Potencial de producción de hidrógeno verde en países de la Unión Europea

Resumen

El presente trabajo estudia el potencial del hidrógeno verde como sistema de almacenamiento energético y mecanismo de flexibilidad para los mercados eléctricos europeos, en el marco de la transición hacia un modelo energético plenamente descarbonizado. El hidrógeno verde se obtiene mediante electrólisis del agua utilizando exclusivamente electricidad de origen renovable. Este proceso no genera emisiones de CO₂, y su versatilidad lo convierte en una solución estratégica para descarbonizar sectores industriales, de transporte pesado, generación térmica de respaldo y almacenamiento estacional.
El análisis se centra en la viabilidad técnica y económica de la producción de hidrógeno verde en ocho países europeos (España, Alemania, Francia, Italia, Portugal, Países Bajos, Dinamarca y Noruega), a lo largo de los años 2022, 2023 y 2024. Para cada país se evalúa:
- La rentabilidad horaria del electrolizador.
- La producción potencial anual de hidrógeno verde (en MWh y toneladas).
- La distribución de horas económicamente viables.
- Las diferencias de comportamiento por tecnología renovable (solar vs. eólica) y por año.
El modelo empleado asume una eficiencia de electrólisis del 70 % y un precio de venta objetivo de 150 €/MWh (equivalente a unos 5.000 €/t), aplicando un enfoque tipo opción financiera (“put option”) para estimar los beneficios horarios. Esta metodología considera únicamente las horas en las que el precio de la electricidad permite cubrir los costes de producción con beneficio neto, lo que permite calcular de forma precisa el “payoff" económico del sistema.
Además, el estudio incorpora los requisitos regulatorios definidos por la normativa europea para los RFNBO (Renewable Fuels of Non-Biological Origin), que incluyen:
- Adicionalidad: uso de electricidad renovable generada por nuevas instalaciones.
- Correlación horaria: producción simultánea de hidrógeno y generación renovable.
- Correlación geográfica: coincidencia en la misma zona de mercado eléctrico.
Este enfoque regulatorio garantiza que el hidrógeno verde contribuya efectivamente a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Los escenarios modelizados cumplen con el objetivo mínimo del 70 % de reducción de emisiones respecto al gas natural, y en condiciones óptimas pueden alcanzar hasta el 100 %.
Los resultados obtenidos muestran que:
- Alemania y España presentan las mejores condiciones combinadas de volumen renovable y rentabilidad económica.
- Dinamarca, Noruega y Países Bajos destacan por su eficiencia vinculada a la generación eólica.
- Italia y Portugal ofrecen oportunidades destacadas en fotovoltaica, con altos beneficios en verano.
En todos los países analizados, la rentabilidad horaria mejora progresivamente del año 2022 al año 2024, en línea con el despliegue renovable y la estabilización de los precios del mercado eléctrico.
Además, se responde a cuestiones clave que afectan al desarrollo de esta tecnología:
- El precio horario del mercado eléctrico condiciona la rentabilidad del electrolizador y determina las horas viables de operación.
- Las renovables intermitentes (por ejemplo, la energía solar fotovoltaica y la eólica actúan como habilitadoras técnicas del hidrógeno verde, bajo los requisitos RFNBO.
- El coste nivelado de producción (LCOH) se sitúa entre 3.000 y 6.000 €/t, dependiendo del país, el tipo de renovable dominante, y la distribución horaria de precios bajos.
- El hidrógeno verde, frente a alternativas como el gris o azul, permite un cumplimiento más estricto de los objetivos climáticos europeos.
Desde el punto de vista económico, el análisis revela una rentabilidad creciente del electrolizador entre el año 2022 y el año 2024. En los países mejor posicionados, como Alemania y España, el beneficio medio horario alcanza valores superiores a 48–50 €/MWh en 2024, con más de 4.000 horas anuales de operación rentable. Esto se traduce en una producción potencial de hasta 3.000 MWh de hidrógeno al año por MW de capacidad instalada, lo que supone beneficios anuales acumulados del orden de 150.000 a 200.000 euros por MW, antes de costes fijos de inversión.
En paralelo, el coste nivelado de producción (LCOH) del hidrógeno verde se sitúa entre 3.000 y 6.000 €/t, en función del país, la tecnología renovable dominante, el número de horas rentables y la eficiencia del sistema. Este rango sigue siendo alto frente al hidrógeno gris o azul, pero ya permite alcanzar márgenes positivos en mercados con electricidad abundante y precios bajos durante un número significativo de horas. La combinación de buena planificación operativa y cumplimiento normativo (RFNBO) puede hacer viable la inversión en plantas de electrólisis con retornos atractivos en determinados contextos europeos.

La tabla que se presenta a continuación sintetiza los resultados clave obtenidos para cada país y año, incluyendo el beneficio medio horario, el número de horas rentables y la producción estimada de hidrógeno verde. Este resumen cuantitativo permite comparar de forma directa la viabilidad económica entre países.

País Rentabilidad Electrolizador Flexibilidad Sistema Rentabilidad/ MW Inst. Idoneidad General
España Muy alta Alta Muy alta (solar) Excelente
Francia Alta Alta Alta Muy buena
Alemania Irregular pero alta Media Muy alta (eólica) Muy buena
Holanda Media Baja Alta Buena
Portugal Media Media Media-alta Aceptable
Dinamarca Media (eólica) Baja-media Baja Limitada
Noruega Baja Muy alta Muy baja Poco viable
Italia Baja-media Media Media (solar) Aceptable

Tabla de comparativa anual de rentabilidad y producción potencial de hidrógeno verde (2022–2024). Incluida en el texto de este Trabajo Fin de Grado.
Fuente: elaboración propia a partir de datos horarios del mercado eléctrico y producción renovable con eficiencia del 70 %.

Desde el punto de vista de las fuentes renovables, el análisis evidencia patrones diferenciados por tecnología y región.
- La energía solar presenta un alto potencial en países del sur como España, Italia y Francia, con un mayor número de horas favorables durante los meses de verano, aunque su operación queda limitada a franjas diurnas específicas.
- La energía eólica ofrece mejores resultados en países del norte (Alemania, Dinamarca y Países Bajos), gracias a una mayor frecuencia de precios competitivos, si bien con una distribución horaria más irregular.
- En el caso de la hidroelectricidad, aunque no se emplea directamente para la producción de hidrógeno, su presencia en el mix energético contribuye a estabilizar el sistema eléctrico y suavizar las oscilaciones extremas de precios. Este efecto, si bien beneficioso desde el punto de vista de la seguridad de suministro, puede reducir las ventanas de oportunidad económica para el electrolizador.

Esta combinación de factores refuerza la conveniencia de implantar electrolizadores híbridos, capaces de operar con distintas fuentes renovables y apoyados por sistemas de almacenamiento. Esta estrategia permitiría aumentar el número de horas rentables y facilitar el cumplimiento de los criterios RFNBO en función de las particularidades tecnológicas y geográficas de cada país.

Metodológicamente, el trabajo emplea un análisis homogéneo por país y año, basado en datos horarios reales. Esto permite vincular el desarrollo del hidrógeno verde con varios Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS):
- ODS 7: energía asequible y no contaminante.
- ODS 9: infraestructura e innovación industrial sostenible.
- ODS 13: acción climática efectiva, a través de la sustitución del gas natural.
Como conclusión, el hidrógeno verde se posiciona como una tecnología estratégica pero aún incipiente, cuya implementación a gran escala dependerá de una reducción progresiva de costes, una regulación coherente y el despliegue masivo de energías renovables. Este trabajo ofrece una herramienta de análisis útil para orientar políticas públicas, decisiones de inversión y estrategias nacionales de integración del hidrógeno en el sistema energético europeo.