Sin embargo, cuando se rasca un poco bajo la superficie, se ve que todavía existe una gran distancia entre lo anunciado y lo que realmente está funcionando. Hay pocos megavatios en operación frente a decenas de gigavatios planificados, la regulación aún se está asentando y los retos tecnológicos, económicos y de infraestructura siguen siendo enormes. Este artículo repasa de forma detallada el papel del hidrógeno en la transición energética, la situación actual en España, las ayudas europeas y nacionales, así como los principales retos que condicionan el despliegue de este vector energético.
El papel del hidrógeno en la transición energética
El interés moderno por el hidrógeno como vector energético no surge de la nada: responde a la necesidad de alcanzar la neutralidad climática marcada tras el Acuerdo de París de 2015, donde la comunidad internacional se comprometió a limitar el aumento de la temperatura global muy por debajo de 2 ºC e intentar acercarse a 1,5 ºC. Para lograrlo, no basta con electrificar directamente todo lo que se pueda; hacen falta combustibles renovables que cubran los huecos donde la electrificación es complicada.
En ese contexto, el hidrógeno (especialmente el producido con renovables) aparece como pieza clave para descarbonizar sectores difíciles de abatir: procesos industriales de alta temperatura, producción de acero, fertilizantes, combustibles para aviación o transporte marítimo, así como ciertas aplicaciones de transporte pesado por carretera. Además, sus derivados -amoniaco, metanol o combustibles sintéticos- permiten transportar energía a largas distancias y servir de combustible en usos donde el hidrógeno puro no es práctico.
El uso del hidrógeno, no obstante, no es nuevo. Desde hace décadas se utiliza masivamente en refino de petróleo, producción de amoniaco para fertilizantes, síntesis de metanol y otras aplicaciones químicas. La diferencia es que, hasta ahora, se ha producido casi por completo a partir de gas natural o carbón, generando entre 9 y más de 20 kg de CO2 por cada kilogramo de hidrógeno fósil. El salto que se pretende dar consiste en sustituir ese hidrógeno contaminante por hidrógeno de bajas emisiones y, al mismo tiempo, ampliar su uso a nuevos sectores.
Entre las distintas vías de producción baja en carbono, la que acapara más atención regulatoria y financiera es la electrólisis del agua alimentada con electricidad renovable. El proceso es relativamente sencillo de describir: una corriente eléctrica separa el agua en hidrógeno y oxígeno, y si la electricidad procede de eólica, solar u otras renovables, el resultado es hidrógeno considerado verde o renovable. En la práctica, la clave no está solo en la tecnología, sino en cómo se garantizan requisitos como la adicionalidad, la correlación geográfica y la correlación temporal entre la electricidad renovable y el electrolizador, establecidos por la normativa europea para evitar un aumento indirecto de emisiones del sistema eléctrico.
Aunque el potencial del hidrógeno es enorme, es importante rebajar expectativas a corto plazo. La construcción de un nuevo sector energético global requiere tiempo para madurar tecnologías, abaratar costes, desarrollar normativa, consolidar cadenas de suministro y, sobre todo, generar una demanda real y sostenible que dé salida a la producción de hidrógeno renovable y sus derivados.
Producción y consumo de hidrógeno electrolítico en España
España se ha situado entre los países europeos con mayores ambiciones en hidrógeno renovable. El borrador de actualización del PNIEC elevó el objetivo de capacidad de electrólisis a 11 GW para 2030, casi triplicando la meta de 4 GW de la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable de 2020. Esta subida no es casualidad: responde al aluvión de proyectos anunciados y al deseo de aprovechar la abundancia de recursos solares y eólicos del país para situarse como un gran productor y exportador de hidrógeno.
La Cátedra de Estudios sobre el Hidrógeno de la Universidad Pontificia Comillas mantiene una base de datos que recopila información pública de proyectos anunciados desde 2020, combinando fuentes como la Agencia Internacional de la Energía y la Asociación Española del Hidrógeno. Según este registro, en el momento de redacción del estudio se contabilizan 166 proyectos de producción de hidrógeno renovable en España, con una potencia combinada de unos 22 GW de electrólisis, es decir, el doble del objetivo PNIEC para 2030.
Ahora bien, cuando se examina el grado de desarrollo de estas iniciativas, el panorama cambia. Solo alrededor del 3 % de los proyectos está realmente en operación, un 5 % en fase de construcción, mientras que aproximadamente el 23 % ha conseguido algún tipo de financiación pública (nacional o europea) y el resto -más del 70 %- permanece en fases tempranas de diseño o estudio de viabilidad. Si se mira en términos de potencia instalada, menos del 1 % de la capacidad anunciada está en operación o construcción; el grueso se reparte entre proyectos en planificación y aquellos parcialmente subvencionados, lo que muestra la gran brecha entre los anuncios y la realidad tangible.
En cuanto a los usos finales, la información no siempre está detallada, pero sí se observa que una parte mayoritaria de la potencia prevista se orienta al sector industrial. Hay proyectos para refino, producción de amoniaco, metanol, acero verde, generación de calor industrial o materias primas químicas diversas. Paralelamente, se han anunciado numerosas iniciativas vinculadas al transporte, aunque muchas de ellas con poca potencia de electrólisis: estaciones de servicio de hidrógeno para camiones y autobuses, proyectos de blending con gas natural o soluciones de movilidad ferroviaria y marítima basadas en derivados como el metanol renovable.
Por volumen, destacan especialmente los proyectos vinculados a la producción de amoniaco verde -tanto para consumo interno como para exportación- y los destinados a acero con hidrógeno, como el conocido proyecto HyDeal. También llaman la atención los planes para producir metanol verde a gran escala, que podrían reducir importaciones y abrir la puerta a la exportación hacia otros países europeos, utilizando tanto transporte marítimo como ferroviario para mover esos combustibles sintéticos de origen renovable.
Subvenciones europeas al hidrógeno renovable
Detrás del despegue (aunque todavía incipiente) del sector del hidrógeno se encuentra un importante entramado de ayudas públicas europeas diseñadas para acelerar el despliegue de tecnologías bajas en carbono. La UE ha articulado este impulso a través de varios instrumentos clave, entre los que destacan el Fondo de Innovación, el llamado Banco Europeo del Hidrógeno y los Proyectos Importantes de Interés Común Europeo, los conocidos IPCEI relacionados con el hidrógeno.
El Fondo de Innovación se nutre de los ingresos del Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (EU ETS) y está orientado a apoyar tecnologías punteras de descarbonización. Ofrece dos líneas principales: una para proyectos de pequeña escala y otra para proyectos de gran tamaño, con inversiones de capital superiores a 7,5 millones de euros. En las convocatorias resueltas hasta la fecha, el hidrógeno ha ido ganando protagonismo progresivamente, pasando de estar concentrado en pequeños proyectos en la primera ola a contar con varios proyectos de gran escala en la tercera convocatoria, donde se aprobaron cinco proyectos españoles de producción de hidrógeno como grandes proyectos beneficiarios.
El Banco Europeo del Hidrógeno es otro pilar central. Anunciado en 2022, se financia también a través del Fondo de Innovación, pero se orienta exclusivamente a proyectos de hidrógeno renovable o bajo en carbono. Su mecanismo estrella es la subasta de primas a la producción: en la primera subasta se ofrecían 800 millones de euros, con un precio máximo de 4,5 €/kg de hidrógeno, subvencionando la diferencia entre el coste real y ese tope. Los proyectos adjudicatarios, entre los que se encuentran varios en la península ibérica -tres de ellos en España-, deben entrar en operación en un plazo máximo de cinco años desde la firma, lo que mete presión para cumplir los plazos de puesta en marcha del electrolizador.
La Comisión Europea ha anunciado ya una segunda subasta del Banco Europeo del Hidrógeno con mayor dotación, en torno a 1.200 millones de euros, y un precio máximo más bajo, de 3,5 €/kg de H2. Se prevé que se ajusten también plazos, requisitos de garantías y otros parámetros, lo que debería seguir afinando el diseño de estos incentivos para que resulten atractivos, pero al mismo tiempo eficientes desde el punto de vista presupuestario y alineados con los objetivos de RePowerEU.
Además del Fondo de Innovación y el Banco, los IPCEI de hidrógeno cumplen un rol clave para estructurar proyectos paneuropeos que cubran toda la cadena de valor. Hasta ahora se han aprobado cuatro grandes IPCEI: Hy2Tech (tecnologías de hidrógeno), Hy2Use (aplicaciones industriales), Hy2Infra (infraestructura) y Hy2Move (movilidad). España participa en varios de ellos con empresas dedicadas al diseño y fabricación de electrolizadores, componentes de la cadena de valor, soluciones de movilidad y grandes proyectos industriales como valles de hidrógeno y plantas de producción renovable integradas en complejos químicos y siderúrgicos.
La financiación de los IPCEI recae finalmente en los Estados miembros, una vez que la Comisión Europea autoriza las ayudas de Estado. En el caso español, estas aportaciones se vehiculan sobre todo a través del PERTE de energías renovables, hidrógeno renovable y almacenamiento (PERTE ERHA), que incluye una línea específica para integrar la cadena de valor nacional en los proyectos europeos de hidrógeno y facilitar la participación de empresas españolas en estos consorcios de carácter transfronterizo.
Ayudas nacionales al hidrógeno: PERTE ERHA y otros programas
En el plano interno, España ha estructurado gran parte de sus ayudas relacionadas con la transición energética mediante el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), que canaliza los fondos Next Generation EU. El PRTR dispone de unos 163.000 millones de euros entre transferencias y créditos, repartidos a lo largo de seis años, y se apoya en los PERTE como eje central para movilizar inversiones en sectores estratégicos.
El hidrógeno renovable se integra principalmente en el PERTE ERHA, que en su diseño original contemplaba 6.600 millones de euros, de los que 1.555 millones se reservaban específicamente al hidrógeno. Con la adenda posterior, el presupuesto global del PERTE se elevó hasta casi 10.800 millones de euros, y la partida destinada al hidrógeno aumentó en torno a 1.600 millones adicionales, lo que sitúa el esfuerzo total cercano a los 3.200 millones para este vector energético.
La financiación nacional del hidrógeno renovable se ha organizado en cuatro grandes líneas: una primera centrada en impulsar I+D, innovación y pymes de la cadena de valor; una segunda orientada a crear grandes clústeres o valles de hidrógeno, donde se concentre producción, transformación y consumo; una tercera para proyectos singulares pioneros que introduzcan el hidrógeno en polos industriales o sistemas aislados; y una cuarta específicamente diseñada para apoyar la participación española en proyectos e iniciativas europeas como los IPCEI.
Hasta el momento, se han resuelto varias convocatorias asociadas al PERTE ERHA con un presupuesto ejecutado de unos 624 millones de euros sobre los 1.555 millones iniciales destinados al hidrógeno. Entre los proyectos subvencionados, 39 corresponden directamente a producción de hidrógeno, acumulando una capacidad total de 772 MW de electrólisis, que deben estar en operación en un plazo aproximado de tres años desde la concesión de la ayuda, lo que sitúa su entrada en funcionamiento entre 2025 y 2026 si se respetan los plazos de construcción y puesta en marcha.
La alta demanda de estas líneas de financiación evidencia el apetito inversor del sector. Por ejemplo, en la última convocatoria del programa H2 Pioneros se recibieron alrededor de 100 solicitudes por una potencia conjunta de 1.267 MW de electrólisis, de las cuales solo 12 proyectos, que sumaban unos 309 MW, consiguieron ayuda. Este desfase entre solicitudes y adjudicaciones indica tanto el dinamismo del mercado como la necesidad de seguir aprobando programas de apoyo para que una parte mayor de los proyectos pase de la fase de anuncio al despliegue real.
De cara al corto plazo, están previstas nuevas convocatorias para valles de hidrógeno y para reforzar la cadena de valor, que ya han pasado por una fase de consulta pública y se espera que movilicen recursos adicionales. Además, se observa una cierta concentración geográfica de proyectos subvencionados en áreas como Gijón, Huelva, Sevilla, Algeciras, Tarragona o Zaragoza, donde se perfilan auténticos clústeres de hidrógeno. En contraste, otras regiones con muchos proyectos anunciados, como Castilla y León, apenas han obtenido hasta ahora unas pocas adjudicaciones concretas de apoyo público.
Retos tecnológicos, económicos y de recursos
Si se comparan los ambiciosos objetivos y el gran número de proyectos en cartera con los pocos megavatios realmente operativos, queda claro que el sector del hidrógeno enfrenta una batería de desafíos. Estos retos abarcan desde la reducción de costes y la gestión de recursos como el agua hasta la creación de demanda y el desarrollo de infraestructura de transporte y almacenamiento, todos ellos condicionantes para que las estadísticas anuales de hidrógeno reflejen un crecimiento sostenido y no solo una acumulación de anuncios y notas de prensa.
El primer gran escollo es económico: el coste de producir hidrógeno renovable sigue siendo elevado comparado con sus alternativas fósiles. Lo que se conoce como “prima verde” -la diferencia entre el coste del hidrógeno bajo en carbono y el coste de los combustibles o materias primas convencionales- varía mucho según el sector, los precios del gas o del CO2, la presión regulatoria o el valor comercial que los clientes finales otorguen a productos descarbonizados. En algunos nichos la brecha es pequeña y asumible; en otros, todavía resulta demasiado amplia para justificar inversiones sin apoyos públicos o contratos a largo plazo robustos.
Para que el hidrógeno sea competitivo a largo plazo se trabaja en reducir su coste nivelado (LCOH), es decir, el coste promedio por kilogramo de hidrógeno producido a lo largo de la vida útil de la planta. Esto implica abaratar la inversión en electrolizadores y equipos auxiliares aprovechando economías de escala y curvas de aprendizaje, pero también optimizar el diseño de las instalaciones para maximizar horas equivalentes de funcionamiento, ajustar presión y pureza requeridas por el cliente y asegurar una operación flexible que permita aprovechar mejor la electricidad renovable disponible.
Los costes variables tienen un peso dominante en el LCOH, especialmente el coste de la electricidad, que puede llegar a representar entre un 60 % y un 70 % del coste total de producción. Esa electricidad, además, debe cumplir con los requisitos de la regulación europea para ser considerada renovable de cara al cómputo de combustibles renovables de origen no biológico. De ahí que la estrategia de compra de energía (contratos PPA, plantas dedicadas, líneas directas, gestión de desvíos, etc.) sea un factor decisivo para la rentabilidad de cualquier proyecto de hidrógeno electrolítico. Para entender mejor el contexto del precio de la electricidad en España, resulta útil consultar análisis específicos sobre por qué España marca precios bajos en el mercado mayorista y cómo se trasladan (o no) a la factura final.
Otro aspecto a menudo eclipsado por la electricidad es el agua, insumo básico de la electrólisis. Aunque su coste económico por kilogramo de hidrógeno suele ser bajo -incluso teniendo en cuenta la desalación, que apenas incrementaría el coste final en torno a un 1 %-, el acceso físico al recurso sí puede limitar proyectos en zonas con estrés hídrico. Las estimaciones de consumo indican que, incluso si España alcanzara los 11 GW de electrólisis funcionando miles de horas al año, el volumen total de agua requerido sería muy pequeño en comparación con el riego agrícola o el abastecimiento urbano, pero a escala local conviene integrar estos consumos en la planificación hidrológica y en la gestión de cuencas.
En este sentido, la reutilización de aguas regeneradas, el uso de agua de mar desalada o la optimización de los sistemas de refrigeración y tratamiento de agua de proceso pueden minimizar el impacto sobre recursos hídricos dulces. Aun así, es imprescindible que la Administración marque criterios claros y homogéneos para tramitar permisos de captación, vertido de salmueras y aprovechamiento de agua reciclada, evitando cuellos de botella y diferencias de trato entre distintas demarcaciones hidrográficas.
Demanda, infraestructura y cadena de valor
La producción de hidrógeno solo tiene sentido si existe demanda a la que suministrar. En los sectores que ya usan hidrógeno (refino, fertilizantes, química básica), el cambio consiste en sustituir hidrógeno fósil por renovable, algo relativamente directo desde el punto de vista de proceso. El reto está en acordar precios, plazos de suministro y garantías de origen que permitan justificar inversiones tanto del productor como del consumidor, a menudo mediante contratos a largo plazo con reparto de riesgos.
En los usos nuevos como combustible, el panorama es mucho más incierto. El transporte por carretera pesado, por ejemplo, se mueve entre la apuesta por baterías eléctricas de alta capacidad y la opción del hidrógeno para determinados corredores de larga distancia, donde el tiempo de repostaje y la pérdida de carga útil por peso de baterías pueden inclinar la balanza hacia la pila de combustible. En aviación y navegación marítima, el consenso se inclina más hacia el uso de combustibles derivados del hidrógeno (queroseno sintético, metanol, amoniaco) sometidos a regulaciones específicas como ReFuelEU Aviation o FuelEU Maritime, que irán empujando su adopción progresiva.
Además, el hidrógeno competirá en muchos casos con otras soluciones renovables como el biometano o los biocarburantes líquidos, que pueden aprovechar infraestructuras existentes y ser sustitutos “drop-in” en ciertas aplicaciones. En calderas, hornos o motores adaptados, utilizar biometano o gasóleo renovable puede requerir menos inversión que reconvertir todo a hidrógeno, que tiene propiedades fisicoquímicas particulares (densidad, difusividad, llama, etc.) y puede generar problemas técnicos en algunos procesos, como hornos en contacto directo con vidrio o cerámica, donde se han observado riesgos de daños superficiales o cambios en la calidad del producto.
Otro bloque crítico es la infraestructura. Tradicionalmente, el hidrógeno se producía y consumía en el mismo emplazamiento, sin grandes redes de transporte. El nuevo modelo apuesta por plantas que pueden estar alejadas de los centros de consumo para aprovechar mejor recursos renovables, disponibilidad de suelo, acceso al agua o cercanía a puertos, y una demanda repartida en múltiples localizaciones y sectores. Esto obliga a desarrollar una cadena logística basada en tuberías específicas de hidrógeno, blending en redes de gas existentes, camiones cisterna para hidrógeno licuado o comprimido y, para el comercio internacional, buques que transporten amoniaco, metanol u otros portadores de hidrógeno de alta densidad energética.
La elección del modo de transporte depende de volúmenes, frecuencia y distancia. Para distancias cortas y volúmenes pequeños o medios, el camión suele ser la opción preferente; para grandes flujos continuos entre polos industriales, la tubería dedicada puede ser imbatible en costes unitarios; mientras que para exportación a larga distancia entra en juego la combinación de grandes buques, terminales portuarias adaptadas y plantas de reconversión de derivados a hidrógeno utilizable en destino. En muchos casos, los costes logísticos pueden rivalizar en magnitud con el propio coste de producción, por lo que la ingeniería de la cadena de suministro será un factor clave para la viabilidad económica.
Toda esta logística requiere, además, una industria auxiliar sólida: fabricantes de electrolizadores, compresores, válvulas, tanques criogénicos, remolques de tubo, membranas, sistemas de control, así como empresas de ingeniería, construcción y servicios especializados. La base de datos mundial de empresas del hidrógeno refleja ya más de 1.200 compañías activas en la cadena de valor, desde materias primas y subcomponentes hasta estaciones de repostaje y sistemas de pila de combustible, con especial énfasis en aplicaciones energéticas y de movilidad. Para España, consolidar una cadena de suministro competitiva no solo reduce dependencia externa, sino que abre oportunidades de exportación de tecnología y servicios vinculados al hidrógeno renovable.
El desarrollo del hidrógeno renovable avanza, por tanto, sobre tres patas: ambición climática, financiación pública y privada, y capacidad tecnológica e industrial. Las estadísticas anuales de hidrógeno empiezan a capturar este movimiento: objetivos crecientes en Europa y España, cientos de proyectos anunciados, decenas de gigavatios de electrólisis planificada, una red de ayudas y programas como el Fondo de Innovación, el Banco Europeo del Hidrógeno o el PERTE ERHA, y una industria que se organiza en torno a valles de hidrógeno y grandes polos industriales. Falta aún transformar una gran parte de las intenciones en megavatios operativos, pero la dirección está clara y el grado de detalle de los datos disponibles ofrece una radiografía cada vez más precisa del camino que queda por recorrer en esta economía del hidrógeno en construcción.
