Francia vs España: dos estrategias opuestas de hidrógeno verde — exportar barato o producir estable con energía nuclear
Francia vs España: dos estrategias opuestas de hidrógeno verde — exportar barato o producir estable con energía nuclear
Mientras España apunta a 11-12 GW de electrólisis para 2030 con vocación exportadora, Francia ha recortado su objetivo de 6,5 a 4,5 GW para ajustarlo a su consumo industrial interno. España tiene el hidrógeno más barato de producir; Francia, gracias a su red nuclear, tiene el electrolizador que más horas al año funciona. Es la primera entrega de una serie comparativa: cómo se está jugando la partida del hidrógeno verde en el resto de Europa.
Después de más de 165 entradas documentando el ecosistema español del hidrógeno verde, toca abrir la mirada. España no compite en el vacío —compite, colabora y se compara con sus vecinos europeos, especialmente con Francia, el país al otro lado del corredor H2Med/BarMar y uno de los mercados de demanda más relevantes para el hidrógeno verde español. Esta entrada inaugura una serie de comparativas país por país —empezando por el vecino con el que más infraestructura física vamos a compartir en la próxima década.
El primer contraste — Francia recorta, España mantiene la ambición exportadora
El dato más revelador de todo el informe es el ajuste a la baja del objetivo francés: de los 6,5 GW planteados en 2020 a los 4,5 GW fijados en la Estrategia Nacional de Hidrógeno actualizada (SNH II) de abril de 2025. Francia ha reconocido explícitamente que el despliegue del mercado europeo ha sido más gradual de lo previsto, y ha preferido recalibrar sus metas a la realidad de la demanda industrial interna antes que mantener un objetivo que no iba a cumplir.
España, en cambio, mantiene un objetivo de 11-12 GW para 2030 —más del doble que Francia—, con una orientación explícitamente exportadora: los 7 valles adjudicados por el IDAE y los grandes proyectos como Onuba o Catalina están diseñados pensando en el mercado europeo más amplio, no solo en el consumo español. Es la misma lógica que defendimos en nuestra tesis de las moléculas verdes: España apuesta por ser proveedor, no solo consumidor, del hidrógeno verde europeo.
El segundo contraste — precio barato vs horas de funcionamiento
Aquí está la comparación técnica más interesante del informe. España tiene el LCOH más bajo —entre 4,5 y 6,0 €/kg sin subvención, frente a los 6,0-8,0 €/kg franceses— gracias a su recurso solar y eólico privilegiado, que permite contratos PPA renovables a coste marginal reducido. Pero Francia tiene una ventaja estructural distinta: al alimentar sus electrolizadores con la red eléctrica nacional descarbonizada por la base nuclear, sus plantas pueden operar con un factor de planta superior a 7.000 horas al año —muy por encima del rango de 3.000-5.000 horas que suelen alcanzar los electrolizadores españoles conectados directamente a solar y eólica sin hibridación compleja.
Es la misma tensión que hemos documentado en la entrada sobre el bombeo reversible español y los modelos solar+BESS+electrolizador de DH2 Energy: producir barato pero de forma intermitente, o producir más caro pero con estabilidad. Francia ha resuelto ese dilema con su parque nuclear —una ventaja que España, sin flota nuclear comparable, tiene que compensar con almacenamiento y gestión de red.
Tabla comparativa — las cifras clave, lado a lado
| Métrica | 🇫🇷 Francia | 🇪🇸 España | Lectura |
|---|---|---|---|
| Objetivo 2030 | 4,5 GW | 11-12 GW | España, vocación exportadora |
| Capacidad real 2026 | ~300 MW | ~250-350 MW | Ejecución similar, ambos con pocos megaproyectos |
| Presupuesto público | 9.000 M€ | ~3.100 M€ (PRTR) | Francia subsidia más el OPEX vía CfD |
| LCOH sin subvención | 6,0-8,0 €/kg | 4,5-6,0 €/kg | España, coste renovable más bajo |
| Horas de operación | >7.000 h/año | 3.000-5.000 h/año | Francia, estabilidad vía red nuclear |
| Índice de precio | Subastas ADEME + PPA | MIBGAS IBHYX diario | España tiene mercado spot transparente |
| Empleos 2030 | 8.000 directos | 8.000-12.000 directos | Impacto comparable |
Los proyectos franceses que hay que conocer
El mapa industrial francés tiene su propio top de proyectos, con equivalentes directos a lo que hemos documentado en España. Air Liquide Normand'Hy (200 MW, Port-Jérôme, Normandía) es el proyecto más avanzado, en pruebas comerciales en 2026 —el equivalente francés a nuestro Puertollano—. GravitHy (700 MW, Fos-sur-Mer) apunta a producir hierro de reducción directa para acero verde, exactamente el mismo modelo que Hydnum Steel en Puertollano. Y FertHySomme (200 MW, Somme), con 500.000 toneladas anuales de fertilizantes, es el paralelo directo de Fertiberia en Puertollano.
También hay un caso de fracaso parcial digno de mención: Masshylia (Engie + TotalEnergies, La Mède), concebido en 2021 para 40 MW, ha sufrido retrasos sucesivos por incertidumbres en los contratos PPA eléctricos, postergando su horizonte hasta 2028-2029. Es el Stegra francés —el propio informe lo compara explícitamente con el caso que analizamos en la alerta roja del cuello de botella eléctrico español—, confirmando que los retrasos y reescalados de proyectos no son un problema exclusivamente español, sino una fase de maduración por la que pasa todo el sector europeo.
Green2TSO — Enagás, GRTgaz, Teréga y REN trabajando juntos
Un hallazgo que conecta directamente con nuestra cobertura reciente: Enagás, GRTgaz, Teréga y el portugués REN lideran conjuntamente la iniciativa Green2TSO, orientada a homologar estándares técnicos de transporte, detección de fugas y compresión de hidrógeno a escala del suroeste europeo. Es la confirmación institucional de la compra del 31,5% de Teréga por Enagás que analizamos hace unas semanas —los cuatro operadores no solo colaboran en el corredor H2Med, están construyendo un estándar técnico común para toda la región.
Qué puede aprender España de Francia — y viceversa
La lección más clara para España es que ajustar los objetivos a la realidad no es fracaso, es madurez. Francia recortó su meta un 30% y lo presentó como una recalibración responsable, no como un retroceso. Si en 2027 o 2028 España necesita ajustar su objetivo de 11-12 GW, el precedente francés demuestra que hacerlo de forma transparente no daña la credibilidad del sector —al contrario, puede reforzarla frente a inversores que valoran más la ejecución realista que los anuncios ambiciosos sin respaldo.
La lección para Francia, en cambio, viene del lado español: la transparencia de precios. España tiene el índice MIBGAS IBHYX, una cotización diaria pública que cualquier inversor puede consultar. Francia, en cambio, depende de subastas puntuales de ADEME y acuerdos bilaterales privados —un mercado mucho más opaco que dificulta la toma de decisiones de inversión ágiles. Un índice de referencia transparente es una pieza de infraestructura de mercado tan importante como cualquier hidroducto.
📘 Fuentes consultadas: Direction générale des Entreprises (Mise à jour SNH II, 2026), ADEME (Bilan 20 ans hydrogène, appels à projets écosystèmes territoriaux), Sénat français (Projet de loi de finances 2026, Écologie et mobilités durables), France Hydrogène (Rapport filière 2025), presse.economie.gouv.fr (Premiers lauréats mécanisme de soutien à la production, julio 2026), NaTran/Teréga (proyecto red hidrógeno región Sud PACA), Enerzine (Hydrogène décarboné, trois premiers lauréats, julio 2026), elaboración propia a partir de informe sectorial comparativo agosto 2026.
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