El hidrógeno ha pasado con rapidez desde documentos estratégicos y proyectos piloto hacia aplicaciones industriales tempranas. A medida que el sector se acerca a la mitad de la década, se vuelve cada vez más evidente que la escala no estará determinada únicamente por la viabilidad tecnológica básica, sino por la capacidad de integrar de manera efectiva sistemas complejos. La articulación entre producción, infraestructura y ejecución de proyectos se consolida como el principal desafío.

Actualmente, muchos de los proyectos más relevantes de hidrógeno y de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas en inglés) a nivel global se encuentran en operación, avanzan hacia decisiones finales de inversión o enfrentan aplazamientos. Este momento es clave porque permitirá identificar los límites prácticos de los modelos actuales de despliegue del hidrógeno y, al mismo tiempo, revelar qué enfoques pueden transitar desde la demostración hacia una ejecución repetible y financiable.

Este artículo, elaborado a partir de información publicada por Carbon Capture Technology, revisa los factores técnicos que definirán la escala del hidrógeno y del CCUS hasta 2026, apoyándose en datos de mercado globales, información pública de proyectos y aprendizajes operativos reportados en la industria.

La ampliación de la electrólisis se convierte en un desafío de manufactura e integración

La electrólisis continúa siendo un pilar central de las estrategias de descarbonización basadas en hidrógeno. Sin embargo, escalar la capacidad instalada no depende únicamente de la disponibilidad de electrolizadores. Aunque la capacidad manufacturera global ha crecido con rapidez, la capacidad efectivamente instalada y operativa se mantiene por debajo de los volúmenes anunciados.

De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía, solo una fracción limitada de la capacidad de electrólisis anunciada se encuentra actualmente en construcción u operación. El avance de los proyectos se ve ralentizado por factores como el acceso a la red eléctrica, los plazos de permisos, la complejidad del balance de planta, la disponibilidad de mano de obra y la experiencia limitada de los contratistas de ingeniería, compras y construcción (EPC). Aun cuando el financiamiento y los permisos siguen siendo relevantes, los problemas de integración técnica emergen como una causa creciente de retrasos.

Desde el punto de vista de la ingeniería, persisten incertidumbres sobre el desempeño de los sistemas en condiciones reales de operación. La degradación de los stacks bajo suministro renovable variable, la capacidad de seguimiento de carga, los requerimientos de tratamiento de agua y las pérdidas asociadas a la compresión influyen cada vez más en las decisiones de diseño y en las estimaciones de costos operativos.

Hacia 2026, los primeros complejos de electrólisis a gran escala —de cientos de megavatios— fuera de China comenzarán a generar datos operativos. Esta información tendrá un impacto directo en los supuestos de diseño, la selección tecnológica y la evaluación de riesgos de ejecución, influyendo también en las hipótesis de utilización, las contingencias y el escrutinio sobre las capacidades EPC.

Las trayectorias de costos siguen siendo sensibles a variables de sistema

A pesar de las expectativas de reducción de costos a largo plazo, el hidrógeno bajo en carbono continúa siendo más caro que las alternativas fósiles en la mayoría de las regiones, especialmente en aplicaciones industriales. La Revisión Global del Hidrógeno 2025 de la Agencia Internacional de la Energía identifica varios factores detrás de esta situación, entre ellos costos de capital superiores a lo previsto, precios de la electricidad volátiles y una ejecución de proyectos más lenta en numerosos mercados.

Si bien existen excepciones regionales donde confluyen precios eléctricos favorables, altos factores de utilización y marcos de apoyo político, la economía de los proyectos sigue siendo altamente sensible a variables de sistema. Cada vez más, esta sensibilidad se sitúa fuera del stack del electrolizador. Elementos como la interconexión eléctrica, el refuerzo de redes, la electrónica de potencia, el abastecimiento y purificación de agua, la compresión, el almacenamiento y los sistemas de seguridad representan una porción significativa del costo total instalado.

A medida que los proyectos pasan del modelamiento a la operación, los costos reales del hidrógeno entregado adquieren un rol decisivo. Estos valores efectivos, más que las curvas de aprendizaje proyectadas, condicionan la disposición de los usuarios industriales a firmar contratos de suministro de largo plazo y la percepción de los inversionistas sobre la escalabilidad de las iniciativas.

La integración del CCUS avanza desde pilotos hacia infraestructura compartida

En el caso del hidrógeno azul y de múltiples rutas de descarbonización industrial, el CCUS ha dejado de ser opcional. El foco técnico ya no se limita a las tecnologías de captura, sino que se desplaza hacia la integración de sistemas de captura, transporte y almacenamiento a escala.

Análisis independientes muestran que el CCUS alcanza viabilidad económica y operativa cuando se desarrolla como infraestructura compartida. Las redes comunes permiten que múltiples emisores y productores de hidrógeno utilicen sistemas conjuntos de transporte y almacenamiento de CO₂, desplazando riesgos y exposición de capital desde proyectos individuales hacia activos de carácter sistémico. Este tipo de estructuras suele resultar más atractivo para inversionistas de infraestructura de largo plazo una vez que los marcos regulatorios se estabilizan.

No obstante, esta transición introduce nuevos desafíos técnicos y organizacionales. La gestión de presiones, el desempeño de materiales, la confiabilidad del sistema y el monitoreo de largo plazo se vuelven críticos, mientras que las tasas de captura, el control de fugas de metano y la integridad del almacenamiento continúan siendo variables clave cuyo desempeño sostenido aún no ha sido plenamente demostrado a gran escala.

La preparación de la infraestructura emerge como un factor limitante

La producción de hidrógeno no puede escalar de manera independiente de la infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución. A diferencia de la electricidad o el gas natural, el hidrógeno carece de una red de suministro madura.

Las tuberías de hidrógeno enfrentan desafíos asociados a la fragilización de materiales, fugas y compresión, mientras que el almacenamiento a gran escala, en particular el geológico, sigue siendo geográficamente limitado y requiere inversiones intensivas de capital. La Agencia Internacional de la Energía señala que el desarrollo de infraestructura se mantiene por debajo de las ambiciones productivas en la mayoría de las regiones.

Esta brecha genera un riesgo concreto: si la infraestructura no está disponible cuando se requiere, los activos de producción pueden quedar subutilizados, afectando la economía de los proyectos. Desde la perspectiva de inversión, la secuenciación de la infraestructura se vuelve tan crítica como la selección tecnológica. En respuesta, los modelos de desarrollo basados en hubs y corredores ganan terreno, al concentrar oferta, demanda e infraestructura para reducir riesgos de integración.

La medición, reporte y verificación se incorpora al diseño de proyectos

Con la internacionalización de los mercados de hidrógeno, los marcos de medición, reporte y verificación (MRV) dejan de ser conceptos normativos para convertirse en requisitos técnicos. En el hidrógeno electrolítico, el cumplimiento depende cada vez más de criterios claros que incluyen adicionalidad renovable, correlación temporal entre generación eléctrica y producción de hidrógeno, y contabilidad completa de emisiones en todo el ciclo de vida.

La claridad y credibilidad de los sistemas MRV son vistas hoy como condiciones previas para acuerdos de suministro de largo plazo y para el financiamiento de proyectos. La Agencia Internacional de la Energía destaca que la incertidumbre en torno a la certificación y la contabilidad de emisiones continúa ralentizando la formación de demanda, especialmente en mercados transfronterizos y regulados.

Datos operativos como señal clave del avance hacia la escala

El año 2026 medirá el progreso menos por anuncios y más por datos operativos. Ingenieros, desarrolladores, responsables de políticas públicas e inversionistas observarán indicadores comunes: desempeño de plantas de electrólisis a gran escala, costos verificados en instalaciones en operación, utilización de redes de transporte y almacenamiento de CO₂, puesta en marcha de infraestructura de hidrógeno y aplicación práctica de estándares MRV en distintas regiones.

En conjunto, estas señales determinarán qué rutas del hidrógeno logran consolidarse como repetibles e invertibles y cuáles permanecen limitadas por la complejidad sistémica. También definirán la velocidad con la que la experiencia de los primeros proyectos puede transferirse y escalarse entre regiones y sectores. La oportunidad para el hidrógeno y el CCUS sigue siendo relevante, pero la siguiente fase estará marcada por la ejecución disciplinada, datos operativos creíbles y una colaboración efectiva a lo largo de toda la cadena de valor.

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Fuentes:

1. International Energy Agency (IEA): “Global Hydrogen Review 2025”; 09/2025;  https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025
2. World Economic Forum: “Defossilizing Industry: Considerations for Scaling-up Carbon Capture and Utilization Pathways”; 09/2026;  https://reports.weforum.org/docs/WEF_Defossilizing_Industry_Scaling-up_CCU_2025.pdf
3. Wood Mackenzie: “Energy Transition Outlook 2025-26: Insights and Scenarios”; 10/2025;  https://www.woodmac.com/market-insights/topics/energy-transition-outlook/
4. Eliseo Curcio: “Techno-Economic Analysis of Hydrogen Production: Costs, Policies, and Scalability in the Transition to Net-Zero”; 02/2025; https://arxiv.org/abs/2502.12211