Los países del G7 y China evalúan los costes de producción del hidrógeno según criterios económicos precisos, con el fin de determinar el precio de coste (equilibrio) aceptable para los fabricantes y usuarios finales. En Estados Unidos, por ejemplo, el sector del transporte pesado de California establece un punto de equilibrio de 5 a 7 dólares por kilogramo para competir con el diésel, con un precio de hasta 9 dólares por kilogramo en el surtidor. En el caso de los petroquímicos estadounidenses, la escala es mucho menor: los productores de la Costa del Golfo dicen que pagan apenas entre 0,80 y 1 dólar por kilogramo de hidrógeno estándar, lo que complica la integración de opciones más caras con bajas emisiones de carbono. La diferencia de precios entre el hidrógeno convencional y el hidrógeno con bajas emisiones de carbono puede explicarse por la madurez tecnológica de los emplazamientos que ya han sido amortizados y la dificultad de repercutir el coste adicional al consumidor final.
Brecha de competitividad en Europa y Japón
En Europa, la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis se sitúa actualmente entre 2,50 y 5,50 euros por kilogramo, dependiendo del origen de la electricidad (eólica, solar o nuclear). Los objetivos europeos se basan en un precio de entre 1,50 y 2 euros para poder competir con los combustibles fósiles. Los estudios sectoriales indican que en Alemania el coste de adquisición del transporte pesado puede llegar a los 9 euros por kilogramo entregado, mientras que en el sector algunas iniciativas intentan compensar la diferencia mediante subvenciones. En Japón, donde el hidrógeno es considerado un pilar estratégico, el coste de producción oscila entre 10 y 12 dólares el kilogramo. Sin embargo, los jugadores apuntan a un umbral de alrededor de 6 a 7 dólares por kilogramo para competir con el gas natural licuado (GNL) y fomentar su adopción en el transporte pesado. Los factores que influyen en los precios incluyen la disponibilidad de energía renovable, la escala de producción y la capacidad de amortizar rápidamente las inversiones. En Japón, los pequeños proyectos de electrólisis, combinados con una fuerte dependencia de los combustibles fósiles importados, mantienen los precios más altos que en Europa. El gobierno japonés apoya programas de subsidios y financia infraestructura para reducir estos costos. Los industriales ven esto como una cuestión de independencia energética, lo que justifica mantener un precio más alto que en otras regiones.
Reino Unido, Canadá e Italia: perspectivas de reducción
El Reino Unido está invirtiendo en hidrógeno azul (a partir de gas natural con captura de CO₂) y verde para reducir los costos a £ 2-3 por kilogramo para 2030, en comparación con £ 4-6 hoy en día para las soluciones más limpias. Los primeros proyectos, concentrados en centros industriales como Teesside y Humber, tienen como objetivo hacer que este vector energético sea competitivo para la industria siderúrgica, la petroquímica y el transporte. Canadá, por su parte, se beneficia de abundantes recursos hidroeléctricos para producir hidrógeno verde a un precio de entre 4 y 6 dólares canadienses el kilogramo. Su hidrógeno azul, a menudo más barato, cuesta entre 2 y 3 dólares canadienses el kilogramo, favorecido por la proximidad de yacimientos de gas y lugares de captura de CO₂. Italia, integrada en la estrategia global de la Unión Europea, aplica los mismos rangos de precios que sus vecinos para el hidrógeno verde, entre 2,50 y 5,50 euros el kilogramo. Los desafíos se relacionan con la integración en la red de gas existente y el establecimiento de corredores de suministro para respaldar la demanda industrial. Las ayudas financieras y la reducción gradual del coste de los electrolizadores constituyen los puntos clave que permitirán a los fabricantes italianos aspirar a precios más bajos en los próximos años.
Papel central de China y objetivos de competitividad
China, el mayor productor mundial de hidrógeno por volumen, está trabajando para reducir el coste del hidrógeno verde, estimado actualmente entre 3 y 4 dólares por kilogramo, gracias a sus electrolizadores producidos localmente a menor coste. Los objetivos oficiales son 2,5 dólares por kilogramo para 2030, a fin de competir directamente con el diésel y el GNL en vehículos de transporte pesado. El rápido desarrollo de las estaciones de servicio, que ya son más de 450 en la región, va acompañado de iniciativas específicas en las industrias del acero y la química. La competitividad del hidrógeno en China está respaldada por el tamaño de su mercado, la caída de los costos de fabricación de equipos y el liderazgo gubernamental. Algunas industrias, como la producción de acero al hidrógeno, se están beneficiando de inversiones masivas para acelerar la transición. Sin embargo, persisten dudas sobre la reducción de las emisiones que aún provienen del hidrógeno gris, barato y ampliamente utilizado.
Impactos sectoriales y arbitrajes de los actores industriales.
Varias industrias del G7 y China consideran el hidrógeno bajo en carbono como una palanca para el futuro, pero el principal obstáculo reside en la diferencia de precios con respecto al gas natural u otros combustibles tradicionales. Los segmentos de transporte pesado y de productos químicos son sensibles al más mínimo coste adicional y requieren un umbral de rentabilidad preciso. En Estados Unidos, los petroquímicos del Golfo de México prefieren el hidrógeno gris a entre 0,80 y 1 dólar por kilogramo, lo que dificulta la integración de una opción verde que pueda duplicar o triplicar ese precio. En Japón y Canadá, los subsidios se consideran esenciales para alentar a las industrias y municipios a equiparse. Las políticas públicas desempeñan un papel importante a la hora de orientar las inversiones y fijar precios objetivo, en particular mediante créditos fiscales, tipos garantizados o mecanismos de apoyo a la demanda. Los actores industriales esperan así amortizar sus instalaciones más rápidamente y justificar un precio de coste más elevado. Los beneficios podrían incluir reducciones masivas de las emisiones de CO₂, un suministro de energía más diversificado y una mayor resiliencia a la volatilidad de los mercados fósiles.
