InGenio Journal
Revista de Ciencias de la Ingeniería de la Universidad Técnica Estatal de Quevedo
https://revistas.uteq.edu.ec/index.php/ingenio
e-ISSN: 2697-3642 - CC BY-NC-SA 4.0
InGenio Journal
Revista de Ciencias de la Ingeniería de la Universidad Técnica Estatal de Quevedo
https://revistas.uteq.edu.ec/index.php/ingenio
e-ISSN: 2697-3642 CC BY-NC-SA 4.0
Volumen 9 | Número 1 | Pp. 1–27 | Enero 2026 Recibido (Received): 2025/09/22
DOI: https://doi.org/ Aceptado (Accepted): 2025/11/6
Camino al hidrógeno verde solar: revisión literaria de
tecnologías, eficiencia y viabilidad económica
(Pathway to Solar Green Hydrogen: A Literature Review of
Technologies, Efficiency, and Economic Feasibility)
Galo Padrón-Andrade
, Estefanía Pesántez-Gahuancela
, Danny Ochoa-Correa
Universidad de Cuenca, Ecuador
galo.padron2805@ucuenca.edu.ec, estefania.pesantez@ucuenca.edu.ec,
danny.ochoac@ucuenca.edu.ec
Resumen: El hidrógeno verde generado a partir de energía solar se perfila como una
alternativa técnica para transitar hacia un modelo energético sostenible. Este artículo presenta
una revisión de literatura actualizada sobre los avances más relevantes en tecnologías de
electrólisis alimentadas por energía solar, con un enfoque en su eficiencia, costos y viabilidad
comercial. Se examinan los principales tipos de electrolizadores, sus condiciones operativas
y limitaciones. El análisis incorpora aspectos económicos clave que influyen en la
competitividad del hidrógeno verde, particularmente el costo nivelado de producción
(LCOH), afectado por la infraestructura de almacenamiento y el costo de la electricidad.
Aunque persisten desafíos técnicos y financieros, el uso de energía solar para la generación
de hidrógeno se presenta como una opción concreta para diversificar matrices energéticas y
reducir las emisiones del sector energético.
Palabras clave: Costo nivelado de producción, electrólisis, energía solar, hidrógeno verde,
paneles solares.
Abstract: Green hydrogen produced from solar energy is emerging as a technical option to
support the transition toward a sustainable energy model. This article presents an updated
literature review on the most relevant advances in solar-powered electrolysis technologies,
focusing on efficiency, costs, and commercial feasibility. The main types of electrolyzers are
examined, along with their operating conditions and limitations. The analysis includes key
economic factors that influence the competitiveness of green hydrogen, particularly the
levelized cost of hydrogen (LCOH), which is affected by storage infrastructure and electricity
prices. Although technical and financial challenges remain, solar-based hydrogen production
is presented as a concrete option to diversify energy portfolios and reduce emissions in the
energy sector.
Keywords: Levelized cost of production, electrolysis, solar energy, green hydrogen, solar
panels.
1. INTRODUCCIÓN
La creciente demanda global de fuentes de energía sostenibles ha incentivado el desarrollo de
tecnologías innovadoras para la producción de hidrógeno verde (GH-Green Hydrogen),
considerado una alternativa estratégica para la descarbonización de sectores clave como la
industria y el transporte [1]. Su capacidad para reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero y actuar como vector energético limpio lo posiciona como un elemento central en la
transición hacia una economía baja en carbono [2]. La generación de GH mediante electrólisis
del agua impulsada por fuentes renovables —especialmente la energía solar —, representa una
Camino al hidrógeno verde solar: revisión literaria de
tecnologías, eciencia y viabilidad económica
(Pathway to Solar Green Hydrogen: A Literature Review of Technologies,
Eciency, and Economic Feasibility)
Galo Padrón-Andrade
, Estefanía Pesántez-Gahuancela
, Danny Ochoa-Correa
Volumen 9 | Número 1 | Pp. 60–86 | Enero 2026
DOI: https://doi.org/10.18779/ingenio.v9i1.1203
Recibido (Received): 2025/09/22
Aceptado (Accepted): 2025/11/06
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| 2
vía prometedora hacia la independencia energética y la diversificación de las matrices energéticas
nacionales [3]. Su potencial para el almacenamiento a largo plazo, así como su compatibilidad
con infraestructuras existentes —como redes de gas—, refuerzan su viabilidad como pilar de la
transición energética global [2].
Actualmente, existen diversas tecnologías de electrólisis empleadas en la producción de GH,
entre las cuales destacan la electrólisis alcalina (AEL-Alkaline Electrolysis), la electrólisis por
membrana de intercambio de protones (PEM-Proton Exchange Membrane) y la electrólisis de
óxido sólido (SOEC-Solid Oxide Electrolyzer Cell). Cada una de estas tecnologías presenta
ventajas y limitaciones específicas en términos de eficiencia, costos y aplicaciones industriales
[4]. Mientras que los electrolizadores SOEC han alcanzado eficiencias de hasta el 91 %, los
sistemas PEM muestran un rendimiento cercano al 66 %, lo que subraya la importancia de
seleccionar la tecnología adecuada según las condiciones operativas y las necesidades energéticas
[5].
No obstante, la adopción del GH enfrenta importantes desafíos económicos. El costo nivelado
del hidrógeno (LCOH, por sus siglas en inglés Levelised Cost of Hydrogen), indicador clave para
evaluar su viabilidad comercial, oscila entre 1,19 y 12,16 $/kg, dependiendo de factores como la
combinación de fuentes energéticas y la ubicación geográfica del sistema [5]. Variables
macroeconómicas como la tasa de interés, la inflación y la degradación de los componentes
impactan significativamente el LCOH, pudiendo elevarlo entre un 5 % y 7 % por cada punto
porcentual de incremento en la tasa de interés [6].
Uno de los retos más relevantes en el despliegue del GH es su almacenamiento seguro y
eficiente, dada su baja densidad energética por unidad de volumen. Actualmente se emplean
distintas estrategias, como el almacenamiento en estado gaseoso (hasta 700 bar), líquido (a -253
°C) y en materiales sólidos, como los hidruros metálicos. Aunque estos últimos ofrecen mayor
densidad de almacenamiento, enfrentan barreras técnicas relacionadas con la reversibilidad y la
cinética de liberación del hidrógeno [2], [7]. A estos retos se suman obstáculos estructurales, como
la falta de infraestructura especializada, las limitaciones de financiamiento y las brechas
tecnológicas en países en desarrollo [6].
Desde una perspectiva económica, la inversión inicial para la implementación de un sistema
híbrido de producción de GH basado en energía solar fotovoltaica (PV) y eólica se sitúa entre
1.500 y 2.200 $/kW, mientras que los costos operativos anuales representan entre el 3 % y 5 %
del capital de inversión (CAPEX) [5]. La combinación de incentivos gubernamentales, economías
de escala y avances en la eficiencia de los electrolizadores se perfila como una estrategia
fundamental para reducir los costos de producción y acelerar la adopción global de esta
tecnología.
En este contexto, el presente artículo tiene como objetivo ofrecer una revisión exhaustiva y
actualizada de los avances tecnológicos en la producción de GH a partir de energía solar. Se
analizan las principales tecnologías disponibles, sus aplicaciones, eficiencia y costos, así como
los marcos políticos y las estrategias que impulsan su desarrollo a escala internacional, con el fin
de identificar las oportunidades y los desafíos asociados a una transición energética
verdaderamente sostenible.
El artículo está estructurado como sigue: la sección 2 describe la metodología de selección de
estudios empleada; la sección 3 presenta los resultados de la revisión, abordando las tecnologías
de producción de hidrógeno verde mediante energía solar. En esta se analiza aspectos técnicos y
económicos clave, incluyendo eficiencia, costos, almacenamiento y control. Se exploran políticas
de apoyo, proyectos piloto y escalabilidad. La sección 4 presenta los resultados y discusión
general, y, finalmente, la sección 5 expone las conclusiones y perspectivas futuras.
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| 3
2. METODOLOGÍA DE SELECCIÓN DE ESTUDIOS
El creciente interés global por el GH se debe a su potencial para reducir significativamente
las emisiones de carbono asociadas al uso de combustibles fósiles. Esta revisión tiene como
objetivo responder a tres preguntas clave: ¿qué tecnologías se utilizan actualmente para la
producción de GH a partir de energía solar?, ¿cuáles son los principales desafíos técnicos y
económicos asociados a estas tecnologías? y ¿qué tan eficiente es el proceso de producción en
distintos contextos?
La metodología utilizada se fundamenta en la recopilación y análisis de literatura científica
relacionada con la producción de GH a partir de fuentes de energía renovable, con énfasis en la
energía solar fotovoltaica. Se evaluaron tecnologías de electrólisis, su eficiencia operativa y las
condiciones que influyen en su viabilidad técnica y económica.
Para la revisión bibliográfica se tomaron como fuentes de consulta bases de datos digitales
prestigiosas como: Scopus, Google Academic, IEEEXplore y ScienceDirect. Se utilizaron
términos de búsqueda específicos en inglés, tales como: “GREEN HYDROGEN”,
“PRODUCTION”, “SOLAR”, “WATER ELECTROLYZER”, “EFFICIENCY”, restringiendo el
rango temporal entre 2020 y 2024. Del total de 121 resultados iniciales, se aplicó como primer
filtro el criterio de acceso abierto, excluyendo aquellos artículos cuyo contenido completo
requiere suscripciones institucionales. Esta decisión responde a la necesidad de asegurar que los
resultados y hallazgos de esta revisión puedan ser replicados, verificados y utilizados libremente
por investigadores de instituciones que no cuentan con acceso a bases de datos de pago. Si bien
se reconoce que esta medida puede excluir estudios valiosos y de alta calidad, la experiencia
previa ha evidenciado que existen numerosas publicaciones de acceso libre en revistas
reconocidas y avaladas por editoriales académicas de prestigio. Como resultado, el conjunto se
redujo a 46 artículos.
Posteriormente, se aplicó un segundo filtro basado en criterios de relevancia temática,
descartando aquellos estudios que, aunque relacionados con el hidrógeno, no abordaban de forma
directa su producción a partir de energía solar o no aportaban datos concretos sobre eficiencia,
costos o viabilidad tecnológica. Finalmente, se incluyeron 35 artículos directamente vinculados
con los objetivos planteados en esta revisión.
Además, se aplicaron de forma parcial principios del método PRISMA (Preferred Reporting
Items for Systematic Reviews and Meta-Analyses), en particular para estructurar el proceso de
búsqueda, selección y exclusión de artículos. La Figura 1 presenta el diagrama de flujo que resume
las etapas seguidas para la selección de estudios incluidos en esta revisión. Por su parte, la Tabla
1 sintetiza la información de los artículos seleccionados, incluyendo metadatos relevantes como
el resumen, los autores y el año de publicación.
3. RESULTADOS
Esta sección reúne y sintetiza los hallazgos más relevantes identificados en la revisión
bibliográfica sobre la producción de GH a partir de energía solar. Se presentan comparaciones
entre tecnologías de electrólisis, análisis de eficiencia energética, impacto ambiental según el
ciclo de vida, costos económicos y tendencias actuales en almacenamiento, control e integración
de sistemas. Asimismo, se discuten los desafíos técnicos y económicos que condicionan su
viabilidad, así como las estrategias tecnológicas y políticas que pueden facilitar su adopción a
gran escala.
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| 4
Figura 1. Diagrama de flujo del proceso para la selección de artículos.
Tabla 1. Artículos seleccionados con resumen, autores y año de publicación.
N°
Título
Autores
Resumen
Año
1
A brief overview of solar
and wind-based green
hydrogen production
systems: Trends and
standardization
M. S. Herdem, D.
Mazzeo, N. Matera, C.
Baglivo, N. Khan,
Afnan, P. M. Congedo,
M. G. De Giorgi
Revisión de sistemas de
producción de hidrógeno verde
con energía solar y eólica.
2024
2
A Review of the Research
Progress and Application of
Key Components in the
Hydrogen Fuel Cell System
J. Li, T. Wu, C. Cheng,
J. Li, K. Zhou
Estudio del ciclo de hidrógeno
en celdas de combustible,
destacando avances, desafíos y
futuro desarrollo en bombas,
eyectores y separadores, con
enfoque en su aplicación en
vehículos y almacenamiento de
energía.
2024
3
electrolysis for green
hydrogen generation
considering PV /wind/
hybrid/ hydropower/
geothermal/ tidal and wave/
biogas energy systems,
economic analysis, and its
M. Awad, A. Said, M. H.
Saad, A. Farouk, M. M.
Mahmoud, M. S.
Alshammari, M. L.
Alghaythi, S. Aleem, A.
Abdelaziz, A. Omar
Análisis de la generación de
hidrógeno verde con fuentes
renovables, destacando
electrolizadores, eficiencia,
costos, desafíos e innovaciones,
diferenciándolos por su impacto
ambiental.
2023
Revisión de literatura
121 artículos
encontrados en
bases de datos
digitales
46 artículos luego
de un primer
criterio de descarte
35 artículos
seleccionados para
la investigación
Criterio de
eliminación por no
ser “Open Access”
Criterio de
eliminación por no
centrarse en el
tema investigado
Revisión manual del metadato de
cada uno de los 121 artículos
identificados para verificar su
disponibilidad en acceso abierto.
Mediante una decisión booleana,
se excluyeron los documentos
que no cumplen el criterio
Revisión del título, resumen e
introducción de los artículos para
determinar su alineación con los
objetivos de la investigación. Se
excluyeron aquellos que no
abordan de forma directa la
producción de hidrógeno verde a
partir de energía solar
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InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 5
4
Effect of voltage elevation
on cost and energy
efficiency of power
electronics in water
electrolyzers
G. Hysa, V. Ruuskanen,
A. Kosonen, M.
Niemelä, L. Aarniovuori,
D. Guibert, J. Ahola
Evaluación del impacto de
operar electrolizadores
industriales a voltajes elevados,
comparando tres topologías de
rectificadores en eficiencia y
costo mediante simulaciones.
2023
5
production through metal–
organic framework-derived
Ni and Co mediated iron
selenide hexagonal nanorods
and wireless coupled with
photovoltaics for urea and
alkaline water electrolysis
M. M. Meshesha, D.
Chanda, B. L. Yang
Presentación de un
electrocatalizador basado en
estructuras MOF, NiCoFeSe,
eficiente en HER, OER y UOR,
logrando 11.1% de eficiencia
solar-hidrógeno y 69.67% en un
electrolizador con 47.85
kWh/kg de hidrógeno.
2023
6
Engineering the catalyst
interface enables high
carbon efficiency in both
cation-exchange and bipolar
membrane electrolyzers
H. Wu, B. A. Karamoko,
W. Wang, J. Liu, E.
Petit, S. Li, C. Salameh,
D. Voiry
El estudio introduce un hidrogel
en electrodos Ag para evitar
(bi)carbonatos, logrando 77%
de uso de carbono y 37% de
eficiencia energética.
2024
7
Enhancing the Efficiency of
Multi-Electrolyzer Clusters
with Lye Mixer: Topology
Design and Control Strategy
M. Chen, J. Jia, B.
Zhang, L. Han, M. Ji, Z.
Yu, D. Li, W. Wang, H.
Jia, H. Xu
Sistema de producción de
hidrógeno eficiente, que usa
electrolizadores múltiples
conectados a un mezclador de
lejía, optimizando el uso de
calor y reduciendo el consumo
energético para integrar mejor
las energías renovables.
2024
8
Essentials of hydrogen
storage and power systems
for green shipping
S. Brouzas, M. Zadeh, B.
Lagemann
Propuesta de un marco para
sistemas de hidrógeno en
barcos, destacando la necesidad
de pilas de combustible
duraderas y la insuficiencia de
la densidad energética
volumétrica para el
almacenamiento. También
identifica lagunas regulatorias
en seguridad y materiales.
2024
9
Estimating the efficiency of
a PEM electrolyzer fed by a
PV plant in NEOM City
A. Boretti
Análisis de una celda PEM de
100 MW en la microred de
NEOM, enfocándose en su
eficiencia y la variabilidad solar
en la producción de hidrógeno,
destacando la necesidad de
electrolizadores adecuados y
almacenamiento a corto plazo
para estabilizar el suministro.
2024
InGenio Journal, 9(1), 60–86 65
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 6
10
Feasibility Study and
Economic Analysis of
PV/Wind-Powered
Hydrogen Production Plant
K. Sayed, M. Khamies,
A. G. Abokhalil, M.
Aref, M. A. Mossa, M.
M. Almalki, T. A. H.
Alghamdi
Propuesta de una planta de
energía verde en Sohag, Egipto,
que usa hidrógeno, energía solar
y eólica para reducir las
emisiones de gases de efecto
invernadero. La planta almacena
energía renovable excedente y
utiliza electrólisis con
tecnología PEM para producir
hidrógeno verde.
2024
11
Green and sol–gel synthesis
of perovskite type
LaCo0.2Mn0.8O3
nanoceramics as potential
materials for electrochemical
hydrogen storage: A
comparative study
A. Eslami, S. A. Lachini,
M, Enhessari
Presenta la síntesis de
nanocerámicas de tipo
LaCo0.2Mn0.8O3 para
almacenamiento de hidrógeno,
destacando que el método sol-
gel ofrece mayor capacidad de
almacenamiento y descarga que
el método verde.
2024
12
Green hydrogen production
using bifacial solar
photovoltaics integrated with
high-albedo roof coating &
micro-inverter
F. F. Ahmad, O. Rejeb,
G. Boudekji, C. Ghenai
El estudio demuestra que
integrar un sistema fotovoltaico
bifacial con techos fríos
aumenta la producción de
energía en un 33.02%, lo que
mejora significativamente la
producción de hidrógeno verde
(30.26 g de H2 frente a 22.75 g
con PV convencional).
2024
13
Hydrogen energy storage
integrated hybrid renewable
energy systems: A review
analysis for future research
directions
A. Z. Arsad, M. A.
Hannan, A. Q. Al-
Shetwi, M. Mansur, K.
M. Muttaqi, Z. Y. Dong
Análisis de sistemas de
almacenamiento de hidrógeno y
su integración con energías
renovables, destacando su
crecimiento desde 2016.
2022
14
Hydrogen Energy Storage
System: Review on Recent
Progress
M. Wong, H. N. Afrouzi
Revisión de investigaciones
sobre sistemas de
almacenamiento de energía de
hidrógeno (HESS), destacando
su uso para generación eléctrica
y balanceo de demanda.
2024
15
Hydrogen Production Using
Solar Energy
A. Abdurakhmanov, Y.
Sabirov, S. Makhmudov,
D. Pulatova, T. Jamolov,
N. Narshieva, S. Ochilov
Propuesta para producir
hidrógeno verde mediante
electrólisis con una estación
solar de 10 kW.
2021
InGenio Journal, 9(1), 60–86 66
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 7
16
Hydrogen production by
water electrolysis and
offgrid solar PV
F. Gutiérrez-Martín, L.
Amodio, M. Pagano
Este estudio presenta una
metodología para diseñar
sistemas híbridos PV-H2
considerando datos climáticos y
variables eléctricas para
optimizar energía, capacidad y
costos.
2020
17
Ignore variability,
overestimate hydrogen
production – Quantifying the
effects of electrolyzer
efficiency curves on
hydrogen production from
renewable energy sources
D. Virah-Sawmy, F. J.
Beck, B. Stumberg
Análisis del impacto de
considerar la eficiencia variable
de los electrolizadores en la
producción de hidrógeno verde
a partir de energías renovables.
2024
18
In-house green hydrogen
production for steelmaking
decarbonization using steel
lag as thermal energy
storage material
A. Taji Eshkaftaki, E.
Baniasadi, A. M.
Parvanian, y A. Amiri
Aplicaciones del hidrógeno
verde en la industria
2024
19
Innovative hybrid energy
storage systems with
sustainable integration of
green hydrogen and energy
management solutions for
standalone PV microgrids
based on reduced fractional
gradient descent algorithm
R. A. Younis, E. Touti,
M. Aoudia, W. Zahrouni,
A. I. Omar, y A. H.
Elmetwaly
Sistemas de almacenamiento de
hidrógeno proveniente de
fuentes renovables híbridas.
2024
20
Insights into the structure-
property relationships of
activated carbon derived
from phenolic resin for
electrochemical storage of
green hydrogen using proton
battery
R. Ojha
Almacenamiento de hidrógeno
verde y revisión de emisiones de
carbono.
2025
21
Integration of underground
green hydrogen storage in
hybrid energy generation
Z. Saadat, M.
Farazmand, y M. Sameti
Hidrógeno verde y
almacenamiento del mismo.
2024
22
Key challenges and recent
progress in batteries, fuel
cells, and hydrogen storage
for clean energy systems
S. G. Chalk y J. F. Miller
Retos en la producción de
hidrógeno y características del
sistema.
2006
InGenio Journal, 9(1), 60–86 67
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 8
23
Mathematical modeling of
an integrated photovoltaic-
assisted PEM water
electrolyzer system for
hydrogen production
B. Hüner
Modelado matemático de un
electrolizador para producción
de hidrógeno.
2024
24
Off-grid solar PV–wind
power–battery–water
electrolyzer plant:
Simultaneous optimization
of component capacities and
system control
A. Ibáñez-Rioja
Sistemas off-grid que integran
generación solar y eólica.
2023
25
One year operation of an
anion exchange membrane
water electrolyzer utilizing
Aemion+® membrane:
Minimal degradation, low
H2 crossover and high
efficiency
M. Moreno-González
Estudio de operación de un
electrolizador de membrana de
intercambio aniónico.
2023
26
Optimal planning of
renewable energy park for
green hydrogen production
using detailed cost and
efficiency curves of PEM
electrolyzer
Y. Astriani, W. Tushar, y
M. Nadarajah
Planificación de parques de
fuentes renovables para la
producción de hidrógeno.
2024
27
Optimizing temperature and
pressure in PEM
electrolyzers: A model-
based approach to enhanced
efficiency in integrated
energy systems
L. Bornemann, J. Lange,
y M. Kaltschmitt
Estudio de la optimización de
temperatura en los
electrolizadores PEM.
2025
28
Performance evaluation of
PV panels/wind turbines
hybrid system for green
hydrogen generation and
storage: Energy, exergy,
economic, and
enviroeconomic
M. Nasser, T. F.
Megahed, S. Ookawara,
y H. Hassan
Evaluación del rendimiento de
un sistema hibrido de
generación solar y eólica.
2022
29
Production of Green
Hydrogen through
Renewable Energy Sources
based Microgrid
A. Sony, K. Acharjya, K.
Sharma, y N.
Beemkumar
Producción de hidrógeno
mediante energías renovables.
2024
InGenio Journal, 9(1), 60–86 68
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 9
30
The development of an
assessment framework to
determine the technical
hydrogen production
potential from wind and
solar energy
A. Okunlola, M. Davis, y
A. Kumar
Aspectos técnicos de la
producción de hidrógeno.
2022
31
Review—Engineering
Challenges in Green
Hydrogen Production
Systems
M. Tao, J. A. Azzolini,
E. B. Stechel, K. E.
Ayers, y T. I. Valdez
Desafíos en la producción de
hidrógeno verde.
2022
32
Simulation methodology for
an off-grid solar–battery–
water electrolyzer plant:
Simultaneous optimization
of component capacities and
system control
A. Ibáñez-Rioja
Simulación de un Sistema off-
grid para evaluación del
rendimiento del sistema.
2022
33
Strategies for simultaneous
improvement of reaction rate
and caustic efficiency of
brine electrolyzer
J. Kim, S. Abbas, H.-J.
Shin, S. B. H. Rizvi, K.
B. Lee, y H. Y. Ha
Estrategias para la correcta
implementación de
electrolizadores.
2023
34
Techno-enviro-economic
analysis of hydrogen
production via low and high
temperature electrolyzers
powered by PV/Wind
turbines/Waste heat
M. Nasser y H. Hassan
Análisis económico de
producción de hidrógeno
mediante electrolizadores a baja
temperatura.
2023
35
Thermo-economic
performance maps of green
hydrogen production via
water electrolysis powered
by ranges of solar and wind
energies
M. Nasser y H. Hassan
Análisis económico del
rendimiento de un sistema de
producción de hidrógeno por
electrólisis del agua.
2023
3.1 Comparación del ciclo de vida de diferentes tecnologías de producción de hidrógeno
El análisis del ciclo de vida (LCA, Life Cycle Assessment) de las tecnologías de producción de
GH permite evaluar su impacto ambiental en términos de emisiones de carbono, uso de recursos
naturales y generación de desechos a lo largo de toda la cadena de valor [2]. Tal como se ilustra
en la Figura 2, la producción de hidrógeno está directamente relacionada con la potencia generada
por sistemas de energías renovables, tema que será abordado en detalle en las siguientes
secciones.
InGenio Journal, 9(1), 60–86 69
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 10
Figura 2. Curva de producción de hidrógeno [8].
La Figura 3 compara las características ambientales y de producción entre distintas formas de
hidrógeno. El hidrógeno gris se obtiene a partir de combustibles fósiles como el gas natural,
generando entre 9 y 12 kg de CO₂ por kg de H₂ producido, lo que lo convierte en una de las
opciones con mayor impacto ambiental [2]. El hidrógeno azul representa una variante con captura
y almacenamiento de carbono, lo que reduce las emisiones en un 50–70 %, aunque aún enfrenta
desafíos técnicos y económicos [2]. Finalmente, el hidrógeno verde, producido a partir de fuentes
renovables, presenta emisiones prácticamente nulas en su etapa de generación. No obstante, su
impacto total depende del ciclo de vida de los sistemas renovables empleados. Este trabajo se
enfoca específicamente en la producción basada en energía solar [2].
3.2 Tecnologías de producción de hidrógeno verde a partir de energía solar
Las tecnologías de producción de GH mediante energía solar incluyen principalmente la
generación fotovoltaica, la fotocatálisis, la termólisis asistida y sistemas híbridos. Los PV
aprovechan la irradiación solar para generar electricidad, destacando su eficiencia en zonas con
alta radiación solar. Estudios como los de Nasser y Hassan [10] ,[11] reportan eficiencias
promedio de conversión del 22 %, siendo superiores en comparación con regiones de baja
radiación o con recursos eólicos variables.
Fotocatálisis solar
La Figura 4 presenta un esquema de un sistema híbrido off-grid que combina fuentes solares
y térmicas. La fotocatálisis solar, en tanto, utiliza materiales semiconductores que permiten dividir
el agua en hidrógeno y oxígeno sin electricidad externa. Se están explorando nuevos
fotocatalizadores, como los basados en óxidos metálicos o perovskitas, para mejorar la eficiencia
[1]. Por su parte, la termólisis asistida por energía solar emplea concentradores solares (CSP-
Concentrated Solar Power) para alcanzar temperaturas elevadas y descomponer térmicamente el
agua, con investigaciones enfocadas en materiales resistentes al calor [1]. La hibridación
0 10 20 30 40 50 60
Potencia de Entrada (MW)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Producción de Hidógeno(kg/hr)
Curva de producción linealizada
Curva de producción no lineal
InGenio Journal, 9(1), 60–86 70
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 11
tecnológica —combinando generación fotovoltaica, almacenamiento térmico y eólico— ha
demostrado mejorar la estabilidad y eficiencia de producción de GH [1].
Figura 3. Comparación entre diferentes tipos de hidrógeno [9].
Figura 4. Esquema de un sistema de producción de hidrógeno con fuentes híbridas – sistema
off grid [12].
Electrólisis del agua con energía solar
En la Figura 5 muestra la radiación solar promedio de un caso de estudio, lo cual influye
directamente en la producción de GH mediante electrólisis del agua. Este proceso emplea
Controlador de
Estado Finito
Modelos
Econó micos
P
W
Datos d e p otenc ia Eó lica
Datos de potencia Solar FV
P
PV
P
W +
P
PV
P
b,out
P
b,in
Sistema de Baterías
P
e
Electrolizador
H
2
(kg)
LCOH($/kg)
InGenio Journal, 9(1), 60–86 71
InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 12
electricidad generada por paneles fotovoltaicos para descomponer el agua en hidrógeno y
oxígeno. Según lo señalado en [5], los sistemas fotovoltaicos pueden producir hasta 0,0334
kgH₂/kWh en condiciones óptimas, superando en rendimiento a los sistemas eólicos, que sufren
de mayor intermitencia. Por su parte, en [13] se estima que, en un sistema de 60 kW, la producción
anual promedio puede alcanzar hasta 2 toneladas de hidrógeno.
Figura 5. Radiación solar promedio en un lugar de estudio [14].
La eficiencia de estos sistemas depende en gran medida del tipo de electrolizador utilizado.
En particular, los electrolizadores PEM se destacan por su rápida respuesta a variaciones de
energía y buena eficiencia, lo que los hace atractivos para aplicaciones comerciales. No obstante,
los electrolizadores SOEC operan a temperaturas más elevadas y aprovechan el calor residual,
alcanzando hasta un 91 % de eficiencia frente al 66 % de los sistemas PEM [5], [10], [11]. Estos
resultados evidencian la necesidad de seleccionar la tecnología de electrólisis adecuada según el
contexto operativo.
En [5], la eficiencia del sistema global se calculó en función de la relación entre la energía
eléctrica suministrada y la energía del hidrógeno producido, considerando su poder calorífico
inferior (LHV). Se encontró que la eficiencia puede variar entre 11,6 % en sistemas solares y
22,91 % en sistemas que aprovechan calor residual. Asimismo, en [15] se señala que esta
eficiencia depende de la coincidencia entre la potencia del sistema fotovoltaico y el punto de
máxima potencia (MPP) del electrolizador, alcanzando eficiencias globales de hasta un 90 % en
condiciones óptimas.
Además, se han reportado estrategias que permiten mitigar la intermitencia solar, como el uso
de paneles bifaciales combinados con recubrimientos de alto albedo. Estas soluciones aumentan
la captación de radiación reflejada y estabilizan el suministro energético [6].
La Figura 6 esquematiza el sistema completo de producción de GH mediante electrólisis del
agua alimentado por energía solar, incluyendo sus componentes clave: módulos fotovoltaicos,
inversores, electrolizadores, bombas, unidades de almacenamiento y sistemas auxiliares de
solución.
0 5 10 15 20 25
Horas
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Radiación Solar (W/m2)
Dic
Ene
Nov
Feb
Oct
Marzo
Sept
Abril
Mayo
Agost
Junio
Julio
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InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 13
Figura 6. Esquema general de producción de hidrógeno por electrólisis del agua usando energía
solar: 1-FV, 2-inversor, 3-electrolizador, 4-bomba, 5-almacenamiento de hidrógeno, 6-bloque
de preparación de la solución [16].
Fundamentos de la electrólisis del agua para la generación de hidrógeno verde
La electrólisis del agua es un proceso electroquímico en el que el agua se descompone en
hidrógeno y oxígeno utilizando electricidad. La Figura 7 complementa este análisis mostrando el
espectro de evolución de productos de la electrólisis, donde intervienen múltiples factores como
temperatura, presión y conductividad del electrolito, los cuales inciden sobre la eficiencia [3].
Figura 7. Espectro de evolución de los productos de la reacción química de la electrólisis del
agua [17].
Tecnologías de electrólisis disponibles
Entre las tecnologías más empleadas para la producción de GH se encuentran la electrólisis
AEL, la PEM y la SOEC. Cada una presenta ventajas y desafíos particulares que deben
considerarse en función del entorno de implementación.
2
6
3
5
H
2
O
O
2
4
1
300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200
Temperatura (K)
-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
Presión Parcial (Torr)
10
-8
CO2
H2O
CO
H2
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InGenio Journal, 9(1), 1–27
| 14
La AEL utiliza un electrolito líquido alcalino, como KOH o NaOH, y es una tecnología
madura con costos relativamente bajos. Sin embargo, su eficiencia es menor y su capacidad de
respuesta ante fluctuaciones de energía renovable es limitada [3]. Uno de los aspectos críticos en
el diseño de sistemas AEL es la relación entre la corriente y la temperatura. La Figura 8 muestra
datos reales de pruebas del fabricante, donde se observa que, si la temperatura del stack supera
los 65 °C, la corriente recomendada se restringe a 2.000 A para evitar sobrecalentamientos y
daños estructurales. A partir de estos datos, se empleó un ajuste polinómico de quinto grado para
modelar los valores de corriente recomendados a distintas temperaturas.
Figura 8. Relación entre los valores de corriente y temperatura recomendadas [18].
Adicionalmente, la resistencia del stack tiene una relación directa con la temperatura
operativa. A medida que esta se aproxima al nivel óptimo, se reduce el voltaje de la celda,
disminuyendo el consumo energético. La Figura 9 ilustra esta relación, basada también en datos
de pruebas del fabricante, y permite calcular el límite de potencia operativa del sistema
multiplicando los valores de voltaje y corriente a una temperatura dada [18].
En cuanto a los electrolizadores PEM, estos emplean una membrana polimérica para separar
gases, ofreciendo alta eficiencia y rápida respuesta a variaciones de energía. No obstante,
requieren materiales costosos como platino e iridio [3]. Su vida útil oscila entre 60.000 y 100.000
horas, con tasas de degradación de 4–8 mV/h, lo cual implica una pérdida de eficiencia del 3–5
% a lo largo del tiempo. La operación intermitente no afecta significativamente su desempeño,
siempre que la densidad de corriente se mantenga por debajo de 1,0 A/cm² [15]. Las reacciones
involucradas son:
Reacción anódica: 2
2
𝑂
2
+4
+
+4
−
Reacción catódica: 4
+
+4
−
𝑂 2
2
Reacción global: 2
2
𝑂 2
2
+
2
La Figura 10 representa esquemáticamente un módulo PEM, mostrando sus componentes
principales [19].
20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Temperatura (°C)
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
Corriente (A)
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| 15
Figura 9. Relación entre los valores de voltaje y temperatura recomendadas [18].
Figura 10. Esquema de un módulo PEM [19].
La tecnología SOEC, por su parte, opera entre 700 y 1.000 °C y emplea electrolitos cerámicos.
Su principal ventaja es la alta eficiencia termodinámica, favorecida por la posibilidad de
integración con fuentes de calor residual. Esto permite una mayor tasa de producción de GH,
aunque requiere materiales resistentes a altas temperaturas, lo cual incrementa sus costos [3], [13].
Por último, tecnologías emergentes como los electrolizadores de membrana bipolar (BPM) y
de membrana de intercambio catiónico (CEM) buscan superar las limitaciones de eficiencia y
pérdida de CO₂ en sistemas de conversión electroquímica. Estos dispositivos han demostrado
reducir la formación de carbonatos, aunque enfrentan desafíos como la reacción competitiva de
evolución de hidrógeno (HER), que afecta la eficiencia faradaica [20].
La Tabla 2 resume las diferencias clave entre las tecnologías BPM/CEM, PEM, AEL y SOEC,
considerando criterios como eficiencia, temperatura de operación, costos y aplicaciones típicas.
65 70 75 80 85 90
Temperatura (°C)
498
500
502
504
506
508
510
Voltaje (V)
H+
H
2
e-
H
2
O
H
2
O+O
2
Sin Usar
H
2
Transportado
H
2
Difusión de Gas Difusión de Gas
PEM
Electrodo Catalizador Electrodo Catalizador
Malla de Ánodo
Malla de Cátodo
2H
2
O O
2
+4H
+
+4e-
4H
+
+4e-
2H
2
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Tabla 2. Diferencias clave entre BPM/CEM, PEM, AEL, SOEC.
Característica
BPM/CEM
PEM
AEL
SOEC
Tipo de membrana
Bipolar (BPM) /
Catiónica (CEM)
Polímero de
intercambio de
protones
Diafragma
alcalino
Electrodo
cerámico de
óxidos
sólidos
Transporte de
iones
H⁺ y OH⁻ (según
diseño)
H⁺ (protones)
OH⁻
(hidróxido)
O²⁻ (oxígeno)
Condiciones de
operación
Ácido-Alcalino
Ácido
Alcalino
Alta
temperatura
Aplicaciones
Conversión de
CO₂, H₂O a H₂
Energía
renovable,
transporte
Industria
química,
energía
renovable
Integración
de calor
residual
Eficiencia
Alta (con
optimización)
Moderada a alta
Moderada
Muy alta
(debido al uso
de calor)
3.3 Tendencias actuales y diseño de la planta de producción de hidrógeno verde
Optimización de la eficiencia energética
Las investigaciones recientes se centran en mejorar la eficiencia de conversión de la energía
solar a hidrógeno mediante el desarrollo de electrolizadores más eficientes y de menor costo [1].
Se han evaluado tecnologías como los electrolizadores PEM y los sistemas de electrólisis AEL,
considerando también innovaciones en materiales, producción masiva de paneles solares y la
reducción del uso de metales preciosos como el platino [6].
Asimismo, se estudia el dimensionamiento óptimo de paneles solares, empleando tecnologías
con seguimiento de un solo eje o doble eje para maximizar la captación de radiación solar. En
particular, los paneles solares bifaciales han demostrado captar luz desde ambas caras,
aprovechando la luz reflejada desde superficies de alto albedo. Esto incrementa la generación
energética con la misma área instalada y reduce el costo por unidad de hidrógeno producido [7].
Adicionalmente, los recubrimientos de alto albedo aplicados sobre superficies reflectantes
pueden incrementar la eficiencia del sistema hasta en un 20 %, dependiendo de las condiciones
locales. Por su parte, los microinversores permiten optimizar la conversión de corriente continua
a alterna a nivel de cada panel, reduciendo pérdidas por sombreados parciales y aumentando el
rendimiento general del sistema [7].
Reducción de costos de producción
El costo de producción del GH está influenciado principalmente por el precio de la
electricidad renovable, la eficiencia del electrolizador y los costos de capital (CAPEX) y
operativos (OPEX) [3]. Entre las estrategias para reducir estos costos destacan el desarrollo de
materiales más económicos y el aumento de la escala de producción. Ahmad et al. proponen
modelos de evaluación de costos totales, gastos operativos y cálculo del LCOH [6].
La integración de paneles bifaciales con recubrimientos de alto albedo y microinversores ha
demostrado mejorar la eficiencia energética y reducir los costos operativos, aumentando la
competitividad del GH [7]. Además, Nasser y Hassan identifican que un incremento en la tasa de
interés reduce el LCOH debido a una mayor tasa de descuento aplicada a los costos futuros. Sin
embargo, la inflación actúa en sentido contrario: un aumento del 1 % en la tasa de inflación puede
elevar el LCOH en hasta un 4 %, afectando la rentabilidad a largo plazo [11].
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Análisis técnico y económico
La viabilidad comercial del GH enfrenta desafíos económicos significativos, particularmente
en cuanto a su competitividad frente a otras fuentes energéticas. Estudios recientes han evaluado
distintas configuraciones fotovoltaicas —fijas, de seguimiento a un eje y doble eje—
considerando parámetros como irradiación solar, eficiencia del sistema y capacidad operativa de
los electrolizadores.
Uno de los indicadores clave es el LCOH, que representa el costo promedio de producción de
GH a lo largo de la vida útil del sistema. Esta métrica considera la inversión inicial (CAPEX), los
gastos operativos (OPEX), el consumo energético y la eficiencia del sistema [21].
Factores que afectan el LCOH:
• CAPEX: Incluye la inversión en paneles solares, turbinas eólicas, sistemas de electrólisis,
almacenamiento y componentes del balance de planta (BOP). La selección de tecnologías
como PEM impacta fuertemente este valor [18], [6].
• OPEX: Engloba los costos de operación, mantenimiento y reemplazo de componentes, así
como la infraestructura de almacenamiento y transporte. La eficiencia puede optimizarse
mediante sistemas de monitoreo y mantenimiento predictivo [18], [6].
• Costo de electricidad: Las regiones con mayor disponibilidad de energía renovable tienden a
tener un LCOH más bajo [6].
• Eficiencia del sistema: Una electrólisis eficiente reduce el consumo energético y de agua,
optimizando los costos operativos [6], [7].
• Incentivos y subsidios: Programas gubernamentales, subsidios fiscales y tarifas preferenciales
pueden reducir significativamente el LCOH y mejorar la competitividad del GH frente a otras
fuentes [18], [6].
La Ecuación 1, para el cálculo del LCOH, tal como se expone en [6], es:
 =
∑
(
 +  +   í
)
∑
(
ó   ℎó
)
(1)
Donde:
CAPEX = Costo de inversión inicial.
OPEX= Costos operativos anuales.
Costo de Energía = Costo de electricidad consumida.
Producción total de hidrógeno = Cantidad total de hidrógeno generado durante la vida útil de la
planta.
Retorno de inversión (IRR) y flujo de caja: El análisis en [11] mostró que los sistemas de
recuperación de calor residual ofrecen el mejor retorno de inversión, con un PBP de 2,1 años y
una IRR de hasta 48,15%, mientras que los sistemas solares presentan un PBP mayor, oscilando
entre 11,1 y 16,9 años, debido a los costos de capital más altos.
Desarrollo de infraestructuras de almacenamiento y distribución
El almacenamiento de hidrógeno es una de las principales barreras técnicas y económicas para
su implementación a gran escala. Se evalúan múltiples opciones, entre ellas el almacenamiento
en estado gaseoso, líquido, en forma de amoniaco, hidruros metálicos y soluciones subterráneas,
cada una con diferentes niveles de madurez tecnológica y viabilidad económica [6], [1].
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Entre los métodos existentes, el almacenamiento en estado gaseoso se realiza a alta presión
(350–700 bar), lo que requiere infraestructura resistente y materiales avanzados para garantizar
la seguridad. No obstante, el proceso de compresión consume energía adicional, reduciendo la
eficiencia del sistema [22].
El almacenamiento en estado líquido implica enfriar el hidrógeno a temperaturas criogénicas
(-253 °C), lo que conlleva un alto consumo energético y pérdidas por evaporación. La Figura 11
muestra un esquema de un tanque de almacenamiento criogénico, tecnología que, si bien es
efectiva, aún requiere mejoras para ser viable económicamente [23].
Figura 11. Esquema de un tanque de almacenamiento de hidrógeno líquido [23].
Otra opción en desarrollo es el almacenamiento en materiales sólidos, utilizando hidruros
metálicos o materiales adsorbentes. Estos permiten una mayor densidad de almacenamiento y
menor riesgo de fugas. Las perovskitas, por ejemplo, han demostrado alta capacidad de absorción,
estabilidad estructural y seguridad, aunque aún presentan retos relacionados con la liberación
controlada del hidrógeno [22], [24].
Finalmente, la conversión de redes de gas natural para el transporte de hidrógeno es una
estrategia en evaluación, orientada a aprovechar infraestructuras existentes y reducir costos
logísticos [22].
Integración y control del sistema
El desarrollo de sistemas de control integrados es esencial para garantizar la producción
eficiente de GH y la estabilidad de la red eléctrica [6]. El dimensionamiento adecuado de los
paneles solares y del sistema de almacenamiento en baterías es clave para lograr un suministro
energético continuo [25].
Hidrógeno Líquido
Bo mb a
Aislante
Válvula de alivio
De Presión
Estructura de Soporte
Espacio de conexión
del Tanque
Línea de Combu stible
Línea de Abastecimiento
Vacío
de ai re
Admis ión
Fondo Doble
Cos tado Do ble
Dique
Gas
Evap orado
Captura de Gas
Evap orado
Escu do de enfriamiento
Por vapor
Sala de preparación
de combustible
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Los microinversores optimizan la conversión de corriente a nivel de cada panel, mejorando la
integración con la red eléctrica [7]. Además, los algoritmos de control inteligente permiten
gestionar el flujo de energía entre los componentes del sistema —paneles, baterías,
electrolizadores— para maximizar el rendimiento [25].
La implementación de sistemas de monitoreo en tiempo real permite la detección temprana
de fallos y el mantenimiento predictivo, reduciendo costos de operación y aumentando la
disponibilidad del sistema [7]. Asimismo, el almacenamiento energético permite operar los
electrolizadores durante períodos de baja demanda, optimizando el uso de energía renovable.
En términos eléctricos, los rectificadores de tiristores generan ondulaciones de corriente que
pueden afectar la eficiencia del electrolizador por calor adicional. Los rectificadores basados en
IGBT, en cambio, presentan menores ondulaciones y mejor eficiencia global [26]. En cuanto a
las pérdidas de potencia, los rectificadores de tiristores mantienen pérdidas constantes debido a
una corriente estable, mientras que los IGBT presentan pérdidas crecientes con el voltaje por
conmutaciones a alta frecuencia [26].
La Figura 12 muestra un sistema independiente de producción de GH con unidad de
almacenamiento, que integra el control, los paneles solares, el electrolizador y el almacenamiento
[27].
Políticas y normativas de apoyo
La adopción del GH está siendo respaldada por gobiernos e instituciones internacionales
mediante marcos regulatorios, incentivos fiscales y estándares de certificación, orientados a
acelerar su despliegue y asegurar su sostenibilidad [1].
Proyectos piloto y escalabilidad industrial
Se han implementado proyectos piloto en distintas regiones del mundo para demostrar la
viabilidad técnica y económica de la producción de GH mediante energía solar [1]. La
modularidad de los sistemas fotovoltaicos —especialmente los bifaciales— permite ampliar
progresivamente la producción sin inversiones iniciales elevadas, facilitando una adopción por
etapas [7].
Figura 12. Sistema independiente con unidad de almacenamiento de hidrógeno [27].
d/dt
Sensor de
Posición
ω
W
H
2
Seguidor de Máxima Potencia
Diodo
Rectificad or
V
d
S
n
I
fv
SOFC
PMSG
Convertidor Boost
I
SOFC
Ss
I
fc
Batería
I
bat
Q
1
Q
2
I
g
V
dc
I
dc
C
dc
C
dc
Inversor
IGBT
PWM
Inversor
del lado
de la carga
Electrolizador
S
d
S
e
Convertidor Buck
V
e
H
2
Filtro LC
PCC/
AC Bus
C
f
L
f
Carga 1
Carga 2
Carga 3
I
d
I
w
Convertidor DC-DC
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La interconexión de estos sistemas con la red eléctrica permite aprovechar los excedentes y
almacenarlos para uso posterior, contribuyendo a la flexibilidad y eficiencia del sistema. Esta
estrategia reduce riesgos operativos y económicos, y permite validar el rendimiento a distintas
escalas.
Desafíos de la escalabilidad:
• Infraestructura de almacenamiento y transporte: La falta de infraestructura adecuada para
manejar hidrógeno de forma segura limita su expansión. Las tecnologías actuales como
tanques de alta presión o criogénicos requieren grandes inversiones [18], [7]
• Intermitencia de fuentes renovables: La variabilidad solar afecta la producción continua
de GH, lo que exige sistemas de almacenamiento energético eficientes [18].
• Altos costos iniciales: A pesar de la modularidad, los elevados costos de infraestructura y
tecnologías avanzadas pueden ser una barrera en etapas iniciales [7].
• Requisitos regulatorios y de seguridad: La producción, almacenamiento y transporte de
GH deben cumplir normativas estrictas, lo que implica tiempos prolongados de
implementación y posibles barreras a la estandarización internacional [7], [18].
Factores que afectan la viabilidad del proyecto
La irradiación solar y la velocidad del viento son factores climáticos determinantes en la
producción de energía renovable, así como en la viabilidad del GH [6]. Además, los costos de
capital —especialmente por paneles y electrolizadores— representan las mayores inversiones
iniciales, que pueden ser mitigadas mediante subsidios e incentivos gubernamentales.
Soluciones para mejorar la viabilidad a largo plazo:
• Políticas públicas favorables: establecer marcos regulatorios estables e incentivos fiscales
que reduzcan las barreras de entrada y fomenten la inversión privada [18].
• Innovación tecnológica: promover la investigación en nuevos materiales para
electrolizadores, estrategias de almacenamiento renovable y herramientas de simulación
para optimizar el sistema antes de su implementación [18], [22].
• Colaboraciones público-privadas: establecer alianzas estratégicas entre gobiernos,
universidades y empresas para desarrollar la infraestructura necesaria [18].
• Desarrollo de mercados de hidrógeno: crear redes logísticas eficientes para abastecer
sectores clave como el transporte, la industria química y la generación eléctrica [18].
3.4 Aplicaciones del hidrógeno verde
Almacenamiento de energía renovable
El hidrógeno verde puede almacenarse y posteriormente convertirse nuevamente en
electricidad mediante celdas de combustible [3]. Estas representan una tecnología fundamental
para la transición hacia una economía limpia, ya que convierten el hidrógeno en electricidad con
emisiones prácticamente nulas. Debido a su alta eficiencia y flexibilidad operativa, han sido
adoptadas en sectores como el transporte, la generación estacionaria de energía y aplicaciones
industriales [28].
Las celdas de combustible operan a través de una reacción electroquímica entre hidrógeno y
oxígeno, produciendo electricidad, agua y calor como subproductos. La Figura 13 muestra la
estructura general de una celda de combustible [29]. Existen diferentes tipos, cada uno adaptado
a condiciones específicas de operación y aplicación [19]:
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• PEMFC (membrana de intercambio de protones): usadas en vehículos eléctricos,
dispositivos portátiles y sistemas de respaldo.
• SOFC (óxido sólido): para generación estacionaria e industrial.
• AFC (celda alcalina): en aplicaciones aeroespaciales y de respaldo.
• MCFC (carbonato fundido): en generación a gran escala.
• PAFC (ácido fosfórico): en sistemas comerciales e industriales distribuidos.
Figura 13. Estructura general de un Fuel Cell [29].
Además, el uso del hidrógeno verde se está extendiendo a procesos industriales. La Figura 14
presenta un diagrama de una planta siderúrgica que utiliza hidrógeno como sustituto del carbón
en la producción de acero [30].
Figura 14. Diagrama de una planta de producción de acero usando hidrógeno verde [30].
-
+
+
-
-
-
-
-
+
+
H
H
+
+
H
Carga
Eléctrica
Entrada de Oxigeno
Entrada de Hidrógeno
Ánodo
Cátodo
Electrolito
Salida de Calor y Agua
Movimiento de Electrones
Salidas de la Celda de
Combustible
Electrones
Protones
Iones de Hidrógeno
Entradas de la Celda de
Combustible
-
+
H
Leyenda
Paneles FV
Alimentador
Del Colector
Compresor
Calentador
Bomba
7
8
1
Tanque de O2
Red Eléctrica
Válvula
9
11
5
3
Agua
28
12
Oxido de Hierro
13
29
30
10
Válvula
Tanque
de H2
18
6
4
2
18
Escoria
Electricidad
Agua
Hidrógeno
Oxigeno
HDRI
Gas natural
Aire amb
Gases Calientes
Acero Líquido
Cal
27
26
25
24
Soplador
23 22
Intercambiador
De Calor
19
15
Chatarra
Caliente
Precalenta miento
De Chatarra
Trasportadora
Con Oscilación
14
Calor
16
17
20 21
Carga
de TES
Descarga
de TES
SOE
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3.5 Desafíos y perspectivas futuras
Desafíos técnicos
Entre los principales retos se encuentra la mejora en la durabilidad de los electrolizadores, el
incremento de su eficiencia energética y la reducción de costos operativos [3]. La Figura 15 ilustra
un sistema de electrólisis PEM, uno de los más estudiados en la actualidad por su eficiencia y
tiempo de respuesta [31].
Figura 15. Sistema de electrólisis PEM [31].
El almacenamiento de energía también representa un reto clave en la transición energética. El
hidrógeno es una de las soluciones más prometedoras para abordar la intermitencia de las fuentes
renovables. Su integración en sistemas híbridos que combinen solar, eólica y almacenamiento en
baterías permite mejorar la estabilidad de la red y maximizar la eficiencia energética [32].
Según lo indicado en [33], la optimización simultánea de temperatura y voltaje es esencial
para mejorar el rendimiento de los electrolizadores. El estudio recomienda el uso de membranas
avanzadas y una adecuada gestión del flujo de reactantes para superar los principales obstáculos
técnicos.
Desafíos económicos
La competitividad del hidrógeno verde frente a fuentes fósiles aún depende fuertemente de
subsidios e incentivos gubernamentales [3]. La reducción de los costos de los paneles solares y el
aumento en la eficiencia de los electrolizadores son medidas clave para disminuir el LCOH.
Asimismo, la mejora en la infraestructura de almacenamiento impacta positivamente en la
reducción de costos operativos [6].
Tendencias futuras
El desarrollo de nuevos catalizadores asequibles y la integración de sistemas de electrólisis
con redes inteligentes se perfilan como prioridades en el corto y mediano plazo [3]. Según lo
expuesto en [34], una planificación óptima de los parques de energía renovable es fundamental
para garantizar la eficiencia en la producción de hidrógeno verde.
Por otro lado, en [35] reportan que los electrolizadores de membrana de intercambio aniónico
(AEM-WE) con membranas Aemion+® pueden operar de forma estable durante más de un año,
con mínima degradación y alta eficiencia. Esta tecnología representa una alternativa competitiva
frente a los sistemas PEM-WE y AWE, destacando por sus menores costos de capital y operación.
Sistema η
sis
Stack η
stack
Q perdida
Pre-
calentamiento
T
stack
P
calor
U
celda
I
Reactor de la celda
Separador
de Membrana
P
cat
Flash
Catódico
Flash
Aniónico
P
comp
Compresor
Intercooler
Enfriamiento
Pre-Compresión
Compresión Multietapa
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4. DISCUSIÓN
Los resultados derivados de esta revisión bibliográfica permiten identificar avances, desafíos
y oportunidades clave para el desarrollo sostenible del GH basado en energía solar. La eficiencia
del proceso de producción depende en gran medida de la tecnología de electrólisis empleada y de
la disponibilidad y calidad del recurso solar en el sitio de implementación.
Entre las tecnologías analizadas, los electrolizadores SOEC han demostrado rendimientos
superiores, con una eficiencia de hasta el 91 %, lo que los posiciona como una alternativa
prometedora para aplicaciones industriales a gran escala. No obstante, su implementación
enfrenta obstáculos asociados a su elevado costo y a la necesidad de materiales capaces de operar
en condiciones térmicas extremas. En contraste, los electrolizadores PEM alcanzan eficiencias de
aproximadamente 66 % y presentan ventajas en cuanto a tiempos de respuesta y flexibilidad
operativa, siendo preferidos para aplicaciones dinámicas o descentralizadas.
Desde una perspectiva económica, el LCOH varía significativamente dependiendo de la
tecnología utilizada y la configuración del sistema. Los CAPEX se sitúan entre 1.500 y 2.200
USD/kW, mientras que los OPEX representan entre el 3 % y el 5 % del CAPEX. La inclusión de
incentivos gubernamentales, mecanismos de financiamiento sostenibles y el aprovechamiento de
economías de escala se perfilan como estrategias decisivas para reducir el LCOH, haciéndolo
competitivo frente a fuentes fósiles. Además, se ha observado que factores macroeconómicos
como la inflación y las tasas de interés influyen directamente en la viabilidad financiera de los
proyectos.
En cuanto al almacenamiento, se identificaron tres métodos principales: almacenamiento en
estado gaseoso, líquido y en materiales sólidos. El almacenamiento en estado gaseoso, aunque
ampliamente utilizado, requiere altas presiones (hasta 700 bar) y materiales estructurales
avanzados. El almacenamiento en estado líquido, si bien ofrece mayor densidad energética,
conlleva altos costos energéticos asociados a procesos criogénicos. Por otro lado, el
almacenamiento en materiales sólidos, como hidruros metálicos o perovskitas, representa una
alternativa emergente con importantes beneficios en términos de seguridad y estabilidad
estructural, aunque requiere superar desafíos técnicos relacionados con la cinética de absorción y
liberación del hidrógeno.
Uno de los hallazgos más relevantes de esta revisión es que la eficiencia del sistema puede
incrementarse hasta en un 33 % mediante la combinación de paneles solares bifaciales,
recubrimientos de alto albedo y microinversores. Esta estrategia permite una mayor captación de
radiación, optimización en la conversión energética a nivel de cada módulo y reducción de
pérdidas por sombreados parciales, lo que contribuye significativamente a garantizar un
suministro energético más estable y continuo para la electrólisis.
5. CONCLUSIONES
El GH producido a partir de energía solar se consolida como una solución clave en la
transición hacia sistemas energéticos sostenibles y libres de carbono. Esta tecnología tiene el
potencial de transformar sectores intensivos en emisiones, como la industria y el transporte,
mediante una fuente limpia, versátil y almacenable. La revisión muestra que tecnologías como
SOEC alcanzan eficiencias superiores al 90 %, mientras que los sistemas PEM destacan por su
flexibilidad operativa; sin embargo, su aplicación a gran escala sigue condicionada por aspectos
técnicos, económicos y logísticos
Uno de los principales desafíos es la reducción del LCOH, el cual depende de múltiples
factores como el precio de la electricidad renovable, la eficiencia de los electrolizadores y los
costos asociados al almacenamiento y transporte. En este sentido, se identificó que estrategias
como el uso de paneles solares bifaciales, recubrimientos de alto albedo y microinversores
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permiten mejorar la eficiencia del sistema hasta en un 33 %, reduciendo así el LCOH y mejorando
la estabilidad del suministro energético.
Además, el análisis reveló que la hibridación de tecnologías renovables, junto con sistemas
inteligentes de control y almacenamiento —incluyendo soluciones basadas en hidruros metálicos
o criogenia—, es esencial para mitigar la intermitencia de las fuentes solares y asegurar una
producción continua y eficiente de GH. No obstante, estas tecnologías deben superar desafíos
relacionados con su escalabilidad, seguridad y viabilidad técnica.
Los resultados también subrayan que una reducción sostenida del LCOH solo será posible si
se combinan mejoras tecnológicas con medidas regulatorias y esquemas de inversión adecuados.
Finalmente, la colaboración estratégica entre gobiernos, industria y comunidad científica será
crucial para superar las barreras identificadas. Este enfoque coordinado puede facilitar el
desarrollo de infraestructura, reducir los costos de implementación y fomentar aplicaciones
concretas en sectores de alta demanda energética.
AGRADECIMIENTOS: Los autores agradecen a la Universidad de Cuenca por facilitar el
acceso al Laboratorio de Micro-Red, Facultad de Ingeniería, en cuyas instalaciones se realizó la
presente investigación.
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