Serpentinita, roca que al reaccionar con agua genera hidrógeno

Noveno Encuentro de Internacionalistas Universitarixs · UNAM

Hidrógeno
blanco

¿una nueva fuente limpia o la próxima fiebre energética mundial?

Mitzi Yamilet Sánchez Jiménez Facultad de Ciencias Políticas y Sociales, UNAM Asesor académico · Mtro. Omar Ernesto Cano Ramírez

⏱ 30 s · acumulado 0:30

Saludo breve al público y a la mesa. Presentarse con nombre y Facultad, y reconocer al Mtro. Omar Ernesto Cano Ramírez como asesor de la ponencia. Idea para abrir. La imagen es un corte geológico esquemático, no una fotografía de un yacimiento real. Representa la hipótesis que vamos a examinar, un gas que se forma en el subsuelo, migra y podría quedar retenido bajo una roca sello.

Anunciar la pregunta del título sin responderla todavía. En los próximos quince minutos vamos a ver si el hidrógeno blanco es una fuente limpia, una nueva frontera de expansión energética o algo que todavía no podemos saber con la evidencia disponible.

＋ La imagen de portada (burbujas sobre serpentinita) es ilustrativa, generada con IA. Si preguntan: la serpentinización —agua + roca rica en hierro— es uno de los procesos que generan hidrógeno natural.

La paradoja de la transición energética02

¿Y si estamos incorporando fuentes de energía sin dejar atrás los combustibles fósiles?

Cada punto ≈ 0.5 Mt de hidrógeno consumido en 2025

> 100

Mt · demanda mundial de hidrógeno, 2025

≈ 1

Mt · producción de bajas emisiones, cerca del 1 %. El resto siguió saliendo de combustibles fósiles.

Diversificar

Más fuentes en la matriz, sin cambiar necesariamente el total consumido.

Aumentar la oferta

La nueva fuente se suma a las existentes y crece la energía disponible.

Sustituir

Una fuente desplaza y retira actividad fósil de forma verificable.

Fuente · IEA (2026b), Global Hydrogen Review 2026. Mt = millones de toneladas.

⏱ 1 min 15 s · acumulado 1:45

Abrir con la pregunta del título, dejarla un segundo en el aire y luego ir a los datos. En 2025 la demanda mundial de hidrógeno superó los 100 millones de toneladas. La producción de bajas emisiones apenas se acercó a un millón. Señalar la barra dorada, que casi no se ve. Ese contraste dice que el hidrógeno que hoy usa la industria sigue saliendo, sobre todo, de combustibles fósiles (IEA, 2026b).

Aquí aparece el hidrógeno blanco, un hidrógeno que no se fabrica sino que se origina en procesos geológicos. Y con él aparece una tentación, la de suponer que cualquier fuente nueva y baja en carbono es automáticamente parte de la solución. Para no caer en ella conviene separar tres verbos. Diversificar significa tener más fuentes en la matriz.

Aumentar la oferta significa que la nueva fuente se suma y la energía total disponible crece. Sustituir es lo único que, por sí mismo, reduce emisiones, porque implica desplazar y retirar actividad fósil. Transición. Antes de discutir cuál de estos tres verbos describe al hidrógeno blanco, veamos qué es exactamente y qué sabemos de su magnitud.

＋ Dato complementario (IEA, 2026b): la cartera anunciada de H₂ de bajas emisiones a 2030 se redujo a 27 Mt y solo 4.3 Mt tienen decisión final de inversión. Refuerza la distancia entre anuncios y producción efectiva.

Tubo de descarga de hidrógeno brillando en rosa

Vista aérea de depresiones circulares en el suelo asociadas a fugas de hidrógeno natural

¿Qué es el hidrógeno blanco?03

Un recurso estimado no es una reserva recuperable

≈ 5.6

millones de Mt de H₂ en el subsuelo

Inventario mundial probabilístico; buena parte sería inaccesible (Ellis y Gelman, 2024).

No corresponde a reservas explotables certificadas

¿Se renueva a escala industrial?

Flujo geológico continental

< 0.74 Mt/año

Consumo anual de H₂

> 100 Mt/año

Tubo de descarga de hidrógeno. Su brillo rosa son las líneas H-α (656 nm) y H-β (486 nm): los colores de esta presentación.

Ilustración · Depresiones circulares en superficie asociadas a fugas de H₂ natural: una manifestación, no una reserva.

Fuentes · Zgonnik (2020) · Ellis y Gelman (2024) · Royal Society (2025) · IEA (2026b) · Cano Ramírez (2018)

⏱ 1 min 15 s · acumulado 3:00

El hidrógeno blanco o natural es hidrógeno molecular que se origina en procesos geológicos y que, bajo determinadas condiciones, puede acumularse en el subsuelo. No es un hidrocarburo, pero su exploración y eventual extracción pueden recurrir a técnicas, infraestructura y capital muy cercanos a los de la industria petrolera. Esa cercanía es la que motiva la pregunta de esta ponencia.

Recorrer la cadena de izquierda a derecha. Se forma, puede quedar retenido, se explora y solo eventualmente se extrae. Subrayar que las dos últimas etapas aparecen con borde punteado porque son las menos demostradas. Zgonnik (2020) reunió evidencias de manifestaciones geológicas en distintas regiones. A partir de ahí, Ellis y Gelman (2024), del Servicio Geológico de Estados Unidos, estimaron de forma probabilística un inventario mundial de alrededor de 5.6 millones de megatoneladas.

La cifra impresiona, pero los propios autores advierten que buena parte sería inaccesible y que su cálculo no identifica depósitos explotables. Es un recurso estimado, no una reserva. Tampoco conviene pensar en una fuente que se renueva sola. La Royal Society (2025) estima un flujo geológico continental menor a 0.74 Mt al año, frente a un consumo superior a 100 Mt.

Eso no prueba que ningún yacimiento se recargue, pero sí impide confundir generación natural con abundancia industrial. Aquí resuena la crítica de Cano Ramírez (2018) a la idea de actuar como si el mercado pudiera aumentar la cantidad física de recursos finitos.

＋ La foto de la derecha es real: un tubo de descarga de hidrógeno. Su brillo rosa es la mezcla de las líneas H-α (656 nm) y H-β (486 nm); de ahí salen los dos colores de la presentación (cian = hidrógeno, rojo = fósil).

＋ En el paso siguiente la foto cambia a una ilustración de depresiones circulares en el suelo: son manifestaciones superficiales asociadas a fugas de H₂ (documentadas, p. ej., en la cuenca de São Francisco, Brasil). Sirven para explorar, pero no confirman volúmenes explotables: justo el punto de la diapositiva.

＋ Precisión (Royal Society, 2025): el < 0.74 Mt/año excluye el gas volcánico; incluyéndolo, el flujo sería < 1.74 Mt/año. En ambos casos queda muy por debajo de los > 100 Mt de consumo.

＋ Si preguntan por otros yacimientos: en la mina de cromita de Bulqizë (Albania) se midió una desgasificación de al menos 200 t de H₂ al año, con gas de 84 % de H₂ (Truche et al., 2024, Science). Es ciencia relevante, no producción comercial.

Acumulación y coexistencia de fuentes04

Sumar no es sustituir

AntesDespués del H₂ natural

Sustitución efectiva

Planta de amoniaco

H₂ por reformado de gas naturalH₂ natural

Gas natural para reformado

Hidrógeno que usa la plantaInsumo fósil para producirlo

Puede haber desplazamiento real

Adición energética

Refinería

¿ampliación?

Procesamiento de crudo: se mantiene

H₂ de gasH₂ natural

Gas para H₂

Actividad de la refineríaInsumo fósil para el H₂

Baja una etapa, no la actividad petrolera

≈ 86 %

de la energía primaria aún fue fósil en 2025; aun así, el suministro fósil creció ≈ 4.6 EJ (Energy Institute, 2026).

La energía no fósil añadida no retiró fósiles en proporción equivalente (York, 2012).

Activos heredados y efecto rebote frenan el reemplazo (Malm, 2018; Foster et al., 2010).

Esquema ilustrativo · Altvater (2018) · Malm (2018) · York (2012) · Foster et al. (2010) · Mahnkopf (2018) · IEA (2026a)

⏱ 1 min 45 s · acumulado 4:45

Este es el argumento central del primer apartado. La historia energética del capitalismo no ha sido una secuencia ordenada de reemplazos, sino de acumulación y coexistencia de fuentes. Altvater (2018) vincula la expansión industrial con la disponibilidad y la densidad energética de los fósiles. Conviene leerlo como un diagnóstico histórico, no como una imposibilidad física de una economía baja en carbono.

Malm (2018) muestra que cada onda de expansión dejó infraestructura y consumos heredados, de modo que una fuente nueva no desmanteló automáticamente a las anteriores. Los datos recientes matizan esto. En 2025 bajó la generación eléctrica con fósiles porque las fuentes de bajas emisiones crecieron más que la demanda eléctrica, pero la demanda total de petróleo, gas y carbón siguió aumentando (IEA, 2026a) y los fósiles aún representaron cerca del 86 % de la energía primaria.

York (2012) documentó que la energía no fósil añadida no retira fósiles en proporción equivalente. Y Foster y colegas, junto con Mahnkopf, recuerdan el efecto rebote, el crecimiento puede tragarse las ganancias de eficiencia. Ahora el ejemplo, que es lo que quiero que se lleven. A la izquierda, una planta de amoniaco reemplaza hidrógeno de reformado de gas por hidrógeno natural y esa producción fósil disminuye.

Ahí puede haber desplazamiento. A la derecha, una refinería cambia su insumo pero mantiene o incluso amplía el procesamiento de crudo. Bajan las emisiones de una etapa, pero no la actividad petrolera. La diferencia no está en la molécula, sino en el contrafactual, es decir, qué habría existido sin el proyecto.

＋ Dato complementario (Energy Institute, 2026): la participación fósil fue de 86.2 %, mínimo histórico, pero el suministro fósil creció en términos absolutos (≈ +4.6 EJ). Es la mejor ilustración reciente de «sumar no es sustituir».

Frasco con agua de pozo y burbujas de gas

Ilustración

¿Qué tan limpio es realmente?05

Menor intensidad no garantiza menos emisiones

Intensidad modelada · kg CO₂e por kg de H₂

Caso base · 1.5 % de CH₄

≈ 0.4

Caso con 22.5 % de CH₄

≈ 1.5

00.511.52

Yacimiento hipotético con 85 % de H₂. Estimaciones prospectivas, no mediciones de un campo comercial.

Intensidad no es reducción neta

11.6± 2.8

Potencial de calentamiento indirecto del H₂ que se fuga, a 100 años (Sand et al., 2023).

El balance depende de la pureza del recurso y de la energía utilizada (Kaczmarczyk et al., 2026).
Sin línea base demostrable no hay CO₂ evitado atribuible.

Fuentes · Brandt (2023) · Sand et al. (2023) · Royal Society (2025) · Kaczmarczyk et al. (2026)

⏱ 2 min · acumulado 6:45

La ventaja climática del hidrógeno natural no puede deducirse de su origen geológico. Hay que mirar toda la cadena y, sobre todo, qué actividad desplaza. Recorrer la cadena. Exploración y perforación, producción y separación, acondicionamiento y compresión, transporte y distribución, uso final. Debajo de cada etapa está su principal fuente de incertidumbre, desde la energía de perforación, incluidos los pozos que no producen, hasta el metano y el CO₂ que acompañan al gas y las fugas del propio hidrógeno.

Ahora la gráfica. Brandt (2023) hizo una evaluación prospectiva de ciclo de vida para un yacimiento hipotético con 85 % de hidrógeno y 1.5 % de metano, y obtuvo alrededor de 0.4 kg de CO₂ equivalente por kilogramo de H₂. Con 22.5 % de metano el resultado subió a cerca de 1.5 kg. Insistir en dos advertencias. Son escenarios modelados, no mediciones de un campo comercial, y sus límites son los del sitio de producción.

La línea dorada arriba de la cadena marca justo eso, lo que queda fuera puede no estar contabilizado. Compararlos con un valor típico del reformado de gas sugiere una ventaja plausible, pero no es una estimación de emisiones evitadas si los alcances del ciclo de vida son distintos. Además, el hidrógeno que se fuga también calienta.

Sand y colegas estiman un potencial indirecto de 11.6 a cien años, con un margen de más o menos 2.8. Cerrar con la idea del recuadro azul. Si el hidrógeno natural reemplaza hidrógeno gris o gas, puede generar ahorros. Si alimenta un consumo adicional, puede sumar emisiones. Sin una línea base demostrable no se puede atribuir una cifra universal de CO₂ evitado a cada kilogramo.

＋ Para contexto, si lo preguntan: el hidrógeno gris por reformado de gas sin captura ronda los 10–12 kg CO₂e/kg H₂ (IEA). Recordar que los límites de ciclo de vida no son comparables.

Recreación ilustrativa

Luces nocturnas de Estados Unidos vistas desde el espacio

Disponer del recurso o controlar su desarrollo06

Malí y Estados Unidos, dos realidades distintas

Malí

Recurso con uso local documentado · Bourakébougou

1987Descubierto al perforar un pozo de agua
2012Genera electricidad local de forma continua
25Perforaciones con H₂, cerca de 98 % de pureza en el reservorio principal
1,500m³/día en el pozo descubridor, sin reservas públicas publicadas
DebateRecarga y magnitud real del yacimiento (Everts et al., 2025)

Estados Unidos

Capacidades sin campo productor

Sinun campo productor equivalente al de Malí
2024Estimación global del USGS (Ellis y Gelman)
2025Primer mapa público de prospectividad (Gelman et al.)
US$20 MARPA-E financia 16 proyectos en ocho estados
45VH2Modelo GREET de ciclo de vida para el crédito fiscal (DOE, 2024)

Disponer del recurso no equivale a controlar los medios para investigarlo, desarrollarlo y aprovecharlo.

La evidencia no demuestra una estrategia estadounidense de control sobre los yacimientos malienses.

Fuentes · Prinzhofer et al. (2018) · Maiga et al. (2023) · Royal Society (2025) · Everts et al. (2025) · ARPA-E (2024)

⏱ 2 min 15 s · acumulado 9:00

Pasamos a la dimensión internacional. El contraste entre estos dos países permite ver cómo se distribuyen las capacidades alrededor de un mismo recurso. Malí. Bourakébougou es el único caso documentado de aprovechamiento continuo de hidrógeno geológico (Royal Society, 2025). Se descubrió en 1987 al perforar un pozo de agua y desde 2012 genera electricidad para la localidad.

Se identificó hidrógeno en 25 perforaciones, con concentraciones cercanas a 98 % en el reservorio principal (Prinzhofer et al., 2018; Maiga et al., 2023). Pero hay controversia. Maiga y colegas interpretaron la estabilidad de presión como posible recarga. La Royal Society señala que el caudal del pozo descubridor, unos 1,500 metros cúbicos diarios, es modesto y que no se han publicado reservas, y Everts y colegas (2025) consideran más compatible la idea de hidrógeno disuelto en agua con pequeñas bolsas de gas.

Y un dato de gobernanza del conocimiento. Los estudios de referencia están firmados, entre otros, por el empresario que encabeza Hydroma, la empresa con sede en Montreal que perforó los pozos. Eso dificulta una evaluación independiente. Estados Unidos no tiene un campo productor equivalente, pero ha construido rápidamente capacidades.

El USGS elaboró la estimación global y en 2025 publicó el primer mapa público de prospectividad del territorio continental. ARPA-E asignó en 2024 veinte millones de dólares a 16 proyectos en ocho estados, diez orientados a estimular la producción en rocas ricas en hierro y seis a la ingeniería del subsuelo. Y Argonne desarrolla el modelo con el que se estiman emisiones para el crédito fiscal al hidrógeno limpio.

Cerrar con la franja azul y con cuidado. Hay una asimetría entre tener el recurso y tener los medios para estudiarlo. Convertir esa asimetría en dependencia exigiría demostrar vínculos concretos de financiamiento, contratos y rentas, y la evidencia disponible no permite afirmarlo.

＋ La imagen del lado de Malí es una recreación ilustrativa (pozo con generador), no una foto de Bourakébougou. El lado de Estados Unidos sí es real: luces nocturnas medidas por satélite (NASA).

Astillero de plataformas petroleras de noche

Ilustración

¿Una nueva fiebre energética?07

Las expectativas avanzan más rápido que la evidencia

10 → 40

empresas buscando hidrógeno natural, 2020 → 2024 (Hydrogen Insight, 2024)

US$245M

ronda de inversión anunciada por Koloma (EEPower, 2024)

Costo por kilogramo de H₂, USD/kg

Declaración de Hydroma

≈ 0.5

Objetivos empresariales

≈ 1

Lin et al., 60 pozos

2.46

Lin et al., 10 pozos

6.82

Metas empresarialesEscenarios modelados (Lin et al., 2026)Supuestos distintos: no son costos comerciales equivalentes.

Hay una brecha entre expectativas y evidencia verificable, pero aún no hay pruebas suficientes de una burbuja especulativa consolidada.

Fuentes · Hydrogen Insight (2024) · EEPower (2024) · Meredith (2025) · Royal Society (2025) · Lin et al. (2026)

⏱ 1 min 45 s · acumulado 10:45

Ahora la tercera pregunta, la de la fiebre energética. Propongo distinguir cuatro planos que en el debate público suelen mezclarse, el interés empresarial, las expectativas de inversión, la evidencia científica y la viabilidad comercial. Señalar la secuencia de abajo. Los dos primeros planos están documentados. Los dos últimos, con borde punteado, todavía no.

Los indicios de expectativa son claros. Se pasó de unas diez empresas buscando hidrógeno natural en 2020 a unas cuarenta en 2024, aunque ese conteo no dice cuántas han perforado yacimientos productivos. Koloma anunció una ronda de 245 millones de dólares y también se ha documentado el interés de otros actores energéticos e inversionistas.

Pero levantar capital no prueba reservas ni rentabilidad. En los costos la distancia es visible. La Royal Society recoge objetivos empresariales cercanos a un dólar por kilogramo y declaraciones de Hydroma próximas a medio dólar. Lin y colegas (2026) estiman costos nivelados de 2.46 y 6.82 dólares para escenarios de sesenta y diez pozos.

Advertir que su ejercicio combina datos de pozos de prueba de Malí con costos de referencia del Golfo de Estados Unidos, así que no son costos observados de una operación comercial. Las cifras no son equivalentes, pero el contraste revela incertidumbre. Conclusión prudente. Hay una brecha entre expectativa y evidencia. Para hablar de burbuja tendríamos que documentar, por ejemplo, derechos de exploración frente a pozos productivos o valoraciones de empresas frente a hallazgos.

Y conviene recordar que si la expansión es apresurada, el riesgo no se reparte igual, porque los territorios asumen compromisos mientras el capital puede retirarse.

＋ Precisión: la ronda de Koloma fue una Serie B de US$ 245.7 M según su registro ante la SEC. Circulan cifras posteriores (US$ 340–400 M acumulados) sin confirmación oficial; mejor no citarlas.

La dimensión geopolítica08

¿Quién controla la transición?

«nueva y emergente división verde del trabajo a nivel mundial»Dietz, 2023, p. 52

> 600 EJ

Suministro mundial de energía en 2025 (Energy Institute, 2026).

415 → 945 TWh

Demanda de centros de datos, 2024 → 2030, cubierta en parte con gas (IEA, 2025).

Fuentes · Dietz (2023) · Mahnkopf (2018) · Energy Institute (2026) · IEA (2025)

⏱ 1 min 45 s · acumulado 12:30

Desde las Relaciones Internacionales, la pregunta de fondo no es solo cuánto hidrógeno hay, sino quién decide cómo se aprovecha. Dietz (2023) entiende el extractivismo verde como la extracción y apropiación capitalista de recursos en el Sur global, dentro de una nueva división verde del trabajo a escala mundial. Es una categoría útil, pero hay que usarla con cuidado.

Aplicarla sin más a Bourakébougou sería prematuro, porque su escala es reducida, su uso documentado es local y no existe un corredor exportador como los de los proyectos de hidrógeno electrolítico que estudia la autora. Su valor está en las preguntas que obliga a hacer. Recorrer el esquema. Entre el recurso y sus beneficios hay cinco filtros, el acceso al subsuelo, quién genera y posee los datos, las capacidades tecnológicas, el financiamiento y los contratos que reparten rentas.

Según cómo se resuelvan, el resultado puede reproducir asimetrías o abrir espacio a la participación nacional y territorial. Malí, por ejemplo, podría priorizar usos locales que reduzcan combustibles importados o, si alcanzara escala comercial, intentar exportar, y esa segunda ruta depende de costos de acondicionamiento y transporte.

Ninguno de los dos desenlaces está escrito. Conectar con el fondo del problema. Todo esto ocurre en una economía que sigue ampliando su demanda. El suministro mundial superó los 600 exajoules en 2025 y la IEA estima que los centros de datos podrían pasar de unos 415 a 945 teravatios hora entre 2024 y 2030, cubiertos en parte con gas.

En ese contexto, una nueva fuente puede integrarse a la expansión sin desplazar proporcionalmente a los fósiles, como advierte Mahnkopf para el caso europeo.

Criterios de evaluación09

¿Qué tendría que demostrarse?

Geológica

Disponibilidad recuperable

Caudales, composición y volúmenes respaldados por información verificable.

Climática

Impacto medido en la cadena

Perforación, metano, fugas de H₂ y transporte evaluados con límites comparables.

Sustitución

Desplazamiento verificable

Reducción neta frente a una línea base explícita y menor actividad fósil real.

Territorial

Gobernanza y beneficios

Contratos equitativos, acceso a la información, participación comunitaria y reparto local de beneficios.

Son condiciones complementarias. Ninguna, por sí sola, determina la contribución real de un proyecto a la transición energética.

Síntesis de conclusiones de la ponencia · Brandt (2023) · Sand et al. (2023) · Royal Society (2025) · Dietz (2023)

⏱ 1 min 45 s · acumulado 14:15

Si tuviéramos que evaluar un proyecto concreto de hidrógeno natural, ¿qué tendría que demostrarse? Propongo cuatro condiciones. Primera, geológica. No basta una estimación del recurso global. Se necesitan caudales, composición y volúmenes recuperables respaldados por información verificable. Segunda, climática. Para atribuirle una huella baja hay que medir la energía de exploración y perforación, el metano y las fugas de hidrógeno, con límites de ciclo de vida comparables que incluyan acondicionamiento y transporte hasta el usuario.

Tercera, sustitución. No basta con encontrar un comprador. Hay que demostrar qué se reemplaza, reformado de gas, carbón u otro proceso, y que esa actividad fósil efectivamente disminuye frente a una línea base explícita. Esta condición desplaza la discusión de la eficiencia por kilogramo hacia la estructura del consumo y las decisiones empresariales y regulatorias.

Cuarta, territorial. Contratos, propiedad y disponibilidad de la información, participación comunitaria y reparto de beneficios. Señalar la llave que las une. No son equivalentes entre sí, pero ninguna basta sola. Un proyecto puede tener un recurso abundante y una huella baja y, aun así, no sustituir nada o concentrar todos los beneficios fuera del territorio.

Solo juntas permiten saber si un proyecto reduce emisiones y quién gana capacidad de decisión con su desarrollo.

Niebla al anochecer sobre una refinería junto a un fiordo

Reflexión final10

“El desafío no es únicamente descubrir nuevas fuentes de energía, sino demostrar qué estamos sustituyendo y quién decide cómo aprovecharlas”.

¿Estamos transformando el sistema energético o simplemente ampliando sus fronteras?

GraciasMitzi Yamilet Sánchez Jiménez · FCPyS, UNAM

Anexo · fuera del tiempo de exposiciónA1

Verificación de datos, noviembre de 2026

Dato de la ponencia	Fuente	Resultado
Demanda mundial de H₂ > 100 Mt; bajas emisiones ≈ 1 Mt (2025)	IEA (2026b), Global Hydrogen Review 2026	Confirmado · La cartera anunciada a 2030 cayó a 27 Mt; solo 4.3 Mt tienen decisión firme.
Inventario probabilístico ≈ 5.6 millones de Mt	Ellis y Gelman (2024), Science Advances 10(50)	Confirmado · DOI 10.1126/sciadv.ado0955. Es el valor más probable de un modelo, no una reserva.
Flujo geológico continental < 0.74 Mt/año	Royal Society (2025), policy briefing	Matizar · Excluye gas volcánico; con él, < 1.74 Mt/año. Sigue siendo < 2 % del consumo.
Fósiles ≈ 86 % de la energía primaria en 2025	Energy Institute (2026), Statistical Review	Confirmado · 86.2 %, mínimo histórico; aun así, el suministro fósil creció ≈ 4.6 EJ.
Intensidad ≈ 0.4 y ≈ 1.5 kg CO₂e/kg H₂	Brandt (2023), Joule 7(8), 1818–1831	Confirmado · DOI 10.1016/j.joule.2023.07.001. Límite: sitio de producción.
GWP₁₀₀ del H₂ = 11.6 ± 2.8	Sand et al. (2023), Commun. Earth Environ. 4	Confirmado · DOI 10.1038/s43247-023-00857-8. Cinco modelos de química atmosférica.
Bourakébougou: 1987, 2012, 25 pozos, ≈ 98 % H₂	Prinzhofer et al. (2018); Maiga et al. (2023)	Confirmado · Maiga et al.: Scientific Reports 13, 11876 (DOI 10.1038/s41598-023-38977-y).
Koloma: ronda de US$ 245 M	EEPower (2024)	Matizar · Serie B de US$ 245.7 M (SEC Form D). Cifras posteriores circulan sin fuente oficial.
LCOH 2.46 y 6.82 USD/kg (60 y 10 pozos)	Lin et al. (2026), Applied Energy 408, 127406	Confirmado · Artículo y autores verificados por DOI 10.1016/j.apenergy.2026.127406.
Balance hídrico y de ciclo de vida	Kaczmarczyk et al. (2026), RSER 238, 117100	Confirmado · DOI 10.1016/j.rser.2026.117100.
Bulqizë (Albania): ≥ 200 t de H₂ al año, gas con 84 % de H₂	Truche et al. (2024), Science 383, 618–621	Nuevo · Mayor flujo natural medido. Útil para responder sobre «otros casos además de Malí».

Verificación con DOI (Crossref) y fuentes primarias. Detalle completo en GUIA_PRESENTACION.md.

Anexo · fuera del tiempo de exposiciónA2

Referencias (1 de 2)

Advanced Research Projects Agency–Energy (ARPA-E). (2024). U.S. Department of Energy announces $20 million to 16 projects spearheading exploration of geologic hydrogen.
Altvater, E. (2018). El planeta Tierra, el sistema capitalista mundial y las múltiples crisis sistémicas. En J. Saxe-Fernández (Coord.), Sociología política del colapso climático antropogénico (pp. 111–130). UNAM, CEIICH.
Brandt, A. R. (2023). Greenhouse gas intensity of natural hydrogen produced from subsurface geologic accumulations. Joule, 7(8), 1818–1831.
Cano Ramírez, O. E. (2018). Homogeneidad capitalista y la élite del poder mundial: Amenazas para la vida. En J. Saxe-Fernández (Coord.), Sociología política del colapso climático antropogénico (pp. 157–202). UNAM, CEIICH.
Dietz, K. (2023). Transiciones energéticas globales y extractivismo verde. En M. Lang, B. Bringel y M. A. Manahan (Eds.), Más allá del colonialismo verde (pp. 51–68). CLACSO.
EEPower. (2024). Bill Gates-backed hydrogen startup raises $245M in investments.
Ellis, G. S., y Gelman, S. E. (2024). Model predictions of global geologic hydrogen resources. Science Advances, 10(50), eado0955.
Energy Institute. (2026). Statistical review of world energy 2026 (75.ª ed.).
Everts, A., Bonnie, J., y Loosveld, R. (2025, 5 de agosto). A large natural hydrogen gas accumulation or an aqueous hydrogen seepage with localised gas pockets? GeoExpro.
Foster, J. B., Clark, B., y York, R. (2010). Capitalism and the curse of energy efficiency: The return of the Jevons paradox. Monthly Review, 62(6), 1–12.
Gelman, S. E., Hearon, J. S., y Ellis, G. S. (2025). Prospectivity mapping for geologic hydrogen (Professional Paper 1900, v. 1.2). U.S. Geological Survey.
Hydrogen Insight. (2024, 18 de marzo). A new gold rush | There are now 40 companies searching for natural hydrogen deposits — up from ten in 2020.
International Energy Agency (IEA). (2025). Energy and AI.
International Energy Agency (IEA). (2026a). Global energy review 2026.

Anexo · fuera del tiempo de exposiciónA3

Referencias (2 de 2)

International Energy Agency (IEA). (2026b). Global hydrogen review 2026.
Kaczmarczyk, M., Tomaszewska, B., Lankof, L., y Bielec, B. (2026). Life and water cycle assessment of natural hydrogen exploitation for energetic purposes. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 238, 117100.
Lin, N., Patonia, A., Shuster, M., Lambert, M., y Zhang, T. (2026). Natural hydrogen techno-economics and valuation. Applied Energy, 408, 127406.
Mahnkopf, B. (2018). Problemas y contradicciones del “capitalismo verde”. En J. Saxe-Fernández (Coord.), Sociología política del colapso climático antropogénico (pp. 131–156). UNAM, CEIICH.
Maiga, O., Deville, E., Laval, J., Prinzhofer, A., y Diallo, A. B. (2023). Characterization of the spontaneously recharging natural hydrogen reservoirs of Bourakebougou in Mali. Scientific Reports, 13, 11876.
Malm, A. (2018). Long waves of fossil development: Periodizing energy and capital. Mediations, 31(2).
Meredith, S. (2025, 27 de abril). From mining giants to Big Oil, major players are jumping on the ‘white hydrogen’ bandwagon. CNBC.
Prinzhofer, A., Tahara Cissé, C. S., y Diallo, A. B. (2018). Discovery of a large accumulation of natural hydrogen in Bourakebougou (Mali). International Journal of Hydrogen Energy, 43, 19315–19326.
Royal Society. (2025). Natural hydrogen: Future energy and resources [Policy briefing].
Sand, M., Skeie, R. B., Sandstad, M., Krishnan, S., Myhre, G., Bryant, H., et al. (2023). A multi-model assessment of the global warming potential of hydrogen. Communications Earth & Environment, 4, 203.
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Zgonnik, V. (2020). The occurrence and geoscience of natural hydrogen: A comprehensive review. Earth-Science Reviews, 203, 103140.

Anexo · fuera del tiempo de exposiciónA4

Créditos de imágenes

Portada: serpentinita con burbujas de hidrógeno. Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Tubo de descarga de hidrógeno: su brillo rosa es la mezcla de las líneas H-α y H-β. «Hydrogen Lamp (24856071897)», UCL Mathematical & Physical Sciences. CC BY 2.0. Vía Wikimedia Commons: https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=97276729
Diapositiva 03: depresiones circulares asociadas a fugas de hidrógeno natural (ilustración). Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Diapositiva 04 (izquierda): planta de amoniaco con tanques esféricos. Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Diapositiva 04 (derecha): refinería de petróleo de noche. Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Diapositiva 05: frasco con agua de pozo y burbujas de gas (ilustración). Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Diapositiva 06: recreación ilustrativa de un pozo con generador en el Sahel (no es Bourakébougou). Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Luces nocturnas de Estados Unidos, 2012. «City Lights of the United States 2012», NASA Earth Observatory. Dominio público. Vía Wikimedia Commons: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:City_Lights_of_the_United_States_2012.jpg
Diapositiva 07: torre de perforación exploratoria de noche. Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Luces nocturnas de la Tierra (DMSP, 1994-1995). «Earth's City Lights by DMSP, 1994-1995 (large)», Data: Marc Imhoff/NASA GSFC, Christopher Elvidge/NOAA NGDC; Image: Craig Mayhew and Robert Simmon/NASA GSFC. Dominio público. Vía Wikimedia Commons: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Earth%27s_City_Lights_by_DMSP,_1994-1995_(large).jpg
Diapositiva 09: cajas de núcleos de perforación (ilustración). Imagen generada con IA a partir de PROMPTS_IMAGENES.md; ilustrativa, no documental. Tratamiento de color propio.
Niebla sobre la refinería de Preemraff, Suecia. «Blue hour fog over Preemraff oil refinery by Brofjorden», W.carter. CC BY-SA 4.0. Vía Wikimedia Commons: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Blue_hour_fog_over_Preemraff_oil_refinery_by_Brofjorden.jpg

Fotografías con tratamiento de color propio (duotono y grano), salvo el tubo de hidrógeno, en color natural. Tipografías Archivo e Instrument Serif (SIL Open Font License).