- El hidrógeno verde se obtiene por electrólisis con energías renovables o a partir de biogás y biomasa sostenibles, sin emisiones de CO2 en su producción directa.
- Su papel es clave en sectores difíciles de electrificar, como la industria pesada, el transporte de larga distancia y el almacenamiento estacional de energía.
- España y la UE impulsan el hidrógeno con ayudas y objetivos ambiciosos, pero los altos costes y la falta de infraestructuras frenan su despliegue.
- Casos como Andalucía (con decenas de proyectos) y Galicia (con burbuja y posterior criba) muestran tanto el potencial como los límites actuales del sector.
El hidrógeno renovable se ha convertido en uno de los grandes protagonistas de la transición energética. Gobiernos, empresas y organismos internacionales lo señalan como pieza clave para reducir emisiones, descarbonizar la industria y aprovechar mejor la enorme cantidad de energía eólica y solar que se está instalando. Pero entre promesas de inversiones millonarias, burbujas que se desinflan y proyectos que no terminan de arrancar, no siempre es fácil separar el ruido de la realidad.
En este artículo vamos a desmenuzar a fondo qué es realmente el hidrógeno verde, cómo se produce, cuáles son sus tipos, sus ventajas, sus límites y los retos que tiene por delante. También veremos cómo se está desplegando en España y en Europa, con ejemplos concretos como la estrategia estatal, los valles de hidrógeno, el caso de Andalucía y el particular vaivén de proyectos en Galicia, donde la ilusión inicial ha dado paso a una fuerte criba.
Qué es el hidrógeno renovable o hidrógeno verde
Cuando hablamos de hidrógeno verde nos referimos a un combustible que se obtiene a partir de energía renovable, sin generar emisiones de gases de efecto invernadero en su proceso de producción. El hidrógeno como elemento químico está por todas partes (en el agua, en compuestos orgánicos, en la biomasa), pero casi nunca aparece solo en la naturaleza, así que hay que “fabricarlo”. La manera en que se produce es lo que marca la diferencia climática.
La vía más conocida para conseguir hidrógeno renovable es la electrólisis del agua alimentada con electricidad de origen solar, eólico o de otras fuentes limpias. En este proceso, se hace pasar corriente eléctrica por agua para separar las moléculas de H2O en oxígeno e hidrógeno. Si la electricidad procede íntegramente de renovables y se cumplen ciertos criterios de sostenibilidad, el resultado es un hidrógeno libre de carbono, que no añade CO2 a la atmósfera.
Además de la electrólisis con renovables, también se considera hidrógeno renovable aquel que se obtiene a partir del biogás o de la biomasa, mediante procesos de reformado o conversión bioquímica, siempre que se respeten los requisitos europeos de sostenibilidad. En todos los casos, la idea de fondo es la misma: que la cadena completa, desde el origen de la energía hasta el uso del hidrógeno, tenga un impacto climático muy bajo o nulo.
Una de las grandes ventajas del hidrógeno verde es que puede almacenarse y transportarse con relativa facilidad en comparación con la electricidad. Eso lo convierte en un vector muy interesante para descarbonizar sectores donde las baterías lo tienen más difícil, como el transporte pesado de mercancías, la aviación, el transporte marítimo o ciertos procesos industriales que requieren altas temperaturas o usan hidrógeno como materia prima.
Cómo se garantiza que un hidrógeno es realmente bajo en carbono
En el debate europeo se ha puesto mucha atención en diferenciar bien los distintos tipos de hidrógeno según su proceso de producción y sus emisiones asociadas. No todo el hidrógeno es “verde”, y de hecho, hoy la mayoría se produce con combustibles fósiles. Por eso, el Parlamento Europeo insiste en una terminología clara que permita distinguir el hidrógeno verdaderamente renovable del que solo es bajo en carbono, pero sigue dependiendo en parte de gas o carbón.
Los eurodiputados reclaman que la Comisión Europea y los Estados miembros impulsen de forma decidida la producción de hidrógeno a partir de fuentes renovables, con incentivos específicos y reglas comunes. Esto incluye fijar criterios de adicionalidad (que la electricidad usada provenga de nueva capacidad renovable), trazabilidad, límites de emisiones a lo largo del ciclo de vida y sistemas de certificación que eviten el “greenwashing”.
Hoy por hoy, el hidrógeno solo tiene un peso modesto en el suministro energético global, pero las perspectivas apuntan a un crecimiento muy fuerte si se superan varias barreras: el coste todavía elevado, la necesidad de escalar la producción, la construcción de nuevas infraestructuras (electrolizadores, gasoductos, almacenes, estaciones de servicio) y la preocupación pública por la seguridad en su manejo.
Si estas piezas encajan, se espera que el hidrógeno bajo en carbono contribuya a un transporte, una calefacción y una industria prácticamente libres de emisiones. Además, puede desempeñar un papel esencial en el almacenamiento estacional de energía, actuando como reserva para los meses en que la generación eólica o solar no sea suficiente.
Beneficios clave del hidrógeno en el sistema energético
En la actualidad, el hidrógeno representa alrededor del 2% del mix energético de la Unión Europea, y cerca del 95% de ese volumen se produce todavía con combustibles fósiles. Esto implica unas emisiones asociadas de entre 70 y 100 millones de toneladas de CO2 al año, solo por la fabricación del llamado hidrógeno “gris”.
Si el despliegue de renovables sigue el ritmo previsto, diversos estudios estiman que el hidrógeno podría cubrir en 2050 hasta un 20% de la demanda energética europea. En concreto, podría llegar a suponer entre un 20% y un 50% del consumo energético en transporte y entre un 5% y un 20% en la industria, según el grado de penetración y la competitividad de la tecnología.
Una economía que se base en hidrógeno renovable en lugar de combustibles fósiles reduciría de forma notable el impacto sobre el calentamiento global. Hoy el hidrógeno se utiliza sobre todo como materia prima en procesos industriales (refino de petróleo, producción de fertilizantes, química pesada) y en aplicaciones muy específicas como combustible para algunos cohetes espaciales, pero su potencial va mucho más allá.
Esta alta densidad energética convierte al hidrógeno en un aliado para el transporte pesado y de larga distancia, donde añadir más baterías supone un peso extra difícil de asumir. Camiones de gran tonelaje, autobuses de largo recorrido, barcos o trenes en líneas sin electrificar son espacios donde el hidrógeno puede tener ventajas claras, siempre que los costes de producción y la red de suministro acompañen.
Impulso europeo: ayudas y objetivos para el hidrógeno verde
En los últimos años, la Unión Europea ha puesto el hidrógeno renovable en el centro de su estrategia de descarbonización. Dentro de este marco, España ha recibido la aprobación de un programa de ayudas públicas de 440 millones de euros destinado específicamente a financiar proyectos nacionales de producción de hidrógeno verde, en el contexto del Banco Europeo del Hidrógeno.
La Comisión Europea considera que este esquema de apoyo es proporcionado, adecuado y con un impacto limitado en la competencia, y que ayuda a avanzar en los objetivos del llamado Pacto Industrial Limpio. En la práctica, se trata de acelerar la descarbonización de la industria situada dentro del mercado comunitario, pero al mismo tiempo reforzar su competitividad frente a terceros países.
Con estas ayudas, España pretende alcanzar un objetivo nacional de 12 GW de capacidad instalada de electrolizadores en 2030, una cifra alineada con las grandes metas comunitarias. A nivel europeo, la ambición es llegar a 40 GW de electrolizadores operativos y una producción anual de unos 10 millones de toneladas de hidrógeno verde en esa misma fecha.
Según las estimaciones iniciales, el plan español permitiría desplegar hasta 382 MW de nueva capacidad de electrólisis y producir en torno a 243.800 toneladas de hidrógeno renovable. Si se sustituyese hidrógeno gris por este volumen de hidrógeno verde, se podrían evitar aproximadamente 1.790.000 toneladas de emisiones de CO2, una contribución nada despreciable a los objetivos climáticos del país.
El modelo de ayuda previsto para estos proyectos se basa en subvenciones directas por kilogramo de hidrógeno renovable producido, durante un periodo de hasta diez años para los beneficiarios seleccionados. España dispondrá de doce meses para adjudicar estas ayudas, que deben servir para movilizar inversión privada y consolidar una cadena de valor industrial en torno al hidrógeno.
Cómo se produce el hidrógeno verde: electrólisis y otras rutas
Más allá de la parte política y financiera, es importante entender cómo se obtiene en la práctica el hidrógeno verde. La vía tecnológica más extendida es la electrólisis del agua: un proceso electroquímico en el que una corriente eléctrica separa las moléculas de H2O en oxígeno e hidrógeno en el interior de un equipo llamado electrolizador.
En la electrólisis, la electricidad es el insumo clave, y su origen determina si el hidrógeno puede considerarse renovable o no. Si el electrolizador se alimenta con energía solar, eólica, hidroeléctrica u otras fuentes limpias certificadas, se obtiene hidrógeno sin emisiones directas de CO2. Si, en cambio, la electricidad procede de centrales de carbón o de gas, el hidrógeno resultante ya no puede etiquetarse como verde, aunque el proceso físico sea el mismo.
Actualmente conviven varias tecnologías de electrolizadores con distinto grado de madurez. Los electrolizadores alcalinos son los más veteranos: utilizan un electrolito líquido y se han utilizado durante décadas en aplicaciones industriales. Ofrecen un coste relativamente bajo, aunque su flexibilidad para adaptarse a renovables variables no es tan alta como la de otras alternativas.
Por su parte, los electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM) se consideran más adecuados para combinarse con energía eólica o solar, porque soportan mejor los cambios rápidos de potencia y las paradas y arranques frecuentes. Son más compactos, pero hoy por hoy tienden a ser más caros que los alcalinos, en parte por el uso de materiales más complejos y catalizadores como el platino o el iridio.
En fase de desarrollo más avanzada están los electrolizadores de óxido sólido (SOEC), que operan a alta temperatura y tienen potencial para alcanzar eficiencias energéticas superiores. Estos equipos podrían integrarse especialmente bien con procesos industriales que ya generen calor, pero todavía necesitan madurar y abaratarse antes de un despliegue masivo.
La paleta de “colores” del hidrógeno
En el lenguaje habitual se ha hecho muy popular clasificar el hidrógeno por “colores” para indicar cómo se produce y qué huella climática deja. Aunque es una simplificación, ayuda a entender de un vistazo qué hay detrás de cada kilogramo de este gas.
El llamado hidrógeno gris es el que se fabrica a partir de gas natural u otros hidrocarburos ligeros, normalmente mediante reformado con vapor (Steam Methane Reforming, SMR). Es el método dominante en el mundo por coste, pero también el más contaminante: la producción de este hidrógeno “convencional” emite alrededor de 830 millones de toneladas de CO2 al año, cifras comparables a las emisiones conjuntas de economías como Indonesia y el Reino Unido.
El hidrógeno azul sigue usando gas natural o combustibles fósiles, pero incorpora tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CCS) para evitar que gran parte del CO2 llegue a la atmósfera. Es decir, es básicamente hidrógeno gris al que se le añade un sistema de captura de emisiones. Aunque reduce mucho la huella de carbono, no la elimina por completo y depende de la viabilidad a largo plazo de almacenar CO2 bajo tierra.
Existe también el hidrógeno turquesa, producido mediante pirólisis de gas natural. En lugar de emitir CO2, este proceso separa el carbono en forma sólida (por ejemplo, negro de carbono), siempre que se utilice electricidad renovable y se controlen las fugas de metano. Si se dan esas condiciones, puede considerarse una opción de muy bajas emisiones, aunque todavía está lejos de ser dominante.
Otro color del que se habla cada vez más es el hidrógeno rosa, generado mediante electrólisis, igual que el verde, pero utilizando electricidad de origen nuclear. Desde el punto de vista de emisiones, puede ser también bajo en carbono, aunque políticamente despierta más debate porque mezcla energía nuclear con el discurso renovable.
Por último, el que más interés despierta en el contexto de la transición energética es el hidrógeno verde o renovable, procedente de electrólisis alimentada con energías renovables o de procesos basados en biogás y biomasa que cumplen criterios de sostenibilidad. Es el único que puede considerarse realmente neutro en emisiones si se analiza todo su ciclo de vida.
Por qué el hidrógeno verde es tan importante para la transición energética
El gran atractivo del hidrógeno renovable es que permite atacar los llamados sectores “difíciles de descarbonizar” (hard-to-abate), donde la electrificación directa resulta técnicamente compleja o muy cara. No todo se puede solucionar enchufando cables y poniendo baterías, y ahí el hidrógeno puede marcar la diferencia.
Su capacidad de almacenamiento es una de sus principales bazas: el hidrógeno puede servir como enorme “pila” para gestionar los excedentes de generación renovable. Cuando sobra electricidad eólica o solar, en lugar de desperdiciarla, se puede usar para producir hidrógeno, almacenarlo en tanques o cavidades subterráneas y reaprovecharlo más tarde cuando la demanda suba o el viento y el sol no acompañen.
En el ámbito industrial, el hidrógeno renovable ofrece una alternativa a combustibles fósiles en procesos que requieren calor a muy alta temperatura o donde el propio hidrógeno es una materia prima esencial. Sectores como el del acero, la química, el refino de petróleo, la producción de fertilizantes o incluso el siderúrgico en general pueden sustituir parte del carbón, el gas o el petróleo por hidrógeno verde.
Además, los gases renovables —y en particular el hidrógeno— pueden aprovechar parte de las infraestructuras existentes de transporte y almacenamiento de gas natural. En algunos casos se pueden reutilizar gasoductos, almacenes subterráneos o terminales adaptados, reduciendo así los costes de inversión frente a construir todo desde cero, algo que está en el centro de debates como el del futuro de la red gasista europea.
Por todo ello, muchos países, entre ellos España, están tratando de posicionarse como referentes tecnológicos y productores de hidrógeno verde. La combinación de mucho sol, buen recurso eólico y una posición geográfica estratégica para exportar hacia el centro de Europa hace que la península ibérica aparezca con frecuencia en los mapas de potencial exportador de hidrógeno renovable y derivados como el amoníaco o los combustibles sintéticos.
Retos tecnológicos, económicos y de despliegue
Pese a todo su potencial, el hidrógeno renovable se enfrenta a retos de calado que condicionan su despliegue masivo. El primero, y quizá más evidente, es el coste. Hoy el hidrógeno verde sigue siendo claramente más caro que el hidrógeno gris obtenido a partir de gas natural, lo que dificulta que las empresas lo adopten a gran escala sin ayudas o sin un precio del carbono suficientemente alto.
Según datos recientes del mercado europeo, el precio del hidrógeno renovable ronda todavía los 8 euros por kilogramo, aproximadamente cuatro veces más de lo que se considera necesario para que compita en igualdad de condiciones con el gas natural en muchas aplicaciones. Mientras esta brecha no se reduzca, el despliegue será más lento de lo que algunos discursos políticos prometían.
La propia Agencia Internacional de la Energía señala que, aunque se consumen ya unos 70 millones de toneladas de hidrógeno al año en el mundo, menos del 1% se produce hoy mediante electrólisis renovable. De hecho, apenas un 0,1% del hidrógeno consumido globalmente puede calificarse como verdaderamente verde, lo que da una idea del largo camino que queda por delante.
Otro obstáculo importante es la necesidad de desarrollar una cadena de valor industrial sólida en torno al hidrógeno. Hace falta fabricar electrolizadores de forma masiva y a bajo coste, desarrollar materiales críticos, formar mano de obra especializada, desplegar redes de transporte seguras y eficientes, y articular marcos regulatorios que den confianza a los inversores.
En paralelo, hay que mejorar de forma notable la tramitación administrativa y el acceso a la red eléctrica para los proyectos de hidrógeno. Retrasos prolongados en permisos, indefinición normativa y cuellos de botella en la conexión a la red están frenando algunos desarrollos tanto en España como en otros países de la UE. Todo esto explica, al menos en parte, por qué la capacidad de electrólisis instalada en Europa en 2024 fue de apenas 308 MW, muy lejos de la trayectoria necesaria para alcanzar los 40 GW de 2030.
España y los valles de hidrógeno: el caso de Andalucía
España se ha propuesto jugar un papel protagonista en el mapa europeo del hidrógeno verde, y algunas comunidades autónomas han dado pasos para posicionarse como polos de referencia. Andalucía es uno de los ejemplos más claros: la Junta, a través de la Consejería de Industria, Energía y Minas, ha impulsado la llamada Alianza Andaluza del Hidrógeno Verde.
Esta alianza nace con el objetivo de aprovechar las oportunidades que ofrece este nuevo vector energético y acelerar el desarrollo de las tecnologías asociadas en la región. Dentro de este marco se han creado instrumentos específicos para coordinar proyectos, movilizar inversión público-privada y reforzar la cadena de valor: desde la generación renovable asociada a los electrolizadores hasta los usos industriales finales.
Hacia finales de 2025, Andalucía contaba ya con más de 100 proyectos en marcha relacionados con la cadena de valor del hidrógeno, repartidos por todo el territorio, aunque con especial concentración en las provincias de Cádiz y Huelva, donde se localizan grandes consumidores industriales de hidrógeno. De esos proyectos, 14 estaban siendo apoyados por la Unidad Aceleradora de Proyectos de la Junta.
En esa misma fecha, la comunidad disponía de ocho plantas de producción de hidrógeno verde ejecutadas, un número aún modesto en términos absolutos, pero significativo en comparación con otras regiones europeas. Estos proyectos pretenden cubrir tanto la demanda local de la industria como abrir el camino a futuras exportaciones, cuando exista infraestructura suficiente para transportar hidrógeno o sus derivados hacia otros mercados.
Todo este movimiento en Andalucía se enmarca en la estrategia estatal recogida en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), donde España asume el objetivo de alcanzar 11 GW de capacidad de producción de hidrógeno verde para 2030. El reto está en que esa potencia se traduzca en proyectos reales, con viabilidad económica y usuarios dispuestos a pagar por el producto.
La burbuja y la criba del hidrógeno verde en Galicia
Si hay una comunidad donde se ha vivido con especial intensidad el vaivén del hidrógeno verde, esa es Galicia, donde las expectativas iniciales fueron altísimas y la realidad ha obligado a una fuerte corrección. Tras la pandemia, la expresión “hidrógeno verde” se convirtió casi en una palabra mágica en boca de responsables políticos y grandes compañías, alimentada por los fondos europeos Next Generation y un discurso de nueva reindustrialización.
En diciembre de 2024, la Asociación Gallega del Hidrógeno (AGH2), que agrupa a la Xunta, otras administraciones y empresas del sector, había identificado unas 30 iniciativas vinculadas al hidrógeno verde en distintas fases de desarrollo. Sobre el papel, se trataba de un ecosistema industrial de primer nivel, que aspiraba a convertir a Galicia en un nodo exportador de energía limpia y tecnología puntera.
Las promesas no se quedaban cortas: proyectos como H2Pole en As Pontes hablaban de crear hasta 5.000 empleos directos e indirectos durante la fase de construcción, mientras que Green Meiga, impulsado por Iberdrola en Begonte, cifraba el impacto laboral en 6.000 puestos durante las obras y más de 400 en la operación. La propia AGH2 proyectaba en aquel momento que el sector del hidrógeno podría generar unos 4.000 empleos directos en Galicia para 2030.
Sin embargo, con el paso de los meses, muchas de aquellas iniciativas se han quedado atascadas en fases de planificación o tramitación, y algunas han terminado directamente en papel mojado. El entusiasmo inicial ha dado paso a una criba severa, en parte porque el mercado real de consumo de hidrógeno renovable es todavía limitado y los costes no han bajado al ritmo esperado.
La raíz de esa fiebre hay que buscarla en los recursos naturales de Galicia: abundancia de agua, fuerte desarrollo hidroeléctrico y un gran potencial eólico. Sobre esa base, la Xunta y las grandes energéticas imaginaron un ecosistema capaz de instalar hasta 1 GW de electrolizadores para 2030. Pero poner números sobre el papel es más fácil que cerrar la financiación y asegurar contratos de suministro a largo plazo.
Proyectos cancelados y decisiones europeas que cambian el tablero
Uno de los golpes más sonados fue la cancelación en diciembre de 2025 del hub de Meirama en Cerceda, promovido por Repsol, Naturgy y Reganosa. Este proyecto, declarado estratégico por la Xunta, preveía arrancar con 30 MW de electrolizadores ampliables hasta 200 MW, con una inversión inicial de 64 millones de euros y una producción superior a 4.000 toneladas anuales de hidrógeno.
Las compañías argumentaron su marcha atrás alegando falta de suficiente generación renovable cercana, un incremento del CAPEX superior al 50% desde 2022 y el encarecimiento del hidroducto necesario para transportar el hidrógeno hasta la zona industrial de A Coruña. En paralelo, el fondo Blackstone abandonaba sus planes para una planta en el puerto exterior de Langosteira, sumándose al goteo de renuncias.
La Asociación Eólica de Galicia advertía ya entonces de un posible efecto dominó si no se disponía de nueva energía limpia, barata y local para alimentar estos proyectos. Y no les faltaba razón: sin renovables adicionales ni un marco económico claro, muchos planes quedaron en el aire o directamente se abandonaron.
La primera señal de alarma a nivel financiero había llegado antes, en diciembre de 2023, cuando el Gobierno estatal repartió 150 millones de euros del PERTE de hidrógeno entre una docena de proyectos en España. De la batería de proyectos gallegos, solo uno —el Proyecto As Pontes, liderado por Universal H2 España, S.L.— consiguió una inyección directa de fondos, dejando al resto en una situación delicada.
Otro mazazo vino desde Bruselas a finales de 2025, cuando la Unión Europea decidió excluir el tramo del hidroducto Guitiriz-Zamora de la lista de Proyectos de Interés Común. Esta etiqueta es clave porque facilita acceso preferente a financiación del mecanismo Conectar Europa y puede cubrir hasta la mitad de los costes. Sin ella, el hidroducto gallego se volvió mucho más difícil de justificar económicamente, y con él, la idea de una gran plataforma exportadora de hidrógeno verde desde Galicia.
Lo que queda en pie: proyectos gallegos que siguen adelante
Pese a los reveses, no todo se ha desmoronado. A cierre de 2025, seis proyectos de hidrógeno verde en Galicia seguían avanzando en su tramitación, promovidos por empresas como Ignis, Repsol, Reganosa, Acciona, Tasga y Statkraft. La Xunta había clasificado 17 iniciativas como prioritarias, con unos 1.200 millones de euros de inversión prevista, pero la realidad ha ido filtrando las propuestas menos sólidas.
Entre los proyectos que aguantan destaca el Valle del Hidrógeno de A Coruña, que obtuvo 170 millones de euros del Gobierno central en junio de 2025. Este valle prevé instalar dos plantas con electrolizadores PEM en A Coruña y Arteixo, sumando 251,8 MW de potencia y una producción anual de casi 30.000 toneladas de hidrógeno.
En el polígono de Morás (Arteixo), el proyecto de Accionaplug recibió en febrero de 2026 una declaración de impacto ambiental favorable para una planta de 20 MW que podría generar hasta 2.990 toneladas de hidrógeno verde al año. La instalación ocupará más de 20.900 metros cuadrados y está pendiente de conseguir la autorización ambiental integrada para poder construirse y operar.
También se mantiene en la agenda el proyecto Green Meiga, liderado por Iberdrola y Foresa en Begonte (Lugo), con una inversión estimada de 500 millones de euros y fecha de operación prevista para 2027. Su objetivo es producir unas 20.000 toneladas anuales de hidrógeno para sintetizar 100.000 toneladas de metanol verde, capturando de paso 152.000 toneladas de CO2 al año. Un proyecto gemelo, Green Umia, se plantea en Caldas de Reis con un esquema similar.
En Mugardos, la empresa Forestal del Atlántico impulsa el proyecto Triskelion, una planta de metanol verde a partir de CO2 recapturado que supone una inversión superior a los 180 millones de euros. Y en el puerto de Vigo sigue adelante el proyecto Julio Verne, una hidrogenera de 2 MW destinada a abastecer vehículos pesados y buques, con una inversión más modesta de alrededor de 6 millones de euros.
El sector empresarial gallego prefiere hablar de una criba necesaria que permitirá que solo los proyectos más robustos sobrevivan, más que de pinchazo de burbuja. Reconocen que los objetivos de la Agenda Energética 2030 eran quizá demasiado optimistas, pero defienden que el mapa de capacidades sigue vivo, siempre que se priorice el acceso a la red eléctrica y se agilicen los trámites para que los proyectos piloto puedan escalar a nivel industrial.
Un contexto europeo más frío con el hidrógeno
Lo ocurrido en Galicia no es una excepción aislada, sino parte de un repliegue más amplio a nivel europeo en torno al hidrógeno verde. El informe “European Hydrogen Markets 2025” de la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) revela que en 2024 solo se instalaron 308 MW de electrolizadores en todo el continente, muy lejos de la senda necesaria para los 40 GW fijados como meta para 2030.
Muchos países se han topado con la misma realidad: costes más altos de lo previsto, falta de demanda asegurada y modelos de negocio que no terminan de cuadrar. Dinamarca, por ejemplo, apostó fuerte por este vector energético, pero terminó cerrando gran parte de sus estaciones de servicio de hidrógeno debido a su escasa utilización y a problemas de rentabilidad.
Alemania también ha empezado a reconsiderar algunas de sus apuestas, como demuestra el abandono de los trenes de hidrógeno en Baja Sajonia, que inicialmente se presentaban como un símbolo de movilidad limpia y han sido sustituidos por otras soluciones más viables económicamente, incluida la electrificación convencional.
En España, un caso ilustrativo es el de Repsol en Puertollano. La petrolera había anunciado en 2022 una planta de hidrógeno verde que supuestamente situaría a Castilla-La Mancha a la vanguardia del sector y estaría operativa en 2025. Pese a haber recibido 10 millones de euros de subvenciones públicas, el proyecto se canceló alegando “inviabilidad técnica y económica”, poniendo de relieve lo frágiles que son algunos planes cuando los números no cierran.
Aun así, la reciente crisis derivada de la guerra de Irán y el encarecimiento del gas natural ha vuelto a dar aire a la conversación sobre el hidrógeno. Un gas fósil más caro hace que el hidrógeno verde resulte relativamente más competitivo, y puede reactivar algunos proyectos que estaban en pausa. Eso sí, ya no se habla de promesas de miles de empleos y miles de millones de inversión tan alegremente, sino de proyectos más ajustados que buscan sobrevivir en un mercado aún muy pequeño.
Mientras tanto, la mayoría del mercado real de hidrógeno renovable se limita a aplicaciones industriales concretas y a proyectos piloto en transporte, especialmente en flotas cautivas y usos muy específicos. El salto hacia un mercado masivo, con vehículos ligeros de hidrógeno circulando por todas partes, parece hoy bastante más lejano de lo que se intuía hace unos años.
Si se observan todos estos elementos en conjunto, se ve claro que el hidrógeno verde es una herramienta potentísima para descarbonizar la industria pesada, el transporte de larga distancia y el almacenamiento a gran escala de energía renovable, pero también que no es ninguna varita mágica. Su éxito dependerá de que la tecnología siga madurando, los costes sigan cayendo, las reglas del juego sean estables y se prioricen los usos donde realmente aporta más valor frente a otras alternativas energéticas.
La experiencia de regiones como Andalucía, con decenas de proyectos ya en marcha, y de Galicia, donde la burbuja inicial ha dado paso a una criba selectiva, deja una lección clara: el hidrógeno renovable tiene un papel de primer orden en la transición energética, pero solo funcionará allí donde haya recursos renovables abundantes, demanda industrial real, infraestructuras adecuadas y marcos regulatorios sensatos. Aprovechar ese potencial sin repetir errores de sobrepromesas será clave para que este vector energético pase de las notas de prensa a transformar de verdad el sistema energético.
