El verdadero desafío del hidrógeno es el costo de la electricidad
El verdadero desafío del hidrógeno es el costo de la electricidad
Por Arturo De la Sotta, CEO de P2X Consulting
Fecha publicada: 14 Julio, 2026
El futuro del hidrógeno no se decidirá en una conferencia internacional ni en la cantidad de gigavatios anunciados. Se decidirá cada hora, en el mercado eléctrico, cuando un proyecto deba demostrar que puede comprar energía competitiva, operar sus electrolizadores, vender su producción y pagar su deuda.
Durante años la industria sostuvo que la caída del costo de la energía renovable conduciría casi automáticamente a una economía global del hidrógeno. Esa afirmación debe revisarse: la electricidad renovable puede ser abundante y barata, incluso alcanzar precios negativos, sin que eso convierta al hidrógeno verde en un negocio financiable.
Europa comprueba esta paradoja en tiempo real. La generación solar llegó a representar cerca del 32% de la electricidad producida en Alemania durante junio. Sin embargo, los precios capturados por las plantas solares en el primer semestre de 2026 cayeron en promedio un 42% respecto de 2023 en seis mercados europeos, y en mayo Alemania y España restringieron conjuntamente varios TWh de producción solar porque sus redes y sistemas de almacenamiento no podían absorberla.
Esta abundancia parece una oportunidad perfecta para los electrolizadores, pero un proyecto industrial no se financia con unas pocas horas de precios negativos. Electrolizadores, compresores, plantas de tratamiento de agua, almacenamiento y unidades de amoníaco o metanol requieren inversiones que deben recuperarse durante años. Una planta que solo opera cuando sobra energía tendrá bajo factor de utilización; una que opera permanentemente deberá comprar electricidad en horas más caras. Esa es la verdadera ecuación: importan la curva horaria, la volatilidad, el factor de planta, los cargos de red, la congestión, el costo del respaldo y los contratos de largo plazo.
La Agencia Internacional de Energía entregó en junio una señal relevante. La producción mundial de hidrógeno de bajas emisiones alcanzó cerca de un millón de toneladas en 2025 y superaría apenas el 1% de la producción global en 2026. La cartera mundial de proyectos prevista para 2030 se redujo en unos diez millones de toneladas anuales por retrasos, suspensiones y cancelaciones, y más de 100 GW de capacidad anunciada podrían quedar fuera de carrera si no alcanzan decisión de inversión antes de fines de 2027. El hidrógeno no desaparece, pero entra en una etapa de selección: sobrevivirán los proyectos que coordinen energía, infraestructura, permisos, financiamiento y demanda, y que analicen cuánto puede pagar realmente cada consumidor, en lugar de tratar el precio del hidrógeno como una cifra aislada.
La propia AIE estima que, sin apoyo público, el costo máximo aceptable del hidrógeno de bajas emisiones está por debajo de US$2 por kilogramo para la mayoría de las combinaciones de región y aplicación. El precio de la energía y el del carbono son los factores que más mueven esa disposición a pagar. En refinación y amoníaco, especialmente en Europa, hay más espacio para el hidrógeno limpio; en acero, incluso un alto precio del carbono puede no bastar sin incentivos adicionales.
Por eso los precios negativos europeos no prueban que el hidrógeno verde ya sea competitivo: son más bien señal de que el sistema eléctrico necesita flexibilidad. El hidrógeno puede aportar parte de ella, pero para eso necesita contratos diseñados para operación flexible, acceso oportuno a la red, almacenamiento intermedio y compradores dispuestos a recibir producción variable.
En este contexto, la puesta en marcha de la planta Måde Power-to-X, en Dinamarca, es más relevante que sus 5 MW de capacidad. Puede producir cerca de 550 toneladas anuales de hidrógeno renovable certificado. Su escala es modesta frente a los megaproyectos anunciados, pero está construida, probada y produciendo, y entregará información real sobre rendimiento, mantenimiento, certificación y comportamiento de los equipos, útil para reducir riesgos en proyectos posteriores.
Estados Unidos enfrenta otra realidad: abundante gas natural, recursos renovables, capacidad nuclear y el crédito federal 45V, de hasta US$3 por kilogramo para el hidrógeno de menor intensidad de emisiones. Pero sus productores competirán cada vez más por electricidad con data centers e inteligencia artificial. La EIA proyectó para este verano un precio mayorista promedio cercano a US$45 por MWh, con amplias diferencias regionales y riesgo de alzas en olas de calor, mientras el gas natural mantendrá cerca del 40% de la generación. Estados Unidos podría así desarrollar una economía del hidrógeno regionalizada, con hubs distintos según energía, incentivos, infraestructura, almacenamiento geológico y grandes consumidores industriales.
El informe estadístico mundial de energía 2026 muestra que la oferta total creció 1,7% en 2025 y que todas las principales fuentes alcanzaron máximos históricos por segundo año consecutivo. Las renovables lideraron el crecimiento —la generación solar aumentó 30% y la capacidad de baterías 66%—, pero el consumo de combustibles fósiles también siguió creciendo: seguimos en una adición energética, no en una sustitución completa.
Brasil construye una estrategia que merece atención: usar el hidrógeno en acero verde, fertilizantes, combustibles sintéticos, amoníaco, metanol y químicos de mayor valor, más que solo exportarlo como materia prima. El programa contempla R$18.300 millones en créditos tributarios entre 2028 y 2032, con proyectos privados presentados que superarían R$212.000 millones. Su primera subasta de incentivos, prevista para enero de 2027, puede ser un punto de inflexión si logra transformar incentivos públicos en contratos, compradores y decisiones de inversión reales; las cifras de cartera potencial deben tomarse con prudencia, pues no equivalen a inversión ejecutada.
Chile y Latinoamérica deben observar esta evolución. La ventaja renovable regional sigue siendo importante, pero ya no basta con decir que se puede producir el hidrógeno más barato del mundo: hay que mostrar dónde, cuándo, bajo qué contrato y para qué consumidor. La región debería priorizar proyectos conectados con demanda existente —reemplazo de hidrógeno gris en refinerías, fertilizantes locales, minería, combustibles marítimos y aéreos, y exportación de derivados con comprador comprometido—, ya que desarrollar productos verdes puede generar más empleo y resiliencia económica que solo exportar moléculas.
El hidrógeno no fracasará por falta de potencial, sino si insiste en construir oferta antes de asegurar energía competitiva y demanda real. La tarea inmediata es abandonar la lógica del anuncio y avanzar hacia contratos: subastas orientadas a la demanda, acuerdos de compra de largo plazo, infraestructura compartida, transmisión, almacenamiento y reglas que remuneren la flexibilidad que los electrolizadores pueden entregar al sistema eléctrico.
Europa aprende que producir mucha electricidad renovable no garantiza capturar su valor. Estados Unidos descubre que la energía vuelve a ser un recurso estratégico en la era de la inteligencia artificial. Brasil intenta convertir el hidrógeno en política industrial. Chile y Latinoamérica todavía pueden integrar esas tres lecciones. El momento de competir por titulares terminó; comienza el tiempo de competir por costos, contratos y ejecución. Quienes entiendan esta transición construirán la próxima industria energética; quienes sigan acumulando anuncios terminarán exportando únicamente expectativas.
