La eficiencia del hidrógeno rosa internacional es diferente en los distintos paises lideres en energía de hidrógeno. Su producción depende de las horas de funcionamiento del electrolizador. Operar 8.000 horas anuales reduce drásticamente el coste nivelado frente a un uso intermitente.

Es técnicamente sencillo conectar un electrolizador a una central nuclear. El desafío real reside en el modelo de negocio, el precio final y la regulación.

El hidrógeno rosa en el panorama internacional

Suecia

Suecia es el país pionero con el caso Oskarshamn–Linde, considerado el primer contrato comercial explícito de hidrógeno “rosa” en Europa. El proyecto demuestra que es técnicamente trivial conectar un electrolizador a una central nuclear. El reto está en el modelo de negocio, el precio del hidrógeno y la regulación (etiquetado, certificación de origen, elegibilidad como “renovable” o “bajo en carbono”).

Francia: hidrógeno rosa en su estrategia nacional

Francia ha sido el principal defensor dentro de la UE de que el hidrógeno rosa producido con energía nuclear sea reconocido como bajo en carbono y cuente para objetivos climáticos. Nueve países liderados por Francia solicitaron a la Comisión que el hidrógeno de origen nuclear se considere “verde” a efectos de los objetivos y ayudas, al menos en condiciones determinadas.

La revisión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno de Francia el pasado año, ha publicado que mantiene un presupuesto de 9.000 M€ hasta 2030. El plan incluye explícitamente la integración de nuclear para mejorar la eficiencia de electrólisis (hasta ~85% utilizando calor residual) en nuevos reactores. Manifiesta una visión de “hidrógeno descarbonizado”, no solo renovable. Políticamente, Francia impulsa una alianza pro‑nuclear en la UE para que el hidrógeno rosa no quede discriminado frente al verde, aunque el compromiso final de la Directiva de Energías Renovables (RED III) sigue sin clasificarlo como “renovable” estrictamente.

Unión Europea

La posición de la UE es compleja. Las reglas delegadas de hidrógeno verde exigen que el hidrógeno “renovable” use electricidad de fuentes renovables (no nuclear), con criterios de adicionalidad, correlación temporal y geográfica. No obstante, la Comisión abrió la puerta a que parte del hidrógeno nuclear pueda contar para objetivos de descarbonización y recibir ciertas ayudas, siempre que se demuestre reducción de emisiones del 70% frente al hidrógeno fósil.

De momento, el hidrógeno rosa es reconocido como bajo en carbono, pero no entra en la categoría de “renovable”. Esto condiciona su acceso a determinados esquemas de apoyo, aunque abre hueco en otros. Por ejemplo: contratos por diferencia de hidrógeno de bajas emisiones, estándares industriales, taxonomías verdes nacionales.

Reino Unido

El Reino Unido tiene una estrategia de hidrógeno de bajas emisiones tecnológica y color‑neutral. La Civil Nuclear Roadmap 2050 plantea cuadruplicar la capacidad nuclear del país a 24 GW en 2050 y destaca que los reactores avanzados pueden aportar calor y vapor de alta temperatura para producir hidrógeno.

Reino Unido ve el acoplamiento nuclear‑hidrógeno (hidrógeno rosa y, a futuro, termoquímico) como vía para descarbonizar sectores industriales, con apoyo a I+D en HTGR y SMR. Actualemente, no hay todavía una planta de hidrógeno rosa a gran escala en operación en Reino Unido, pero sí estudios y anteproyectos. Por ejemplo, análisis de EDF en Heysham, y apoyo a HTGR para hidrógeno en el marco de Great British Nuclear.

Estados Unidos 

Estados Unidos es el país que más claramente ha empezado a “industrializar” el concepto de hidrógeno nuclear. El DOE está financiando 4 proyectos de demostración de producción de hidrógeno en centrales nucleares existentes (Nine Mile Point, Davis‑Besse, Palo Verde y un proyecto con Xcel/Bloom Energy). La unidad de Nine Mile Point ya produce hidrógeno desde 2023. El resto de proyectos buscan demostrar operación flexible de los electrolizadores y analizar el modelo de negocio (uso interno vs. venta al mercado).

En 2024 el DOE seleccionó nuevos proyectos para expandir la producción de hidrógeno desde energía nuclear, enmarcados en los Regional Clean Hydrogen Hubs y otras convocatorias.

Regulatoriamente, el giro clave llega con la versión final de las normas del crédito fiscal para hidrógeno limpio. Las reglas iniciales prácticamente excluían a los reactores nucleares existentes al exigir que la electricidad fuera de nueva capacidad instalada en una ventana de tres años. En la versión final, el Tesoro introduce excepciones que permiten que centrales nucleares “en riesgo de cierre” puedan considerarse capacidad incremental, hasta 200 MW por reactor, abriendo así el acceso al crédito de hasta 3 $/kg H₂ para proyectos de hidrógeno rosa que salven centrales de su cierre anticipado.

En conjunto, EE. UU. está configurando un entorno muy favorable para que operadores nucleares exploren el hidrógeno rosa como nuevo flujo de ingresos y herramienta para prolongar la vida económica de las plantas.

Canadá

Canadá está algo por detrás en proyectos físicos, pero avanzando en planificación. Bruce Power y el Nuclear Innovation Institute impulsan desde 2022–2025 estudios de viabilidad para producir hidrógeno con la energía de la central de Bruce, con el objetivo declarado de convertir la región en un “hub de excelencia” para tecnologías de hidrógeno vinculadas a nuclear.

El enfoque canadiense se basa en aprovechar un sistema eléctrico ya muy descarbonizado y en usar hidrógeno para gestionar excedentes y aportar servicios a red.

Japón

Japón no habla tanto en términos de “hidrógeno rosa”, pero sí ha sido pionero en desarrollar y probar procesos termoquímicos para hidrógeno usando el reactor de alta temperatura HTTR (ciclo yodo‑azufre), con demostraciones continuas de producción en la década pasada, con objetivo de costes <3 $/kg hacia 2030.

Incluir explícitamente la combinación de reactores nucleares y producción de hidrógeno dentro de sus estrategias de descarbonización y seguridad energética, a través de su Plan Estratégico de Energía y de un gran programa de subvenciones (3 billones de yenes en 15 años) para cadenas de hidrógeno y amoniaco de bajas emisiones.

En la práctica, la prioridad actual de Japón está más en amoniaco bajo en carbono para generación eléctrica y en hidrógeno azul/verde importado, pero el marco de apoyo es tecnológicamente neutral, lo que deja espacio para proyectos de hidrógeno nuclear en el futuro si la flota nuclear se estabiliza.

Corea del Sur

Corea del Sur y otros países con flota nuclear significativa (China, Rusia) estudian el acoplamiento nuclear‑hidrógeno, a menudo dentro de líneas de I+D en reactores avanzados y sistemas híbridos, pero los proyectos concretos siguen mayoritariamente en fase conceptual o de piloto de muy pequeña escala.