Europa invierte €50 billion en hidrógeno

La Comisión Europea autorizó el 20 de mayo un programa alemán de ayudas de Estado de 1.300 millones de euros para impulsar el hidrógeno renovable (Brusselstimes, Politiken). Los operadores de redes de Países Bajos y Alemania firmaron un acuerdo de desarrollo conjunto para un corredor transfronterizo que debería estar operativo en 2031. En el norte, el sur y el centro de Europa se están movilizando decenas de miles de millones para crear una red continental de hidrógeno verde. El problema es que este combustible todavía cuesta entre tres y cinco veces más que su alternativa fósil, mientras se cancelan más proyectos de los que llegan a la fase de construcción.

Cuatro gasoductos, un cliente

Dinamarca quiere enviar hidrógeno verde hacia el sur a través del Danish Hydrogen Backbone. El corredor SoutH2 trasladaría la oferta desde el norte de África, a través de Italia, hasta Austria y Alemania. El gasoducto submarino BarMar entre Barcelona y Marsella prevé arrancar en 2032. Países Bajos, por su parte, quiere convertir Róterdam en el gran centro de importación del noroeste europeo.

Los cuatro corredores miran hacia el mismo comprador: la industria pesada alemana. Alemania calcula que necesitará entre 2,6 y 3,6 millones de toneladas de hidrógeno al año en 2030 para la siderurgia, la química y el refino, y admite que tendrá que importar entre el 50% y el 70% de esa cantidad. La oferta prevista por Dinamarca, de 78.000 toneladas anuales, cubriría apenas entre el 2% y el 3% de esa demanda.

Quién paga la diferencia

El hidrógeno verde, producido al separar el agua mediante electricidad renovable, cuesta hoy en Europa entre 4,50 y 8,50 euros por kilo, según la ubicación y el precio de la electricidad. El hidrógeno gris, obtenido a partir de gas natural, ronda los 1,50 euros por kilo. La brecha no es coyuntural. La electricidad representa hasta el 60% del coste de producción del hidrógeno verde, y los precios eléctricos europeos siguen siendo estructuralmente más altos de lo que exigiría la competitividad industrial.

Los gobiernos están cubriendo esa distancia con subvenciones. El programa alemán paga a los productores una cantidad fija por kilo, entre 0,44 y 3,49 euros, durante un máximo de diez años. Pero la exposición fiscal más profunda está en las propias tuberías. La red troncal alemana de hidrógeno puede alcanzar un coste total de sistema de casi 50.000 millones de euros cuando se incluyen la financiación y la operación, con una garantía última a través de peajes de red y fondos públicos. Si el uso de los gasoductos se mantiene bajo, el Estado se ha comprometido a cubrir al menos el 76% del déficit hasta 2055, lo que podría dejar a los contribuyentes una factura de 34.700 millones de euros.

Países Bajos afronta el mismo patrón, aunque a menor escala: las estimaciones de coste de la red pasaron de 1.500 millones a 3.800 millones de euros en dos años. España ha comprometido 2.800 millones de euros en apoyo público, pero solo tiene 30 MW de electrólisis en funcionamiento frente a un objetivo de 12 GW para 2030.

Compradores y promotores ya se están retirando

En 2025 se cancelaron en todo el mundo alrededor de 60 grandes proyectos de hidrógeno verde, con una capacidad conjunta de 4,9 millones de toneladas anuales. Iberdrola recortó en dos tercios sus objetivos de hidrógeno para 2030. Shell y Equinor cancelaron proyectos en Noruega. El cuello de botella se ha desplazado de la oferta a la demanda: Europa puede fabricar 13,1 GW de electrolizadores al año, pero no encuentra suficientes compradores dispuestos a pagar entre tres y cinco veces el precio de la alternativa fósil.

Las propias cifras alemanas muestran la distancia entre los objetivos y la realidad. La meta nacional es alcanzar 10 GW de capacidad de electrolizadores en 2030. Hoy solo hay 955 MW instalados, menos del 10%.

Un cambio normativo europeo ampliará aún más la brecha de costes. A partir de 2030, los productores de hidrógeno verde tendrán que casar su consumo eléctrico con generación renovable hora a hora, no mes a mes. CE Delft calcula que esto elevará los costes de producción alrededor de un 27,5%. La regla tiene una lógica clara: sin ella, los electrolizadores absorberían electricidad verde ya existente y empujarían la red de nuevo hacia fuentes fósiles. Pero endurece la economía del hidrógeno, no la facilita.

Europa está construyendo gasoductos de hidrógeno sobre la premisa de que los costes caerán y los compradores aparecerán. Puede ocurrir. Si la curva de aprendizaje del hidrógeno avanza más despacio que la de los paneles solares, quedará por decidir durante cuánto tiempo se cubre con dinero público la diferencia.