica y rendimiento técnico.
• UNE-EN 60079 / IEC 60079 (ATEX): Define criterios técnicos para asegurar la seguridad de los equipos eléctricos en atmósferas potencialmente explosivas, fundamentales para las zonas de almacenamiento y manejo del hidrógeno comprimido o amoniaco.
• ISO 14687: Establece las especificaciones técnicas para la calidad del hidrógeno utilizado como combustible, garantizando la compatibilidad con pilas de combustible y motores adaptados, requisito imprescindible para aplicaciones en movilidad e hidrolineras.

Fuentes complementarias:

Además de estas normativas técnicas, se han empleado otros materiales de referencia como:

• Informes técnicos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) sobre tecnologías de hidrógeno renovable y amoniaco verde.
• Documentación técnica proporcionada por fabricantes de electrolizadores PEM, plantas fotovoltaicas y turbinas eólicas.
• Estudios científicos recientes sobre almacenamiento químico, transporte marítimo de gases licuados y tecnologías de cracking de amoniaco.

5.3 Destinatarios y Stakeholders

A continuación, se presenta un análisis diferenciado de los destinatarios, grupo objetivo principal y del conjunto más amplio de stakeholders ligados al proyecto, con el fin de precisar su alcance, motivaciones y nivel de implicación.

5.3.1 Destinatarios (grupo objetivo)

Los destinatarios son los beneficiarios directos de la red de hidrolineras y de la planta autosuficiente de hidrógeno verde. En esta fase piloto se identifican cuatro colectivos prioritarios:

• Conductores particulares de vehículos de pila de combustible (FCEV) que precisan un suministro regular de hidrógeno verde a precio competitivo.
• Flotas logísticas y de reparto urbano interesadas en descarbonizar rutas de última milla sin prolongar los tiempos de operación.
• Operadores de transporte pesado y autobuses interurbanos, para quienes el tiempo de repostaje (< 15 min) y la autonomía resultan críticos.
• Administraciones locales que desean electrificar o hibridar, con hidrógeno, sus flotas de limpieza viaria, autobuses urbanos y servicios municipales, cumpliendo así los planes de acción climática.

Estos destinatarios se concentran inicialmente en el corredor Cádiz-Huelva-Sevilla, donde el proyecto despliega los primeros nodos logísticos descritos en el capítulo 7.

5.3.2 Stakeholders

Los stakeholders comprenden todos los actores que, aun sin ser usuarios finales, influyen o se ven afectados por la iniciativa:

• Entidades públicas multilivel — Junta de Andalucía, ayuntamientos portuarios y ministerios competentes— responsables de licencias, incentivos y normativa.
• Empresas energéticas y fabricantes tecnológicos — operadores de red, proveedores de electrolizadores, tanques y compresores— que aseguran la viabilidad técnica y el suministro de equipos.
• Inversores y entidades financieras — bancos de infraestructura verde, BEI, CDTI— cuyo respaldo determina la viabilidad del proyecto.
• Centros de I+D y universidades — Universidad de Sevilla, PSA-CIEMAT, CATEC— que aportan ensayos, certificaciones y formación especializada.
• Comunidad local y ONG ambientales, interesadas en el impacto visual, sonoro y ecológico de la planta y de las estaciones de repostaje.
• Servicios de emergencia y aseguradoras, necesarios para definir planes de contingencia, simulacros y coberturas de riesgo industrial.

5.4 Matriz de interés / influencia

La matriz de interés-influencia permite priorizar esfuerzos de comunicación y colaboración con cada grupo de interés. Se han utilizado dos variables:

Interés (implicación o grado en que el proyecto afecta a cada actor).

Influencia (capacidad para facilitar, bloquear o reorientar la implantación).

Tabla 6. Matriz de interés/ influencia

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. La tabla permite priorizar la estrategia de gestión de actores clave en función de su nivel de influencia y grado de interés sobre la implantación del sistema de hidrógeno verde. Fuente. Elaboración propia.

5.4.1 Interpretación general

• Alta influencia + alto interés (operadores energéticos) -^ participación directa en los comités de proyecto y decisiones técnicas clave.
• Alta influencia + interés medio (proveedores tecnológicos, inversores, servicios de emergencia) ^ acuerdos contractuales claros y protocolos de actuación conjunta.
• Alto interés + influencia media (usuarios finales, comunidades) ^ campañas de comunicación bidireccional, incentivos y demostraciones piloto.
• Interés e influencia medios (universidades, ONG) ^ colaboración estable para innovación, estandarización y divulgación.

Esta clasificación servirá como guía para elaborar, en el plan de gestión de partes interesadas, las acciones concretas de participación, comunicación y coordinación que garanticen una implantación fluida y socialmente aceptada del proyecto.

5.5 Criterios de selección y validación

Los criterios aplicados en este proyecto para seleccionar tecnologías, dimensionar sistemas y validar decisiones técnicas se han basado en los siguientes principios fundamentales:

1. Viabilidad técnica comprobada

Se han priorizado tecnologías maduras o en fase de despliegue industrial (TRL > 7), como la electrólisis PEM, la ósmosis inversa para desalación, y el proceso Haber-Bosch adaptado a operación verde.

2. Compatibilidad con fuentes renovables

Todos los sistemas seleccionados permiten operación flexible en función de la disponibilidad de energía solar y eólica, incluyendo capacidad de modulación, carga parcial y gestión de excedentes.

3. Eficiencia energética global

Las decisiones se han validado considerando el rendimiento energético del conjunto: desde la generación renovable hasta el consumo final, maximizando la conversión útil del recurso.

4. Normativas aplicables y seguridad

Todos los componentes cumplen con las principales normativas internacionales en materia de seguridad industrial, transporte de gases y almacenamiento de productos químicos (ISO, ATEX, SEVESO, IMO).

5. Escalabilidad y replicabilidad

El diseño planteado permite una implementación modular y escalable, adaptable a nuevos crecimientos de demanda y replicable en otras regiones con condiciones similares.

6. Impacto ambiental mínimo

Se ha optado por tecnologías de bajo impacto hídrico, emisiones nulas y gestión responsable de residuos (p. ej., salmuera), en línea con la normativa europea y los ODS.

7. Contexto territorial y logístico

Las decisiones técnicas se han adaptado a la realidad geográfica, industrial y energética de Andalucía, teniendo en cuenta puertos, red eléctrica, disponibilidad solar/eólica y necesidades urbanas.

5.6 Costes (euros)

Este proyecto contempla una solución integrada para la producción de hidrógeno verde, su conversión a amoníaco verde y la distribución logística regional mediante hidrolineras y nodos estratégicos. Los costes presentados a continuación son estimaciones preliminares, basadas en datos de mercado y referencias técnicas actualizadas, y su objetivo es validar la magnitud y coherencia conceptual del proyecto.

Definición de CAPEX y OPEX:

CAPEX (Capital Expenditure): Costes de inversión inicial para construcción, adquisición e instalación de infraestructuras y equipos principales (electrolizadores, plantas renovables, tanques, logística, etc.).

OPEX (Operational Expenditure): Costes operativos recurrentes necesarios para el funcionamiento diario del sistema (mantenimiento, personal, consumibles, energía auxiliar, etc.).

Tabla 7. Estimación detallada de CAPEX para la fase inicial (operación al 35 % de capacidad total)

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Los valores corresponden a la implementación inicial del sistema al 35 % de su capacidad operativa. Las cifras se basan en datos de mercado, referencias técnicas actuales y rangos indicativos por componente principal.

Fuente. Elaboración propia.

Observaciones importantes:

• La estimación anterior corresponde a la fase de operación inicial al 35% de capacidad máxima del sistema.
• El rango se debe a la variabilidad en los costes unitarios y posibles condiciones específicas de mercado.
• La ampliación a capacidad plena (100%) implicará inversiones adicionales significativas, a estimar en fases posteriores.

Para referencias sobre el OPEX (costes operativos), véase el apartado 8.2.2.

5.7 Cronograma

Fase 1: Investigación y Análisis (2 semanas)

- Revisión bibliográfica sobre hidrógeno verde, desalación, amoniaco verde y tecnologías GLP.
- Selección preliminar de la ubicación para la planta de hidrógeno.

Fase 2: Diseño y Dimensionamiento (3 semanas)

- Diseño básico del sistema de desalación y gestión de residuos salinos.
- Estimación preliminar del sistema fotovoltaico y eólico.
- Definición del proceso de electrólisis y conversión a amoniaco verde.

Fase 3: Evaluación Técnica y Viabilidad (2 semanas)

- Evaluación técnica y económica de los sistemas propuestos.
- Análisis básico de sostenibilidad ambiental.

Fase 4: Redacción del Informe Final (3 semanas)

- Redacción, revisión y ajuste del documento final.

5.8 Limitaciones del estudio

Este trabajo tiene un carácter preliminar y conceptual, y por tanto presenta diversas limitaciones que deben ser tenidas en cuenta al interpretar los resultados:

• Estimaciones simplificadas: Las cifras de producción, consumo, almacenamiento y costes han sido obtenidas mediante referencias bibliográficas, modelos simplificados y herramientas de simulación básica. Impacto: Los valores aquí presentados son orientativos y pueden diferir de los que se obtendrían en un dimensionamiento industrial detallado. Es necesario validar estos datos en fases posteriores de ingeniería.
• Ausencia de modelado financiero completo: No se han incluido análisis económicos avanzados como TIR, VAN, análisis de sensibilidad ni escenarios de amortización. Los costes (CAPEX y OPEX) presentados son únicamente orientativos. Impacto: No es posible determinar la rentabilidad, el periodo de recuperación ni el atractivo financiero real para inversores en esta fase. Los resultados sólo permiten validar la escala y orden de magnitud del proyecto.
• Condiciones ideales: Se han asumido rendimientos óptimos en los sistemas renovables, de electrólisis y conversión, sin modelar degradaciones, mantenimientos imprevistos ni condiciones meteorológicas extremas. Impacto: El comportamiento real podría ser menos eficiente, lo que afectaría la producción y la viabilidad energética anual estimada.
• Datos genéricos: Algunos parámetros técnicos han sido tomados de literatura general o fichas de fabricantes. En una fase avanzada sería necesario validar cada componente con datos de ingeniería de detalle y proveedores específicos. Impacto: Las especificaciones finales de los equipos y sistemas pueden variar, lo que influiría en los costes, rendimientos y la integración de los diferentes subsistemas.
• Aspectos regulatorios pendientes: Aunque se ha mencionado la normativa aplicable, no se ha abordado en profundidad la tramitación ambiental, urbanística o de seguridad industrial necesaria para ejecutar un proyecto de esta escala en el territorio andaluz. Impacto: Podrían surgir obstáculos legales, requisitos adicionales o retrasos en la implantación real del proyecto no contemplados en este estudio preliminar.
• Impacto ambiental y social preliminar: No se ha realizado un análisis de impacto ambiental (AIA), ni estudios de aceptación social o participación pública, aunque se señalan como pasos clave en fases posteriores. Impacto: No puede garantizarse en esta fase la ausencia de impactos negativos significativos ni la aceptación del proyecto por parte de la sociedad o de las administraciones.

A pesar de estas limitaciones, el estudio ofrece una base técnica sólida para entender la viabilidad conceptual de una planta integrada de hidrógeno verde y amoniaco en Andalucía, y constituye un punto de partida válido para el desarrollo de futuras fases de ingeniería, análisis financiero y evaluación ambiental más detallada.

Limitaciones críticas del análisis económico-financiero:

Este estudio no incluye un modelado financiero avanzado (TIR, VAN, payback, sensibilidad de escenarios, tasas de descuento), lo que constituye una limitación significativa para la evaluación de la rentabilidad y bancabilidad real del proyecto.

La ausencia de estos indicadores implica que los resultados deben interpretarse únicamente como una primera aproximación técnica y económica.

Para la toma de decisiones de inversión, será imprescindible realizar un análisis financiero detallado con modelización de flujos de caja, riesgos y sensibilidad a precios energéticos y tecnológicos.

6. Diseño conceptual de la planta

6.1 Localización preliminar y criterios de elección

Para el desarrollo de la planta de producción de hidrógeno verde y síntesis de amoníaco, se ha propuesto una ubicación preliminar en la zona del Campo de Gibraltar, concretamente en el entorno industrial de Puente Mayorga - San Roque (Cádiz).

Figura 9. Puente Mayorga (San Roque)

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Milplayas.com, 2025)

Esta elección responde a una combinación de factores técnicos, logísticos y medioambientales:

• Disponibilidad de suelo industrial: Área con suelo clasificado como industrial- logístico, próximo a instalaciones químicas existentes y con posibilidad de acceso directo a redes de media y alta tensión.
• Acceso a agua de mar: Cercanía a la costa que permite alimentar la planta de desalación por ósmosis inversa, asegurando el caudal necesario para la electrólisis sin presionar fuentes de agua dulce.
• Infraestructura energética existente: Subestaciones, líneas de evacuación eléctrica y puntos de conexión con la red de transporte que facilitan la integración de la generación renovable.
• Proximidad a nodos logísticos clave: El puerto de Algeciras, junto con accesos ferroviarios y por carretera, permite una distribución eficiente del amoníaco y del hidrógeno reconvertido.
• Entorno industrial compatible: Coexistencia con refinerías, plantas químicas y terminales energéticas que favorece sinergias tecnológicas, aprovechamiento de infraestructuras y menor impacto visual o social.
• Potencial renovable en el entorno: Andalucía ofrece altos niveles de irradiación solar (más de 1.800 kWh/m[2]^año) y presencia constante de vientos, ideales para generación híbrida solar-eólica.
• Viabilidad normativa: Antecedentes de instalaciones energéticas de gran escala en la zona, lo que sugiere receptividad administrativa y experiencia en tramitaciones.

Esta localización preliminar está sujeta a estudios adicionales de viabilidad técnica, evaluación ambiental estratégica (EAE) y participación pública.

6.2 Sistema de desalación y tratamiento de salmuera

El sistema de abastecimiento hídrico de la planta se basa en una unidad de desalación por ósmosis inversa (OI), diseñada para garantizar el suministro de agua ultrapura necesario para el proceso de electrólisis, de forma continua, eficiente y sostenible.

Diseño funcional del sistema:

• Fuente de agua: Agua de mar proveniente del litoral cercano, bombeada a través de una infraestructura de captación protegida con filtros de malla y barreras anticontaminación.
• Pretratamiento: Etapas de coagulación, filtración multicapa y membranas de ultrafiltración, con dosificación de antiescalantes y biocidas compatibles con la normativa europea.
• Módulo de OI: Membranas de alta presión que operan con una tasa de recuperación del 45-50 %. Sistema de recuperación de energía para reducir el consumo eléctrico total.
• Postratamiento: Pulido del agua desalinizada, ajuste de pH y eliminación de trazas mediante resinas de intercambio iónico, garantizando calidad de agua ultrapura según norma UNE-EN ISO 22734:2020.
• Almacenamiento: Tanques de reserva para agua tratada, con capacidad para mantener la operación de los electrolizadores durante 48-72 horas en caso de paradas o inestabilidades en la desalación.

6.3 Tratamiento y gestión de salmuera

• Sistema de dilución controlada: La salmuera concentrada se mezcla con agua de mar antes del vertido, respetando los límites de salinidad y temperatura de la Directiva Marco del Agua (2000/60/CE).
• Difusores submarinos: Descarga mediante emisarios con difusores de fondo, optimizados para dispersión rápida y minimización del impacto ecológico.
• Opciones de valorización futura: Recuperación de sales o elementos valiosos, evaporación solar, o recirculación parcial en procesos industriales. Estas alternativas contribuirían a fomentar la economía circular y reducir el impacto ambiental.

El sistema está dimensionado para una demanda hídrica anual de aproximadamente 128.000 m[3], suficiente para abastecer la producción prevista de hidrógeno verde en esta primera fase del proyecto.

6.4 Dimensionamiento del sistema solar/eólico

El suministro energético de la planta se basa en un sistema híbrido solar fotovoltaico y eólico onshore, diseñado para garantizar una operación parcialmente continua del electrolizador al 35 % de su capacidad nominal en esta primera fase. Este enfoque permite iniciar la producción con una infraestructura realista y ampliable según aumente la demanda de hidrógeno verde.

Tabla 8. Suministro 100 % renovable propuesto (fase inicial, operación al 35 %)

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Los valores reflejan el dimensionamiento energético del sistema híbrido solar-eólico en Andalucía, calculado para cubrir la demanda energética del electrolizador y los consumos auxiliares.

Fuente. Elaboración propia con base en datos de irradiación solar y viento medio de Red Eléctrica de España (Red Eléctrica de España, 2024)

Este mix garantiza más del 100 % de cobertura de la demanda del electrolizador, estimada en aproximadamente 767 GWh/año al operar al 35 % de carga. Además, genera excedente energético para:

• Producción adicional de H2 durante picos de generación, almacenando los excedentes renovables en forma de hidrógeno.
• Operación de la planta de desalación.
• Servicios auxiliares o sistemas de almacenamiento térmico y eléctrico.

Criterios de diseño energético:

• Complementariedad temporal: El perfil solar y eólico se combinan para mejorar la disponibilidad energética.
• Ubicación estratégica: Andalucía presenta uno de los mejores recursos solares de Europa y zonas con viento constante.
• Escalabilidad modular: El sistema permite ampliaciones futuras hasta alcanzar el 100 % de operación continua del electrolizador.
• Reducción de vertido: El exceso de energía se transforma en hidrógeno o se almacena térmicamente, minimizando pérdidas.

Balance energético global y consumos auxiliares

El dimensionamiento planteado (=807 GWh/año de generación renovable) cubre la demanda principal del electrolizador (=767 GWh/año al 35% de carga), así como los consumos auxiliares: planta de desalación (= 0,6 GWh/año), tratamiento de agua, servicios auxiliares y procesos de síntesis de amoníaco. El balance energético considera integralmente todos los consumos del sistema.

Resumen del balance energético:

• Energía renovable generada: 807 GWh/año
• Consumo del electrolizador: 767 GWh/año
• Consumos auxiliares totales: 40 GWh/año
• (Desalación de agua: ~0,6 GWh/año; Síntesis y compresión de amoníaco: ~32- 36 GWh/año; Otros servicios auxiliares: ~3-7 GWh/año).
• Balance cerrado: 807 GWh/año = 767 + 40 GWh/año

Nota:

La diferencia entre la energía renovable generada y el consumo del electrolizador corresponde a los consumos auxiliares, incluyendo desalación, síntesis y compresión de NH3 y otros servicios auxiliares.

6.5 Electrólisis y producción de hidrógeno

El núcleo del sistema energético diseñado es una planta de electrólisis tipo PEM (Proton Exchange Membrane), alimentada exclusivamente con energía renovable (solar y eólica) y abastecida con agua ultrapura producida por desalación. Esta planta transforma electricidad renovable en hidrógeno molecular (H2), base del modelo energético propuesto.

En la fase inicial, la planta produce aproximadamente 38.900 kg de hidrógeno verde al día, cantidad que se destina íntegramente a la síntesis de amoníaco en la etapa siguiente. La correspondencia entre la producción de H2 y la obtención de NH3 se detalla en el siguiente apartado, donde se explica la relación estequiométrica aplicada.

Los parámetros operativos clave del sistema de electrólisis, como el consumo energético, el requerimiento de agua ultrapura y el rango operativo, se encuentran centralizados en la Tabla 3 (ver apartado 4.3.1).

Justificación tecnológica:

• La tecnología PEM ha sido seleccionada por su alta eficiencia, rápida respuesta a la variabilidad de la generación renovable y buen rendimiento en cargas parciales, lo que permite sincronizar su operación con la disponibilidad energética real.
• La operación al 35 % de la capacidad nominal en esta fase inicial se plantea como un enfoque estratégico para escalar la producción conforme aumente la demanda y se instale más generación renovable.

Gestión operativa y energética:

• El sistema se integrará con un control centralizado que optimiza el uso energético en función de la producción solar y eólica y la capacidad de almacenamiento disponible.
• Durante los picos de generación renovable, el sistema puede aumentar su carga por encima del 35 %, almacenando hidrógeno o utilizándolo directamente para procesos de síntesis de amoníaco.
• En caso de baja disponibilidad energética, se prioriza el consumo eficiente y la continuidad de suministro mediante reservas de hidrógeno y agua ultrapura tratada.

Este bloque de electrólisis constituye el primer eslabón de la cadena energética del proyecto, transformando electricidad limpia en un vector energético versátil, almacenable y exportable.

6.6 Conversión a amoníaco verde

Una vez producido el hidrógeno verde mediante electrólisis se destina en su totalidad a la síntesis de amoníaco (NH3) mediante un proceso industrial adaptado a criterios de sostenibilidad y eficiencia energética (para ventajas y detalles de almacenamiento, véase Cap. 4.6.). Esta conversión permite almacenar y transportar la energía de forma más densa, segura y económica, facilitando además el despliegue logístico tanto a nivel regional como para la exportación.

Proceso tecnológico: Haber-Bosch verde

El proceso utilizado es una versión adaptada del ciclo Haber-Bosch, optimizada para operar con energía renovable y bajo condiciones de flexibilidad operativa. La reacción global es:

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

El nitrógeno (N2) se obtiene del aire mediante separación criogénica o adsorción por cambio de presión (PSA). Ambos gases se alimentan a un reactor catalítico de alta presión, en presencia de un catalizador de hierro o rutenio.

Figura 10. Diagrama del proceso de Haber-Bosch

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Contributors, 2025)

Cálculo estequiométrico y capacidad productiva

La conversión de hidrógeno en amoníaco sigue la relación estequiométrica 3 H2 + N2 ^ 2 NH3, lo que implica un consumo de aproximadamente 177 kg de H2 por cada tonelada de NH3 producida (véase Tabla 4 del apartado 4.6). Así, con una producción diaria de 38.900 kg de hidrógeno (véase Cap. 6.5), se obtiene:

38.900 kg H2 / 177 kg H2/ton NH3 ~ 220 toneladas de NH3 al día.

De este modo, queda clara la relación entre la cantidad de hidrógeno generado y el volumen de amoníaco producido.

Tabla 9. Parámetros operativos estimados del proceso de síntesis de amoníaco verde (Haber- Bosch)

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. Valores calculados para la fase inicial del proyecto, con alimentación continua desde el sistema de electrólisis y dimensionamiento para una producción diaria de 220 toneladas de NH3.

Fuente. Elaboración propia.

6.6.1 Integración energética y operativa

• El proceso se alimenta con energía renovable compartida con la electrólisis, o bien con potencia específica en función de la disponibilidad diaria (véase balance energético en Cap. 6.4).
• La reacción exotérmica libera calor que se aprovecha para precalentar reactivos, mejorar la eficiencia térmica global o abastecer procesos auxiliares.

6.6.2 Objetivos estratégicos

• Favorecer un flujo continuo desde el electrolizador al sistema de síntesis, evitando el almacenamiento intermedio de H2.
• Convertir el hidrógeno en un producto químico con infraestructura de transporte y almacenamiento disponible (NH3; detalles en Cap. 4.7).
• Servir como base para la distribución energética regional, combustible alternativo o

materia prima ecológica en industrias.

Nota sobre escalabilidad y distribución territorial: El diseño de la planta contempla una producción diaria de aproximadamente 38.900 kg de hidrógeno verde, convertido íntegramente en unas 220 toneladas de amoníaco verde al día. Esta capacidad permite abastecer simultáneamente varios nodos logísticos distribuidos estratégicamente por Andalucía (Cádiz, Sevilla, Málaga, Almería y Huelva). La infraestructura cuenta con depósitos modulares de hasta 5.000 toneladas de NH3 (véase almacenamiento en Cap. 4.6.1), proporcionando flexibilidad operativa ante variaciones de demanda, facilitando la exportación regional y permitiendo atender múltiples centros de consumo en paralelo. El modelo es escalable y preparado para crecer conforme aumente la penetración de la movilidad basada en hidrógeno.

6.7 Contribución a los ODS

El diseño de la planta demuestra que es posible generar toda la energía necesaria a partir de fuentes renovables, apoyando de forma directa el ODS 7. La integración energética entre procesos permite mejorar la eficiencia global y reducir consumos, en coherencia con el ODS 12.

7.1 nfraestructura de movilidad

7.1 Red de hidrolineras y electrolineras

El proyecto contempla el despliegue de una red mixta de estaciones de suministro para la movilidad sostenible: hidrolineras para el repostaje de hidrógeno y electrolineras para la carga de vehículos eléctricos, en coherencia con el objetivo de descarbonización del transporte en Andalucía.

7.1.1 Hidrolineras

Las hidrolineras permitirán el suministro de hidrógeno verde a vehículos con pila de combustible (FCEV) y vehículos adaptados con motores térmicos a hidrógeno. Se prevé su ubicación estratégica en áreas metropolitanas, nodos logísticos y zonas de alta densidad de tránsito.

Figura 11. Hidrolinera

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Noya, 2012) .

Características principales:

• Presión de suministro: 350 bar (vehículos adaptados) y 700 bar (turismos FCEV).
• Origen del hidrógeno: reconversión local desde amoniaco (NH3) mediante cracking o suministro en cisternas desde el nodo central.
• Capacidad por estación: 200-600 kg/día, en función del tipo y la ubicación.
• Infraestructura: compresores, intercambiadores, depósitos intermedios y dispensadores certificados según ISO 19880-1.
• Compatibilidad: vehículos retroconvertidos, HICEV y FCEV.

El modelo logístico asociado (ver sección 7.2) permite adaptar progresivamente el suministro según la demanda, la densidad de tráfico y la tecnología vehicular.

7.1.2 Electrolineras

En paralelo al desarrollo del hidrógeno, se plantea la instalación de electrolineras alimentadas por energía renovable para la carga de vehículos eléctricos (BEV), especialmente en zonas urbanas.

Figura 12. Electrolinera

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (MAPFRE , 2023)

• Potencia prevista por punto de carga: 50-150 kW (carga rápida).
• Ubicación: estaciones intermodales, aparcamientos disuasorios y polígonos industriales.
• Integración energética: autoconsumo con excedente solar o recarga en horarios valle.

7.1.3 Baterías de sodio-ion y aprovechamiento de sodio excedente

Tal y como se expuso en el apartado 4.5 (Gestión de salmuera y residuos), los procesos de desalación generan corrientes residuales con alto contenido en sodio. Este excedente, lejos de ser un pasivo ambiental, puede convertirse en una oportunidad estratégica para la innovación tecnológica y la economía circular.

Estado tecnológico y avances recientes.

El fabricante BYD ha iniciado la construcción de su primera planta de baterías de sodio-ion con una capacidad proyectada de 30 GWh/año, orientada a vehículos eléctricos de bajo coste y sistemas de almacenamiento estacionario. Aunque su densidad energética es menor

que la de las baterías de litio, presentan ventajas en coste y disponibilidad de materias primas, lo que las hace especialmente atractivas para aplicaciones urbanas y de respaldo energético (Electrek, 2024)

Oportunidad para economía circular y sostenibilidad.

Integrar baterías de sodio-ion fabricadas con sodio excedente situaría al proyecto en una posición innovadora desde el enfoque de economía circular. Esto permitiría:

• Reducir la dependencia del litio.
• Cerrar ciclos materiales aprovechando residuos de desalación o subproductos industriales locales.
• Contribuir a los ODS, como innovación tecnológica (ODS 9), energía asequible (ODS 7) y acción climática (ODS 13).

Además, su implementación en hidrolineras o nodos logísticos proporcionaría una solución dual: suministro eléctrico para vehículos BEV y respaldo de sistemas renovables, en sinergia con la producción de hidrógeno verde.

7.2 Logística y transporte del hidrógeno y amoníaco

El modelo logístico se basa en la conversión total del hidrógeno verde producido en la planta central a amoniaco verde (NH3), su transporte en estado líquido o presurizado hasta nodos logísticos regionales y la reconversión a hidrógeno en las hidrolineras para su uso final como combustible.

La producción diaria de amoniaco verde es de aproximadamente 220 toneladas, conforme a la relación estequiométrica detallada en el apartado 6.5.

7.2.1 Modelo logístico optimizado

Figura 13. Cadena de valor del NH3 como portador de hidrógeno

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Spatolisano, 2023).

1. Producción centralizada de H2 verde: Planta de electrólisis alimentada exclusivamente por fuentes renovables (solar y eólica), con una producción estimada de 38.900 kg/día de hidrógeno verde en la fase inicial (~35 % del electrolizador nominal).

2. Conversión integral a amoniaco verde: El 100 % del hidrógeno se emplea en la síntesis de amoniaco mediante el proceso Haber-Bosch verde.

38.900 kg H2 ? 177 kg Hz/ton NH3 « 220 toneladas de NH3/día.

3. Transporte y nodos logísticos regionales: El amoniaco se almacena y transporta bajo condiciones estándar (tanques criogénicos a -33 °C o presurizados a 10 bar) a nodos en Cádiz, Sevilla, Málaga y Huelva, seleccionados por su conectividad portuaria, accesibilidad ferroviaria y cercanía a grandes centros urbanos.

Figura 14. Nodos

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: elaboración propia.

4. Reconversión en hidrolineras: En cada nodo, el amoniaco se convierte nuevamente a hidrógeno mediante cracking térmico o catalítico, que luego se comprime y distribuye a las hidrolineras del entorno (radio < 100 km).

5. Abastecimiento escalable: Con esta capacidad, es posible alimentar más de 190 estaciones para turismos (200 kg/día), así como configuraciones mixtas para flotas urbanas, transporte público o vehículos reconvertidos.

7.2.2 Ventajas del modelo integral

• Eficiencia logística: El NH3 facilita el transporte a larga distancia con menores pérdidas y costes respecto al hidrógeno comprimido o líquido.
• Seguridad: Evita el transporte masivo de hidrógeno a alta presión.
• Infraestructura disponible: Se utiliza la red existente de transporte y almacenamiento de amoniaco.
• Escalabilidad: Facilidad para ampliar producción, transporte y exportación según la demanda.
• Flexibilidad: El amoniaco puede emplearse directamente como combustible en motores duales o reconvertirse a hidrógeno in situ.

7.2.3 Consideraciones técnicas

El cracking de amoníaco en estaciones está previsto con tecnologías de alta eficiencia, utilizando energía renovable local o calor residual, y permitiendo la obtención de hidrógeno de alta pureza conforme a ISO 14687 en el punto de consumo (Trangwachirachai, 2024); (Spatolisano, 2023). El proceso consiste en la descomposición endotérmica del amoníaco (2 NH3 ^ 3 H2 + N2) mediante reactores catalíticos o térmicos (Zhang, 2025) .

En configuraciones catalíticas, el uso de metales como níquel o rutenio permite trabajar en rangos de 600-800 °C con conversiones superiores al 99 %, frente a los >900 °C requeridos en el cracking térmico sin catalizador (Spatolisano, 2023). La operación suele realizarse a presión cercana a la atmosférica para favorecer la reacción, incorporando posteriormente un sistema de compresión de H2 para alcanzar las presiones de dispensación (350-700 bar según aplicación) (Trangwachirachai, 2024) .

Figura 15. Esquema del proceso de cracking de NH3 para obtención de H2

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Fuente: (Spatolisano, 2023)

El gas resultante (~75 % H2 y 25 % N2) pasa por etapas de purificación —membranas metálicas, adsorción por cambio de presión (PSA) o sistemas híbridos— para eliminar el nitrógeno y trazas de amoníaco, que deben mantenerse por debajo de 0,1 ppm para cumplir la norma ISO 14687 y proteger pilas de combustible y motores de combustión interna a hidrógeno (Eluwah, 2025). Con estas etapas, la pureza final alcanza >99,97 % H2 (Sarangi, 2024) . La eficiencia global del proceso, considerando la recuperación de calor y el uso de una pequeña fracción del H2 producido para mantener la temperatura del reactor, puede situarse en el rango del 80-85 % (Wen, 2025) . Los módulos de cracking pueden diseñarse de forma modular (100-500 kg H2/día), permitiendo su escalabilidad y adaptación a la demanda local. Ejemplos internacionales han demostrado la viabilidad técnica y económica de generar hidrógeno in situ desde amoníaco verde para abastecer estaciones de servicio (Sarangi, 2024)

En el contexto del presente proyecto, cada nodo logístico regional integrará:

1. Almacenamiento de NH3 (tanques criogénicos a -33 °C o presurizados a 8-12 bar).
2. Unidad de craqueo catalítico alimentada con energía renovable o calor residual.
3. Sistema de purificación para alcanzar calidad ISO 14687.
4. Compresión y almacenamiento intermedio de H2 para dispensación.

Este esquema just-in-time minimiza el inventario de hidrógeno comprimido en la hidrolinera, facilita la logística aprovechando la infraestructura existente de transporte de amoníaco y asegura un suministro flexible y escalable a vehículos FCEV, HICEV y adaptados mediante retrofit, reforzando así la viabilidad operativa y económica del modelo integral de movilidad sostenible.

5.3 Transformación vehicular preliminar

El desarrollo de la movilidad basada en hidrógeno verde considera una estrategia combinada de incorporación de vehículos nuevos de pila de combustible (FCEV) y soluciones de adaptación para el parque automotor existente. Se contemplan dos líneas de transformación:

7.3.1 Reconversión de vehículos térmicos a hidrógeno (retrofit)

Este enfoque permite adaptar motores de combustión interna convencionales (diésel o gasolina) para funcionar con hidrógeno, usando tecnologías similares a las del Gas Licuado de Petróleo (GLP).

• Sistemas bifuel (^/combustible fósil) o 100 % H2.
• Sustitución de inyectores y electrónica de control.
• Almacenamiento de hidrógeno a 350 bar.
• Reducción de emisiones locales (sin CO2, sin partículas).

7.3.2 Motores de combustión interna de hidrógeno (HICEV)

Desarrollos industriales orientados a motores específicamente diseñados para quemar hidrógeno, especialmente en aplicaciones de transporte pesado, maquinaria agrícola o logística.

• Compatibilidad con tecnologías mecánicas existentes.
• Reutilización de infraestructura industrial (talleres, repuestos).
• Menores costes frente a FCEV.
• Alta eficiencia y mayor robustez en entornos exigentes.

Estas tecnologías permiten una transición gradual y flexible hacia la movilidad basada en hidrógeno, adaptándose a distintos segmentos y necesidades.

7.3.3 Compatibilidad de vehículos adaptados con la red de hidrolineras

Tanto los vehículos adaptados mediante retrofit como los HICEV pueden repostar en las hidrolineras diseñadas en este proyecto, utilizando hidrógeno reconvertido desde amoniaco verde o producido in situ. Esto amplía la base de usuarios potenciales y diversifica las tecnologías de movilidad sostenible aplicables en Andalucía.

7.4 Contribución de la infraestructura de movilidad a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)

La implementación de una red de hidrolineras, electrolineras y logística basada en hidrógeno verde tiene un impacto directo y positivo sobre múltiples Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) establecidos por la ONU. En particular, las acciones desarrolladas en este proyecto en torno a la movilidad sostenible contribuyen a los siguientes ODS:

ODS 7: Energía asequible y no contaminante

• El suministro de hidrógeno verde como combustible limpio sustituye a derivados fósiles en el transporte, promoviendo una matriz energética más sostenible.
• Las electrolineras alimentadas con energía renovable fomentan el uso de vehículos eléctricos con bajas emisiones.

ODS 8: Trabajo decente y crecimiento económico

• La creación de nuevas estaciones, nodos logísticos, servicios de reconversión de vehículos y mantenimiento genera empleo verde, especializado y de calidad en sectores emergentes.

ODS 9: Industria, innovación e infraestructura

• El despliegue de una red de hidrolineras y nodos logísticos basados en amoniaco verde constituye una innovación tecnológica relevante, adaptable a otras regiones.
• Se impulsa la industria del hidrógeno, la ingeniería de sistemas energéticos y el sector logístico especializado en energías limpias.

ODS 11: Ciudades y comunidades sostenibles

• La movilidad basada en hidrógeno y electricidad reduce la contaminación del aire, especialmente en zonas urbanas densas, mejorando la salud pública y la calidad de vida.
• El sistema permite la electrificación del transporte público, la reconversión de flotas y la descentralización de infraestructuras energéticas.

ODS 13: Acción por el clima

La sustitución de combustibles fósiles por hidrógeno verde evita la emisión de miles de toneladas de CO2 al año.

• Se impulsa una transición energética en el transporte, uno de los sectores con mayores emisiones, contribuyendo a los compromisos climáticos regionales y nacionales.

En conjunto, la infraestructura de movilidad planteada no solo acelera la descarbonización del transporte en Andalucía, sino que también genera empleo verde, impulsa la innovación tecnológica y mejora la sostenibilidad ambiental, contribuyendo de forma integral a los compromisos de la Agenda 2030.

8. Análisis de viabilidad

8.1 Viabilidad técnica y logística

El análisis de viabilidad técnica y logística del proyecto, fundamentado en los parámetros y cálculos detallados en los capítulos 6 y 7, confirma que la infraestructura planteada para la producción, conversión y distribución de hidrógeno y amoníaco verdes es factible, modular y escalable.

Las tecnologías seleccionadas —electrólisis PEM, desalación por ósmosis inversa, ciclo Haber-Bosch adaptado y cracking de amoníaco— son tecnologías industriales maduras o en fase avanzada de implementación comercial, con integración demostrada en plantas de referencia internacional.

La generación renovable, basada en sistemas solar fotovoltaico y eólico (ver apartado 6.4), permite alimentar un electrolizador de 250 MW nominal, inicialmente operando al 35 % de su capacidad. El excedente energético y la intermitencia se gestionan mediante almacenamiento intermedio de hidrógeno, lo que garantiza continuidad operativa y flexibilidad de carga.

Para el transporte y almacenamiento, el uso de amoníaco como vector energético aporta ventajas logísticas relevantes: mayor densidad energética, facilidad de manejo y disponibilidad de infraestructuras (cisternas, tanques, terminales portuarias), con la opción de reconversión local a hidrógeno mediante cracking (apartados 4.7 y 7.2).

El modelo logístico se estructura en nodos regionales estratégicos, integrando la distribución a través de hidrolineras, donde el amoníaco se transforma en hidrógeno de alta pureza in situ, minimizando la necesidad de transporte a alta presión y favoreciendo la escalabilidad territorial (ver apartado 7.1).

En movilidad, el sistema es compatible tanto con vehículos de pila de combustible (FCEV) como con opciones de retrofit y motores térmicos de hidrógeno (HICEV), permitiendo la transición tecnológica progresiva del parque automotor (apartado 7.3).

8.2 Evaluación económica simplificada

Esta evaluación económica es de carácter estimativo y orientativo, fundamentada en referencias de mercado y literatura técnica reciente, con valores ajustados a 2024 para el ámbito europeo.

8.2.1 CAPEX (Costes de inversión)

Los costes de inversión recogidos a continuación se corresponden con la fase inicial del proyecto (operación al 35 % del electrolizador), asegurando coherencia con la estimación detallada en el capítulo 5.7. Los valores reflejan la suma de los principales elementos de la planta y su infraestructura asociada, integrando la información técnica y económica más actual.

Tabla 10. Resumen de inversión estimada (CAPEX) para la fase inicial del proyecto

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota:

Este rango de inversión corresponde exclusivamente a la fase de puesta en marcha y operación al 35 % de la capacidad máxima. Los valores provienen de referencias técnicas y económicas actualizadas al contexto europeo en 2024.

Para la ampliación a capacidad total (100%), será necesario realizar una actualización y desglose de inversiones adicionales en función de la demanda futura y el crecimiento de la infraestructura.

Fuente. Elaboración propia.

8.2.2 OPEX (Costes operativos)

Los costes operativos anuales comprenden:

• Mantenimiento de plantas (eléctrica, agua, NH3): 3-5 % del CAPEX/año
• Personal técnico y administración: 3-6 M€/año
• Reposición de membranas, catalizadores, etc.: 1-3 M€/año
• Logística y transporte (NH3, H2): 2—4 M€/año

Total, OPEX anual estimado: entre 20 y 30 millones de euros.

8.2.3 Coste aproximado del hidrógeno producido

• Coste nivelado del hidrógeno verde (LCOH): 4-6 €/kg H2 (incluye CAPEX amortizado, OPEX y degradación tecnológica a 20 años).
• Escenarios futuros prevén reducciones hacia 2-3 €/kg H2 para 2030 en función de la escala, incentivos y maduración tecnológica.

8.3 Sostenibilidad ambiental y alineación con ODS

El proyecto se orienta a un modelo energético descarbonizado, utilizando exclusivamente energía renovable y agua de mar desalinizada. Esta estrategia reduce impactos ambientales y fomenta una economía circular baja en carbono.

8.3.1 Beneficios ambientales

• Reducción de emisiones: Eliminación de CO2 procedente de combustibles fósiles en transporte e industria.
• Cero emisiones locales: El uso de hidrógeno no genera partículas, NOX ni CO en el punto de consumo.
• Gestión sostenible del agua: La desalación es energéticamente autosuficiente y se acompaña de estrategias responsables de gestión de salmuera.
• Aprovechamiento eficiente de excedentes renovables: Uso de almacenamiento químico como amoníaco.

8.3.2 Contribución a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)

El proyecto está alineado con los principales ODS de Naciones Unidas:

• ODS 7: Energía asequible y no contaminante
• ODS 9: Industria, innovación e infraestructura
• ODS 11: Ciudades y comunidades sostenibles
• ODS 12: Producción y consumo responsables
• ODS 13: Acción por el clima
• ODS 14: Vida submarina (gestión responsable de salmuera y valorización de subproductos)

8.4 Escenarios de distribución diaria del hidrógeno producido en

Andalucía

La planta diseñada permite una producción diaria de 38.900 kg de hidrógeno verde, lo que posibilita distintos escenarios de distribución según tipo de hidrolineras y demanda:

Tabla 11. Distribución de flotas

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. La estimación parte de una producción diaria de 38.900 kg de hidrógeno verde y se calcula el número de estaciones que podrían ser abastecidas en función de la demanda media por tipo de uso.

Fuente. Elaboración propia.

Por ejemplo, un cargamento logístico diario de 5.000 kg de H2 permitiría abastecer:

• 25 estaciones para turismos (200 kg/día)
• 8-9 estaciones para flotas urbanas (600 kg/día)
• 12 estaciones mixtas (400 kg/día)

Este modelo modular facilita la escalabilidad y adaptación de la red de distribución conforme evolucione la demanda y la infraestructura.

Tabla 12. Nodos estratégicos propuestos para la distribución de hidrógeno verde en

Andalucía

Abb. in Leseprobe nicht enthalten

Nota. La selección de ubicaciones considera factores logísticos, industriales, urbanos y de demanda energética para establecer una red regional equilibrada y escalable.

La red propuesta permite combinar producción local, almacenamiento, logística terrestre y exportación, promoviendo una transición energética gradual y socialmente aceptable en Andalucía.

Fuente. Elaboración propia.

8.5 Contribución a los ODS

El análisis económico y técnico confirma que es posible producir hidrógeno verde a un coste competitivo, favoreciendo el acceso a energía no contaminante (ODS 7) y mejorando las condiciones para una transición energética realista. El proyecto generará nuevos empleos directos en sectores tecnológicos y energéticos, contribuyendo al ODS 8 sobre trabajo decente y crecimiento económico. Además, se prevé una reducción superior al 90 % de las emisiones frente a tecnologías actuales basadas en combustibles fósiles, lo que refuerza el cumplimiento del ODS 13. Por último, el uso eficiente del agua en el proceso apoya el ODS 6.

9. Resultados

9.1 Discusión y análisis de resultados

Los resultados obtenidos permiten plantear un diseño conceptual técnicamente viable, energéticamente autosuficiente y logísticamente escalable para la producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno verde en Andalucía. Aunque el análisis se ha realizado con datos estimativos y metodologías simplificadas, se han extraído las siguientes conclusiones clave:

• Producción energética renovable: Con una capacidad instalada combinada de 350 MW (200 MW fotovoltaicos y 150 MW eólicos), se ha estimado una generación anual de « 807 GWh, lo que permite operar el electrolizador al 35 % de su capacidad y cubrir completamente la demanda energética del sistema (767 GWh), incluyendo la desalación.
• Electrólisis y producción de Hz: El sistema PEM considerado tiene un consumo específico de 52-55 kWh/kg H2, lo que se traduce en una producción diaria aproximada de 38.900 kg de hidrógeno verde. Esta producción resulta coherente con las capacidades renovables propuestas y se alinea con una operación estable y escalable.
• Conversión a amoniaco: Se destina el 100 % del hidrógeno producido a la síntesis de amoniaco verde, con un rendimiento de 177 kg H2/t NH3, obteniéndose unas 220 toneladas diarias de NH3. Esto refuerza la viabilidad del modelo de transporte en forma de portador energético.
• Logística y almacenamiento: Se ha dimensionado una capacidad inicial de almacenamiento de 5.000 toneladas de amoniaco en depósitos presurizados o criogénicos, suficiente para gestionar las fluctuaciones operativas y permitir exportaciones regionales. El modelo logístico basado en hubs (Sevilla, Cádiz, Huelva, Málaga) favorece una distribución eficiente del vector energético.
• Uso final: La conversión de NH3 a H2 en las hidrolineras mediante procesos de cracking permite abastecer entre 65 y 194 estaciones diarias, dependiendo del tipo (privado, urbano, mixto), lo que demuestra un alto potencial de penetración en la movilidad sostenible.
• Aspectos ambientales y normativos: El diseño cumple con las principales directivas europeas sobre gestión ambiental, calidad del agua, emisiones cero, riesgos industriales (SEVESO III), y especificaciones de calidad de hidrógeno (ISO 14687), lo que respalda su alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

Limitaciones: Dado el carácter exploratorio del trabajo, los cálculos energéticos y económicos deben considerarse como aproximaciones orientativas. No se ha incorporado un modelado dinámico de carga, ni análisis financieros detallados (LCOH, VAN, TIR). Asimismo, la integración real con redes eléctricas y de agua requerirá estudios específicos en fases de ingeniería básica o detalle.

9.2 Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones generales del proyecto:

1. Viabilidad técnica confirmada. El diseño conceptual demuestra que es posible producir hidrógeno verde en Andalucía mediante electrólisis alimentada con energía solar y eólica. Además, se ha comprobado la viabilidad de convertirlo en amoniaco verde de forma eficiente, facilitando su transporte y almacenamiento.
2. Modelo logístico robusto y escalable. La red de nodos logísticos y el transporte en forma de amoniaco permiten cubrir la demanda local y atender futuras exportaciones. De este modo, se evita depender de una infraestructura de hidrógeno comprimido a gran escala.
3. Descarbonización realista y progresiva. El sistema se ha dimensionado para comenzar al 35 % de la capacidad del electrolizador. Esta estrategia facilita la puesta en marcha y permite escalar la producción conforme crezca la demanda y se instale nueva capacidad renovable.
4. Integración con normativas y ODS. El diseño cumple con los principales marcos normativos europeos en seguridad, calidad y sostenibilidad. Asimismo, se alinea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS 7, 9, 11 y 13).
5. Impacto regional positivo. El proyecto puede posicionar a Andalucía como un nodo estratégico en la producción y distribución de hidrógeno y derivados renovables. Esto impulsará el empleo verde, la industria tecnológica local y la descarbonización del transporte.

1.1.1 Recomendaciones para futuros desarrollos

1. Recomendaciones tecnológicas

• Estudios de ingeniería detallada. Avanzar hacia fases de ingeniería básica y de detalle para validar técnica y económicamente la infraestructura propuesta (electrólisis, desalación, amoniaco e hidrolineras).
• Modelado dinámico de operación. Aplicar herramientas de simulación como TRNSYS, Dymola o MATLAB/Simulink para optimizar la interacción entre renovables, producción de H2, conversión a NH3 y demanda.
• Mejora de materiales y eficiencia. Fomentar el desarrollo de catalizadores, membranas y sistemas de almacenamiento que aumenten el rendimiento y reduzcan los costes.

2. Recomendaciones estratégicas y políticas

• Evaluación económica avanzada. Incluir modelos como LCOH, TIR o VAN para mejorar el análisis financiero y facilitar la atracción de inversión.
• Validación normativa y legal. Coordinar con autoridades medioambientales, portuarias y de transporte para asegurar el cumplimiento del marco regulatorio.
• Impulso a la movilidad sostenible. Promover incentivos para vehículos a hidrógeno (FCEV y HICEV) y programas de adaptación de flotas existentes. Esto acelerará la adopción de tecnologías limpias en el transporte.

3. Líneas de investigación académica

• Integración con sistemas V2G. Analizar cómo el hidrógeno y el amoniaco pueden contribuir a esquemas Vehicle-to-Grid en apoyo a la red eléctrica.
• Modelos híbridos energéticos. Estudiar la combinación del hidrógeno con biometano, almacenamiento térmico y baterías para aumentar la flexibilidad del sistema.
• Optimización del proceso Haber-Bosch. Explorar variantes de síntesis de amoniaco con menor consumo energético y mayor sostenibilidad.

9.3 Líneas futuras de investigación

9.3.1 Simulaciones y Modelado Avanzado

La creación de modelos virtuales de la planta será fundamental para optimizar el diseño y prever su comportamiento en distintos escenarios. Para ello se dispone de diferentes herramientas que permiten abordar esta tarea:

• HOMER Pro. Útil para simular sistemas híbridos de generación. Facilita la evaluación de la viabilidad técnica y económica de integrar renovables e hidrógeno, incluyendo almacenamiento en amoniaco.
• SAM (System Advisor Model). Proporciona estimaciones detalladas de rendimiento energético y análisis financieros preliminares en proyectos renovables a gran escala.
• PVsyst. Permite un dimensionamiento preciso de instalaciones fotovoltaicas, evaluando la producción anual según condiciones climáticas reales.
• MATLAB y Simulink. Ofrecen un entorno robusto para modelado matemático y simulación dinámica. Son útiles para estudiar la respuesta transitoria del electrolizador, aplicar estrategias de control predictivo y analizar la integración del hidrógeno en microgrids.

El uso combinado de estas herramientas aportará rigor técnico, reducirá incertidumbres y facilitará la validación del diseño. Además, permitirá replicar el modelo en diferentes regiones y contextos energéticos.

9.3.2 Control Predictivo y Automatización

Se propone implantar control predictivo basado en IA para anticipar fluctuaciones de oferta y demanda. Esto optimizará la operación del electrolizador, mejorará la gestión del almacenamiento y permitirá aplicar mantenimiento predictivo. En consecuencia, se incrementará la eficiencia y la vida útil de los equipos.

9.3.3 Análisis Económico y Viabilidad

Será necesario realizar estudios de coste-beneficio y análisis de sensibilidad sobre variables críticas como precio de electricidad, factor de carga y costes de equipos. También se recomienda explorar modelos de negocio alternativos, ingresos derivados de subproductos y esquemas de financiación innovadores. Todo ello contribuirá a reducir el coste nivelado del hidrógeno (LCOH) y a garantizar su competitividad frente a otras soluciones de movilidad renovable.

9.3.4 Comparativa Tecnológica

La investigación deberá ampliar el análisis a distintas tecnologías de electrólisis (PEM, AWE, SOEC) y almacenamiento (H2 comprimido, líquido, amoniaco, LOHCs, metanol). Se evaluará su eficiencia, coste, densidad energética y seguridad. Este enfoque permitirá definir combinaciones óptimas según la aplicación final y explorar nuevas alternativas de almacenamiento, como los supercondensadores.

9.3.5 Evaluación Regulatoria

Es imprescindible analizar los marcos normativos actuales y futuros en producción, transporte y uso del hidrógeno. Además, se deben identificar barreras regulatorias, proponer mejoras e incentivos y asegurar la alineación con estándares internacionales como ISO. De este modo, se facilitará la escalabilidad del proyecto y su proyección hacia la exportación.

9.3.6 Reconversión de Flotas

Una línea prioritaria será estudiar la adaptación de flotas públicas y privadas hacia el uso de hidrógeno, tanto con pilas de combustible como con motores de combustión. Este análisis deberá contemplar la viabilidad técnica, económica e infraestructural, además de plantear programas piloto que validen la transición en condiciones reales.

9.3.7 Aceptación Social

La percepción ciudadana será clave para el éxito del proyecto. Por ello, se recomienda investigar actitudes sociales frente al hidrógeno e implementar estrategias de comunicación, formación y participación. Programas educativos y jornadas abiertas favorecerán la confianza pública y el apoyo social a la tecnología.

9.3.8 Proyectos Piloto y Escalado

Finalmente, se plantea desarrollar proyectos piloto integrales que combinen producción, almacenamiento y consumo en entornos portuarios, industriales y urbanos. Estos pilotos permitirán validar la viabilidad del sistema y aplicar un escalado progresivo, minimizando riesgos en cada fase.

9.4 Contribución a los ODS

ODS 7 - Energía asequible y no contaminante.

La planta produce hidrógeno verde a partir de renovables, mejorando el acceso a energía limpia y gestionando excedentes. Empresas aportan inversión y tecnología, administraciones incentivan el desarrollo y universidades optimizan procesos.

ODS 8 - Trabajo decente y crecimiento económico.

Genera empleo cualificado en ingeniería, operación y mantenimiento. Fomenta un clúster industrial verde y diversifica la economía local con oportunidades de formación y especialización.

ODS 9 - Industria, innovación e infraestructura.

Crea infraestructura energética resiliente e impulsa la industria del hidrógeno local. Fomenta la innovación mediante colaboración público-privada-académica y transferencia tecnológica.

ODS 13 - Acción por el clima.

Reduce emisiones de CO2 sustituyendo combustibles fósiles y permite mayor penetración renovable. Facilita el cumplimiento de políticas climáticas nacionales e internacionales.

ODS secundarios (6, 11, 12).

ODS 6: uso eficiente y reutilización de agua para electrólisis.

ODS 11: movilidad urbana limpia con flotas a hidrógeno y nueva infraestructura sostenible.

ODS 12: producción responsable de energía y valorización de subproductos como el oxígeno. Participación de actores clave.

Empresas desarrollan y operan la planta; administraciones crean marcos normativos y financieros; universidades investigan y forman personal; usuarios y comunidades adoptan y legitiman el hidrógeno, asegurando su integración y expansión.

10. Referencias

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• Veranstaltung: Ingeniería en Organización Industrial
• Note: 8.7
• Autor: José Ramón Hernández Arévalo (Autor:in)
• Erscheinungsjahr: 2025
• Seiten: 87
• Katalognummer: V1692354
• ISBN (PDF): 9783389180150
• ISBN (Buch): 9783389180167
• Sprache: Spanisch
• Schlagworte: Hidrógeno verde, amoníaco verde, hidrolineras, movilidad sostenible, planta autosuficiente, energía renovable., Green hydrogen, green ammonia, hydrogen refueling stations, sustainable mobility, self-sufficient plant, renewable energy.