Europa cuenta con 677 MW de capacidad operativa de electrólisis de agua, un 19% más que los 571 MWel registrados en julio de 2025. Esa capacidad equivale a cerca de 0,1 millones de toneladas anuales de producción de hidrógeno, alrededor del 1% de la demanda total europea de 2025. A esta cifra se suman 3,7 gigavatios eléctricos (GWel) en construcción, aunque el informe considera que ese volumen sigue siendo insuficiente para responder a la demanda prevista para 2030.

Los proyectos en construcción están concentrados geográficamente: el 78% se distribuye en cinco países. Alemania lidera con 1,3 GWel y Suecia le sigue con 0,8 GWel, más de la mitad de la capacidad en construcción entre ambas. En el primer semestre de 2026, otros 0,5 GWel alcanzaron la decisión final de inversión (FID), principalmente en proyectos orientados a descarbonizar refinerías en España. El informe prevé que 1,6 GWel entren en operación durante 2026, muchos de ellos en fase de puesta en marcha.

Refinerías y acero concentran los proyectos

La refinación representa el 54% de la demanda final prevista para los proyectos en construcción, seguida por el acero, con un 31%. El reporte señala que la refinación es actualmente una de las vías más establecidas y costo-efectivas para cumplir los objetivos de transporte de la directiva europea RED III. Además, como la infraestructura de hidrógeno todavía no está disponible en buena parte de los lugares donde se desarrollan los proyectos, la mayoría de los electrolizadores se instala para abastecer consumos directamente en el sitio.

El tamaño de los proyectos también está aumentando. Tras la puesta en marcha de los primeros electrolizadores de más de 50 MWel en 2025, el informe anticipa que hacia fines de 2026 comenzarán a operar comercialmente los primeros proyectos superiores a 100 MWel; algunos ya están en fase de comisionamiento. Entre los proyectos identificados en el resumen figuran Stegra, en el sector del acero, con 740 MWel previstos para 2026-2027, y Holland Hydrogen 1, de 200 MWel para refinación, con entrada en operación prevista para 2026.

Una demanda regulatoria que aún necesita respaldo

La demanda regulatoria europea de combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO, por sus siglas en inglés) se estima en 3 millones de toneladas al año para 2030. De ese total, alrededor de 1,4 millones de toneladas corresponderían al transporte, incluida la aviación, y 1,6 millones al sector industrial. El informe advierte que esa demanda puede quedarse en una proyección si no se fortalecen las medidas de implementación para la industria y se transponen oportunamente los objetivos de transporte.

Las obligaciones de RED III y ReFuelEU Aviation ofrecen señales de demanda relativamente claras, pero todavía faltan marcos de inversión que permitan a las empresas industriales cumplir sus metas. Francia, Polonia y Bélgica aparecen entre los mercados importantes que aún no habían completado la transposición de RED III al momento del análisis. A los retrasos regulatorios se suman los altos costos de energía, la competencia internacional, las tensiones geopolíticas y las dudas sobre la competitividad industrial.

La brecha de inversión exige decisiones en los próximos dos años

Al considerar la demanda regulatoria de 3 millones de toneladas anuales y los proyectos en construcción, el informe estima una oportunidad de inversión pendiente de aproximadamente 2,6 millones de toneladas anuales, equivalente a 25-30 GWel de capacidad de electrólisis. Para cubrirla, entre 50.000 y 60.000 millones de euros en inversiones en electrolizadores tendrían que alcanzar la decisión final de inversión durante los próximos 12 a 24 meses. La cifra no incluye la inversión necesaria para generar electricidad renovable; tampoco incorpora los equipos para sintetizar combustibles electrónicos ni la infraestructura de almacenamiento, transporte, puertos y estaciones de abastecimiento.

El reporte dimensiona esa brecha frente al costo de la dependencia energética. Según el análisis de la Comisión Europea citado en el documento, 51 días después de la crisis del Estrecho de Ormuz, la Unión Europea ya había gastado 24.000 millones de euros adicionales en subsidios a combustibles fósiles para compensar el alza de precios. Para fines de 2026, los Estados miembros habrían destinado 38.000 millones de euros a medidas fiscales para aliviar el impacto de los mayores costos energéticos.

El informe también proyecta consecuencias si Europa no asegura las inversiones a tiempo: 14.000 millones de metros cúbicos de gas natural seguirían importándose cada año y 133 teravatios-hora de gas mayoritariamente importado continuarían alimentando la producción de hidrógeno fósil. La estimación apunta, además, a 32 millones de toneladas de emisiones de CO₂ anuales que no se evitarían y a 10.500 millones de euros al año en ahorros de gas que se perderían. En el sistema eléctrico, el documento calcula que el potencial costo de congestión de la red europea podría alcanzar 103.000 millones de euros en 2040. En ese escenario, la demanda flexible de los electrolizadores podría ayudar a absorber excedentes renovables y reducir la congestión.

La competencia tecnológica y los costos de red

Los proyectos europeos operativos y en construcción dependen principalmente de proveedores tecnológicos europeos. Sin embargo, el informe advierte que la expansión de la capacidad china y la presión sobre los precios pueden erosionar esa posición. China concentra cerca del 60% de la capacidad mundial de fabricación de electrolizadores, frente a aproximadamente el 20% de Europa. La participación europea en esa capacidad habría caído del 30% en 2021 al 14% en 2026, según las cifras presentadas en el resumen.

El costo de la electricidad también condiciona la competitividad. Los cargos de red, impuestos y gravámenes pueden representar alrededor de 0,15 euros por kilogramo de hidrógeno en Francia, donde existen tarifas reducidas para electrolizadores, y superar los 5 euros por kilogramo en Polonia. El documento indica que estos cargos pueden volver económicamente inviable la producción renovable y que, en un proyecto conectado a la red, equivalen aproximadamente a una cuarta parte de los costos de producción.

En 2025, el costo de producción de hidrógeno renovable mejoró por la reducción de los costos de los electrolizadores y de la electricidad renovable. En los mejores emplazamientos con conexión directa a renovables, se situó en torno a 3,9 euros por kilogramo. El costo de capital de los electrolizadores disminuyó cerca de un 6% entre 2024 y 2025. Al mismo tiempo, el hidrógeno producido a partir de gas natural siguió siendo más barato, incluso con captura y almacenamiento de carbono, aunque el aumento reciente de los precios del gas redujo la brecha promedio a cerca de 1 euro por kilogramo. El informe aclara que estas cifras son costos marginales estimados, no costos nivelados completos.

Estabilidad regulatoria para sostener el mercado

El Clean Hydrogen Monitor 2026, elaborado por Hydrogen Europe, fue escrito por Isabel Alcalde, Daniel Fraile, Marco Molica-Colella, Grzegorz Pawelec, Sergio Sagastuy Breña, Olivia Staudenmayer y Kamila Waciega. Entre sus recomendaciones, plantea mantener objetivos previsibles para los distintos mercados del hidrógeno después de 2030 y apoyar a los Estados miembros en su aplicación. También propone fortalecer la demanda de acero limpio, fertilizantes y productos químicos; ampliar el apoyo a la producción; acelerar el despliegue de infraestructura; y habilitar tarifas eléctricas que reconozcan el aporte de los electrolizadores a la flexibilidad de la red.

El informe sostiene que el desarrollo del sector dependerá de mantener señales regulatorias de largo plazo mientras se adaptan los instrumentos de apoyo. Para Europa, el desafío inmediato no es solo aumentar la capacidad de producción: también es lograr que las obligaciones de demanda, la infraestructura y las condiciones de inversión avancen al ritmo necesario para que los proyectos anunciados se conviertan en activos operativos.

Fuente: Hydrogen Europe

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