La Universidad de Groningen cifra en 7,2-7,3 €/kg el hidrógeno verde producido con PPA renovables en el clúster de Rotterdam, frente a 7,7 €/kg con electricidad mayorista, aunque ningún proyecto sería bancable sin apoyo público.
Rotterdam como banco de pruebas: 7,2 €/kg frente a 7,7 €/kg
El estudio modela un electrolizador de 200 MW en el clúster industrial de Rotterdam-Rijnmond, uno de los polos portuarios y petroquímicos más grandes de Europa. Sobre ese supuesto, los investigadores comparan tres formas distintas de alimentar la planta con electricidad y calculan el coste nivelado del hidrógeno, el LCOH, en cada una de ellas. El hidrógeno verde se obtiene por electrólisis del agua con electricidad de origen renovable, y su coste depende hoy casi por completo del precio de esa electricidad.
Comprar energía en el mercado mayorista deja el coste en 7,7 €/kg. Firmar PPA renovables a largo plazo lo baja hasta 7,2-7,3 €/kg. La configuración híbrida, que combina generación renovable dedicada con suministro respaldado por contrato, se mueve en esa misma horquilla. La diferencia entre la mejor y la peor opción ronda los 0,4-0,5 €/kg, en torno a un 6% del coste total.
- Compra en mercado mayorista: 7,7 €/kg, la vía más cara y la más expuesta a la volatilidad del precio eléctrico.
- PPA renovables a largo plazo: 7,2-7,3 €/kg, con precio fijado por contrato y menos incertidumbre en la factura.
- Configuración híbrida: renovable dedicada más electricidad respaldada por PPA, en la misma horquilla de 7,2-7,3 €/kg.
El mensaje que se extrae es incómodo para el relato fácil. Acertar con el modo de comprar electricidad importa, pero solo mueve décimas. Lo que rompe o salva la inversión es otra partida, y no está en la ingeniería del electrolizador.
Porque ninguna de las tres fórmulas sale rentable por sí sola. El estudio es explícito: sin apoyo adicional, ni el PPA, ni el híbrido, ni el mercado mayorista alcanzan la viabilidad financiera. Con los precios y la tecnología modelados, el hidrógeno verde holandés todavía no compite en solitario.
Un coste de 7,2 €/kg es un avance real, no una victoria: sin ingresos garantizados, ningún banco firma la financiación de una planta de 200 MW.
Ahí entra la simulación de Monte Carlo, la herramienta con la que los investigadores miden el riesgo del proyecto bajo distintos escenarios de mercado. Su conclusión sitúa el foco en una palanca concreta: un contrato por diferencia (CfD) que cubra el 100% de la producción durante 15 años.
La tecnología ya está disponible; lo que falta es un marco de ingresos que aguante quince años, no una subvención de arranque.
Con ese contrato, la configuración que integra renovables y electrólisis presenta una probabilidad de valor actual neto (VAN) negativo de entre el 0% y el 6%. Con contratos más cortos o coberturas parciales del volumen producido, el riesgo se dispara. La letra pequeña manda.
La letra pequeña: qué pide el estudio a Bruselas y a La Haya
Los autores no se quedan en el diagnóstico. Piden a los responsables políticos que prioricen el apoyo a los ingresos a largo plazo por delante de las ayudas a la inversión. Un cheque inicial abarata la obra, pero no resuelve la incertidumbre de veinte años de operación.
La segunda petición es de igualdad de condiciones: que los proyectos que integran renovables e hidrógeno puedan competir en en los mecanismos de apoyo en las mismas condiciones que los desarrollos basados en PPA. Y la tercera, coordinar los incentivos de oferta con medidas que estimulen la demanda de hidrógeno renovable. Sin compradores firmes, el electrolizador más barato sigue siendo un activo parado.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Coste nivelado modelado: 7,2-7,3 €/kg con PPA renovables, frente a 7,7 €/kg comprando en el mercado mayorista.
- Capacidad analizada: electrolizador de 200 MW en el clúster de Rotterdam-Rijnmond.
- Brecha de competitividad: 0,4-0,5 €/kg de diferencia entre la mejor configuración y la compra mayorista.
- Condición de viabilidad: CfD al 100% de la producción durante 15 años; sin él, las tres opciones quedan fuera de mercado.
Francia y Andalucía mueven ficha: el hidrógeno se decide con dinero público
Mientras Groningen pone cifras al coste, otros gobiernos ponen dinero encima de la mesa. El Consejo de Ministros de Francia ha presentado su proyecto de ley de presupuestos para 2027 con el objetivo de movilizar más de 5.000 millones de euros de inversión privada en el sector del hidrógeno a través de tres medidas.
La primera es un mecanismo de doble subasta para impulsar los combustibles sintéticos sostenibles de aviación, los e-SAF, que ataca de frente el desajuste de plazos: los inversores necesitan compromisos de 10 a 15 años y los compradores de combustible rara vez firman más de tres. El paquete incluye también el incentivo IRICC, orientado a reducir la intensidad de carbono de los carburantes, con casi 2.000 millones de euros de inversión privada esperada. Y una segunda tanda del Mecanismo de Apoyo al Hidrógeno, dotada con 1.200 millones.
France Hydrogène calcula que los doce proyectos franceses que podrían entrar en operación entre 2030 y 2035 representan más de 800.000 toneladas anuales de capacidad de e-SAF y más de 14.000 millones de euros de inversión potencial. Solo eso movilizaría 3,4 GW de capacidad de electrólisis, el 40% del objetivo fijado por la Estrategia Nacional del Hidrógeno para 2035. El despliegue de esta tecnología lo siguen de cerca organismos como la Agencia Internacional de la Energía, referencia global para medir si las cifras cuadran con los anuncios.
En España, el proyecto Onuba H₂ de Moeve en Andalucía, dentro del valle del hidrógeno verde de la región, arranca con 300 MW de electrólisis y opción de sumar otros 105 MW para producir 45.000 toneladas anuales. Alfa Laval suministrará 60 intercambiadores de calor para los electrolizadores. La carrera no la gana quien tenga el mejor electrolizador, sino quien consiga el contrato que lo haga financiable.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: cada kilogramo producido con PPA renovables cuesta 0,4-0,5 euros menos que comprando electricidad mayorista, y el margen mejora si llega el contrato por diferencia.
- Modelo que cambia: la subvención de arranque deja paso al ingreso garantizado a 15 años; sin esa estructura, el proyecto de 200 MW no pasa el filtro del banco.
- Para las próximas generaciones: el hidrógeno verde solo sustituirá al gas fósil en la industria si su coste baja con contratos estables, no con anuncios anuales.
