Hay un momento concreto en la vida de un proyecto de hidrógeno en el que un buen LCOH deja de ayudar. Es el momento en que un comité de riesgos pregunta cuánta deuda puede soportar el proyecto, y la respuesta resulta depender casi por completo de un documento que no es de nadie del equipo de modelización: el contrato de offtake.
Esta pieza recorre esa cadena con las fuentes que enuncian cada eslabón. No acaba en una cifra, porque la cifra no existe, y la razón de que no exista vale más que la cifra.
El trabajo que no le va a dar un DSCR
El tratamiento reciente con más autoridad sobre la bancabilidad del hidrógeno lo firman Henry Rushton, director del sector energético de ING, y Aliaksei Patonia, del Oxford Institute for Energy Studies. Es inusualmente directo sobre lo que mira un prestamista:[1]
In practice, senior lenders focus less on standalone LCOH or project IRR and more on cash-flow-based indicators such as minimum DSCR, the size of the debt service reserve account (DSRA) and the proportion of revenue that is fully contracted rather than merchant.
Dos páginas después se niega a decir cuáles son esos niveles, y explica por qué:[1]
Whilst exact DSCR and LTV levels will vary depending on the strength of project sponsors, offtakers and regulatory support regimes (amongst other factors), it is likely that levels will be benchmarked on a more conservative basis compared to more established energy sector financings and for this reason, providing numerical thresholds would be misleading.
Un banquero escribiendo sobre bancabilidad, en un trabajo académico, negándose a publicar una referencia porque induciría a error. Tómeselo en serio en vez de como una cautela de oficio. Significa que cualquier cifra que circule como «el DSCR del hidrógeno» no salió de aquí, y significa que el trabajo útil está aguas arriba de la ratio: en lo que entra en el flujo de caja sobre el que se calcula.
Eslabón uno: el contrato limita el plazo de la deuda
La regla es antigua, no es específica del hidrógeno y la enuncian tres fuentes independientes. Los financiadores exigen que el plazo del offtake sea al menos tan largo como el de la deuda, más una cola.[5] Dicho al revés, el plazo del préstamo se limita en general al del contrato menos una cola de uno o dos años.[3] Norton Rose Fulbright pone la consecuencia en una frase: los financiadores amortizan la deuda a lo largo del contrato, así que cuanto más largo el contrato, más deuda hay disponible.[6]
Así que la duración del contrato no es un detalle comercial. Es el dato que fija sobre cuántos años de flujo de caja se puede repartir la deuda.
Figura 1
El contrato es más corto que el activo, y más corto que el mercado que copia
Plazo del offtake, en años.
ET52, p. 20. Es la práctica europea observada, no la intención de diseño.
ET50, p. 6: lo probable es que la mayoría de los acuerdos caigan entre 10 y 15 años.
ET50, p. 5: los contratos de gas y de GNL pasaban a menudo de 20 años. La fuente da un suelo; la barra se dibuja hasta 25 por escala.
Convención de modelización de GaugeH₂. No es una cifra publicada: se enseña para que la distancia tenga contra qué ser distancia.
La comparación con la vida del activo es NUESTRA, y no de ninguna de las fuentes. ET52 compara el plazo del hidrógeno con el histórico del gas y del GNL; no lo compara con la vida del activo. La barra de abajo es una convención de modelización de GaugeH₂, incluida para que la distancia se vea, y no es una cifra publicada.
Fuente: Oxford Institute for Energy Studies — ET50 (Ason, 2025) y ET52 (Rushton y Patonia, 2026) · Dato a 2026-01
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| Base | Plazo (años) | Fuente |
|---|---|---|
| Proyectos europeos en FID, en la práctica | 5–7 | OIES ET52, p. 20 |
| Offtake de hidrógeno, rango esperado | 10–15 | OIES ET50, p. 6 |
| Contratos de venta de gas y GNL, históricamente | más de 20 | OIES ET50, p. 5 |
| Vida del activo en un modelo de LCOH | 20–25 | Convención de GaugeH₂, no una fuente |
Lo esperado es que los contratos de offtake de hidrógeno caigan entre 10 y 15 años, frente a los contratos de venta de gas y de GNL, que históricamente pasaban a menudo de 20.[2] Los proyectos europeos que de verdad han llegado a FID han ido todavía más cortos: de 5 a 7 años.[1]
Páselo por la regla de arriba y un contrato de 5 años soporta del orden de 3 a 4 años de deuda con amortización sobre un activo que se espera operar veinte. La distancia no es un matiz de modelización. Es casi toda la vida del activo.
Eslabón dos: el volumen contratado dentro del contrato es más blando de lo que parece
El plazo de un contrato no es lo mismo que el flujo de caja contratado. Lo que el prestamista puede contar es el suelo del take-or-pay: el volumen que el comprador paga la retire o no.
Figura 2
Y el volumen contratado que hay dentro es más blando
Umbral del take-or-pay: la parte del volumen contratado que el comprador paga la retire o no.
ET50 da tres razones para el umbral más bajo, y la primera invierte la causalidad habitual: los proyectos de hidrógeno ya llevan aportaciones de capital más altas, así que se exige menos protección de take-or-pay. Las otras dos son la certeza de ingresos que ya aporta el apoyo público, y que el offtake de hidrógeno suele responder a la descarbonización y no a la seguridad de suministro, así que el comprador tiene alternativas.
Fuente: Oxford Institute for Energy Studies — ET50, Hydrogen Offtake Agreements (Ason) · Dato a 2025-08
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| Tipo de contrato | Umbral del take-or-pay |
|---|---|
| Hidrógeno limpio, en negociación | 60–80% |
| Primeros proyectos de GNL y gas, históricamente | más de 90% |
Los contratos de hidrógeno limpio se están negociando con umbrales del 60 al 80%, donde los primeros proyectos de GNL y de gas pasaban del 90% de forma rutinaria.[2] Veinte puntos de take-or-pay son veinte puntos de ingreso del caso base que hay que encontrar en otra parte, o hacer sin ellos.
El razonamiento que hay detrás del umbral más blando merece leerse entero, porque la primera de las tres razones invierte la causalidad que casi todo el mundo da por supuesta. No es que un take-or-pay débil obligue a poner más capital: es que los proyectos de hidrógeno ya llevan aportaciones de capital más altas, así que al comprador se le pide menos protección. La segunda es que los esquemas de apoyo público ya aportan certeza de ingresos. La tercera es que el offtake de hidrógeno suele responder a objetivos de descarbonización y no a la seguridad de suministro, así que el comprador tiene alternativas y negocia en consecuencia.[2]
Hay una excepción que el trabajo se cuida de enunciar: en un proyecto de nueva planta sin suministro alternativo, se seguirán exigiendo umbrales más altos.[2]
Eslabón tres: lo que cae fuera del contrato no cuenta
Todo lo que el proyecto produzca por encima del volumen contratado y protegido por el take-or-pay es volumen a mercado. Los prestamistas lo tratan con prudencia —lo recortan, o lo excluyen sin más de las proyecciones de ingreso del caso base— y la hipótesis de trabajo es que se queda fuera del caso con el que se dimensiona la deuda, o dentro como potencial al alza, nunca como flujo de caja central.[1]
El ancla histórica de eso es incómoda y precisa. En el GNL hicieron falta más de tres décadas antes de que un prestamista estuviera dispuesto a suscribir una parte apreciable del ingreso a mercado.[1]
Aquí es donde un modelo de LCOH bien construido y una nota de crédito de un banco dejan de describir el mismo proyecto. El modelo calcula un coste sobre toda la producción nominal y toda la vida del activo. La nota de crédito dimensiona deuda sobre una fracción de esa producción, durante una fracción de esa vida, a un precio fijado en un contrato. No están en desacuerdo: están respondiendo a preguntas distintas, y solo una de las dos es la pregunta del comité.
Eslabón cuatro: el hueco se paga con capital propio
Esta es la parte que de verdad está cuantificada, y es la cifra más útil de toda la literatura.[1]
Some European projects have reached FID with contracts of 5-7 years, though this typically requires a higher equity contribution of approximately 50% to compensate for the shorter revenue certainty period.
Figura 3
Un contrato corto se paga con capital propio
Deuda sobre la inversión total. Las tres barras grises son otros sectores, puestos como precedente, no como resultados del hidrógeno.
ET21, p. 20. Es un análogo, no hidrógeno.
ET21, p. 20. Es un análogo, no hidrógeno.
ET21, p. 20. Es un análogo, no hidrógeno.
ET21, p. 2: entre 1.250 y 1.450 millones de USD de deuda frente a 2.100 millones de capex. Es un modelo, no una operación cerrada.
ET52, p. 20: una aportación de capital más alta, de aproximadamente el 50%, para compensar el periodo más corto de certeza de ingresos.
Las barras grises importan porque son aquello con lo que se está comparando al hidrógeno, y son la razón por la que un apalancamiento del 50% se lee como caro. Ningún prestamista ha publicado el apalancamiento de un proyecto de hidrógeno: la ratio de NEOM que circula es aritmética sobre una cifra de deuda publicada y una de capital que no lo está, y aquí no se usa.
Fuente: Oxford Institute for Energy Studies — ET21 (Craen, Hove y Meidan, 2023) para los precedentes sectoriales y el arquetipo de hidrógeno; ET52 (Rushton y Patonia, 2026) para la práctica europea · Dato a 2026-01
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| Caso | Peso de la deuda | Fuente |
|---|---|---|
| Eólica marina, madura | hasta el 80% | OIES ET21, p. 20 (análogo) |
| GNL, lo habitual | ~70% | OIES ET21, p. 20 (análogo) |
| Eólica marina, primeros proyectos | 60–65% | OIES ET21, p. 20 (análogo) |
| Arquetipo de hidrógeno para exportación, modelizado | 60–70% | OIES ET21, p. 2 |
| Hidrógeno europeo, contratos de 5–7 años | ~50% | OIES ET52, p. 20 |
Póngalo contra aquello con lo que se compara implícitamente al hidrógeno y el coste se vuelve legible. La eólica marina empezó con un 60-65% de deuda y llegó hasta el 80% tras quince años de precedente; el GNL levanta en torno al 70%.[3] Un arquetipo modelizado de hidrógeno para exportación supone un 60-70%.[3] Un proyecto europeo con un contrato de 5 a 7 años se queda en torno al 50%.
Pasar de un apalancamiento del 70% a uno del 50% sobre el mismo coste de capital no recorta el cheque de capital: lo sube dos tercios. Ese es el precio del contrato corto, y se cobra antes de que nadie discuta una ratio de cobertura.
Qué aspecto tiene cuando de verdad se cierra
Stegra es la mayor financiación de proyecto basada en hidrógeno que Europa ha completado, y merece mirarla porque su información publicada es inusualmente completa.
Figura 4
Qué aspecto tiene eso en una estructura de capital real
Stegra, enero de 2024. La mayor financiación de proyecto basada en hidrógeno de Europa hasta la fecha.
- Senior debt
- Junior debt
- Equity raised to date
La cifra de capital es la acumulada a esa fecha, no una aportación comprometida del promotor frente a esta deuda. Y la estructura no es toda la respuesta: la deuda senior lleva una garantía verde de crédito del Estado sueco y una cobertura de Euler Hermes, informadas en el 80% y el 95% del importe del préstamo respectivamente. La mitad de los 2,5 Mt/año iniciales de producción se vendió con contratos vinculantes de cinco a siete años.
Fuente: Stegra (entonces H2 Green Steel), anuncio de la financiación · Dato a 2024-01
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| Tramo | Importe (M€) |
|---|---|
| Deuda senior | 3.500 |
| Deuda junior (hasta) | 600 |
| Capital levantado a la fecha | 2.100 |
| Total | 6.200 |
La mitad de los 2,5 Mt/año iniciales de producción se vendió con contratos vinculantes de cinco a siete años.[8] Es exactamente el perfil que describe ET52, en una operación firmada dos años antes de que ET52 lo describiera.
Lo que cerró el hueco que quedaba no fue una ratio de cobertura. Fueron garantías: una garantía verde de crédito del Estado sueco y una cobertura de Euler Hermes, informadas en el 80% y el 95% del importe del préstamo respectivamente.[8] Léalo otra vez como estructura de crédito. En la parte garantizada, la exposición del prestamista es en buena medida a un Estado y a una agencia de crédito a la exportación, no al proyecto de hidrógeno.
La estructura de NEOM lleva la misma firma desde el otro extremo. 8.400 millones de USD de inversión total, 6.100 millones de deuda sin recurso entre 23 entidades, tramos senior y mezzanine, un tramo de Euler Hermes, instituciones del Estado saudí, y un offtake exclusivo a 30 años con Air Products por el 100% del amoníaco producido.[10] Un contrato de treinta años por toda la producción es la condición que hace posible ese volumen de deuda, no una nota al pie suya.
Por qué esto se está poniendo más difícil, no más fácil
Figura 5
El dato de entrada de todo esto no está creciendo
Nuevos contratos de offtake de hidrógeno bajo en emisiones firmados, en millones de toneladas al año.
2023
2,4
2024
1,7
2025
1,7
El volumen del titular no es el volumen que se puede suscribir. La AIE informa de que solo en torno al 20% de los volúmenes firmados en 2025 estaba respaldado por compromisos contractuales firmes: unos 0,34 Mtpa sobre un titular de 1,7 Mtpa.
Fuente: AIE — Global Hydrogen Review 2025 y 2026 · Dato a 2026-06
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| Año | Offtake nuevo firmado (Mtpa) |
|---|---|
| 2023 | 2,4 |
| 2024 | 1,7 |
| 2025 | 1,7, de los que ~20% firmes |
Los contratos de offtake nuevos firmados cayeron de 2,4 Mtpa en 2023 a 1,7 Mtpa en 2024, y se quedaron en 1,7 en 2025.[11][12] El titular no es la cifra que se puede suscribir: solo en torno al 20% del volumen de 2025 estaba respaldado por compromisos contractuales firmes, unos 0,34 Mtpa.[12]
Y eso frente a una cartera para 2030 que la AIE mide en decenas de millones de toneladas, de la que los proyectos que han llegado a FID son el 9%.[11] La restricción que ata está en el lado de la demanda del contrato, que es lo mismo que decir que está en la deuda.
Qué hacer con esto antes de su próximo comité
Nada de lo que sigue necesita una referencia de DSCR, lo cual viene bien, porque no la hay.
- Modelice el contrato, no la planta. El ingreso del caso base es volumen contratado × suelo del take-or-pay × precio contratado, por el plazo del contrato. Todo lo demás es una línea aparte que se llama potencial al alza.
- Limite el plazo de la deuda al del contrato menos una cola de dos años antes de dimensionar nada. Si eso deja cuatro años de amortización, ya ha encontrado la restricción de verdad, y no es el electrolizador.
- Ponga precio explícito a la consecuencia en capital. Pasar de un 70% a un 50% de apalancamiento sube el cheque de capital dos tercios. Ponga esa cifra delante del promotor pronto, porque es la que mata proyectos en silencio.
- Nombre el crédito de la contraparte. Los financiadores exigen un comprador solvente, o un comprador con una matriz solvente.[6] Un comprador sin calificación es un proyecto sin financiar con pasos de más.
- Pregunte qué garantía está haciendo el trabajo. En las dos operaciones examinadas aquí, una agencia de crédito a la exportación o un Estado cargan con una parte grande del riesgo. Si su estructura no tiene un equivalente, está pidiendo a prestamistas comerciales que asuman un riesgo que las dos transacciones de referencia no les pidieron asumir.
- Espere menos apalancamiento y una contingencia sobredimensionada, y plazos más cortos que en un proyecto renovable comparable.[7] Cuánto ingreso contratado se exige no es una constante publicada: varía proyecto a proyecto.[7]
El LCOH sigue importando. Decide si alguien quiere el hidrógeno siquiera, y un proyecto que no puede bajar del umbral de precio de un comprador no llega nunca a un comité de riesgos. Pero bajar de ese umbral es la condición de entrada, no la decisión. La decisión se toma sobre un contrato, y la toma gente que va a leer ese contrato con más cuidado del que leerá su modelo.