La descarbonización industrial española se apoya en una estrategia dual en la que el hidrógeno verde no compite con la electrificación directa, sino que la complementa. Más del 60% del consumo energético industrial corresponde a procesos por debajo de 200 °C, como los de la industria alimentaria, papelera, textil y química ligera, donde las bombas de calor industriales alcanzan rendimientos de entre 150% y 600%, mientras que los hornos de inducción y las calderas eléctricas operan entre 90% y 99%. Por el contrario, la ruta electricidad, hidrógeno y calor apenas alcanza entre 30% y 40% de rendimiento, lo que implica casi tres veces más electricidad renovable para entregar el mismo calor útil. De ahí que el hidrógeno se reserve para procesos de alta temperatura o de uso reactivo, como la reducción directa del hierro en siderurgia, el refino, los fertilizantes y el cemento.

Esa lógica se traduce en un mapa territorial dual. Mientras Cataluña, Madrid, el eje mediterráneo y el corredor del Ebro presentan alto potencial de electrificación directa, los polos de Andalucía, Murcia, Asturias y el País Vasco dependerán del hidrógeno por su perfil de alta temperatura. En el plano europeo, el plan REPowerEU fija para 2030 una meta de 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable producido en la Unión y otros 10 millones importados, respaldada por instrumentos como el European Hydrogen Bank, que en su primera subasta adjudicó 720 millones de euros para 1,5 GW de electrólisis, y por cuatro proyectos IPCEI con ayudas de hasta 18.900 millones de euros. Además, las experiencias de Alemania, Francia, Dinamarca y Países Bajos ilustran cómo combinar redes troncales, contratos a largo plazo y planificación territorial, con casos como la Hydrogen Core Network alemana o el mecanismo francés de apoyo a la compraventa dotado con 4.000 millones de euros.

En el ámbito nacional, el PNIEC 2023-2030 eleva a 12 GW la capacidad de electrólisis prevista para 2030, frente a los 4 GW de la Hoja de Ruta de 2020, y el PERTE ERHA destina más de 1.500 millones de euros públicos al hidrógeno renovable, con unos 2.800 millones de inversión privada asociada. Los siete valles de hidrógeno adjudicados suman cerca de 2,3 GW y casi 270.000 toneladas anuales previstas para 2030, mientras que el consumo actual ronda las 500.000 toneladas de hidrógeno gris. A ello se suma una infraestructura que contempla adaptar gasoductos existentes con inversiones de entre 4.000 y 6.000 millones de euros y conectar con el corredor H₂Med, de operación prevista hacia 2032 y capacidad inicial de 2 millones de toneladas al año. En cuanto a costos, el hidrógeno verde podría situarse entre 4 y 5,5 €/kg en 2030, aunque los índices ibéricos de comienzos de 2026 lo ubican alrededor de 6,2 €/kg.

Pese a estas ventajas, la conversación experta identifica obstáculos que condicionan la velocidad del despliegue. En el frente regulatorio, persisten la fragmentación entre comunidades autónomas, los permisos que pueden involucrar a más de diez organismos, la congestión en el acceso a la red y la transposición pendiente de la Directiva 2024/1788, con plazo fijado para agosto de 2026. En lo económico, la brecha frente al hidrógeno gris, la ausencia de contratos de compra a largo plazo y un costo de capital superior al 10% frenan la inversión. En lo tecnológico, el reto consiste en multiplicar por diez la producción de electrolizadores y reducir su costo de inversión a menos de 700 euros por kW. Por último, la aceptación social de las renovables y los conflictos de uso de la electricidad verde exigen procesos de transición justa y participativa. Con ello, el análisis ofrece a los profesionales del sector una guía para dimensionar la demanda de hidrógeno y evaluar la ambición exportadora de España.

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