Raro es el conflicto bélico que no deja tras de sí una serie de consecuencias económicas marcadas, a veces, raras, y la guerra de Irán no está siendo menos. La crisis energética provocada por el conflicto en Oriente está generando una paradoja en el mercado europeo: el encarecimiento del gas natural, uno de los principales lastres para la industria, está mejorando al mismo tiempo la posición relativa del hidrógeno verde frente a su alternativa fósil, y en el centro de esa ecuación energética se encuentra Andalucía. Mientras las tensiones geopolíticas vuelven a colocar el precio de la energía y la seguridad de suministro entre las prioridades europeas, la comunidad acaba de dar un paso decisivo para convertir su abundancia de sol y renovables en un nuevo filón energético del que aprovecharse.
El ejemplo más visible está en Huelva, donde Moeve ha iniciado este septiembre la construcción de Onuba, la primera fase del Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, con una inversión superior a los 1.000 millones de euros. El proyecto contará inicialmente con 300 megavatios (MW) de electrólisis, ampliables hasta 405 MW, y prevé producir alrededor de 45.000 toneladas de hidrógeno renovable al año. La instalación ha recibido 304 millones de euros de apoyo público procedentes del Plan de Recuperación y está reconocida por Bruselas como Proyecto de Interés Común. Un proyecto que llega, además, en un momento mayor: el precio del gas tiene una relación directa con el coste del hidrógeno producido a partir de combustibles fósiles. El hidrógeno gris, que todavía domina la producción mundial, se obtiene fundamentalmente a partir de gas natural. Cuando el gas se encarece, aumenta el coste de fabricar esa molécula. El hidrógeno verde, en cambio, utiliza electricidad renovable para separar el agua mediante electrólisis.
Es ahí donde ha aparecido esta oportunidad: el consejero delegado de Moeve, Maarten Wetselaar, ha señalado precisamente que los precios elevados del gas han mejorado la competitividad relativa del hidrógeno verde frente al gris. Reuters recogió esta semana esa valoración coincidiendo con el comienzo de las obras de Onuba. Paradójicamente, una crisis que encarece la energía convencional está acelerando el impulso de alternativas a esa misma energía.
Andalucía, lugar clave en este punto de inflexión
El motivo es sencillo: el coste del hidrógeno verde depende fundamentalmente del precio de la electricidad renovable, de la inversión necesaria para instalar los electrolizadores y del número de horas que estos puedan funcionar. IRENA identifica precisamente el precio de la electricidad como el principal componente del coste de producción. Andalucía parte con una ventaja en esa primera variable, al contar con abundancia de recursos solares y eólicos que permiten plantear proyectos asociados directamente a nueva generación renovable. En el caso de Onuba, el proyecto incorpora además una planta fotovoltaica para autoconsumo.
La dimensión industrial es otro elemento fundamental. El objetivo no consiste únicamente en producir hidrógeno y venderlo como una nueva materia prima energética, sino que también se centra en conectarse con industrias que necesitan moléculas renovables para reducir sus emisiones y con sectores en los que electrificar directamente el consumo resulta más complicado, como pueden ser el transporte marítimo y aéreo, transporte pesado y determinadas actividades industriales.
Ese modelo explica también por qué Huelva y Cádiz aparecen como los dos grandes polos del Valle Andaluz. El plan de Moeve contempla alcanzar 2 gigavatios de capacidad de electrólisis y unas 300.000 toneladas anuales de hidrógeno renovable en el conjunto del valle. La apuesta se ha visto aumentada, además, después de que el Ministerio para la Transición Ecológica asignara 439,4 millones de euros mediante el mecanismo español de subastas como servicio del Banco Europeo del Hidrógeno para tres proyectos en Andalucía y Castilla-La Mancha, con una capacidad conjunta de 250 MW de electrólisis. Dos de ellos se ubican, precisamente, en la provincia de Huelva.
Cada vez más interés en Europa
Estas conversaciones también están llegando a Europa. Bruselas está intentando resolver uno de los principales problemas del sector: cómo cerrar la brecha entre el coste de producir hidrógeno renovable y el precio que están dispuestos a pagar los consumidores industriales. El Banco Europeo del Hidrógeno utiliza contratos de apoyo que pagan una prima por cada kilo de hidrógeno renovable producido y certificado. En su tercera subasta, celebrada entre diciembre de 2025 y febrero de 2026, adjudicó más de 1.000 millones de euros a nueve proyectos europeos.
No obstante, no se puede olvidar otra variable decisiva: el precio de la electricidad. Una subida prolongada del gas puede terminar trasladándose parcialmente al mercado eléctrico europeo, reduciendo parte de la ventaja del hidrógeno renovable. Por eso la disponibilidad de generación renovable propia y competitiva resulta tan importante para proyectos como Onuba. Por todo ello, la duda reside en si el encarecimiento del gas es un episodio temporal o el comienzo de un escenario energético más volátil. Si los precios fósiles permanecen elevados, el hidrógeno verde ganará aún más atractivo económico. Si el gas vuelve a abaratarse de forma significativa, la brecha de costes puede reaparecer y aumentar la dependencia de las ayudas públicas y de contratos de compra a largo plazo. La propia IEA mantiene una lectura prudente y matiza que aunque la demanda del hidrógeno de bajas emisiones está acelerándose, la inversión mundial sigue condicionada por la falta de demanda firme y por obstáculos regulatorios en los diferentes mercados. Andalucía intenta, precisamente, resolver ambas cuestiones al mismo tiempo: producir la molécula donde existe abundante recurso renovable y crear alrededor de ella una demanda industrial estable.
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