Convierte el calor residual de la electrólisis en un recurso útil para desalar agua, mejorando un 14,4 % la eficiencia y reduciendo la dependencia de agua dulce.
- 🌊 Agua de mar como materia prima.
- ⚡ Sistema integrado de 250 kW.
- 💧 31,6 kg de agua dulce por hora.
- 🧪 Hidrógeno con una pureza del 99,9999 %.
- ♻️ Calor residual recuperado para desalar.
- 📈 14,4 % más de eficiencia eléctrica del sistema.
- ⏱️ Piloto previo estable durante 100 días.
¿Por qué importa?
Producir hidrógeno verde cerca del mar plantea una paradoja: existe agua en abundancia, pero los electrolizadores convencionales necesitan agua de buena calidad y las sales del océano complican enormemente el proceso. Investigadores chinos han optado por una vía distinta. En vez de intentar que el electrolizador soporte directamente el agua salada, aprovechan el calor que genera el propio equipo para producir el agua dulce que necesita.
El resultado es un sistema de 250 kW que obtiene simultáneamente hidrógeno y agua dulce del agua de mar, recuperando una energía térmica que normalmente acabaría disipándose al ambiente.
El truco está en no electrolizar directamente el agua de mar
A primera vista podría parecer otro avance en electrólisis directa de agua salada. No lo es. Y esa diferencia resulta bastante importante.
El agua de mar contiene cloruros, calcio, magnesio y muchas otras sustancias que pueden provocar corrosión, incrustaciones, reacciones químicas indeseadas y degradación de los componentes del electrolizador. Conseguir que electrodos y membranas trabajen durante miles de horas en esas condiciones continúa siendo un desafío.
El equipo del Dalian Institute of Chemical Physics (DICP), perteneciente a la Academia China de Ciencias, ha evitado enfrentarse directamente a ese problema.
Su propuesta, denominada STHW —Seawater to Hydrogen and Fresh Water—, combina dos tecnologías conocidas: electrólisis alcalina del agua y destilación al vacío a baja temperatura.
La innovación está en cómo se conectan ambas.
El electrolizador trabaja con agua dulce y produce hidrógeno. Durante ese proceso también genera calor. En una instalación convencional, buena parte de ese calor de baja temperatura tiene poco valor práctico y debe evacuarse mediante sistemas de refrigeración.
Aquí pasa a tener trabajo.
Una pequeña simbiosis entre agua y energía
La destilación convencional necesita calentar agua hasta provocar su evaporación, algo energéticamente costoso. Reduciendo la presión dentro del sistema, el agua puede evaporarse a temperaturas mucho menores.
Ahí encaja el calor residual del electrolizador.
Según los investigadores, los equipos comerciales de electrólisis alcalina pueden transformar aproximadamente un 30 % de la electricidad consumida en calor de baja temperatura, alrededor de 80-90 °C. Habitualmente hay que eliminarlo mediante refrigeración.
El diseño STHW lo conduce hacia una unidad de destilación al vacío.
El agua se evapora dejando atrás gran parte de las sales y posteriormente se condensa. Se obtiene así agua dulce adecuada para alimentar la electrólisis y, cuando existe suficiente producción, también agua adicional.
En términos de ingeniería, la ventaja está en hacer dos trabajos con la misma energía.
Primero 20 kW. Después, 250 kW
Otro aspecto que da peso al trabajo es su escala.
Antes de construir el sistema de 250 kW, los investigadores desarrollaron una instalación piloto industrial de 20 kW. Produjo 3,8 Nm³ de hidrógeno por hora y 1,2 kg de agua dulce por hora.
Más importante todavía: permaneció en funcionamiento estable durante 100 días.
Ese ensayo permitió comprobar que la integración entre electrólisis y desalación podía mantenerse durante periodos prolongados, algo bastante más relevante para una futura instalación industrial que obtener una eficiencia elevada durante unas pocas horas.
Después llegó el salto de escala.
La instalación de 250 kW alcanzó una producción de 48 Nm³ de hidrógeno por hora, con una pureza del 99,9999 %, mientras generaba 31,6 kg de agua dulce por hora.
La mejora del 14,4 % necesita una explicación
Es fácil interpretar mal esta cifra.
Los investigadores no afirman que el electrolizador produzca un 14,4 % más de hidrógeno simplemente por utilizar agua de mar. La mejora corresponde a la eficiencia eléctrica global del sistema integrado frente a una electrólisis alcalina convencional alimentada con agua dulce.
La razón está precisamente en la integración térmica.
En el esquema convencional, primero habría que producir o suministrar agua suficientemente pura y posteriormente introducirla en el electrolizador. Además, habría que evacuar el calor generado por este último.
En el nuevo diseño, parte de esa energía térmica se recupera y se convierte en un recurso útil para la desalación.
El estudio incluye además un análisis tecnoeconómico. Los cálculos de los investigadores apuntan a una mayor rentabilidad potencial frente al esquema tradicional en el que desalación y electrólisis funcionan como procesos consecutivos independientes. Es una proyección basada en el modelo estudiado, no una demostración todavía de competitividad comercial a gran escala.
Agua dulce e hidrógeno dejan de competir por el mismo recurso
Este punto puede terminar siendo incluso más importante que la mejora energética.
Una expansión importante del hidrógeno verde requeriría también grandes cantidades de agua. En zonas húmedas puede resultar manejable. En regiones áridas con enormes recursos solares y eólicos, la cuestión cambia.
Muchas de las regiones con mejores condiciones para producir hidrógeno renovable se encuentran precisamente en territorios secos o costeros.
Utilizar agua potable para fabricar combustible puede generar conflictos con el abastecimiento urbano, la agricultura o los ecosistemas. El sistema desarrollado en Dalian plantea otro escenario: la propia instalación obtiene del mar el agua necesaria para funcionar y simultáneamente genera un excedente de agua dulce.
No convierte una planta de hidrógeno en una gran desaladora. Con 31,6 kg/h, la instalación de 250 kW produce una cantidad modesta de agua frente a una planta desaladora municipal. Su importancia está en demostrar que el consumo hídrico del electrolizador puede integrarse dentro del propio proceso.
Una posible pareja para la eólica marina
La tecnología adquiere especial sentido cerca de grandes fuentes renovables costeras.
Un parque eólico marino podría suministrar electricidad a electrolizadores situados en tierra o integrados en infraestructuras portuarias. El agua necesaria estaría literalmente al lado.
También podría aplicarse alrededor de puertos, plantas químicas, acerías, instalaciones de producción de amoniaco o polos industriales costeros donde exista demanda estable de hidrógeno.
La combinación evita transportar grandes volúmenes de agua dulce hasta la instalación y reduce la necesidad de construir una desaladora independiente dedicada exclusivamente a alimentar los electrolizadores.
Eso no significa que desaparezcan las infraestructuras auxiliares. Hay bombas, intercambiadores, sistemas de vacío, tratamiento del agua y gestión de salmuera. La ventaja reside en integrarlos térmicamente.
La salmuera continúa estando ahí
Desalar agua de mar tiene una consecuencia inevitable: si se retira agua dulce, las sales permanecen en una corriente más concentrada.
Los investigadores plantean que esa salmuera podría aprovecharse para recuperar sal, bromo e incluso uranio, convirtiendo una corriente residual en materia prima para otros procesos.
Es una posibilidad interesante, aunque conviene separar potencial de realidad industrial.
La recuperación económicamente viable de sustancias presentes en concentraciones pequeñas depende de la escala, la composición del agua, el coste energético, la tecnología de separación y el mercado de los materiales recuperados.
Por tanto, la existencia de esos elementos en la salmuera no significa automáticamente que su extracción vaya a resultar rentable.
No compite exactamente con la electrólisis directa de agua de mar
En los últimos años se han presentado electrodos, membranas y recubrimientos capaces de soportar mejor los cloruros y otras impurezas presentes en el océano. La aspiración es atractiva: introducir agua marina directamente en el electrolizador y eliminar la desalación.
STHW sigue otra filosofía.
Utiliza electrólisis alcalina, una tecnología industrial madura, y mantiene las sales lejos del electrolizador. En lugar de desarrollar un equipo completamente nuevo capaz de resistir un medio extremadamente agresivo, reorganiza energéticamente tecnologías conocidas.
Puede parecer menos espectacular. Desde el punto de vista industrial, esa aparente sencillez podría ser precisamente una fortaleza.
Potencial
La aplicación más lógica estaría en grandes polos de hidrógeno renovable próximos a la costa, donde coincidan electricidad solar o eólica abundante, acceso al mar y consumidores industriales de hidrógeno.
Integrar desalación, recuperación de calor y electrólisis puede reducir infraestructuras duplicadas. También permitiría diseñar futuras plantas pensando simultáneamente en energía y agua, dos recursos que normalmente se gestionan por separado.
En regiones con estrés hídrico, producir hidrógeno sin competir por agua dulce puede mejorar la aceptación de determinados proyectos y evitar una presión adicional sobre recursos ya escasos.
El paso decisivo será demostrar el sistema durante periodos mucho más largos y a escala de megavatios. Si mantiene las mejoras observadas al crecer, podría convertirse en una alternativa pragmática frente a la electrólisis directa del agua de mar: menos empeño en domesticar químicamente el océano y más en aprovechar mejor la energía disponible.
A veces, la eficiencia está justo ahí. En el calor que hasta ahora se tiraba.
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Cómo funciona
El sistema STHW combina electrólisis alcalina y destilación al vacío de baja temperatura. La electricidad alimenta el electrolizador, que produce hidrógeno y genera calor residual. Ese calor se conduce al módulo de desalación, donde ayuda a evaporar agua de mar a baja presión. El vapor se condensa como agua dulce. Parte vuelve al electrolizador y el excedente puede utilizarse externamente.
En cifras
- 250 kW de potencia en el sistema de mayor escala probado.
- 48 Nm³/h de hidrógeno.
- 31,6 kg/h de agua dulce.
- 99,9999 % de pureza del hidrógeno.
- 14,4 % de mejora de la eficiencia eléctrica del sistema frente a electrólisis alcalina convencional con agua dulce.
- 100 días de operación estable demostrados previamente en el piloto industrial de 20 kW.
Qué tiene de diferente
La innovación no consiste en electrolizar directamente agua de mar. Recupera el calor residual de un electrolizador alcalino para producir mediante destilación el agua dulce que necesita el propio electrolizador, obteniendo además agua adicional.
Comparación directa con la tecnología convencional
Sistema convencional: agua dulce o previamente desalinizada → tratamiento → electrolizador → hidrógeno + calor residual que debe evacuarse.
Sistema STHW: agua de mar → desalación impulsada parcialmente por calor residual → agua dulce → electrolizador → hidrógeno + nuevo calor reutilizado por la desalación.
La diferencia esencial es la integración energética entre ambos procesos.
Limitaciones
La demostración de mayor escala alcanza 250 kW, todavía lejos de las plantas comerciales de hidrógeno de decenas o cientos de megavatios.
El funcionamiento continuado durante 100 días corresponde al piloto de 20 kW, por lo que todavía debe demostrarse una durabilidad equivalente a escala superior y durante periodos de años.
La tecnología tampoco elimina la producción de salmuera concentrada. Su tratamiento, vertido o aprovechamiento deberá analizarse para cada emplazamiento.
La recuperación de sal, bromo o uranio planteada por los investigadores representa una posible valorización de esa corriente, pero su viabilidad económica a escala comercial no queda demostrada simplemente por este ensayo.
Finalmente, el beneficio climático del hidrógeno depende de que la electricidad utilizada tenga una huella de carbono suficientemente baja.
En qué fase se encuentra
Demostración tecnológica a escala de 250 kW, precedida por un piloto industrial de 20 kW operado de forma estable durante 100 días.
No se trata todavía de una planta comercial de hidrógeno a gran escala.
Quién está detrás
El trabajo está liderado por Dehui Deng y Yanting Liu, del Dalian Institute of Chemical Physics (DICP), perteneciente a la Chinese Academy of Sciences, en China. Entre los autores principales del estudio figuran también Shang Jiang y Peixin Zhu.
Fuente de los datos
Los resultados proceden de un estudio experimental revisado por pares publicado en Nature Energy en septiembre de 2026, complementado por la información técnica divulgada por el Dalian Institute of Chemical Physics y la Chinese Academy of Sciences.
El artículo científico se titula “A 250-kilowatt system for co-production of hydrogen and fresh water from seawater”.
Vía Dalian Institute of Chemical Physics
Más información: A 250-kilowatt system for co-production of hydrogen and fresh water from seawater
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