La Comisión Europea lanzará una nueva ronda del Banco Europeo de Hidrógeno tras adjudicar nueve proyectos en la tercera subasta, con más de 1 GW de capacidad de electrólisis y primas que se adjudicaron a menos de €1 por kilogramo.
“Se seleccionaron nueve proyectos a través de tres categorías, con precios desde menos de €0,60 por kilogramo hasta casi €3,50 y con más de 1 GW de capacidad de electrólisis. Diría que son buenos resultados”, analizó Marco Molica Colella, Director Funding & Innovation de Hydrogen Europe.
La licitación mostró, además, una mayor dispersión geográfica. Grecia y Austria aparecieron por primera vez entre los países adjudicatarios, mientras Finlandia concentró uno de los desarrollos de mayor escala. También fueron seleccionadas iniciativas en Dinamarca, Alemania, España, Noruega y Portugal.
Para Hydrogen Europe, esa ampliación del mapa europeo puede estar relacionada con el avance de la implementación de la Directiva de Energías Renovables, conocida como RED III, y con una mayor claridad sobre las obligaciones de consumo de combustibles renovables de origen no biológico.
Sin embargo, el directivo de Hydrogen Europe señala que adjudicar una prima inferior a €1 por kilogramo no garantiza que el proyecto sea rentable ni que pueda llegar a la decisión final de inversión. El incentivo cubre solo una parte de la diferencia entre el precio requerido por el productor y la disposición de pago del comprador.
“En Europa, a menudo hablamos de costes cuando hablamos del déficit de financiación, sin mencionar explícitamente el precio que necesita un proyecto para ser viable. Esto puede ser engañoso, ya que el costo es sólo una parte de la ecuación, ya que los proyectos también deben cubrir los costos de financiamiento, los riesgos y el rendimiento requerido para atraer inversiones”, puntualizó Molica Colella.
El ejecutivo diferenció así el coste técnico de producción del precio comercial que necesita recibir una planta. Ese valor debe cubrir la operación, la inversión inicial, el coste del capital y el margen requerido para compensar los riesgos. La prima adjudicada entra en esa ecuación como un ingreso complementario. Cuanto mayor es la distancia entre el precio final del hidrógeno y lo que el comprador está dispuesto a pagar, mayor será el apoyo necesario.
“€3,50 es mejor para cerrar la brecha que €0,50 o €0,60. Cuando tienes un proyecto alrededor de €3 por kilogramo o más, estás hablando de una cantidad significativa”, consideró.
Las primas reducidas pueden responder a condiciones especialmente favorables, como electricidad renovable competitiva, contratos comerciales avanzados u otras fuentes de apoyo público. También pueden surgir de estrategias agresivas para posicionarse dentro de la licitación. El verdadero examen aparece después de la adjudicación, cuando el proyecto debe firmar el acuerdo, presentar garantías y acreditar que cuenta con recursos suficientes para avanzar.
“Cuando se firma la subvención, existe un compromiso real. Puede ocurrir que el proyecto concluya que no está en condiciones de firmar y aportar una garantía de cumplimiento antes de que todos los elementos estén asegurados”, reconoció Molica Colella.
“Los proyectos que sobreviven a los retiros y consiguen llegar al final demuestran que son robustos en términos de demanda, condiciones de mercado y precios”, agregó.
¿Qué esperar de la cuarta subasta?
La Comisión Europea prevé lanzar la cuarta subasta del Banco Europeo de Hidrógeno en diciembre de 2026, con un presupuesto de hasta €500 millones. El borrador de términos y condiciones, publicado el 9 de julio y abierto a comentarios hasta el 24 de agosto, servirá de base para el diseño definitivo de la convocatoria.
La propuesta divide los fondos en dos categorías: €350 millones para hidrógeno renovable de origen no biológico y €150 millones para proyectos de hidrógeno renovable o electrolítico bajo en carbono. El respaldo mantendría el formato de prima fija por kilogramo producido, certificado y verificado durante un máximo de diez años.
“La confirmación de la cuarta subasta es muy positiva. Hemos trabajado mucho para ello y no estaba asegurada, especialmente después de la segunda convocatoria”, destacó Molica Colella.
El documento publicado por la Comisión Europea reconoce que los proyectos todavía no avanzan sin respaldo público debido a la brecha entre sus costes de producción y el precio disponible en el mercado. También admite que las restricciones relacionadas con los compradores resultaron poco atractivas para los desarrolladores en las rondas anteriores, un diagnóstico que refuerza la preocupación de Hydrogen Europe por la falta de demanda firme.
Pese a esa constatación, el borrador mantiene la clasificación de las ofertas exclusivamente por precio. Los proyectos solicitarán una prima en euros por kilogramo y serán ordenados desde la propuesta más baja hasta agotar el presupuesto, por lo que la presión competitiva seguirá siendo uno de los elementos centrales de la licitación.
La asociación reclama que la siguiente ronda incorpore condiciones que reconozcan los retrasos ajenos al control de los desarrolladores. Uno de los principales puntos es el plazo para alcanzar la decisión final de inversión.
“Hay muchas razones por las que un proyecto puede tardar y que no dependen del propio proyecto. Si las condiciones son demasiado estrictas, se corre el riesgo de perder buenos desarrollos”, advirtió el ejecutivo.
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Y agregó: “El tiempo para alcanzar la decisión final de inversión es muy corto. Nuestra petición constante es flexibilizar las condiciones cuando la causa del retraso es externa al proyecto”.
La cuarta subasta también deberá evitar que el precio sea el único criterio práctico de competitividad. Una prima mínima puede resultar atractiva para el presupuesto público, pero pierde valor si el adjudicatario no logra cerrar su estructura financiera.
El desafío será equilibrar disciplina, madurez y flexibilidad. La Comisión deberá filtrar ofertas oportunistas sin expulsar proyectos sólidos afectados por demoras en redes, permisos, infraestructura o decisiones de sus compradores.
Sin demanda firme no hay proyecto bancable
La demanda constituye uno de los principales obstáculos para transformar una adjudicación en una planta operativa. Un desarrollador puede recibir apoyo europeo, pero no conseguirá financiación si carece de ingresos previsibles, según manifestaron desde la asociación.
“Si no tienes un comprador capaz de asumir un contrato a largo plazo, no puedes tener certeza sobre tus ingresos. Y si no tienes esa certeza, se genera un efecto en cadena sobre los inversores y los bancos”, explicó Molica Colella.
El mercado enfrenta un desajuste entre productores y consumidores. Las plantas necesitan contratos extensos para recuperar inversiones durante periodos de 15 o 20 años, mientras muchos compradores evitan comprometerse a pagar por un combustible más caro que sus alternativas fósiles.
Esta brecha obliga a complementar los incentivos destinados a la producción con instrumentos dirigidos al consumo. Sin estímulos del lado de la demanda, una prima por kilogramo puede mejorar las cuentas del productor, pero no garantiza la firma de un contrato.
Hydrogen Europe sostiene que la financiación debe distribuirse correctamente a lo largo de la cadena de valor. Sectores como acero, refinación, transporte marítimo y aviación necesitan señales regulatorias y económicas para convertir sus objetivos de descarbonización en compras efectivas.
La propia tercera subasta expuso esa dificultad. La categoría marítima logró adjudicar proyectos con primas más elevadas, mientras el segmento destinado a la aviación no produjo ganadores. La existencia de una categoría específica no crea por sí sola un mercado. La inversión solo avanza cuando la regulación, la financiación y la demanda se alinean en torno a contratos ejecutables.
De la financiación corporativa al project finance
“La mayoría de los proyectos que alcanzan la decisión final de inversión están basados en financiación corporativa. El diálogo con los bancos ocurre a nivel de la compañía, no a nivel del proyecto”, señaló el ejecutivo.
Este esquema favorece a grupos con capacidad para aportar capital propio, absorber demoras y respaldar posibles desviaciones de costes. Al mismo tiempo, limita la entrada de desarrolladores más pequeños y encarece el crecimiento del mercado.
La siguiente etapa debería ser el paso hacia el project finance. Bajo este modelo, las entidades financieras conceden deuda en función de los contratos, los flujos de caja y los activos específicos del desarrollo. En sectores maduros, la deuda bancaria puede representar alrededor del 80% de la inversión, mientras los patrocinadores aportan el 20% restante. “Hoy probablemente tenemos suerte si ocurre lo contrario”, compara el representante de Hydrogen Europe.
La elevada proporción de capital propio aumenta el coste financiero y obliga a exigir mayores retornos. Como resultado, el hidrógeno necesita un precio más alto, una prima superior o una combinación de ambas variables. Para reducir esa exposición, Hydrogen Europe reclama garantías públicas y herramientas de reparto de riesgos. Estos instrumentos podrían cubrir partes concretas de la operación, como el incumplimiento de un contrato de suministro eléctrico, el retraso de una infraestructura o un problema de rendimiento tecnológico.
“Necesitamos una combinación en la que continúen las subvenciones, pero también existan instrumentos financieros específicos capaces de reducir una parte determinada del riesgo”, planteó el directivo.
El modelo no sería inédito. Garantías similares acompañaron el crecimiento de las tecnologías eólica y solar, y continúan utilizándose en mercados donde las entidades financieras no pueden absorber todos los riesgos.
Hydrogen Europe identifica cinco pilares que condicionan la llegada de los proyectos a la decisión final de inversión: regulación, demanda, infraestructura, suministro eléctrico y desempeño tecnológico. La falta de contratos de largo plazo reduce la previsibilidad de ingresos, mientras los retrasos en gasoductos, terminales o conexiones transfronterizas pueden desalinear la entrada en operación de las plantas.
La tercera subasta demostró que existe competencia para presentar ofertas próximas o inferiores a €1 por kilogramo. La cuarta deberá comprobar que esos precios pueden traducirse en contratos, deuda bancaria y decisiones finales de inversión.