¿Cuánto cuesta el hidrógeno verde en España? El índice MIBGAS IBHYX y la brecha de competitividad
¿Cuánto cuesta el hidrógeno verde en España? El índice MIBGAS IBHYX y la brecha de competitividad
España tiene desde diciembre de 2024 su propio índice oficial de precio del hidrógeno renovable: el MIBGAS IBHYX. A mayo de 2026 marca 6,12 €/kg, tres veces más caro que el hidrógeno gris. Aquí explicamos qué significa, cómo se calcula y cuándo cerrará esa brecha.
El precio es el talón de Aquiles del hidrógeno verde. Sin subvenciones, cuesta entre 3 y 4 veces más que el hidrógeno convencional producido con gas natural. Esta brecha es el principal freno para que industrias como la fertilizante, la química o la refinería den el salto definitivo al hidrógeno renovable. Para medir con precisión esa brecha —y facilitar la formación de un mercado real— España lanzó en diciembre de 2024 el índice MIBGAS IBHYX: el primer precio de referencia oficial del hidrógeno renovable en la Península Ibérica.
Qué es el MIBGAS IBHYX y por qué importa
El MIBGAS IBHYX (Iberian Hydrogen Index) es el índice oficial de precio del hidrógeno renovable elaborado por MIBGAS (Mercado Ibérico del Gas), el operador del mercado mayorista del gas en España y Portugal. Se publica semanalmente desde el 16 de diciembre de 2024 y es el resultado de un año de trabajo de un grupo de expertos que incluye productores, comercializadores, consumidores industriales, transportistas, la CNMC, el MITECO y el IDAE.
El índice refleja el precio de la oferta (ask): el precio mínimo al que un productor de hidrógeno renovable en la Península Ibérica estaría dispuesto a vender para obtener la rentabilidad esperada de su inversión. En términos técnicos, es el LCOH (Levelized Cost of Hydrogen, Coste Nivelado de Producción de Hidrógeno) calculado para una planta modelo de 50 MW de electrólisis ubicada en Iberia, con instalación renovable asociada (fotovoltaica + eólica) conectada directamente y vida útil de 25 años.
El IBHYX cumple los criterios de los actos delegados de la UE sobre RFNBO (combustibles renovables de origen no biológico), lo que significa que el hidrógeno valorado cumple los requisitos para ser certificado como renovable en los mercados europeos. Esto es relevante porque sin esa certificación, el hidrógeno producido no puede acceder a las primas, contratos de diferencia (CfD) o mandatos de uso que la regulación europea reserva al H₂ renovable.
Cómo se calcula: las variables que mueven el precio
El modelo de MIBGAS es más complejo que el LCOH tradicional porque incorpora todas las variables financieras del proyecto, no solo los costes operativos. Las principales palancas que determinan el precio final son:
1. Coste de la electricidad renovable (LCOE): es el factor más determinante, representa entre el 50% y el 70% del coste total de producción. El IBHYX calcula por separado el LCOE solar y el LCOE eólico para la planta modelo ibérica. La bajada del precio de los paneles solares y los aerogeneradores en los últimos años ha sido el principal motor de reducción del LCOH en Iberia.
2. Coste del electrolizador (CAPEX): representa en torno al 20-30% del coste total. Para una planta de 50 MW alcalino, el coste actual ronda los 600-700 €/kW. Las proyecciones de Fraunhofer ISE sitúan este coste en ~444 €/kW para 2030, lo que reducirá significativamente el LCOH. Puedes leer más sobre tecnologías de electrolizadores en nuestra entrada dedicada.
3. Costes de operación y mantenimiento (OPEX): incluye personal, mantenimiento, seguros y consumo de agua. Representan un 5-10% del total.
4. Parámetros financieros: tasa de retorno exigida (WACC), estructura de financiación deuda/capital, plazo del proyecto. El IBHYX incorpora estas variables, lo que lo hace más representativo de la realidad inversora que modelos simplificados.
5. Precio del CO₂ (ETS): afecta indirectamente al coste de oportunidad del hidrógeno gris y por tanto a la brecha competitiva. La revisión de junio de 2025 actualizó la proyección del precio del CO₂ hasta diciembre de 2027, lo que motivó el incremento del IBHYX hasta los 6,12 €/kg.
La brecha: 6,12 €/kg verde vs. menos de 2 €/kg gris
| Tipo de hidrógeno | Precio €/kg (2025-26) | Fuente de energía | Emisiones CO₂ |
|---|---|---|---|
| Hidrógeno gris | ~1,5–2 €/kg | Gas natural (SMR) | ~10 kg CO₂/kg H₂ |
| Hidrógeno azul | ~2,5–3,5 €/kg | Gas natural + CCS | ~1–3 kg CO₂/kg H₂ |
| Hidrógeno verde (España) | 6,12 €/kg (IBHYX) | Electrólisis + renovables | ~0 kg CO₂/kg H₂ |
| Hidrógeno verde (Alemania) | ~11,62 €/kg | Electrólisis + renovables | ~0 kg CO₂/kg H₂ |
| Objetivo competitivo 2030 | ~2–3 €/kg | Electrólisis + renovables | ~0 kg CO₂/kg H₂ |
Fuente: MIBGAS IBHYX (mayo 2026), Banco Europeo del Hidrógeno (1ª subasta), BloombergNEF, Fraunhofer ISE.
El dato de Alemania es revelador: a 11,62 €/kg, el hidrógeno verde alemán cuesta casi el doble que el español. Esto explica por qué Alemania es el principal importador potencial del hidrógeno producido en los valles españoles y por qué el corredor H2Med es estratégico: no es solo infraestructura, es arbitraje de precio entre dos extremos de Europa.
La ventaja ibérica: el recurso renovable más barato de Europa
En la primera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno (European Hydrogen Bank), los productores pujaron por la retribución mínima que necesitaban para hacer viables sus proyectos. España fue el tercer país más competitivo de Europa con una media de 5,8 €/kg — exactamente en línea con el IBHYX de lanzamiento. La razón es el recurso renovable: el coste de la electricidad solar y eólica en la Península Ibérica es de los más bajos de Europa, y representa el principal componente del LCOH.
La irradiación solar de Huelva, Cáceres o Zaragoza supera con creces la de cualquier región alemana o francesa. El viento del corredor del Ebro y de la costa gallega es constante y predecible. Esto se traduce directamente en un LCOE más bajo —coste por MWh de electricidad renovable— y por tanto en un hidrógeno más barato. Es la ventaja competitiva estructural que justifica el papel exportador de España en REPowerEU.
Cuándo cerrará la brecha: el camino hacia los 2 €/kg
BloombergNEF proyecta caídas del 60–80% en el coste de producción del hidrógeno verde hacia 2030, impulsadas por tres factores simultáneos que se refuerzan mutuamente:
1. Abaratamiento de electrolizadores. De los ~650 €/kW actuales a ~444 €/kW en 2030 (Fraunhofer ISE), gracias a la fabricación en serie, las gigafactorías europeas y la curva de aprendizaje industrial. Solo este factor reduce el LCOH entre 0,5 y 1 €/kg.
2. Reducción del LCOE renovable. La energía solar seguirá abaratándose a medida que se instalen más GW. En España, los nuevos PPAs solares se firman ya por debajo de 30 €/MWh, frente a los 40-50 €/MWh que recoge la planta modelo del IBHYX. Cada 10 €/MWh de reducción en el LCOE solar traslada unos 0,6 €/kg de reducción al LCOH.
3. Economías de escala. Los proyectos de 150-500 MW adjudicados en España tienen costes unitarios muy inferiores a la planta modelo de 50 MW del IBHYX. A mayor escala, menor coste por kg de H₂ producido.
La convergencia de estos tres factores sitúa el objetivo de 2 €/kg para 2030 como ambicioso pero posible para los proyectos más favorables. El escenario más realista del sector habla de 3–4 €/kg en 2030 para la mayoría de proyectos españoles, lo que aún requeriría subvención o precio de carbono elevado para competir con el H₂ gris sin apoyo público. La paridad real con el hidrógeno convencional se proyecta entre 2035 y 2040.
El siguiente paso del IBHYX: el precio de la demanda
El MIBGAS IBHYX publica solo la mitad del mercado: el precio de la oferta (lo que pide el productor). El siguiente paso, en desarrollo durante 2025, es publicar el precio de la demanda (bid): lo que están dispuestos a pagar los compradores industriales (offtakers). Cuando ambos precios sean públicos y el gap se reduzca, habrá mercado real de hidrógeno renovable en España. Hoy ese gap es amplio — los offtakers industriales difícilmente pagan más de 3-4 €/kg sin incentivo regulatorio — pero la tendencia es de convergencia.
MIBGAS trabaja en asociación con la consultora suiza Pexapark —referencia europea en precios de PPAs de renovables— para dotar al IBHYX de la misma robustez metodológica que tienen los índices de gas natural o electricidad. El objetivo final es que el hidrógeno renovable ibérico tenga un precio de referencia tan transparente y utilizado como el TTF o el OMIE: una señal que guíe contratos, inversiones y políticas públicas.
📘 Fuentes consultadas: MIBGAS (nota de prensa IBHYX, diciembre 2024; revisión junio 2025), El Español-Invertia, El Economista, Fraunhofer ISE (Cost Forecast Low-Temperature Electrolysis), BloombergNEF, Banco Europeo del Hidrógeno (1ª subasta), PV Magazine, Pexapark, informe sectorial mayo 2026.
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