Ese estudio es la demostración más limpia que hemos encontrado del problema que esta página existe para resolver. Los autores pasaron siete herramientas publicadas por un mismo proyecto y atribuyeron la dispersión a «differences in modeling depth, treatment of critical parameters (e.g., electrolyzer efficiency, capacity factor, storage, and inflation), and the tools' temporal resolution»: diferencias en la profundidad del modelo, en el tratamiento de los parámetros críticos y en la resolución temporal de cada herramienta.[1] No a visiones distintas del proyecto. A visiones distintas de qué es el cálculo.
No hay estándar, y eso es un hallazgo
Es fácil suponer que una métrica tan citada tiene que estar definida en algún sitio. Fuimos a mirar.
ISO ha publicado una norma de metodología para el hidrógeno —ISO/TS 19870:2023— y cubre la determinación de las emisiones de gases de efecto invernadero de la producción, el acondicionamiento y el transporte.[16] No trata el coste. La hoja de ruta de normalización del hidrógeno de CEN y CENELEC cubre la calidad del gas, la purificación y la compresión, la conexión a la red, la compatibilidad de materiales y una metodología de huella de gases de efecto invernadero. El coste nivelado no aparece en ella.[17]
Lo que hay en su lugar es una sola propuesta voluntaria de armonización, de Agora Industry, que es cuidadosa, concreta y merece leerse.[2] Observa el problema con sus propias palabras: que el «inconsistent use of the term LCOH, or inconsistent system boundaries, can lead to policy decisions being made based on incorrect assumptions» —el uso inconsistente del término, o de las fronteras del sistema, puede llevar a decisiones de política basadas en hipótesis incorrectas—, y que en los estudios de alto nivel «a sufficiently transparent description of the LCOH calculation in terms of system boundaries and cost drivers is not given».[2]
Y luego está el descargo de la propia calculadora que acompaña a Agora, que citamos entero porque es la frase más honesta de toda la literatura:[3]
This Excel tool contains numerous simplifications and is not intended for use in projects. No liability is assumed for the applications of the tool nor for any errors in the tool. The tool does not replace a proper consulting project.
Quien publica lo sabe. El análisis de hidrógeno de Lazard llevaba el suyo: «This analysis is illustrative in nature and should not be considered as a benchmark for any given project».[12] El European Hydrogen Observatory dice que sus valores por defecto «not show actual hydrogen production costs from operational water electrolysis plants in Europe»: no enseñan los costes reales de plantas de electrólisis en operación en Europa.[8]
Las cifras se citan como referencias de todas formas.
Las cuatro decisiones que más mueven el número
1. Poder calorífico inferior o superior
Esta es mecánica, ocurre antes de cualquier hipótesis de coste, y los bandos están limpiamente dibujados.
La AIE informa del rendimiento en base PCI. IRENA lo hacía en 2020. La guía del H2A de NREL dice que «unless otherwise specified, efficiencies are reported on an LHV basis». Lazard enuncia un poder calorífico de 33 kWh/kg, que es PCI. Agora recomienda el PCI de forma explícita, precisamente «to avoid errors resulting from inconsistent use of higher heating value (HHV) and LHV».[2]
El Reino Unido está en el otro lado, y no solo para informar. El BEIS dice que «when quoting MW or MWh, they refer to MW H2 (HHV) and MWh H2 (HHV), unless otherwise stated».[9] Los contratos de hidrógeno británicos están denominados igual: el precio de ejercicio de HAR1 se expresa en libras por MWh H₂ en base PCS.[15] Una convención que llega al precio de ejercicio de un contrato real no es una preferencia académica.
IRENA cambió de bando entre publicaciones: PCI en 2020, PCS en 2022.[6][7] Y el manual de la calculadora del European Hydrogen Observatory —la herramienta propia de la UE— no dice en ningún sitio qué base usan sus cifras de consumo en kWh/kg.[8]
Figura 1
El mismo electrolizador con un 65% de rendimiento, sobre las dos convenciones
Electricidad consumida por kilogramo cuando el mismo porcentaje de rendimiento se lee contra el poder calorífico inferior o el superior.
El emparejamiento que enuncia IRENA.
Aritmética de GaugeH₂ sobre el mismo porcentaje. No es una cifra publicada.
Solo la primera barra está publicada. IRENA enuncia un 65% de rendimiento a 51,2 kWh/kg en base PCI. La segunda es nuestra aritmética: sobre un poder calorífico superior de 39,4 kWh/kg —derivado de la propia tabla de conversión del BEIS, donde 1 MWh H₂ (PCS) = 0,85 MWh H₂ (PCI) = 25,4 kg H₂—, ese mismo 65% implica 60,6 kWh/kg. Un 18% de diferencia en la mayor línea de coste, antes de hacer una sola hipótesis de precio.
Fuente: IRENA para la cifra sobre PCI; aritmética de GaugeH₂ para la del PCS, sobre la conversión publicada por el BEIS británico · Dato a 2026-08-30
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| Base | Energía por kg (kWh) | Al 65% de rendimiento (kWh/kg) |
|---|---|---|
| Poder calorífico inferior | 33,5 | 51,2 |
| Poder calorífico superior | 39,4 | 60,6 |
| Diferencia | 17,6% | 18,4% |
Un 18% de diferencia en el término de electricidad, que es la mayor línea de casi cualquier estructura de coste de hidrógeno verde, a partir de una decisión que una cifra publicada a menudo no declara.
2. Sustitución del stack
Aquí la divergencia no es un rango de porcentajes. Son tres tratamientos contables incompatibles.
El BEIS lo anualiza: «for electrolysis, variable OPEX refers to annuitised stack replacement costs», con un coste de stack del «60% (PEM), 50% (Alkaline), 60% (SOE) of plant CAPEX» sustituido cada once, nueve y siete años.[9] El DOE estadounidense lo trata como un evento de capital descontado: «electrolyzer replacement costs of 11% of the total installed capital costs are assumed to be incurred every 40,000 hours of operation».[10] Agora recomienda meterlo en el CAPEX, y cita un rango de la literatura del 25 al 35% del CAPEX del sistema.[2]
La AIE no modeliza ningún evento de sustitución. Fija una vida de stack de 50.000 horas y dice que «the selected value (50000 hr) comes from the IEA's analysis of the optimum economic lifetime, considering degradation issues».[4] La degradación se absorbe en una decisión de vida útil en vez de modelizarse.
Figura 2
Sustitución del stack: tres respuestas publicadas, y tres denominadores distintos
El coste de sustitución que supone cada metodología, como porcentaje del coste de capital.
60% (PEM), 50% (alcalino), 60% (SOE) del CAPEX de la planta.
25% de BNEF (2022), 35% del propio trabajo de Agora de 2021. Sobre el CAPEX del sistema.
Sobre el coste de capital instalado total.
Estos tres porcentajes NO son comparables, y el gráfico está aquí para enseñar que se suelen tratar como si lo fueran. El del BEIS es sobre el CAPEX de la planta y se anualiza dentro del OPEX variable. El del DOE es sobre el coste de capital instalado total y es un evento de capital descontado cada 40.000 horas. El rango del 25 al 35% que cita Agora es sobre el CAPEX del sistema, y recomienda meterlo directamente en el CAPEX. Tres denominadores, tres tratamientos contables, una sola etiqueta. La AIE no modeliza ninguna sustitución: fija una vida de stack de 50.000 horas y dice que el valor sale de su análisis de la vida económica óptima considerando la degradación.
Fuente: BEIS británico; Hydrogen Program Record 24005 del DOE estadounidense; Agora Industry, citando a BNEF y a su propio trabajo anterior · Dato a 2026-08-30
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| Fuente | Tratamiento | Disparador | % del coste de capital | De qué |
|---|---|---|---|---|
| BEIS británico | OPEX variable anualizado | Cada 11 / 9 / 7 años | 60 / 50 / 60 | CAPEX de la planta |
| Agora (citando a BNEF y a sí misma) | Metido en el CAPEX | — | 25–35 | CAPEX del sistema |
| DOE estadounidense | Evento de capital descontado | Cada 40.000 horas | 11 | Coste de capital instalado |
| AIE | No se modeliza | Vida de stack de 50.000 horas | No se enuncia | — |
Fíjese en lo que el gráfico no puede enseñar, y en lo que dice la nota de debajo: los tres porcentajes tienen tres denominadores distintos. Una cifra del 11% del coste de capital instalado y una del 55% del CAPEX de la planta no son dos vistas de la misma magnitud, y la distancia entre ellas es mucho menor de lo que sugieren los números; pero nadie puede decirle cuánto menor sin que las dos fronteras estén enunciadas.
3. Flujo de caja descontado después de impuestos, o anualidad antes de impuestos
Esta es la división más profunda, y es geográfica.
Los modelos americanos son de flujo de caja descontado después de impuestos. El H2A de NREL «estimates the hydrogen selling price (or levelized cost) using a standard discounted-cash-flow methodology and a specified after-tax internal rate of return».[11] Expone campos para el calendario y el tipo de amortización, y calcula un tipo impositivo total. El análisis de hidrógeno de Lazard funciona igual, con un tipo del impuesto de sociedades y un calendario de amortización MACRS a siete años.[13] El registro del DOE enuncia un coste medio ponderado del capital nominal de en torno al 10%, construido a partir de una rentabilidad real de los fondos propios, una relación deuda-capital y un tipo de interés.[10]
Los métodos europeos son anualidades antes de impuestos. La fórmula publicada de Agora aplica un factor de recuperación del capital al CAPEX, suma el OPEX como porcentaje del CAPEX y suma el término de electricidad.[2] No hay impuesto de sociedades dentro, ni amortización, ni estructura de capital, ni intereses durante la construcción. El European Hydrogen Observatory fija un coste del capital por defecto del 6% y una vida económica por defecto de 25 años, y hace lo mismo.[8] También la AIE y los dos informes de IRENA.
No son el mismo cálculo con parámetros distintos. Son dos objetos financieros distintos que comparten un nombre. Uno de los dos puede responder a «a qué precio tiene que vender este proyecto para que sus accionistas obtengan la rentabilidad después de impuestos que exigen». El otro no, porque no sabe qué es un impuesto.
4. Créditos por el oxígeno
La electrólisis produce ocho kilogramos de oxígeno por cada kilogramo de hidrógeno.[8][18] Si ese oxígeno vale algo dentro del LCOH es una pregunta sobre la que dos instituciones europeas han tomado posiciones públicas opuestas.
La AIE lo excluye, con la misma frase en tres publicaciones: «for water electrolysis, water costs and possible revenues from oxygen sales have not been considered in the cost analysis».[4] Agora recomienda excluirlo, razonando que tanto los ingresos por subproductos como la financiación pública «are strongly contingent on individual project setups».[2]
La calculadora del Clean Hydrogen Partnership —la propia de la UE— mete los ingresos por oxígeno en la ecuación del LCOH como un término explícito, al lado del CAPEX, la electricidad, el resto del OPEX, los peajes de red, los impuestos y las subvenciones.[8] Su valor por defecto es cero, así que quien no lo toque obtiene una exclusión y quien lo rellene obtiene una inclusión. Las dos se llaman LCOH.
Encontramos exactamente una cuantificación revisada por pares, y es un efecto sobre el valor actual neto y no sobre el euro por kilogramo: una mejora de hasta el 13% en una configuración concreta de una planta de tratamiento de aguas residuales.[18] Ninguna metodología grande publica un crédito por oxígeno en €/kg ni en $/kg.
Las otras ocho, en una tabla
| Decisión | Dónde divergen quienes publican |
|---|---|
| Factor de carga y horas a plena carga | Se expresa como horas a plena carga por región (AIE), como un perfil horario de factor de carga (IRENA 2022), como «las 4.000 horas de operación más baratas» (European Hydrogen Observatory), como un factor de carga del 98% para alcalino y PEM conectados a red (BEIS), o como variable libre sin valor prescrito (Agora). |
| Degradación | Ninguna de las metodologías examinadas la aplica a la producción. Dos la aplican al rendimiento: el EHO modeliza una tasa de degradación por cada 1.000 horas y supone que la sustitución «resets the energy consumption back to its initial value»; Agora recomienda en su lugar un requisito energético específico medio. La AIE la absorbe en la decisión de vida del stack. IRENA 2020, Lazard y el BEIS: no lo enuncian. |
| Frontera del CAPEX | La enuncian explícitamente el JRC, el European Hydrogen Observatory y Agora. Casi nadie más. Se trata aparte en nuestra pieza sobre el problema del €/kW. |
| Periodo de construcción e intereses durante la construcción | Se ignora de forma casi universal. El BEIS enuncia una construcción de tres años, pero no su tratamiento financiero. El H2A de NREL parametriza el periodo de construcción; si los intereses se capitalizan no se dice en la guía. La AIE, IRENA, Agora, el EHO, Lazard y el Hydrogen Council no lo mencionan. |
| Base del precio de la electricidad | El LCOE de un activo dedicado (AIE); un sistema enteramente aislado de la red con el CAPEX renovable dentro de la frontera (IRENA 2022); las 4.000 horas mayoristas más baratas, con peajes de red e impuestos sobre la electricidad incluidos solo en los casos conectados a red (EHO); el precio industrial minorista con los costes de política incluidos (BEIS); o un precio exógeno plano (Lazard, IRENA 2020, DOE). La recomendación de Agora cabe en una línea: incluirlo todo. Ninguna fuente examinada usa un precio de PPA declarado. |
| Agua y desalación | La AIE excluye el coste del agua por completo, y lo dice. IRENA 2022 es la única fuente con cifras completas —9 litros por kilogramo, desalación a 3 USD/m³, un incremento del LCOH del 3,8%— y después no lo calcula, «given the marginal contribution». Agora lo condiciona a si hay que construir una planta. Lazard enuncia un coste sin un consumo, y lo cambió por un factor de cuatro entre ediciones. |
| Subvenciones e impuestos | Lazard y el DOE enuncian explícitamente la exclusión de los incentivos a la producción. Agora recomienda excluir la financiación pública porque es «very much dependent on the country and the region». El EHO modeliza tres mecanismos de apoyo, con cero por defecto. El impuesto de sociedades y la amortización no entran en absoluto en los métodos de la AIE, IRENA, Agora, el EHO ni el Hydrogen Council. |
| Vida de la planta, moneda y año base | Vida de la planta: 25 años (IRENA 2022, EHO), 30 años (BEIS, DOE), de 20 a 25 según la edición de Lazard, y para la electrólisis los anexos de la AIE no enuncian ninguna vida de planta, solo una vida de stack en horas. Año base: el BEIS no deja duda («all estimates are in 2020 real values»); el DOE enuncia una base en dólares de 2022; Lazard no enuncia ninguna en ninguna edición examinada; Agora tampoco. El H2A de NREL es el único modelo que expone la conversión del año base al año de referencia como un mecanismo explícito. |
La lista de comprobación
Si está leyendo un LCOH publicado, o escribiendo uno, estas son las doce preguntas. Una cifra que no pueda responderlas no está mal: está sin situar.
- ¿Poder calorífico inferior o superior?
- ¿Cuál es la tasa de descuento, es un WACC o una tasa mínima de rentabilidad, y es real o nominal?
- ¿Anualidad antes de impuestos o flujo de caja descontado después de impuestos? Si es después de impuestos, ¿con qué tipo y con qué calendario de amortización?
- ¿Dónde está la frontera del CAPEX: stack, sistema o proyecto instalado?
- ¿Cómo se trata la sustitución del stack: anualizada, capitalizada y descontada, metida en el CAPEX, o sin modelizar?
- ¿Se aplica degradación, y a la producción o al rendimiento?
- ¿Qué factor de carga u horas a plena carga, y derivado cómo?
- ¿Cuál es el precio de la electricidad, e incluye peajes de red, gravámenes e impuestos?
- ¿Los créditos por el oxígeno y el calor subproducto están dentro o fuera?
- ¿El agua está en la frontera, y está costeada la desalación?
- ¿La cifra es antes o después de subvenciones?
- ¿Qué vida de planta, qué moneda, qué año base, y son los términos reales?
Y una que solo responde un publicador: ¿a qué presión y con qué pureza se entrega el kilogramo? Agora recomienda 30 bar y una pureza de 5.0 —99,999%— y dice que si un sistema opera por debajo de la presión de referencia, el coste de compresión pertenece al LCOH.[2] El DOE enuncia 30 bar sin pureza.[10] La AIE, IRENA, el European Hydrogen Observatory, Lazard y el Hydrogen Council no enuncian ni una ni otra. Un kilogramo a 30 bar y 99,999% y un kilogramo a presión atmosférica y 99,9% son productos distintos, y lo que cuesta pasar de uno a otro no es pequeño.
Por qué publicamos esto en vez de una cifra
No hay una referencia de coste del hidrógeno verde que esté mantenida y que declare su frontera. La referencia de IRENA es de 2020. Lazard publicó un coste nivelado del hidrógeno hasta su edición de 2024 y no aparece en la de 2026.[13][14] La calculadora de Agora es la versión 1.1 de julio de 2023 y le dice que no la use en un proyecto.[3]
No vamos a cerrar ese hueco añadiendo una décima cifra a las nueve que ya discrepan. Lo que falta no es otra cifra. Es la disciplina de decir, al lado de cualquier cifra, qué doce decisiones la produjeron.
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