Análisis del tamaño y la participación del mercado de generación de hidrógeno: tendencias de crecimiento y pronóstico (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado global de generación de hidrógeno

Mandato de la RFNBO de la UE para acelerar los acuerdos de compra de hidrógeno verde

La normativa sobre combustibles renovables de origen no biológico entró en vigor en 2024 y está acelerando el crecimiento del mercado de generación de hidrógeno al obligar a las refinerías europeas a comprar hidrógeno renovable certificado. Los contratos de suministro a diez años firmados en 2025 garantizaron más de 1.2 GW de capacidad de electrolizadores ibéricos a un precio cercano a los 4.50 euros (4.90 dólares) por kilogramo. Las normas de adicionalidad prohíben los certificados no desagregados, por lo que los promotores están ubicando conjuntamente parques solares y eólicos, desviando la capacidad renovable de los mercados eléctricos y elevando los precios de la carga base de verano en un 8 % en el sur de Europa. Los exportadores del norte de África están negociando estándares de equivalencia que podrían abrir un flujo de suministro en el Mediterráneo para 2027. Por lo tanto, los pioneros obtienen una prima de precio, pero el aumento de los costes de la energía reduce los márgenes para la industria local.

Los créditos fiscales de la Sección 45V de EE. UU. y del IRA impulsan la construcción de electrolizadores domésticos

La Sección 45V ofrece hasta 3.00 USD por kilogramo de hidrógeno con emisiones casi nulas, lo que garantiza una década de ingresos y propicia anuncios de proyectos multigigavatios en el mercado de la generación de hidrógeno. Un complejo de 4.5 millones de USD en Luisiana combinará 1.5 GW de electrólisis con energía eólica marina y tiene como objetivo su puesta en marcha en 2028.^{[ 1 ]Air Products, “Anuncio del Complejo de Luisiana de la Sección 45V”, airproducts.com} Cuatro centros respaldados por el Departamento de Energía, con una capacidad total de 800 MW, recibieron garantías de préstamos condicionales en 2025. Las directrices permiten que los reformadores de metano a vapor modernizados accedan a créditos de menor categoría, lo que impulsa proyectos de captura de carbono por valor de 2.3 millones de toneladas anuales.^{[ 2 ]Departamento del Tesoro de los Estados Unidos, "Guía sobre el crédito fiscal de la Sección 45V", home.treasury.gov} La fecha límite de 2033 sigue suponiendo un riesgo de refinanciación para los inversores.

Política china de mezcla de carbón e hidrógeno para el sostenimiento de proyectos grises y azules.

Una directiva de febrero de 2025 permite que las redes de gas transporten hasta un 30 % de hidrógeno de gasificación de carbón si se captura el 60 % del carbono, lo que apoya el mercado de generación de hidrógeno. La nueva planta de Sinopec en Mongolia Interior, con una capacidad de 300 kt por año, integra la captura que almacena 180 kt de CO₂ cada año. ^{[3] Sinopec, “Planta de hidrógeno azul de Mongolia Interior”, sinopec.com} La regla mantiene los activos de carbón en funcionamiento a USD 1.10–1.40 por kilogramo, aproximadamente la mitad del costo del hidrógeno verde importado. Los subsidios provinciales cubren el 40 % del gasto de capital del equipo de captura, lo que retrasa un cambio masivo a la electrólisis. Sin embargo, los umbrales de captura más bajos que en Europa limitarán la elegibilidad para la exportación.

Los centros de exportación de amoníaco de Oriente Medio generan demanda de hidrógeno verde a escala de GW

Los bajos precios de la energía solar, entre 0.015 y 0.020 USD por kWh, permiten que proyectos como la planta NEOM de 2.2 GW produzcan hidrógeno a 2.50 USD por kilogramo, fortaleciendo así el mercado de generación de hidrógeno antes de su transporte. La instalación alcanzó su finalización mecánica en 2026 y suministrará 1.2 millones de toneladas anuales de amoníaco con destino a Asia, en virtud de contratos de compra a 30 años. Un proyecto de Masdar-TotalEnergies de 1 GW en Abu Dabi sigue el mismo modelo. El envío de amoníaco evita el hidrógeno criogénico y llega a Japón a un precio cercano a los 450 USD por tonelada, un 15 % inferior al del reformado de metano con vapor en el país.

Escasez de PPAs de energías renovables de primer nivel para electrólisis a escala de GW en Europa

Solo se cerraron 2.1 GW de PPA dedicados a energías renovables en 2025 frente a una cartera de proyectos de 8.4 GW. Los plazos de aprobación para los parques eólicos se extendieron más allá de los cuatro años, y las conexiones a la red en el corredor del Mar del Norte sufrieron listas de espera de varios años. RWE pospuso su electrolizador de 300 MW tras no lograr asegurar un PPA marino de 15 años por debajo de 0.045 EUR por kWh. Sin el cumplimiento de la adicionalidad, la producción pierde la elegibilidad para RFNBO, desviando los pedidos a Oriente Medio y Australia. Nel informó que el 60% de sus pedidos de 2025 se originaron fuera de Europa, en comparación con el 40% dos años antes.

Limitaciones del despliegue de PEM debido al estrés hídrico en la costa del Golfo de EE. UU.

Las pilas PEM necesitan 9 L de agua desionizada por kilogramo de hidrógeno. El condado de Harris limitó las nuevas extracciones industriales por encima de 500 000 galones por día en 2025, retrasando tres proyectos que totalizaban 600 MW. Plug Power añadió una unidad desalinizadora de agua de mar de 120 millones de dólares que elevó los costos nivelados en 0.35 dólares por kilogramo. La escasez estacional de agua obligó a la Autoridad del Río Sabine a recortar las asignaciones en un 20 % en agosto de 2025. Las unidades alcalinas consumen ligeramente menos agua, pero tienen tiempos de puesta en marcha más lentos, por lo que los desarrolladores podrían trasladar los proyectos a los Grandes Lagos o al noroeste del Pacífico, donde la energía hidroeléctrica es abundante.

Análisis de segmento

Fuente: El dominio gris se enfrenta a la disrupción verde

El hidrógeno gris representó el 97.62 % del volumen mundial en 2025, lo que subraya las ventajas de costos arraigadas que mantienen los precios de entrega cerca de 1.20 USD por kilogramo en las regiones ricas en gas. Sin embargo, la producción de hidrógeno verde está aumentando a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 34.30 % hasta 2031, a medida que disminuyen los costos de capital de los electrolizadores y bajan los precios de la energía renovable. El hidrógeno azul ocupa un nicho de transición estrecho porque las adaptaciones de captura de carbono elevan los costos de producción hacia 2.20 USD por kilogramo, todavía por debajo del verde pero significativamente por encima del gris. El hidrógeno turquesa sigue en fase piloto, mientras que el hidrógeno rosa proveniente de la electrólisis nuclear está emergiendo en Francia y Canadá como una opción de carga base.

Las trayectorias de crecimiento difieren notablemente según la región. Europa está en camino de lograr la transición de combustibles fósiles a energías renovables en 2030, bajo el mandato de la RFNBO, mientras que Asia-Pacífico podría no experimentar este cambio hasta principios de la década de 2030, debido a que la flota de gasificación de carbón de China mantiene los costos bajos. Los exportadores de Oriente Medio podrían alcanzar la paridad de costos para 2028 gracias a la electricidad solar a menos de 0.02 USD por kWh. Sin la preparación necesaria para la captura de carbono, muchas refinerías construidas antes de 2015 enfrentan el riesgo de activos improductivos y podrían optar por el hidrógeno verde comercial en lugar de invertir más de 100 millones de USD por cada 100 kt de capacidad en mejoras.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tecnología: La electrólisis gana terreno mientras que la reformación con metano a pequeña escala (SMR) se mantiene.

El reformado de metano con vapor representó el 61.90 % de la capacidad global en 2025 debido a la baja intensidad de capital de alrededor de USD 600 por kW. La electrólisis está creciendo a una CAGR del 10.44 %, liderada por unidades alcalinas en proyectos de más de 100 MW que demostraron una eficiencia del sistema del 67 % para la instalación Holland Hydrogen I de Shell. La tecnología PEM admite la producción distribuida y el seguimiento rápido de la carga, aunque la vida útil de la pila es de un promedio de 40 000 horas NEL ASA. Los sistemas de óxido sólido alcanzaron una eficiencia eléctrica del 85 % en un proyecto piloto en Corea del Sur en 2025 mediante el uso del calor residual de los gases de escape de la industria siderúrgica.

La gasificación del carbón aún suministra el 18 % del hidrógeno mundial, pero se enfrenta a costes de captura cada vez mayores y a limitaciones en materia de calidad del aire. Las plantas híbridas ahora combinan pequeños electrolizadores con reformadores, lo que permite a los operadores mezclar hidrógeno bajo en carbono cuando bajan los precios de la energía renovable. Esta estrategia produjo emisiones de ciclo de vida de 2 kg de CO₂ por kg a un coste de mezcla cercano a los 2.20 USD por kg en una demostración realizada en Texas en 2025.

Por aplicación: Los productos químicos se anclan, el transporte se acelera.

El procesamiento químico absorbió el 50.05% de la demanda en 2025, impulsado por la síntesis de amoníaco y la producción de metanol. El combustible para el transporte es el caso de uso de más rápido crecimiento con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 19.89%, ya que 4,200 camiones de pila de combustible se incorporaron a las flotas de EE. UU. y Europa en 2025 y las navieras encargaron buques propulsados ​​por amoníaco para su entrega en 2027. La participación del refinado de petróleo se está estancando debido a la caída de la demanda de gasolina, mientras que las líneas de hierro de reducción directa basadas en hidrógeno en Suecia y Finlandia impulsan la futura participación del acero. Las pruebas de generación de energía en Japón y Corea del Sur utilizan turbinas que queman mezclas de hidrógeno y se preparan para la combustión al 100% para 2027.

La demanda se divide entre productos químicos a granel de bajo precio que toleran emisiones residuales de CO₂ y segmentos de transporte y acero de alta gama que valoran las emisiones cero. Esta división crea dos niveles de precios en el mercado de generación de hidrógeno y obliga a los proveedores a equilibrar sus carteras de contratos.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

Mercado de generación de hidrógeno en Asia-Pacífico y Oceanía

Asia-Pacífico lideró el tamaño del mercado de generación de hidrógeno con el 54.54% de la demanda en 2025. China puso en marcha 18 GW de capacidad de gasificación de carbón e instaló 1.1 GW de electrolizadores, mientras que India consumió 7.2 Mt, respaldado por un subsidio de USD 2.3 mil millones para construir 5 GW de capacidad para 2030. ^{[4] Ministerio de Energía Nueva y Renovable, India, “Misión Nacional de Hidrógeno Verde”, mnre.gov.in} Corea del Sur depende de contratos de importación a largo plazo que cubren 500 kt por año de hidrógeno y amoníaco licuados. Australia tiene 22 GW de proyectos en etapas de factibilidad, centrados en exportaciones alineadas con la descarbonización del mineral de hierro.

Mercado europeo de generación de hidrógeno

Europa está transformando el suministro de energía convencional en energía renovable bajo las normas RFNBO. Alemania instaló 680 MW de electrolizadores en 2025 y tiene como objetivo alcanzar los 10 GW para 2030, aunque los retrasos en la obtención de permisos para proyectos eólicos ralentizan su expansión. Los Países Bajos están construyendo terminales de importación de 2 GW en Rotterdam. España y Portugal emitieron permisos por valor de 3.8 GW para líneas de exportación al norte de Europa, mientras que el Reino Unido apuesta por el hidrógeno azul para clústeres industriales. Los países nórdicos utilizan hidrógeno para descarbonizar la industria siderúrgica, y Rusia se orienta hacia el consumo interno ante las restricciones a las exportaciones impuestas por las sanciones.

El mercado de generación de hidrógeno en América y Oriente Medio y África

América del Norte se divide entre clústeres en la Costa del Golfo y proyectos dispersos en el Medio Oeste y el Noroeste del Pacífico. El mercado estadounidense de generación de hidrógeno cobró impulso cuando la Sección 45V impulsó 420 MW de electrolizadores en 2025, principalmente en Texas y Luisiana, mientras que Canadá aprovechó la energía hidroeléctrica en Quebec para abastecer a las refinerías locales. México aún se encuentra en una etapa incipiente, pero explora oportunidades de exportación a California. Oriente Medio aprovecha los bajos costos de las energías renovables, poniendo en marcha 3.2 GW en 2025. Chile y Brasil en América del Sur, y Egipto y Marruecos en África, persiguen estrategias orientadas a la exportación, pero aún se encuentran por debajo del gigavatio.