La Unión Europea prepara una nueva arquitectura regulatoria y financiera para acelerar proyectos de hidrógeno renovable, en un escenario marcado por retrasos, cancelaciones y una desaceleración de las decisiones finales de inversión.
La Comisión Europea presentó la revisión del Sistema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS) junto con el Plan de Acción para la Electrificación. El paquete incorpora señales para la electrólisis, los combustibles sintéticos, la flexibilidad industrial y el almacenamiento energético de larga duración.
La iniciativa también establece la base jurídica para crear un Banco de Descarbonización Industrial de €100000 millones, destinado a cubrir riesgos comerciales y facilitar el despliegue de proyectos maduros en sectores intensivos en consumo energético.
El anuncio coincide con una contracción significativa del mercado. El Global Hydrogen Review 2026 de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) redujo de 37 a 27 Mt anuales la producción potencial procedente de iniciativas de bajas emisiones anunciadas para 2030.
Aunque la cifra de la IEA comprende distintas rutas productivas, cerca de la mitad de la reducción corresponde a grandes desarrollos de electrólisis orientados a la exportación, tanto en economías avanzadas como en mercados emergentes.
Las cancelaciones explican el 30% de la caída, mientras que los aplazamientos posteriores a 2030 representan otro 25% y los proyectos temporalmente pausados, un 15%. La Agencia también excluyó de sus previsiones iniciativas sin avances reportados durante más de tres años.
Entre las principales causas aparecen los altos costos tecnológicos, la insuficiencia de apoyos públicos, las dificultades para acceder a las redes eléctricas, la incertidumbre regulatoria y la ausencia de contratos de compraventa de largo plazo.
El ETS pasa de entregar derechos a exigir inversiones
Uno de los principales cambios propuestos consiste en introducir un esquema de asignaciones condicionadas. Una parte de los derechos gratuitos de emisión quedará vinculada con inversiones verificables en procesos industriales limpios, en lugar de concederse sin compromisos adicionales de transformación.
El diseño podría mejorar las condiciones para que los proyectos de electrólisis alcancen una decisión final de inversión. Los desarrolladores necesitan reducir la brecha de costos, asegurar compradores y contar con reglas estables antes de comprometer capital.
“Esta es una señal fuerte de que Europa está pasando de la ambición climática a la ejecución”, manifestó Jorgo Chatzimarkakis, CEO de Hydrogen Europe.
El directivo agregó que la asociación “valora la introducción de asignaciones de inversión”, al considerar que el instrumento puede acelerar el paso de las tecnologías de descarbonización desde el desarrollo hasta la construcción.
El nuevo enfoque también alcanza a la aviación y al transporte marítimo. Bruselas busca reforzar la demanda de combustibles sostenibles de aviación, e-SAF, e-metanol y otros derivados producidos con electricidad renovable.
Chatzimarkakis destacó “el nuevo mecanismo SMAP para el sector marítimo”, debido a que incorpora respaldo específico procedente del mercado europeo de carbono para combustibles sostenibles.
Según el ejecutivo, la herramienta “refleja nuestra propuesta de largo plazo para acelerar la adopción de combustibles marítimos sostenibles mediante un apoyo específico del ETS”.
La propuesta procura, además, que una proporción mayor de los ingresos recaudados mediante el mercado de carbono financie la modernización de instalaciones industriales en los Estados miembros.
“La propuesta también refuerza correctamente el principio de que los ingresos del ETS deben reinvertirse en la transformación industrial de Europa”, sostuvo el CEO de Hydrogen Europe.
Esa reinversión, según Chatzimarkakis, permitirá mantener la competitividad, fortalecer la resiliencia industrial y preservar empleos de calidad dentro del bloque.
Hydrogen Europe cuestionó, sin embargo, la reducción de la ambición general del ETS a través de los cambios planteados sobre su factor lineal de reducción. La entidad advirtió que un precio del carbono consistente continúa siendo necesario para que la sustitución de procesos convencionales resulte financieramente viable.
La discusión regulatoria aparece mientras la inversión mundial ofrece señales contrapuestas. La capacidad de electrólisis instalada se duplicó durante 2025 y superó los 4 GW, aunque China concentró casi tres cuartas partes de las nuevas incorporaciones y alrededor de dos tercios del parque acumulado.
En paralelo, el volumen de proyectos que alcanzaron una decisión final de inversión cayó aproximadamente un 30% frente a 2024. La desaceleración afectó a China, Europa e India, pese al crecimiento de las plantas que iniciaron operaciones.
Para 2026, la IEA identificó más de 2,5 GW de electrolizadores en construcción con entrada en servicio prevista durante el año. Cerca del 90% de esa capacidad se encuentra en China y Europa.
El mercado comunitario podría liderar las nuevas incorporaciones, con casi 2 GW en construcción, y cuadruplicar su capacidad. La Unión Europea alcanzaría alrededor de 2,4 GW instalados al cierre de 2026.
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Ese volumen equivaldría apenas al 6% de la antigua meta europea de 40 GW para 2030. La Agencia calculó que la capacidad comunitaria debería multiplicarse por 70 para cumplir la ambición establecida en la estrategia de 2020.
€100000 millones, electrificación y demanda flexible
El futuro Banco de Descarbonización Industrial busca atender uno de los principales obstáculos del mercado: numerosos proyectos alcanzaron madurez tecnológica, pero todavía no reúnen condiciones comerciales suficientes para iniciar su construcción.
La herramienta se orientará a industrias intensivas en consumo energético y cubrirá riesgos asociados a la llegada al mercado, no solamente al desarrollo tecnológico. Este criterio podría priorizar iniciativas con permisos avanzados, ingeniería definida, acceso a electricidad y compradores identificados.
El planteamiento coincide con las recomendaciones de la IEA, que propuso dirigir los apoyos hacia proyectos listos para construir, con acuerdos sólidos de compraventa, acceso a infraestructura y planes realistas para cerrar la diferencia de costos.
Las iniciativas que ya cuentan con inversiones comprometidas podrían aportar alrededor de 4,3 Mt anuales de hidrógeno de bajas emisiones en 2030. La cifra superaría las 6 Mt si los desarrollos con mayor probabilidad de ejecución alcanzaran decisiones finales de inversión durante 2026 o 2027.
Aun bajo ese escenario, el mercado permanece lejos de los objetivos públicos. Cumplir las metas gubernamentales requeriría un crecimiento medio anual cercano al 100% hasta 2030, frente al 40% proyectado a partir de la cartera con capital comprometido.
El Plan de Acción para la Electrificación complementa el frente financiero. La Comisión propuso que la electricidad represente el 46% del consumo final de energía en 2040, sujeto a una evaluación de impacto dentro del paquete de la Unión de la Energía.
La mayor penetración solar y eólica exigirá más almacenamiento, redes y capacidad de adaptación de la demanda. Dentro de ese esquema, los electrolizadores podrían consumir electricidad durante períodos de abundancia renovable y reducir su actividad cuando el sistema presente mayor tensión.
“Alejarse de la dependencia de los combustibles fósiles es la vía hacia la competitividad, la seguridad de suministro y menores precios de la energía”, señaló Daniel Fraile, Chief Market & Regulation Officer de Hydrogen Europe.
El directivo remarcó que “el hidrógeno y el Power-to-X son parte de esa historia, no una ocurrencia tardía”.
Fraile también definió a la electrólisis como un activo con doble función dentro del sistema. “La electrólisis conectada a la red es tanto un consumidor eléctrico como un facilitador de la electrificación”, explicó.
El representante de Hydrogen Europe atribuyó ese papel a su capacidad para proporcionar “flexibilidad y almacenamiento energético de larga duración”, dos necesidades que crecerán a medida que aumente la generación renovable variable.
La Comisión prevé revisar la Estrategia Europea del Hidrógeno entre 2026 y 2027 para incorporar esta función sistémica. El Plan de Electrificación también incluye una modificación de las reglas sobre tarifas de red, un componente determinante para el costo operativo de los electrolizadores.
El precio de la electricidad continúa siendo uno de los principales límites para la competitividad del vector renovable. En Europa, la IEA también identificó falta de claridad sobre la incorporación de combustibles renovables de origen no biológico en la industria y demoras en la transposición de la normativa comunitaria.
La creación de demanda será tan relevante como el respaldo a la oferta. Durante 2025 se firmaron acuerdos de compraventa por aproximadamente 1,7 Mt anuales, un volumen similar al del año anterior y 800000 toneladas inferior al máximo registrado en 2023.
Solo una quinta parte de esos nuevos acuerdos cuenta con compromisos contractuales firmes. Las operaciones vinculantes representan cerca de 360000 toneladas anuales y se concentran en generación eléctrica, industria y refinación.
Para los desarrollos renovables, la diferencia entre acuerdos preliminares y contratos firmes puede definir su bancabilidad. Desde 2020, alrededor de 800000 toneladas anuales incluidas en entendimientos iniciales terminaron cancelándose, según la Agencia.
Las infraestructuras también presentan una brecha considerable. Los gasoductos anunciados suman más de 40000 kilómetros para 2035, pero solamente un 9% alcanzó una decisión de inversión, inició su construcción o entró en servicio.
En electrólisis, el pipeline mundial para 2030 se redujo cerca de un 30%, hasta unos 320 GW. Alrededor de 240 GW tienen una probabilidad baja o incierta de comenzar a operar antes del final de la década.
Más de 100 GW correspondientes a proyectos de entre 100 MW y 1 GW podrían perder toda posibilidad de entrar en funcionamiento antes de 2030 si no alcanzan una decisión final de inversión durante 2026 o 2027.
La ventana temporal es estrecha porque una planta de electrólisis necesita habitualmente entre uno y cuatro años desde la aprobación de la inversión hasta su puesta en marcha. Los plazos dependen del tamaño, la tecnología, los permisos y la disponibilidad de conexión eléctrica.
Europa intenta responder con una combinación de precio del carbono, financiación, objetivos de electrificación y demanda sectorial. La propuesta deberá negociarse entre el Parlamento Europeo y el Consejo durante 2026 y 2027, con una implementación prevista desde 2028.
El resultado dependerá de que los €100000 millones se traduzcan en contratos, infraestructura y plantas operativas, en lugar de ampliar la lista de anuncios. Frente a un pipeline que perdió 10 Mt en un año, el desafío consiste en llevar los proyectos renovables hasta su decisión final de inversión.