AtlantHy ha cumplido cinco años este pasado mes de febrero y parece que el sector ha querido hacernos un pequeño regalo.
Después de un 2025 lleno de malas noticias —retrasos, cancelaciones de proyectos y críticas constantes al sector—, 2026 parece empezar con una cara diferente. Y lo cierto es que no lo esperábamos.
Durante buena parte del año pasado daba la sensación de que el sector estaba atrapado en un bucle de incertidumbre regulatoria, dudas económicas y dificultades para cerrar los primeros proyectos. Sin embargo, los anuncios de las grandes empresas, sumados a la próxima publicación del Real Decreto de Fomento de Combustibles Renovables y a las nuevas posibilidades que se abren con el blending de hidrógeno, cada vez más interesante en términos regulatorios y económicos, empiezan a cambiar el panorama.
Poco a poco, algo parece estar moviéndose.
1.1. Las primeras señales
Una de las grandes noticias de este inicio de año ha sido el compromiso firme de las grandes compañías Oil & Gas en España.
Tanto Moeve como Repsol han anunciado su intención de contar con 300 MW (Huelva) y 350 MW (Cartagena, Bilbao y Tarragona) de electrólisis operativos respectivamente antes de 2030, enviando una señal muy clara al sector: la demanda estará ahí.
Y, como suele ocurrir en estos casos, cuando los grandes se mueven, el resto del ecosistema empieza a reaccionar.
A estos proyectos les seguirán previsiblemente otros desarrollos relevantes como los de AccionaPlug, Reolum o Elyse, que deberían anunciar su decisión final de inversión (FID) más pronto que tarde.
A ello podemos sumar los proyectos que ya están en marcha en España, como los aproximadamente 50 MW de electrólisis instalados por Iberdrola.
Después de varios años de incertidumbre, el mensaje empieza a ser claro:
El sector parece estar arrancando.
Y lo está haciendo impulsado, como era de esperar, por las grandes energéticas.
La pregunta entonces es inevitable:
¿que ocurre ahora?
1.2. La demanda a las puertas
Para entender el escenario al que nos enfrentamos conviene recuperar un gráfico que ya compartíamos en un artículo anterior sobre la demanda potencial generada por el nuevo Real Decreto de Fomento de Combustibles Renovables.
A los valores reflejados en el gráfico habría que añadir además aproximadamente 50.000 toneladas de hidrógeno en 2030 asociadas al cumplimiento de los objetivos vinculantes de RFNBO en aviación.
Esto equivale aproximadamente a 500 MW adicionales de electrólisis.
Nos olvidamos por ahora del marítimo que, como sabéis, no tiene una demanda obligatoria a 2030 todavía.
En total, incluso en un escenario conservador, estaríamos hablando de una demanda equivalente cercana a los 2 GW de electrólisis en 2030, una cifra que no hará más que crecer en los años posteriores.
Y lo más importante:
No hablamos de una demanda hipotética, sino de una demanda regulatoria, respaldada por cuotas obligatorias y potenciales penalizaciones por incumplimiento.
1.3. ¿Tenemos suficientes proyectos?
Hoy por hoy, si sumamos los proyectos mencionados anteriormente, nos encontramos con aproximadamente 700-800 MW de electrólisis con una construcción relativamente asegurada.
Incluso asumiendo que todos estos proyectos lleguen a buen puerto —algo que todavía está por ver—, lo más probable es que no estén plenamente operativos hasta 2029, y probablemente no al 100 % de su capacidad.
Por tanto, aunque es una excelente noticia que estos proyectos avancen, también conviene analizar con detenimiento qué tipo de desarrollo estamos viendo en España.
Y aquí empiezan a aparecer algunas limitaciones importantes.
1.4. Las limitaciones de los clústeres industriales
Muchos de los primeros proyectos de hidrógeno se están planteando en entornos industriales ya consolidados, como pueden ser las refinerías.
Sin embargo, este tipo de ubicaciones presentan varios desafíos.
1.4.1. Espacio disponible
Muchos complejos industriales ya operan cerca de sus límites físicos. Instalar grandes plantas de electrólisis dentro de estos recintos puede resultar extremadamente complicado.
1.4.2. Consumo de recursos
El consumo de agua asociado a la electrólisis puede convertirse en un problema adicional, especialmente en ubicaciones donde ya existe un elevado estrés hídrico debido a la actividad industrial.
Este problema se agrava aún más cuando el hidrógeno no viene a sustituir hidrógeno gris existente.
1.4.3. El elefante en la habitación: la electricidad
Pero probablemente el mayor problema sea otro.
En muchos de estos entornos industriales no es posible desarrollar instalaciones renovables de autoconsumo a gran escala. Esto obliga a recurrir a la red eléctrica para abastecer la electrólisis mediante PPAs o desarrollos renovables situados en otras ubicaciones.
Y aquí aparece una penalización económica considerable.
Entre peajes, servicios de ajuste, impuestos eléctricos y otros costes asociados, el uso de la red puede añadir fácilmente al menos 20 €/MWh al coste de la electricidad.
Una diferencia que, en proyectos donde la electricidad representa la mayor parte del coste de producción del hidrógeno, puede ser determinante.
Para entender mejor este impacto, vamos a analizarlo.
1.5. Comparativa de LCOH
La pregunta es sencilla:
¿Compensa producir hidrógeno en un clúster industrial como una refinería o hacerlo de forma distribuida en ubicaciones con mejor recurso renovable?
Para analizarlo utilizaremos unas premisas relativamente simples.
Mismo recurso renovable (solar y eólico combinados para alcanzar un 60 % de factor de utilización del electrolizador), una planta de 50 MW de electrólisis, y las siguientes diferencias principales:
| Refinería | Planta autoconsumo | |
| Costes eléctricos extra | Peajes, impuesto eléctrico, servicios de ajuste, etc. | No |
| Coste PPA | Solar 35 €/MWh Eólico 45 €/MWh | |
| Inversión renovables | X | Solar 450.000 €/MW Eólico 1.100.000 €/MW |
| Llave en mano planta H2 | 3 M€/MW | 1,6 M€/MW |
| Coste inyección hidroducto/blending | – | 0,3 €/kgH2 |
La diferencia de CAPEX se justifica por el mayor coste de instalar equipos dentro de una refinería, algo que además se ve respaldado por los datos publicados por Moeve y Repsol en la información compartida de sus proyectos.
Por su parte, el valor de 1,6 M€/MW proviene del valor de referencia acordado por el grupo de trabajo del índice IBHYX.
Para realizar la simulación de los proyectos y calcular el LCOH (Levelized Cost of Hydrogen) utilizaremos digHy, el software desarrollado por AtlantHy para el análisis tecnoeconómico de proyectos de hidrógeno.
En el análisis se han considerado tres escenarios:
1️⃣Producción distribuida con conexión a red de gas
2️⃣Producción en refinería con CAPEX anunciado por grandes proyectos
3️⃣Producción en refinería con CAPEX más estándar
En el caso de la producción distribuida se añaden 10 millones de euros para la infraestructura de conexión a la red y un coste de 0,30 €/kg de hidrógeno asociado al uso de la infraestructura de transporte.
Los resultados son bastante claros.
La producción distribuida con autoconsumo renovable resulta más competitiva en términos de LCOH.
Esto confirma algo que llevamos tiempo comentando:
El uso de la red eléctrica penaliza fuertemente los proyectos de hidrógeno.
Y, salvo cambios regulatorios importantes, no parece que esta situación vaya a revertirse en el corto plazo.
De hecho, es probable que esta diferencia se acentúe en los próximos años.
A medida que aumente la experiencia en la construcción de plantas de hidrógeno, los costes de financiación tenderán a reducirse.
Esto beneficiará especialmente a las plantas que integran renovables y electrólisis en el mismo proyecto, donde la rentabilidad exigida al capital es un factor determinante.
1.6. Conclusión
España todavía está muy lejos de contar con la capacidad de generación de hidrógeno necesaria para cumplir con las cuotas que previsiblemente se fijarán en los próximos años.
Y, viendo cómo se están planteando las penalizaciones en otros países europeos, lo más sensato será cumplirlas.
Las refinerías españolas han comenzado a desarrollar sus primeros proyectos, pero incluso si todos ellos se materializan ni siquiera cubrirían sus propias obligaciones, y mucho menos las del conjunto del país.
Por tanto, será necesario ampliar de forma significativa la capacidad de electrólisis instalada.
Y todo apunta a que la forma más competitiva de hacerlo será mediante producción distribuida, con plantas conectadas inicialmente a la red de gas —mediante blending— y, en el futuro, a redes específicas de hidrógeno.
En ese escenario, los sujetos obligados a cumplir con las cuotas regulatorias tendrán dos opciones:
Comprar hidrógeno renovable en el mercado
o
Adquirir proyectos de producción para asegurar el suministro.
En ambos casos, la generación distribuida aparece como la opción más competitiva desde el punto de vista económico.
Y como siempre, si queréis analizar este tipo de escenarios con mayor profundidad o evaluar la viabilidad de vuestros proyectos de hidrógeno renovable, desde AtlantHy estaremos encantados de ayudaros. Nuestro equipo trabaja a diario en el desarrollo y análisis de proyectos de combustibles renovables, combinando conocimiento técnico, regulatorio y económico para maximizar las probabilidades de éxito.
Si además queréis contar con la herramienta que hemos utilizado en este análisis, no dudéis en contactarnos para acceder a digHy, nuestro software de simulación para proyectos de hidrógeno.
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