Hidrógeno natural: lo que la geología muestra realmente
El hidrógeno natural, el que se genera bajo tierra cuando el agua reacciona con rocas ricas en hierro, ha pasado en una década de ser una curiosidad maliense a convertirse en una categoría de exploración de miles de millones de dólares. La geología, los descubrimientos en Malí, Albania, Kansas y Lorena, y en qué tienen razón los escépticos.
Cómo se descubrió el hidrógeno natural: un cigarrillo y una columna de fuego en Malí
En 1987, cerca de la aldea de Bourakébougou, a unos 50 kilómetros al norte de Bamako, una cuadrilla de perforadores malienses abandonó un pozo de agua a 112 metros. El sondeo había empezado a soplar un viento fuerte, seco e inodoro que asustó a la cuadrilla. Según el relato que más tarde transmitió Denis Brière y que recogió Eric Hand en Science, un perforador acabó inclinándose sobre el agujero con un cigarrillo encendido, y el pozo estalló en una columna de llama azul pálido que ardió hasta que la sofocaron con barro y arcilla. El pozo fue taponado y olvidado durante más de dos décadas. Solo cuando la empresa canadiense-maliense Petroma, más tarde Hydroma, lo reabrió en 2011, alguien midió lo que había estado saliendo: aproximadamente un 98 % de H₂ en volumen, en torno a un 1 % de metano y un 1 % de nitrógeno, sin nada del dióxido de carbono ni del sulfuro de hidrógeno que normalmente acompañarían a cualquier cosa procedente de un sistema petrolífero.
Hasta finales de la década de 2000, el consenso entre los geólogos del petróleo era que las acumulaciones económicas de hidrógeno libre resultaban improbables. Ya en 1983 se habían publicado hallazgos de hidrógeno en el AAPG Bulletin, y los geólogos rusos llevaban décadas escribiendo sobre el H₂ del subsuelo. La disciplina los trataba como curiosidades. El hidrógeno es la molécula más pequeña de la naturaleza: se fuga a través del acero y se difunde a través de la roca. La opinión generalizada sostenía que cualquier H₂ producido dentro de la corteza escaparía o sería consumido por los microbios mucho antes de poder acumularse en algo perforable.
El artículo de Alain Prinzhofer y colaboradores en 2018, que caracterizaba la composición del gas del pozo, la geometría del reservorio y los sellos de sills (filones capa) de dolerita que atrapan el gas, rompió esa suposición. Desde 2012, el pozo alimenta un pequeño motor Ford y un generador que electrifican la aldea con aproximadamente 1.500 metros cúbicos (unos 50.000 pies cúbicos) de gas al día. Veinticuatro pozos de seguimiento, descritos en 2023 por Omar Maiga y coautores en Scientific Reports, confirmaron múltiples reservorios apilados en carbonatos de cobertera dolomíticos del Neoproterozoico, cada uno sellado por oscuros sills de dolerita. Hydroma posee hoy el primer permiso de explotación de hidrógeno natural del mundo.
En febrero de 2024, Laurent Truche, del ISTerre de Grenoble, y sus colegas publicaron en Science mediciones de la mina de cromita de Bulqizë, en el noreste de Albania, tras años de trabajo caracterizando lo que ocurría a casi un kilómetro bajo la superficie. El hallazgo principal fue una charca de agua de 30 metros cuadrados en una galería profunda de la mina, que burbujeaba sin cesar con un gas compuesto en un 84 % de hidrógeno en volumen. Ese mismo mes, el geólogo del USGS Geoffrey Ellis compareció ante el Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado de Estados Unidos y presentó los resultados preliminares de un modelo estocástico que, por primera vez, ponía cifra al hidrógeno subterráneo de la Tierra.
Bourakébougou: cómo un pozo de agua fallido se convirtió en el primer yacimiento de hidrógeno natural del mundo
Los reservorios en torno a Bourakébougou se sitúan entre aproximadamente 100 y 1.800 metros de profundidad. Cada uno es un horizonte delgado y fracturado de dolomía coronado por un sill impermeable de dolerita. El hidrógeno migra hacia arriba desde abajo, queda atrapado bajo el sill y envejece allí. Los ensayos de pozo de Maiga en 2023 mostraron que la presión vuelve a subir cuando se detiene la producción, lo que sugiere que el campo se está recargando desde una fuente más profunda en lugar de vaciarse como una bolsa de gas convencional. Prinzhofer, antes en IFP Énergies Nouvelles, lleva años sosteniendo que lo que ocurre en Bourakébougou no es exótico, sino simplemente el primer lugar donde alguien se molestó en mirar como es debido. El caudal es modesto y la turbina es de escala aldeana. El hidrógeno puede acumularse bajo tierra en cantidades producibles, y los datos de recuperación de presión de Maiga de 2023 sugieren que el sistema se recarga en escalas de tiempo relevantes para la producción. Las geometrías de las trampas resultan familiares a cualquier geólogo del petróleo.
Qué es el hidrógeno natural y en qué se diferencia del hidrógeno verde y del azul
El hidrógeno natural, también llamado hidrógeno blanco, dorado, geológico o nativo, es H₂ molecular producido bajo tierra por la propia Tierra, sin intervención humana. Es químicamente idéntico al hidrógeno fabricado industrialmente; la diferencia está en la vía de producción. El hidrógeno gris se obtiene por reformado de metano con vapor y emite aproximadamente 10 kg de CO₂ por kg de H₂. El hidrógeno azul es el mismo proceso con captura de carbono añadida. El hidrógeno verde se obtiene descomponiendo agua con electricidad renovable. El hidrógeno natural es el que sale del suelo ya hecho, y el único que no requiere ningún aporte de energía para producirse.
La serpentinización explicada: cómo el agua y las rocas ricas en hierro producen hidrógeno natural
La receta dominante es una reacción agua-roca llamada serpentinización. Toma una roca ultramáfica, una peridotita, una dunita o una harzburgita, ese material verde oscuro que constituye la mayor parte del manto superior de la Tierra y que es empujado hacia la corteza a lo largo de los cinturones de ofiolitas. Tales rocas son ricas en minerales con hierro, sobre todo olivino y piroxeno. Ahora haz circular agua caliente a través de ellas a temperaturas de unos 200–350 °C. El hierro del olivino, presente como Fe²⁺ ferroso, quiere oxidarse a Fe³⁺ férrico. El agua se presta cediendo su oxígeno. El hidrógeno se libera como gas H₂. La roca, entretanto, se hincha y se transforma en un mineral metamórfico verde y resbaladizo llamado serpentina, con magnetita como subproducto. Ese hinchamiento es la razón de que los afloramientos de serpentinita tengan la textura de piel de serpiente que dio nombre a la roca y también a las ofiolitas.
La estequiometría de manual, a grandes rasgos: olivino + agua → serpentina + magnetita + H₂. La reacción es exotérmica. Se mantiene por sí sola mientras roca fresca siga encontrándose con agua fresca. De ella viven los microbios que rodean las fuentes hidrotermales de las dorsales oceánicas, como Lost City, y también los organismos de la biosfera profunda que habitan a kilómetros bajo la superficie en lugares como la mina de Kidd Creek, en Ontario. Frieder Klein, de la Woods Hole Oceanographic Institution, ha dedicado su carrera a determinar exactamente qué asociaciones minerales producen más H₂ y en qué condiciones, y la respuesta es que lo que conviene es peridotita fracturada y parcialmente serpentinizada, alimentada por agua, a profundidades donde la roca está caliente, pero no demasiado.
Radiólisis: cómo se forma el hidrógeno natural en los cratones antiguos
Hay un segundo mecanismo, más lento. La desintegración radiactiva del uranio, el torio y el potasio en las rocas cristalinas profundas del basamento emite partículas alfa y beta capaces de romper directamente las moléculas de agua, un proceso llamado radiólisis. Los rendimientos por metro cúbico son minúsculos, pero los cratones son enormes y antiguos. A lo largo de mil millones de años, el Escudo Canadiense y la Plataforma Rusa han generado de este modo cantidades geológicamente significativas de H₂. El equipo de Barbara Sherwood Lollar, en la Universidad de Toronto, lleva décadas midiendo las firmas de gases nobles de estos sistemas y encuentra que algunas de las salmueras profundas que muestrean han permanecido aisladas de la superficie durante más de mil millones de años, hidrógeno incluido.
Una revisión de referencia publicada en 2025 en Nature Reviews Earth & Environment por Chris Ballentine, Rūta Karolytė, Anran Cheng, Barbara Sherwood Lollar, Jon Gluyas y Michael Daly reunió ambos mecanismos en un único marco. Su conclusión: la corteza continental ha producido en los últimos mil millones de años H₂ suficiente para abastecer a la humanidad durante al menos 170.000 años con la demanda energética actual. La mayor parte de ese gas se ha perdido, ha sido consumido por microbios o está encerrado demasiado abajo para alcanzarlo. Una fracción útil puede seguir ahí, allí donde roca madre, vía de migración, reservorio poroso y sello impermeable se alinean: los mismos cuatro ingredientes que los geólogos del petróleo llevan un siglo buscando, aplicados a un gas distinto.
Por qué los geólogos dijeron durante mucho tiempo que el hidrógeno natural no podía existir
El manto no es la respuesta. A las presiones y temperaturas del manto superior, el hidrógeno es termodinámicamente más estable dentro del agua y de los minerales hidratados que como H₂ libre. El «hidrógeno» del manto profundo está en su mayor parte ligado en forma de hidroxilo. Casi todo el hidrógeno natural que realmente se ha perforado, en Malí, en Kansas, en Albania, en Lorena, se produce en las primeras decenas de kilómetros de la corteza continental, por uno de los dos mecanismos anteriores. El grupo de Ballentine lo planteó sin rodeos: cualquier afirmación económica basada en hidrógeno procedente directamente del manto carga con la obligación de demostrar un mecanismo de transporte viable, y ninguna lo ha hecho. La mayoría de las empresas de exploración serias lo han aceptado. Apuntan a un basamento somero, fracturado y rico en hierro, no a la Tierra profunda.
La analogía con el sistema petrolífero resulta útil. Ballentine y sus coautores distinguen dos plays extremos: un sistema de acumulación, en el que el hidrógeno se ha ido acumulando en una trampa a lo largo del tiempo geológico y puede producirse como un campo de gas convencional, y un sistema autorrenovable, en el que la velocidad a la que el hidrógeno fluye hacia una trampa coincide aproximadamente con la velocidad a la que un pozo puede extraerlo. Bourakébougou parece un híbrido de ambos. Lorena, con los datos actuales, se parece más a una acumulación. Bulqizë se sitúa en el otro extremo del espectro: caudal muy alto, trampa muy pequeña.
Bulqizë: el mayor caudal de hidrógeno jamás medido
La mina de cromita de Bulqizë se encuentra dentro de la ofiolita de Mirdita, una lámina de antiguo manto oceánico de edad jurásica cabalgada sobre el continente albanés. Los mineros llevaban décadas quejándose de explosiones de gas, incluidos incidentes mortales, y daban por hecho que el gas era metano. Los análisis isotópicos y químicos acabaron demostrando que era hidrógeno.
En 2024, Truche, Frédéric-Victor Donzé, Edmond Goskolli y colaboradores publicaron las mediciones en Science. A unos 1.000 metros bajo la superficie, en una galería de la mina, encontraron aquella charca: 30 m², espumeando sin cesar, alimentada por el drenaje de una cromitita serpentinizada y fracturada situada debajo. Calibraron el flujo y midieron al menos 200 toneladas de H₂ al año venteadas por la mina en su conjunto. Eso convierte a Bulqizë en el mayor flujo de hidrógeno natural jamás medido en cualquier lugar de la Tierra, cinco órdenes de magnitud por encima de lo que aportan la mayoría de las emanaciones. Truche describió la emanación en entrevistas como «un jacuzzi», que es exactamente lo que parecen los vídeos.
La pega es el tamaño de la trampa. El equipo de Truche estimó el reservorio que hay detrás de la emanación en algo entre 5.000 y 50.000 toneladas de H₂ recuperable. Es dinero de verdad, pero queda muy por debajo del umbral de aproximadamente 10 millones de toneladas (10 Mt) que el programa ARPA-E del Departamento de Energía de Estados Unidos utiliza como corte aproximado para un campo de hidrógeno geológico «comercial». Bulqizë plantea, por tanto, en miniatura la pregunta a la que todo el sector tiene que responder: un caudal muy alto desde una trampa modesta. Un sistema genuinamente autorrenovable puede sostener la producción con independencia del tamaño de la trampa. Un sistema de acumulación tan pequeño se vacía en unos pocos años. Donzé y Truche han publicado sobre ambas posibilidades sin pretender haberlas resuelto.
Kansas y el rift del Mediocontinente: los pozos olvidados del hidrógeno natural
En esta historia, Kansas es más antiguo que Malí. El programa de perforación de los años ochenta en torno a Junction City, en el corazón del rift del Mediocontinente, produjo una serie de pozos cuya química del gas era extravagante. El más citado de ellos, el CFA Scott #1 del condado de Morris (unos 23 km al sur de Junction City), se reportó con alrededor de un 50 % de hidrógeno en la nota original de 1983 en el AAPG Bulletin de Goebel, Coveney, Angino y Zeller, y con un 29–37 % molar de media entre el Scott #1 y el cercano Heins #1 en el artículo de seguimiento de Coveney de 1987. El resto era sobre todo nitrógeno, con apenas trazas de hidrocarburos. Coveney, Goebel, Zeller y colaboradores lo describieron en el AAPG Bulletin en 1987 e invocaron explícitamente la serpentinización de basamento máfico y ultramáfico enterrado como fuente. Casi nadie prestó atención; los hallazgos de Kansas quedaron como una curiosidad durante casi treinta años.
Julien Guélard, Isabelle Moretti y colaboradores volvieron y remuestrearon la misma zona en 2017 para Geochemistry, Geophysics, Geosystems. Su trabajo isotópico apuntaba a una fuente mixta: parte del H₂ se había producido casi con certeza por serpentinización de basamento máfico en profundidad, y parte por procesos más someros. El rift del Mediocontinente, un sistema de rift abortado de 1.100 millones de años que se extiende desde Kansas hacia el norte a través de Iowa, Minnesota y el lago Superior, tiene todas las rocas adecuadas: gabros, basaltos y rocas ultramáficas intrusivas cargadas de hierro. Kimberlitas cretácicas atraviesan la serie en lugares como el condado de Riley, lo que sugiere antiguas chimeneas que podrían servir de vías de migración.
Hoy el play de Kansas tiene nombre: HyTerra, una start-up cotizada en Australia, está perforando su Proyecto Nemaha a lo largo de la misma tendencia. Los datos históricos del pozo Sue-Duroche-2, perforado hacia 2008–2009 y hoy dentro de la concesión de HyTerra, reportaron un 92 % de H₂ y un 3 % de helio. El pozo de extensión Sue-Duroche-3 de la compañía, de 2025, arrojó hasta un 96 % de H₂ y un 5 % de helio, mientras que el pozo de extensión McCoy 1, a unos nueve kilómetros de Sue Duroche-3 dentro del mismo bloque de falla, arrojó hasta un 83 % de H₂, lo que indica que el sistema se extiende más allá de un único emplazamiento. El helio vale hoy más que el propio hidrógeno, kilogramo por kilogramo, y la economía de la coproducción podría importar tanto como el H₂. El USGS publicó en enero de 2025 el primer mapa de prospectividad de hidrógeno geológico a escala continental para los Estados Unidos contiguos, y el Mediocontinente —Kansas, Iowa, Minnesota, Michigan— se iluminó junto a Four Corners y partes de la costa este.
Lorena: la apuesta de Francia por el hidrógeno natural
La historia francesa es más reciente y más extraña. Según se anunció en mayo de 2023, científicos del laboratorio GeoRessources de la Université de Lorraine y del CNRS, que trabajaban con la compañía gasista La Française de l’Énergie (FDE) dentro de un programa llamado REGALOR, habían estado midiendo el metano residual en las capas de carbón abandonadas del sondeo Folschviller 1A, en Mosela. La tendencia apuntaba hacia la profundidad.
La roca madre todavía está por determinar. Pironon y de Donato han propuesto un mecanismo no convencional: reacciones redox entre aguas subterráneas profundas y minerales carbonatados de hierro (siderita FeCO₃ y fases del grupo de la ankerita) en el basamento carbonífero, en lugar de la serpentinización clásica del olivino. No se ha excluido como fuente un basamento máfico más profundo, y el PTH-2 se diseñó en parte para comprobar qué mecanismo está operando realmente.
La señal era lo bastante fuerte como para que Jacques Pironon y Philippe de Donato, los dos geocientíficos del CNRS que dirigen el trabajo, extrapolaran a concentraciones de más del 90 % (el propio modelado de FDE sugiere hasta ~98 %) a unos 3.000 metros (9.840 pies). La estimación inicial de 2023 del equipo Regalor del CNRS situaba el recurso de toda la cuenca en unos 34 millones de toneladas. Informaciones posteriores elevaron esa cifra hasta 46 millones de toneladas, a menudo citada para el bloque de Folschviller. Tras los resultados del PTH-2 en marzo de 2026, las estimaciones de FDE y del CNRS para el conjunto de la cuenca vuelven a situarse en aproximadamente 34 millones de toneladas, con un reservorio que podría extenderse por la cuenca de Lorena-Mosela y adentrarse en Luxemburgo, Bélgica y Alemania. Todas las cifras dependen de la extrapolación a partir de un pequeño número de puntos de medición.
Esas cifras vienen acompañadas de una saludable incertidumbre. Son estimaciones a partir de un único sondeo y de un modelo de generación. A finales de 2025 y principios de 2026, FDE perforó un sondeo de prueba más profundo. La perforación comenzó en octubre de 2025 en Pontpierre, una aldea de unos 800 habitantes a unos seis kilómetros de Folschviller, con un equipo de RED Drilling. SLB, Baker Hughes y Weatherford figuraban como socios de servicios técnicos en el comunicado de prensa de FDE. El 23 de marzo de 2026 FDE anunció que el pozo PTH-2 había alcanzado los 3.655 metros (11.991 pies), actualmente el pozo más profundo perforado en cualquier lugar del mundo específicamente para hidrógeno natural. Durante la perforación se recogieron cincuenta y ocho muestras de gas en superficie, que confirmaron la presencia de H₂ en numerosos intervalos. El programa REGALOR II, financiado con 8,8 millones de euros de apoyo de la UE y de la región de Grand Est y dirigido junto con la Universidad de Lorena, el CNRS, el BRGM y Solexperts, dedicará los próximos dos años a medir concentraciones in situ, cartografiar la roca madre y decidir si las estimaciones para toda la cuenca son realistas o ilusorias.
La economía de Lorena depende tanto de su dirección como de su recurso. La cuenca del Mosela se sitúa en el extremo occidental del hidroducto mosaHYc proyectado, que pretende conectar el Sarre, Lorena y Luxemburgo en una red transfronteriza de hidrógeno para la descarbonización del acero de ArcelorMittal y la industria química del Sarre. Si bajo Folschviller existe un campo de H₂ producible, la salida comercial ya se está canalizando. Pocos plays de exploración coinciden con su posible infraestructura de evacuación en esta fase del ciclo de descubrimiento.
La estimación del USGS: 5,6 billones de toneladas de hidrógeno subterráneo
La cifra estrella llegó a todos los medios del planeta: un recurso de hidrógeno geológico in situ más probable de unos 5,6 × 10⁶ Mt —5,6 billones de toneladas métricas—, casi nada de él alcanzable. La corteza genera cada año, según las estimaciones, entre 15 y 31 Mt de H₂ nuevo. Si pudiera recuperarse aunque solo fuera el 2 % del stock in situ, aproximadamente 10⁵ Mt o 100.000 millones de toneladas, cubriría la demanda de hidrógeno de una economía energética de emisiones netas cero durante unos 200 años. El contenido energético es aproximadamente 1,7 veces el de todas las reservas probadas de gas natural de la Tierra (≈1,4 × 10¹⁶ MJ frente a ≈8,4 × 10¹⁵ MJ).
Ellis había presentado versiones preliminares de estas cifras ante el Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado de Estados Unidos en febrero de 2024, antes de la publicación de diciembre de 2024 en Science Advances. Aquellas cifras —billones de toneladas, el doble de todas las reservas de gas natural, dos siglos de suministro para una economía de emisiones netas cero— aparecieron en casi todos los grandes medios, a menudo sin las salvedades que el propio Ellis no dejaba de añadirles.
Qué significa realmente «in situ»
El modelo estocástico da un rango, no un punto. El percentil 5 inferior se sitúa en torno a 10³ Mt; el percentil 95 superior, en torno a 10¹⁰ Mt. Son siete órdenes de magnitud. La cifra de 5,6 billones de toneladas es el valor más probable dentro de una distribución de probabilidad tan amplia que abarca desde «apenas un recurso» hasta «más energía de la que la humanidad ha consumido jamás».
Más importante aún: los volúmenes in situ no son volúmenes recuperables. El propio testimonio de Ellis y el artículo mismo son explícitos: la mayor parte del hidrógeno implicado está demasiado profundo, demasiado disperso, demasiado lejos mar adentro o demasiado contaminado con otros gases como para producirse jamás de forma económica. La fracción recuperable del 2 % es una hipótesis, no una previsión. Ellis ha dicho en entrevistas que le gustaría que los titulares incluyeran la banda de incertidumbre, porque el valor del modelo no está en la cifra central, sino en mostrar que la base de recursos es lo bastante grande como para que merezca la pena buscarla. El propio USGS, en su página sobre hidrógeno geológico, afirma sin ambages que el modelo no predice dónde está el hidrógeno y que la mayor parte es probablemente inalcanzable.
Así que la forma correcta de leer los 5,6 billones de toneladas es esta: la Tierra lleva miles de millones de años fabricando hidrógeno, y una gran parte sigue ahí abajo de alguna forma. Si algo de ese hidrógeno está concentrado en lugares donde podamos perforar, con caudales que podamos sostener, es una cuestión aparte.
Por qué los escépticos probablemente tienen razón a medias
La Hydrogen Science Coalition es un grupo voluntario de académicos e ingenieros, entre ellos Paul Martin, Tom Baxter y Johanne Whitmore, que ha dedicado los últimos años a argumentar, con datos, que el hidrógeno se está sobrevendiendo en toda la transición energética. Sobre el hidrógeno geológico en concreto, su documento de posición hace una observación incisiva: con la excepción de Malí, ningún hallazgo de hidrógeno geológico hasta la fecha ha sido demostrado mediante un ensayo de flujo real. En todos los demás lugares, la evidencia consiste en emanaciones (donde el H₂ se escapa del suelo) e indicios (donde aparecen trazas de H₂ durante la perforación). Ninguna de las dos cosas es hidrógeno producible. La producción mundial de hidrógeno natural suministra hoy menos energía diaria que un solo aerogenerador terrestre con un factor de capacidad medio.
¿Cuánto hidrógeno natural se produce realmente hoy?
Stuart Haszeldine, catedrático de captura y almacenamiento de carbono en la Universidad de Edimburgo, ha sido una de las voces más destacadas en afirmar que el sector del hidrógeno geológico está «corriendo antes de aprender a andar». Ana María Jaller-Makarewicz, analista energética del Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), ha esgrimido argumentos similares. Su crítica es que pasar de la turbina de una aldea maliense a una fuente de energía continental exige pruebas que todavía no existen, y que el capital comprometido hoy en hidrógeno blanco es capital que no fluye hacia los electrolizadores y la electrificación directa, dos cosas que ya funcionan.
Una segunda preocupación: incluso donde el H₂ es real, suele llegar mezclado con otros gases. Un reservorio que produce un 75 % de H₂ y un 22,5 % de metano no está libre de emisiones de carbono. La Hydrogen Science Coalition ha calculado que una mezcla así puede suponer en torno a 1,5 kg de CO₂ equivalente por kg de H₂ una vez que se tienen en cuenta el venteo y el procesado, lo que equivale a sobrepasar en un 50 % el umbral de hidrógeno limpio de la propia Coalición. La suposición de que el hidrógeno geológico es automáticamente bajo en carbono debe verificarse reservorio por reservorio.
El umbral de los 10 millones de toneladas
La crítica reciente más rigurosa llegó en enero de 2026. Dieter Franke, Peter Klitzke y colegas del Instituto Federal de Geociencias y Recursos Naturales de Alemania (BGR) publicaron en Scientific Reports una síntesis global de los caudales, flujos y concentraciones de hidrógeno natural observados en emanaciones, manantiales, minas y pozos. Su conclusión es aleccionadora. Los grandes caudales naturales de H₂ observados se sitúan entre 10⁵ y 10⁷ metros cúbicos al año. Los caudales comercialmente viables, los que permitirían a un proyecto competir con el gas convencional, tienen que ser al menos un orden de magnitud superiores a la mayoría de esos valores, y el pozo debe mantener una pureza ≥90 % durante 20–30 años. Los sistemas autorrenovables, según su evaluación, difícilmente aportarán hidrógeno económicamente recuperable a gran escala. Los sistemas de acumulación, trampas de tipo petrolífero, son una apuesta mejor, pero los ejemplos probados son extremadamente escasos. Malí es el único campo con un ensayo de flujo. Todos los demás siguen en la fase de indicio o de emanación.
Viacheslav Zgonnik, geoquímico independiente cuyo artículo de 2020 en Earth-Science Reviews sigue siendo el catálogo más completo de ocurrencias de hidrógeno natural en la literatura abierta, se ha mostrado en sus publicaciones más optimista que los escépticos, pero coincide en un punto. Que las emanaciones de hidrógeno sean comunes, incluidos los extraños «círculos de hadas» de forma circular de la cuenca del São Francisco, en Brasil, y de partes de Rusia, que parecen ser expresiones superficiales de una desgasificación lenta, no significa que las acumulaciones económicas sean también comunes.
La pregunta abierta es si la fracción recuperable es lo bastante grande como para contar a la escala del sistema energético mundial. Los datos necesarios para responderla todavía no existen.
Las empresas del hidrógeno natural en 2026: Koloma, HyTerra y la ola de inversión
El capital inversor se ha adelantado con mucho a la geología.
Koloma, fundada en Denver en 2021 por Tom Darrah, de la Universidad Estatal de Ohio, el consejero delegado Pete Johnson y Paul Harraka, ha recaudado aproximadamente 400 millones de dólares en varias rondas. Entre sus inversores figuran Breakthrough Energy Ventures (Bill Gates), Khosla Ventures, el Amazon Climate Pledge Fund y el United Airlines Sustainable Flight Fund. La empresa aplica modelos propios de IA a datos sísmicos y geoquímicos para seleccionar objetivos. En 2025, operando como Cascade Exploration en Idaho, obtuvo un permiso del Departamento de Tierras de Idaho para perforar su pozo de prueba estratigráfica Twin Peaks 1W cerca de Notus, en el condado de Canyon, dirigido a horizontes miocenos de basaltos de inundación y de rocas máficas intrusivas. El pozo es para obtener datos, no para producir. Koloma también perfora en Iowa, en torno al domo de Vincent, en el condado de Webster, y en Kansas.
HyTerra, cotizada en la ASX, es el actor más visible del Mediocontinente estadounidense, con la perforación del Proyecto Nemaha en Kansas, donde se han reportado concentraciones de H₂ en el subsuelo de hasta el 96 %. Mantle8 es una start-up francesa centrada en plays asociados a ofiolitas. Helios Aragón perfora en el norte de España un objetivo pirenaico profundo. Gold Hydrogen, en Australia Meridional, ha reportado indicios de hidrógeno y helio de alta pureza en sus pozos Ramsay-1 y Ramsay-2, en la península de Yorke. Natural Hydrogen Energy LLC perforó el primer pozo de exploración de Estados Unidos en Nebraska ya en 2019, antes de la ola actual.
El dinero público sigue al dinero privado. La ARPA-E del Departamento de Energía de Estados Unidos lanzó un programa específico de hidrógeno geológico. La Ley Bipartidista de Infraestructuras de 2021 destinó 9.000 millones de dólares al hidrógeno limpio. El crédito fiscal a la producción de la sección 45V de la Ley de Reducción de la Inflación ofrece hasta 3 dólares por kg de hidrógeno limpio producido, y el hidrógeno geológico, si es de bajas emisiones, puede optar a él. La combinación ha logrado lo que el pozo de Malí por sí solo nunca pudo: ha convertido una nota a pie de página de hace treinta años en una categoría de capital riesgo.
Que el auge actual produzca un pequeño número de operadores duraderos o se desvanezca discretamente, como ocurrió con las aventuras de las pizarras bituminosas de los años ochenta y noventa, dependerá de los resultados de pozos como Twin Peaks 1W y PTH-2 en los próximos tres años.
Qué vigilar en la exploración de hidrógeno natural: 2026–2028
Los próximos tres años aportarán la mayor parte de los datos de los que el sector carece hoy. El PTH-2 de Pontpierre debería producir, a lo largo de 2026 y 2027, las primeras mediciones profundas de concentración realizadas en cualquier lugar del mundo y dirigidas específicamente a un supuesto sistema continental de hidrógeno natural; si Pironon y de Donato confirman concentraciones superiores al 90 % a más de 3.000 metros, las estimaciones para toda la cuenca de Lorena ganarán credibilidad, y si no, la historia francesa volverá a encogerse hasta quedar en una rareza local. Twin Peaks 1W en Idaho y los pozos en curso de Nemaha en Kansas pondrán a prueba si la selección de objetivos basada en IA de Koloma y HyTerra funciona realmente sobre basamento de rift continental, y si el mapa de prospectividad del USGS publicado en enero de 2025 significa algo en la práctica. Detrás de todo esto está el listón empírico fijado por Franke y sus colegas del BGR: para contar a escala climática, un play necesita caudales sostenidos al menos un orden de magnitud por encima de lo que aportan las emanaciones, mantenidos durante décadas y con alta pureza. Malí es el único campo que se acerca, y Malí es pequeño. Las empresas de la fiebre del oro tienen que demostrar o bien que lo que han encontrado es sustancialmente mejor que lo ya conocido, o bien que el modelo autorrenovable se sostiene lo suficiente como para producir a gran escala.
Mientras tanto, el hidroducto mosaHYc avanza a paso lento, la Ley de Reducción de la Inflación entra en su revisión programada y, en Bourakébougou, el mismo modesto motor de gas que lleva más de una década funcionando sigue dando electricidad a la aldea, con hidrógeno que empezó siendo agua reaccionando con roca en algún lugar bajo África occidental.
La Tierra fabrica hidrógeno, y mucho. La mayor parte de lo que fabrica se escapa o es consumida por microbios antes de llegar jamás a una trampa. Si la fracción recuperable es lo bastante grande como para importar a la escala de la transición energética mundial es lo que la próxima década de perforaciones tiene que dirimir. Hasta entonces, Bourakébougou sigue siendo el único caso probado.
Preguntas frecuentes sobre el hidrógeno natural
¿Qué es el hidrógeno natural? H₂ molecular que la Tierra fabrica por sí misma, principalmente cuando el agua reacciona con rocas ricas en hierro (serpentinización) o cuando la desintegración radiactiva rompe el agua en basamentos cristalinos antiguos (radiólisis). También se le llama hidrógeno blanco, dorado, geológico o nativo. A diferencia del hidrógeno gris, azul o verde, no requiere ningún aporte de energía por parte del ser humano.
¿Cómo se produce el hidrógeno blanco bajo tierra? Por dos mecanismos. Serpentinización: el agua a 200–350 °C reacciona con el hierro del olivino y el piroxeno de rocas ultramáficas como la peridotita, oxidando el hierro de Fe²⁺ a Fe³⁺ y liberando H₂. Radiólisis: las partículas alfa y beta de la desintegración del uranio, el torio y el potasio en los cratones antiguos rompen directamente las moléculas de agua. Los rendimientos por metro cúbico son bajos, pero los cratones son enormes y antiguos.
¿Dónde se ha encontrado hidrógeno natural? Una acumulación producible solo está confirmada en Bourakébougou, Malí. Se han medido flujos o concentraciones significativos en Bulqizë (Albania), a lo largo del rift del Mediocontinente en Kansas y Nebraska, y en la cuenca de Lorena, en Francia. El USGS publicó en enero de 2025 el primer mapa de prospectividad a escala continental para los Estados Unidos contiguos.
¿Es comercialmente viable el hidrógeno natural? Todavía no, más allá del generador de escala aldeana de Bourakébougou. Franke et al. (2026) sitúan el listón en caudales un orden de magnitud por encima de lo que aportan la mayoría de las emanaciones naturales, mantenidos con una pureza ≥90 % durante 20–30 años. El PTH-2 en Francia, Twin Peaks 1W en Idaho y los pozos de Nemaha en Kansas deberían aportar los primeros datos sólidos entre 2026 y 2028. Hasta entonces, la industria mundial del hidrógeno natural produce menos energía diaria que un solo aerogenerador terrestre.
