Hidrógeno

Europa pincha la burbuja del hidrógeno: sólo un 3,6% de los proyectos están en marcha

Según ENTSO-E, en las condiciones actuales del mercado eléctrico, un electrolizador co-localizado con energías renovables puede alcanzar un coste de alrededor de 6 euros/kg de hidrógeno

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A pesar de la ambiciosa retórica política y la fuerte inversión pública y privada, la burbuja del hidrógeno verde en Europa comienza a mostrar signos de desinflarse. Según el último informe detallado publicado por ENTSO-E —la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad—, apenas el 3,6% de los proyectos anunciados para producir hidrógeno bajo en carbono han entrado en operación o alcanzado una decisión final de inversión.

Esta cifra refleja una enorme brecha entre la ambición política y la ejecución técnica. La Unión Europea, a través de su Estrategia del Hidrógeno y del plan REPowerEU, había prometido alcanzar 20 millones de toneladas de hidrógeno renovable en 2030, la mitad de ellas producidas dentro del continente. Para lograrlo, se estimaba necesario desplegar 125 GW de capacidad de electrólisis. Sin embargo, a mitad de 2025, los planes nacionales apenas suman 54 GW, y de ellos solo una fracción ha comenzado a construirse o recibido financiación asegurada.

Europa se posiciona como la segunda región del mundo en términos de financiación para el desarrollo del hidrógeno, solo por detrás de Estados Unidos. No obstante, el informe de ENTSO-E señala que ese volumen de inversión aún no se traduce en proyectos tangibles. A mayo de 2024, los proyectos basados en electrólisis apenas comprometían una producción anual de 0,2 millones de toneladas, lo que representa un 1% del objetivo de producción doméstica.

Según el informe del gestor europeo, uno de los principales problemas es la falta de acuerdos de compra vinculantes. Aunque la demanda potencial es elevada en sectores como la siderurgia, los fertilizantes o el transporte pesado, solo el 29,5% de los volúmenes proyectados bajo REPowerEU están actualmente involucrados en negociaciones con potenciales compradores, y apenas el 4,5% se ha traducido en contratos cerrados. En este contexto, reza el texto del informe, la ausencia de señales de mercado claras mina la confianza de los inversores y ralentiza la toma de decisiones.

Costes

El coste nivelado de producción de hidrógeno (LCOH) es el principal obstáculo económico. En las condiciones actuales del mercado eléctrico, un electrolizador co-localizado con energías renovables puede alcanzar un LCOH de alrededor de 6 euros/kg de hidrógeno. Sin embargo, para electrolizadores independientes que dependen de la red, los costes pueden subir a 14 euros/kg de hidrógeno o más, debido a tarifas de acceso, impuestos, y precios mayoristas volátiles de la electricidad.

El hidrógeno verde sigue siendo considerablemente más caro que su contraparte gris (producido con gas natural) o azul (gas natural con captura de CO₂), lo que hace difícil justificar su adopción sin subsidios. De hecho, según el informe, el coste de la electricidad representa entre el 60% y el 77% del total del LCOH, dependiendo del tipo de conexión del electrolizador.

España, entre los países con costes de suministro de hidrógeno más bajos

Aunque se han observado precios negativos en los mercados mayoristas de electricidad en algunos momentos del año —lo que podría abaratar la producción de hidrógeno—, aprovechar estas ventanas requiere automatización avanzada, previsión de precios y flexibilidad operativa, capacidades que aún no están generalizadas entre los operadores.

A esta compleja ecuación ENTSO-E suma la disparidad regulatoria entre Estados miembros. Según detalla la organización, mientras Alemania ha diseñado una red troncal de hidrógeno con apoyo estatal y reglas claras, y países como España o Dinamarca han lanzado estrategias nacionales ambiciosas, otros aún no han definido marcos regulatorios ni planes de incentivos coherentes. Esta falta de armonización, señala, obstaculiza la creación de un mercado interno del hidrógeno y dificulta las decisiones de inversión a largo plazo.

Además, el desarrollo de infraestructuras clave como redes de transporte, sistemas de almacenamiento y certificación del origen renovable del hidrógeno avanza con lentitud. La falta de estas infraestructuras limita las opciones de conexión para los nuevos electrolizadores y dificulta su integración eficiente en el sistema eléctrico.

Distintos enfoques de los electrolizadores

El informe señala que los electrolizadores pueden adoptar distintos enfoques operativos, cada uno con implicaciones específicas tanto para su rentabilidad como para su interacción con el sistema eléctrico. Algunos proyectos optan por una operación continua, enfocada en maximizar el uso de la infraestructura y amortizar los altos costes de inversión mediante contratos de suministro eléctrico a largo plazo con fuentes renovables. Esta modalidad, aunque requiere una inversión inicial considerable, ofrece ingresos estables y previsibilidad financiera.

Otros electrolizadores apuestan por una estrategia más flexible, ajustando su producción a los momentos en que los precios de la electricidad son bajos, nulos o incluso negativos. Esta operación basada en señales del mercado puede resultar muy eficiente desde el punto de vista económico, pero presenta una alta volatilidad y un bajo número de horas de funcionamiento efectivo, lo que compromete la estabilidad del negocio a largo plazo.

El precio del hidrógeno verde se mantendrá caro durante décadas
Según BloombergNEF, el precio del hidrógeno a través de energías renovables con electrolizadores se situará entre 1,60 y 5,09 dólares por kilogramo para 2050.

También existe la opción de adecuar la producción de hidrógeno a la demanda concreta de clientes industriales o del sector transporte, estableciendo perfiles de operación menos sensibles al precio de la electricidad pero más estables en cuanto a volumen de ventas. Sin embargo, esta estrategia limita la flexibilidad del electrolizador para participar en otros mercados energéticos.

En la práctica, los modelos más utilizados hasta el momento combinan la producción continua con la operación oportunista según el precio de la electricidad, debido a la urgencia de recuperar las inversiones iniciales. Sin embargo, la falta de almacenamiento acoplado y la escasa presencia de contratos dinámicos reducen su capacidad real para adaptarse a las señales del sistema eléctrico en tiempo real.

A pesar de los retos, ENTSO-E insiste en que el hidrógeno verde sigue siendo clave para la descarbonización de sectores difíciles de electrificar. Pero el informe lanza una advertencia clara: sin una mejora sustancial en la coordinación regulatoria, una expansión acelerada de la infraestructura y un diseño de mercado que recompense la flexibilidad y los servicios al sistema, Europa no alcanzará sus objetivos.

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