• tiene la mayor densidad energética por unidad de masa de todos los combustibles,
• pero una densidad energética por unidad de volumen extremadamente baja.

En condiciones ambientales, el hidrógeno ocupa un volumen enorme. Incluso cuando se comprime a altas presiones (350–700 bar), sigue estando muy por debajo de los combustibles líquidos tradicionales en términos de energía almacenada por litro, como puede verse en la Figura 1. Esta limitación volumétrica es el principal reto del almacenamiento de hidrógeno y explica por qué se necesitan tanques grandes, presiones elevadas o tecnologías alternativas

A pesar de ello, el almacenamiento de hidrógeno comprimido es hoy la opción más sencilla y extendida, tanto en aplicaciones estacionarias como en movilidad, debido a su madurez tecnológica y a la rapidez de carga y descarga. Otras soluciones con menor grado de desarrollo y despliegue son el almacenamiento en sólidos, en líquidos orgánicos o el hidrógeno líquido a temperaturas criogénicas.

2. Compresión del hidrógeno: una etapa costosa pero necesaria

Para almacenar hidrógeno en forma gaseosa es imprescindible comprimirlo, lo que implica un coste energético relevante. La compresión del hidrógeno consume entre un 10 y un 18 % de su poder calorífico, muy por encima del coste de compresión de otros gases como el metano.

Las tecnologías de compresión se dividen en dos grandes grupos: compresores mecánicos y no mecánicos, presentados aquí de forma esquemática:

• Compresores mecánicos, que son los más utilizados hoy:
  • volumétricos (pistón, diafragma, tornillo),
  • hidráulicos.

Son tecnologías maduras, fiables, pero con consumos energéticos elevados.

• Compresores no mecánicos, basados en procesos térmicos o electroquímicos:
  • adsorción-desorción,
  • hidruros metálicos,
  • compresión electroquímica.

Son prometedores, pero aún presentan limitaciones de pureza, coste y escalabilidad.

En la realidad industrial, los niveles de presión más habituales son:

• 350 bar, para aplicaciones estacionarias o de menor escala,
• 700 bar, para movilidad y aplicaciones que requieren mayor densidad energética.

Elegir la presión óptima es un reto lleno de matices. Requiere un compromiso entre las consideraciones energéticas —buscando minimizar el trabajo de compresión—, los factores económicos y la seguridad. Encontrar el equilibrio entre estos objetivos dispares resulta crucial para cada aplicación, subrayando la necesidad de un enfoque a medida.

3. Materiales: el gran desafío

Los tanques de hidrógeno trabajan en condiciones extremas de presión y deben resistir un fenómeno crítico: la fragilización por hidrógeno.

El hidrógeno puede penetrar en ciertos metales, reduciendo su ductilidad y aumentando el riesgo de fisuras o rotura. En entornos de presión elevada, el efecto corrosivo del hidrógeno se intensifica. Por este motivo, la selección de materiales es un aspecto central en el diseño de los tanques.

Los principales grupos de materiales son:

• Metales, como el acero inoxidable austenítico, el aluminio o aleaciones de cobre, que muestran buena resistencia al hidrógeno.
• Polímeros, suelen presentar problemas de permeación debido al pequeño tamaño de la molécula de H₂. El polietileno de alta densidad (HDPE, por sus siglas en inglés), es un polímero que garantiza la estanqueidad del gas y presenta excelentes propiedades mecánicas.
• Materiales compuestos, formados por fibras (carbono, vidrio, aramida) embebidas en resinas (por ejemplo, epoxi) que permiten reducir peso y aumentar resistencia.

En la actualidad, los materiales compuestos son la línea de desarrollo más prometedora, aunque su coste sigue siendo elevado, especialmente en el caso de la fibra de carbono.

4. Tipos de tanques de hidrógeno comprimido

Los tanques se clasifican en cinco tipos, en función de su estructura y materiales (representados en las Figuras 2 y 3):

Tanques tipo I

• Totalmente metálicos.
• Son los más baratos y robustos, pero también los más pesados.
• Adecuados para almacenamiento estacionario.

Tanques tipo II

• Revestimiento metálico con refuerzo parcial de fibra. El metal garantiza la estanqueidad del gas y la carga estructural es compartida por igual entre las dos capas.
• Más ligeros que los tipo I, pero más caros.

Tanques tipo III

• Revestimiento metálico completamente envuelto en fibra de carbono. En este caso, el material compuesto de fibra de carbono soporta prácticamente toda la carga, mientras que el revestimiento ejerce la función de sellado.
• Mucho más ligeros y capaces de operar a altas presiones.
• Coste elevado, orientados a aplicaciones móviles.

Tanques tipo IV

• Revestimiento polimérico (normalmente HDPE, polietileno de alta densidad) y estructura portante de fibra de carbono.
• Muy ligeros y con altas densidades energéticas.

Tanques tipo V (en desarrollo)

• Totalmente fabricados en materiales compuestos, sin revestimiento interno.
• Aún no comerciales.
• Prometen menor peso y mayor eficiencia, pero con baja madurez tecnológica.

En general, a medida que se avanza de tipo I a tipo V, aumentan la densidad energética y el rendimiento, pero también el coste y el riesgo tecnológico.

5. Densidad volumétrica y gravimétrica: qué se gana y qué se pierde

Los avances en el diseño de tanques han permitido mejorar significativamente:

• la densidad volumétrica (energía almacenada por litro),
• la densidad gravimétrica (masa de hidrógeno frente a masa total del tanque).

Sin embargo, estas mejoras no son lineales ni gratuitas. Los tanques más avanzados:

• almacenan más hidrógeno por unidad de peso,
• pero requieren materiales caros y procesos de fabricación complejos.

Esto explica por qué no existe una solución universal, y la elección del tipo de tanque depende de la aplicación concreta.

6. Geometría de los tanques: más allá del cilindro

Tradicionalmente, los tanques de hidrógeno son cilíndricos o esféricos, por su facilidad de fabricación y buen comportamiento estructural.

Investigaciones recientes exploran geometrías toroidales, que:

• aprovechan mejor el espacio,
• reducen peso, ya que eliminan las cúpulas que sí tendría un tanque cilíndrico
• mejoran la distribución de tensiones.

Estas soluciones son especialmente interesantes para aplicaciones donde el espacio es limitado, aunque todavía se encuentran en fase de desarrollo.

7. H2FLOAT y consideraciones en entornos offshore

Este artículo de AtlantHy Academy nace en el marco del proyecto H2FLOAT, una iniciativa orientada a demostrar la viabilidad de la producción y el almacenamiento de hidrógeno en plataformas eólicas offshore. El proyecto aborda el desarrollo de componentes clave para generar hidrógeno mediante electrólisis de óxido sólido (SOEL) y su posterior almacenamiento (la parte que aquí nos ocupa) y transporte mediante portadores orgánicos líquidos.

H2FLOAT es fruto de la colaboración entre ATLANTHY, HIDRITEC WATER SYSTEMS, KERIONICS y BLUENEWABLES, y cuenta con el apoyo del Programa de Incentivos a la Cadena de Valor Innovadora y de Conocimiento del Hidrógeno Renovable, enmarcado en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.
El proyecto está financiado con fondos NextGenerationEU y gestionado por el IDAE, con una ayuda total concedida de 2.913.404,14 €, lo que supone un respaldo clave para el desarrollo de tecnologías estratégicas de hidrógeno renovable.

En AtlantHy Academy ya hemos tratado este tema en mayor detalle en otros artículos, como el post dedicado específicamente al concepto H2FLOAT, así como en las entradas Producción de hidrógeno offshore: ¿sueño lejano o futuro de la energía? y Proyectos de producción de hidrógeno offshore. En este apartado nos centramos únicamente en el encaje del almacenamiento de hidrógeno comprimido en instalaciones eólicas marinas.

Eólica offshore y almacenamiento de hidrógeno

La eólica marina ofrece ventajas claras frente a la eólica terrestre:

• recurso eólico más abundante y estable,
• menor impacto visual y acústico,
• disponibilidad de grandes áreas para el despliegue de potencia.

Sin embargo, estos beneficios vienen acompañados de mayores costes de instalación y mantenimiento, así como de importantes retos en el diseño de materiales y estructuras.

En términos generales, las instalaciones offshore pueden ser:

• estructuras fijadas al lecho marino, o
• estructuras flotantes.

Ambas tipologías operan en condiciones extremadamente exigentes durante toda su vida útil, entre ellas:

• ambiente salino,
• humedad constante,
• radiación UV,
• ciclos de inmersión y secado,
• abrasión por arena,
• cargas dinámicas del oleaje,
• presencia de microorganismos.

Tanques de hidrógeno en entornos marinos

El acero sigue siendo el material estructural más utilizado en la industria offshore, y también está presente en los tanques de hidrógeno tipo I y II, que cuentan con una mayor superficie metálica expuesta. Así, una ventaja de estas soluciones más maduras —y, por tanto, con mayor disponibilidad en el mercado— es que existe un amplio conocimiento previo del comportamiento del acero en ambientes marítimos.

No obstante, para garantizar su durabilidad, estos sistemas requieren:

• recubrimientos protectores (por ejemplo, pinturas anticorrosivas con resinas epoxi),
• protección catódica,
• mantenimiento frecuente.

Por su parte, los materiales compuestos, empleados en tanques más avanzados, presentan una mayor resistencia a la corrosión, pero deben diseñarse específicamente para soportar:

• radiación UV,
• envejecimiento ambiental,
• condiciones mecánicas severas.

En este contexto, la ubicación del sistema de almacenamiento en la plataforma (instalación interior o exterior) se convierte en un factor clave para garantizar la seguridad y la vida útil del sistema.

En resumen

El almacenamiento de hidrógeno comprimido en entornos offshore exige soluciones cuidadosamente adaptadas a las condiciones marinas. Proyectos como H2FLOAT permiten avanzar en la validación de estas tecnologías y en la integración del hidrógeno renovable en el futuro de la eólica marina.

8. Conclusión general

El almacenamiento de hidrógeno gaseoso comprimido es hoy la tecnología más utilizada por su simplicidad y fiabilidad. Sin embargo:

• su baja densidad volumétrica,
• el coste energético de la compresión,
• y los elevados costes de los tanques avanzados

siguen siendo barreras relevantes para su despliegue masivo.

La tendencia actual apunta a:

• mejorar materiales compuestos,
• optimizar geometrías,
• y adaptar cada solución al contexto específico (movilidad, almacenamiento estacionario, offshore).

No existe una solución única: el almacenamiento de hidrógeno es siempre un problema de compromiso entre eficiencia, coste, seguridad y aplicación final.

Referencias

Lavanya Mulky, Shashwat Srivastava, Thillai Lakshmi, Eashan Reddy Sandadi, Santusti Gour, Noel Abraham Thomas, S. Shanmuga Priya, K. Sudhakar, «An overview of hydrogen storage technologies – Key challenges and opportunities,» Materials Chemistry and Physics, vol. 325, nº 129710, 2024.

Alessandro Franco, Caterina Giovanni, «Hydrogen Gas Compression for Efficient Storage: Balancing Energy and Increasing Density,» Hydrogen, vol. 5, pp. 293-311, 2024.

A. Mekonnin, K. Wacławiak, M. Humayun, S. Zhang y H. Ullah, «Hydrogen Storage Technology, and Its Challenges: A Review,» Catalysts, vol. 15, nº 260, 2025.

Pan, X., Zhou, H., Baimbetov, D., Syrlybekkyzy, S., Akhmetov, B.B. and Abbas, Q., «Development Status and Future Prospects of Hydrogen Energy Technology: Production, Storage, and Cost Analysis,» Advanced Energy and Sustainability Research, nº 2400451, 2025.

Ahmed M. Elberry, Jagruti Thakur, Annukka Santasalo-Aarnio, Martti Larmi, «Large-scale compressed hydrogen storage as part of renewable electricity storage systems,» International Journal of Hydrogen Energy, vol. 46, nº 29, pp. 15671-15690, 2021.

Mohammad Azeem, Hamdan Haji Ya, Mohammad Azad Alam, Mukesh Kumar, Paweł Stabla, Michał Smolnicki, Lokman Gemi, Rehan Khan, Tauseef Ahmed, Quanjin Ma, Md Rehan Sadique, Ainul Akmar Mokhtar, Mazli Mustapha, «Application of Filament Winding Technology in Composite Pressure Vessels and Challenges: A Review,» Journal of Energy Storage, vol. 49, nº 103468, 2022.

Mariam Jaber, Abdullah Yahya, Abul Fazal Arif, Hadi Jaber, Mohammad Alkhedher, «Burst pressure performance comparison of type V hydrogen tanks: Evaluating various shapes and materials,» International Journal of Hydrogen Energy, vol. 81, pp. 906-917, 2024.

Mehmet Bulut, «Mechanical characterization of Basalt/epoxy composite laminates containing graphene nanopellets,» Composites Part B: Engineering, vol. 122, pp. 71-78, 2017.

Facundo J. Castro, Gabriel Meyer, «Thermal desorption spectroscopy (TDS) method for hydrogen desorption characterization (I): theoretical aspects,» Journal of Alloys and Compounds, Vols. 330-332, pp. 59-63, 2002.

Hui-Zhi Ma, Yu-Hao Li, Yu-Ze Niu, Yi-Chun Hua, Xiang-Shan Kong, Long Cheng, Hong-Bo Zhou, Gang Lu, Fei Gao, Guang-Hong Lu, «Thermal desorption of hydrogen in damaged materials and its implication for defect characterization,» Acta Materialia, vol. 294, nº 121130, 2025.

Jorge Carro, Evaluación de la degradación ambiental con recubrimientos basados en nanopartículas en aplicaciones offshore, Universidad de Oviedo: TFM Máster interuniversitario en integridad estructural y durabilidad de materiales, componentes y estructuras. En colaboración con ArceloMittal R&D, 2018.

Alejandro de Semir de la Sotilla, Consideraciones de diseño del hormigón en estructuras “offshore”, UPC, Escola Tècnica Superior d’Enginyers de Camins, Canals i Ports de Barcelona: Tesina, Capítulo 2, 2007.

Final Advanced Materials, «Aramid fibre» 2018. [En línea]. Available: https://www.final-materials.com/gb/21-aramid-fibre. [Último acceso: 10 junio 2025].