Construir es solo el primer paso: AleaSoft confirma que el hidrógeno renovable europeo ya está en fase industrial — 12 megaproyectos, 3 GW y 13.000 millones de euros en obras
Construir es solo el primer paso: AleaSoft confirma que el hidrógeno renovable europeo ya está en fase industrial — 12 megaproyectos, 3 GW y 13.000 millones de euros en obras
AleaSoft Energy Forecasting publica hoy un análisis que confirma lo que este blog lleva meses documentando proyecto a proyecto: Europa ha dejado atrás la fase de anuncios y ha entrado en la construcción real. Doce megaproyectos —incluyendo Moeve Onuba en Huelva y Petronor en Bilbao— ya están sobre el terreno. Pero la consultora advierte: levantar electrolizadores es solo el principio. El reto real es la demanda, el coste y la flexibilidad operativa.
Durante los últimos años, el desarrollo del hidrógeno renovable en Europa se ha medido principalmente mediante objetivos, anuncios de inversión y proyectos en fase de planificación. AleaSoft Energy Forecasting —la consultora de referencia en previsiones de mercados eléctricos y transición energética— ha publicado hoy un análisis que confirma un cambio de fase: el sector está entrando en una nueva etapa, la de la construcción real de grandes instalaciones vinculadas a consumidores industriales concretos. No es una afirmación abstracta —es exactamente el patrón que este blog ha documentado proyecto a proyecto durante los últimos meses: Moeve en Huelva, Puertollano operativo, Castellón en pruebas técnicas, Hydnum Steel iniciando obras.
Los 12 megaproyectos — España con dos representantes de peso
El informe destaca ejemplos concretos de esa nueva fase de construcción real. En Suecia, Stegra combina un electrolizador de 700 MW con generación renovable propia y una planta siderúrgica integrada —el mismo proyecto que, como analizamos en la alerta roja del cuello de botella eléctrico, se llevó 3.000 millones de euros de inversión a Portugal después de que Red Eléctrica de España le denegara la conexión en sus 10 emplazamientos españoles evaluados.
España, sin embargo, tiene representación propia entre esos 12 megaproyectos con dos ejemplos que este blog conoce en detalle: la primera fase del proyecto Moeve Onuba en Huelva, con sus 300 MW de electrólisis, y el Green Hydrogen Hub de Petronor en el entorno de Bilbao, con 100 MW destinados al tejido industrial vasco —el mismo ecosistema que analizamos en las entradas sobre el Corredor Vasco del Hidrógeno.
La clave del éxito — integración industrial, no instalaciones aisladas
El hallazgo central del informe de AleaSoft es una tesis que este blog ha defendido de forma consistente desde sus primeras entradas: los proyectos con mayores posibilidades de avanzar son los que están integrados en complejos industriales existentes, próximos a consumidores concretos —no las instalaciones aisladas que producen hidrógeno esperando encontrar comprador. Es exactamente el argumento que hace tan sólidos los proyectos de Puertollano con Fertiberia o Castellón con la refinería de bp: la demanda cautiva reduce el principal riesgo del hidrógeno renovable, construir capacidad de producción sin saber quién va a comprar el producto.
El informe subraya un punto que las cifras de gigavatios anunciados suelen ocultar: "un proyecto necesita saber quién comprará el hidrógeno, durante cuánto tiempo, en qué cantidades y bajo qué condiciones de precio". Es la misma lección que aprendimos analizando el caso de Hysencia de DH2 Energy —nueve años de tramitación para un proyecto de apenas 35 MW— o el sorpasso reciente en el que Repsol asumió los proyectos de Iberdrola precisamente en dos refinerías propias con demanda garantizada.
El coste de producción — la brecha de 5 a 10 veces que persiste
AleaSoft recuerda un dato incómodo que conviene no perder de vista en medio del optimismo por la fase de construcción: producir hidrógeno verde cuesta hoy entre cinco y diez veces más que producir hidrógeno gris convencional, dependiendo de la región. Es un rango coherente con los datos que hemos venido documentando en el índice MIBGAS IBHYX —6,12 €/kg de hidrógeno verde frente a los 1-2 €/kg del hidrógeno gris— y explica por qué el objetivo regulatorio de 4 €/kg que fijó el CEO de Enagás sigue siendo una meta ambiciosa, no un hecho consumado.
Esa brecha de coste es exactamente la razón por la que el informe insiste en que construir los electrolizadores es solo el primer paso. El verdadero reto de la próxima etapa —según AleaSoft— será conseguir que esas instalaciones ya construidas produzcan de manera competitiva, mantengan un nivel de utilización adecuado y dispongan de compradores capaces de asumir compromisos a largo plazo.
El Real Decreto 611/2026 como señal de demanda
El informe identifica explícitamente el marco regulatorio como parte de la solución a ese reto de demanda —citando el Real Decreto 611/2026, la norma de descarbonización del transporte que analizamos en detalle en nuestra entrada sobre los objetivos de RFNBO al 8% en 2030 y 22% en 2040. AleaSoft matiza, sin embargo, algo que este blog también ha señalado: la existencia de objetivos regulatorios o ayudas públicas no garantiza por sí sola la viabilidad de los proyectos. El coste de producción seguirá dependiendo del precio de la electricidad, las horas de funcionamiento del electrolizador, su eficiencia técnica y la estrategia de contratación del suministro eléctrico de cada promotor.
La flexibilidad operativa como factor de competitividad
Un punto especialmente relevante del análisis es la insistencia en la flexibilidad operativa como palanca de competitividad. Un electrolizador puede aprovechar las horas de mayor producción renovable y menores precios eléctricos —pero no puede basar toda su operación en consumir solo cuando el precio es mínimo, porque también debe cumplir sus contratos de suministro de hidrógeno y coordinarse con los procesos industriales que dependen de él. Es la misma lógica que hace tan valiosas las soluciones de almacenamiento de bombeo reversible (BORALMAC 2) y el modelo solar+BESS+electrolizador que aplica DH2 Energy en Hysencia: maximizar las horas de operación efectiva del electrolizador sin comprometer los compromisos comerciales.
Medir el éxito más allá de los gigavatios
La conclusión más importante del informe —y la que mejor resume la filosofía editorial de este blog a lo largo de sus 154 entradas— es que el éxito del sector no debería medirse únicamente por los gigavatios anunciados o instalados. También debe evaluarse por las toneladas de hidrógeno realmente producidas y vendidas, las horas efectivas de funcionamiento, la reducción de emisiones conseguida y la mejora real de competitividad de la industria europea.
Es exactamente la distinción que hemos aplicado sistemáticamente al analizar cada proyecto de este blog —separando los anuncios de las FID reales, las promesas de las plantas operativas, los megavatios de papel de las toneladas de hidrógeno que efectivamente salen de una planta. Que una consultora de referencia como AleaSoft formalice esa misma distinción en un informe público es una confirmación de que el sector, en su conjunto, está madurando hacia un lenguaje más riguroso y menos dado a la especulación de titulares.
📘 Fuentes consultadas: El Periódico de la Energía / AleaSoft Energy Forecasting ("El hidrógeno renovable entra en la fase industrial: construir es solo el primer paso", 29 julio 2026), El Periódico de la Energía ("Europa acelera el despliegue del hidrógeno verde con 12 megaproyectos en construcción que movilizan 13.000 millones de euros", junio 2026), informe sectorial julio 2026.
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