Mercado del hidrógeno para refinerías de petróleo Tamaño y compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo

El mercado mundial de hidrógeno para refinerías de petróleo alcanzó un valor de 148.700 millones de USD en 2025, respaldado por la posición del sector de refino como el mayor consumidor industrial individual de hidrógeno. La demanda mundial de hidrógeno para el refino alcanzó los 43 Mt en 2023 y continuó creciendo durante 2024 y 2025. Se prevé que el mercado alcance los 257.900 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,7% durante el período de previsión 2026–2035. Para 2026 se prevé un valor de mercado intermedio de 156.200 millones de USD. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., esta trayectoria de crecimiento

está respaldada por el endurecimiento de las normas de calidad de los combustibles y el aumento de la capacidad de refino en Asia-Pacífico y Oriente Medio. A medio y largo plazo, el cambio en la composición hacia el hidrógeno con bajas emisiones de carbono, incluido el hidrógeno azul con captura y almacenamiento de carbono (CCS) y el hidrógeno verde electrolítico, está transformando progresivamente la economía de la producción en toda la cadena de valor.

Elevados costes de capital y producción

La intensidad de capital sigue siendo una de las principales restricciones y contribuye aproximadamente en un 25% a la reducción de la TCAC. Las plantas de reformado de metano con vapor (SMR) emiten una media de 9–12 toneladas métricas de CO₂ por tonelada de hidrógeno producido, una desventaja que se incorpora cada vez más a la economía de los proyectos mediante la fijación del precio del carbono en Europa y Canadá. El hidrógeno azul producido mediante reformado autotérmico (ATR) con captura y almacenamiento de carbono (CCS) requiere compromisos de capital de varios cientos de millones a varios miles de millones de dólares, y la economía de los proyectos sigue siendo sensible a los mecanismos de apoyo político.

Restricciones de infraestructura y suministro

La infraestructura física del hidrógeno —incluidas las redes de tuberías, el almacenamiento, las terminales de purificación y la conexión a la red eléctrica para la electrólisis— sigue estando poco desarrollada en relación con el crecimiento de la demanda, lo que reduce aproximadamente en un 20% la TCAC potencial. Los nuevos acuerdos de compra de hidrógeno de bajas emisiones se ralentizaron hasta 1,7 Mtpa suscritas en 2024, frente a 2,4 Mtpa en 2023; solo el 20% correspondió a acuerdos firmes, lo que pone de manifiesto la brecha entre las ambiciones de la cartera de proyectos y el compromiso con una infraestructura financiable. Los mercados de hidrógeno comercial dependen de redes de tuberías para gases industriales concentradas en agrupaciones consolidadas, por lo que las refinerías situadas fuera de estas redes dependen de la producción cautiva in situ.

Tendencias del mercado del hidrógeno para refinerías de petróleo

Transición hacia el hidrógeno verde y bajo en carbono

La tendencia estructural más determinante que está reconfigurando este mercado es la transición, impulsada por la regulación y las necesidades comerciales, del hidrógeno gris sin medidas de reducción de emisiones hacia vías de producción con bajas emisiones de carbono. A escala de proyecto, Galp obtuvo en mayo de 2026 la aprobación medioambiental y de capital para una unidad de hidrógeno verde de 240 millones de euros en su refinería de Sines, Portugal, con el despliegue de 100 MW de electrólisis alcalina distribuidos en diez módulos y una producción anual prevista de 15.000 toneladas, lo que la convertiría en el mayor proyecto individual de electrolización de hidrógeno verde de Europa en el momento de su puesta en marcha. Paralelamente, TotalEnergies había contratado más de 200.000 toneladas anuales de hidrógeno bajo en carbono para sus operaciones de refino en Europa en el primer trimestre de 2026.

Más allá de Europa, la capacidad de producción de hidrógeno verde de China alcanzó 1,2 Mt en 2025, casi la mitad del total mundial, impulsada por la implantación por parte de Sinopec de sistemas de electrólisis a gran escala en sus instalaciones de Kuqa, Xinjiang. China representa aproximadamente el 65 % de la capacidad mundial instalada de electrólisis del agua. En nuestra encuesta del primer semestre de 2026, realizada a 280 ejecutivos de compras y operaciones de refinerías en 14 países, el 58 % declaró haber ejecutado al menos un contrato de suministro de hidrógeno bajo en carbono o haber avanzado hasta las negociaciones finales, frente al 31 % registrado en la encuesta de hace 24 meses.

La tendencia se bifurca en función de la tecnología: los mercados con abundantes recursos de energía renovable y mecanismos de fijación del precio del carbono están priorizando el hidrógeno verde, mientras que las regiones con un suministro de gas de bajo coste y una geología adecuada —la costa del golfo de Estados Unidos, Oriente Medio y el corredor del mar del Norte del Reino Unido— están desarrollando el hidrógeno azul con captura y almacenamiento de carbono (CCS) como vía de descarbonización preferida a corto plazo.

Aumento de la demanda de hidrógeno en el hidroprocesamiento

La demanda de hidrógeno de las refinerías está aumentando debido a la expansión mundial de la capacidad de hidroprocesamiento, impulsada tanto por el endurecimiento de las especificaciones de los combustibles como por el incremento de la proporción de crudos pesados procesados en los mercados en crecimiento. La norma Bharat Stage VI de India, equivalente a Euro 6, ha convertido a las refinerías del país en unas de las más intensivas en hidrógeno del mundo, con un consumo total del sector de refino indio de aproximadamente 6,5 millones de toneladas de hidrógeno al año, obtenido principalmente mediante hidrógeno gris cautivo producido a partir de reformado de metano con vapor (SMR).

Los avances en la eficiencia del hidrotratamiento, incluidos el rediseño de las configuraciones de los reactores, la mejora de los sistemas de mezcla de hidrógeno y petróleo y las actualizaciones de la gestión del reciclaje de hidrógeno, están incrementando el aprovechamiento del hidrógeno por unidad. Sin embargo, las ampliaciones de la capacidad de procesamiento de las unidades compensan con creces las mejoras de eficiencia.^{[5]Hydrocarbon Processing, hydrocarbonprocessing.com} La demanda de hidrógeno del sector de refino creció significativamente en 2023, con un crecimiento concentrado en China (+0,9 Mt) y Oriente Medio (+0,5 Mt), mientras que los mercados de la OCDE se mantuvieron prácticamente estables, una divergencia que refleja directamente la composición regional de la TCAC.

El factor subyacente es estructural: a medida que las refinerías de los mercados en crecimiento pasan de procesar crudos ligeros y dulces a materias primas más pesadas y con mayor contenido de azufre para optimizar los costes de los insumos, el consumo de hidrógeno por barril aumenta de forma significativa. Las refinerías que ponen en marcha nuevas unidades de hidrocraqueo en India, China y Oriente Medio se diseñan para niveles de demanda de hidrógeno considerablemente superiores a los promedios de las refinerías de la OCDE, debido a los grados de crudo más pesados que se procesan y a los objetivos de mayor calidad de los productos establecidos en las especificaciones de diseño de cada nuevo proyecto.

Modernización de las refinerías y ampliación de la capacidad

La capacidad mundial de refino está experimentando una redistribución geográfica significativa, con nuevas incorporaciones netas concentradas en Asia-Pacífico y Oriente Medio, mientras que los mercados de la OCDE racionalizan su capacidad en respuesta a la dinámica de demanda máxima de los combustibles tradicionales. La puesta en marcha de cada refinería a gran escala añade un incremento proporcional de la demanda de hidrógeno: una refinería integrada con complejo petroquímico de 400.000 barriles diarios normalmente requiere un suministro de hidrógeno de entre 150.000 y 250.000 Nm³/hora.

En Oriente Medio, los programas de modernización de complejos existentes están prolongando su vida operativa mediante la integración de la coproducción petroquímica, mejoras de eficiencia energética gracias a la recuperación de hidrógeno y la transición hacia la producción de combustibles con menos emisiones de carbono. El yacimiento de gas no convencional de Jafurah, de Saudi Aramco, cuyo objetivo es alcanzar una producción de 2.000 millones de pies cúbicos estándar al día en 2030, está diseñado específicamente para abastecer la cadena de suministro nacional de hidrógeno para refinerías y la infraestructura emergente de exportación de hidrógeno azul del Reino.

Análisis del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo

Por tipo

Hidrógeno gris

El hidrógeno gris registró una cuota del 77,6 % del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo en 2025, respaldado por la consolidada ventaja de costes del reformado de metano con vapor (SMR) a partir de gas natural, con un coste de 1–3 USD por kilogramo. Las plantas de SMR están integradas en las operaciones de las refinerías a escala industrial en todas las principales regiones productoras: la instalación de hidrógeno de Air Liquide Engineering & Construction en Yanbu (Arabia Saudí) opera dos unidades de SMR a escala mundial, con una capacidad total de 340.000 Nm³ por hora, y abastece principalmente al complejo de refinería mediante suministro directo en las instalaciones.

A pesar de su posición dominante, la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,2 % del hidrógeno gris refleja una tecnología próxima a la saturación en los mercados de renta alta, donde los mecanismos de fijación del precio del carbono están reduciendo su atractivo económico. Los precios del carbono en Europa y el gravamen sobre el carbono de Canadá están elevando progresivamente el coste efectivo del SMR sin captura de emisiones, mientras que los mandatos RFNBO de la normativa RED III de la UE limitan directamente su cuota de mercado en las aplicaciones de refinería europeas. La reducción de la cuota del segmento durante el período de previsión refleja el crecimiento más rápido de las alternativas azul y verde, no una contracción absoluta de los volúmenes de demanda de hidrógeno gris.

Hidrógeno azul

El hidrógeno azul representa el 8,7 % del mercado en 2025 y se expande a una TCAC del 9,1 %, la segunda trayectoria de crecimiento más rápida entre los tres segmentos por tipo. La instalación de hidrógeno bajo en carbono que ExxonMobil prevé construir en Baytown (Texas) está diseñada para producir 1.000 millones de pies cúbicos de hidrógeno bajo en carbono al día mediante reformado autotérmico, con una captura de más del 98 % del CO₂ asociado, equivalente a 7 millones de toneladas anuales, y con el objetivo de iniciar sus operaciones en 2027–2028 como la mayor instalación de hidrógeno bajo en carbono del mundo.^{[6]Departamento de Energía de EE. UU., energy.gov}

El proyecto H2Teesside del Reino Unido ha alcanzado la decisión final de inversión para su primera fase, y las obras están en curso con vistas a iniciar la producción de hidrógeno en 2027–2028, respaldada por la infraestructura de captura y almacenamiento de carbono (CCS) del East Coast Cluster. El crecimiento del hidrógeno azul está concentrado regionalmente en mercados con una geología adecuada para el almacenamiento de CO₂, una fuerte demanda de calor industrial y una infraestructura consolidada de gas natural: la costa del golfo de Estados Unidos, la cuenca del mar del Norte, la península arábiga y algunas zonas de Australia.

Hidrógeno verde

El hidrógeno verde representa el 13,7 % del mercado en 2025 y registra la TCAC más elevada entre los segmentos por tipo, del 12,7 %, impulsada por la convergencia de los mandatos regulatorios, la disminución de los costes de los electrolizadores y las inversiones estratégicas de las empresas de gases industriales y las grandes compañías petroleras. Actualmente, los costes de producción se sitúan en 6–7 USD por kilogramo, pero se prevé que alcancen aproximadamente 2,5 USD por kilogramo en 2030 en ubicaciones con acceso a electricidad renovable de bajo coste, lo que supone una reducción aproximada del 60 % que modificará sustancialmente la competitividad.

En el ámbito de las infraestructuras, el proyecto Elygator de Air Liquide, de 200 MW, ubicado en el puerto de Róterdam, con los primeros electrolizadores entregados en 2025 y el objetivo de entrar en funcionamiento en 2027, está conectado mediante un gasoducto a la refinería de TotalEnergies en Amberes, lo que establece un modelo replicable para el suministro comercial de hidrógeno verde a escala de refinería.

Por modalidad de suministro

Hidrógeno cautivo

La producción cautiva de hidrógeno representa el 74,7 % del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo en 2025, lo que refleja las preferencias operativas y de seguridad del suministro de los grandes operadores de refinerías integradas. Las unidades de reformado de metano con vapor (SMR) instaladas in situ, calibradas según los perfiles de demanda de cada refinería y a menudo integradas con la recuperación de gases residuales de las unidades de procesamiento de crudo, siguen siendo la opción de suministro con el coste total más bajo para las refinerías que disponen de precios competitivos del gas de alimentación. Grandes empresas petroleras nacionales, como IOCL, PetroChina, Sinopec y Saudi Aramco, operan redes cautivas de hidrógeno que abarcan múltiples instalaciones de refino conectadas mediante corredores internos de tuberías, lo que permite equilibrar la carga entre las unidades de proceso.

A medida que se acelera la inversión en hidrógeno verde, los electrolizadores instalados in situ se están convirtiendo en una nueva modalidad dentro de la categoría cautiva. El electrolizador de Galp en Sines y la instalación de IOCL en Panipat representan sendos proyectos de producción interna de hidrógeno renovable integrados directamente en las operaciones de refino: un modelo híbrido cautivo-renovable que mantiene las ventajas de seguridad del suministro y, al mismo tiempo, cumple los mandatos regulatorios. La TCAC del segmento cautivo, del 4,6 %, inferior a la media del mercado, del 5,7 %, refleja su elevada base de partida y el ritmo moderado de incorporación de nueva capacidad cautiva en proyectos totalmente nuevos.

Hidrógeno comercial

El segmento del hidrógeno comercial, que representó el 25,3 % del mercado en 2025, está creciendo a la TCAC más elevada entre las modalidades de suministro, del 8,5 %, impulsado por la expansión de las redes de tuberías de las empresas de gases industriales hacia los principales clústeres de refino y por la aparición de acuerdos de suministro a largo plazo con bajas emisiones de carbono. Los responsables de las cadenas de suministro entrevistados en los principales operadores de refinerías europeos y asiáticos indicaron que el 54 % está evaluando activamente trasladar entre el 15 % y el 30 % de los volúmenes actuales de hidrógeno gris cautivo a proveedores comerciales de hidrógeno con bajas emisiones de carbono para 2028, una reorientación que ampliaría significativamente el mercado direccionable de Air Liquide, Linde, Air Products y Messer Group.

La concentración geográfica de las infraestructuras comerciales en el noroeste de Europa y la costa estadounidense del golfo de México sigue limitando la penetración del segmento en América Latina, Oriente Medio y África (MEA) y el sudeste asiático. En estos mercados, la ausencia de redes de tuberías de hidrógeno obliga a las refinerías a elegir entre ampliar una capacidad cautiva costosa y recurrir a la entrega, aún más cara, de hidrógeno líquido o mediante remolques tubulares. Las inversiones en infraestructuras, como la red de suministro por tuberías de Air Products en los corredores industriales de Arabia Saudí y la planificación emergente de tuberías de hidrógeno en los clústeres de refinerías de la costa occidental de la India, constituyen indicadores iniciales del desarrollo del mercado comercial.

Por región

Mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo de América del Norte

CF Industries está desarrollando su complejo Blue Point en Luisiana, un proyecto de amoníaco con bajas emisiones de carbono e hidrógeno azul valorado en entre 3.700 y 4.000 millones de USD, que utiliza reformado autotérmico y captura y almacenamiento de carbono (CCS), y está diseñado para capturar 2,3 millones de toneladas métricas de CO₂ al año. La construcción se intensificará en 2025 y la producción comercial está prevista para 2029. La Estrategia Nacional del Hidrógeno de Canadá tiene como objetivo convertir al país en un exportador importante de hidrógeno con bajas emisiones de carbono a principios de la década de 2030, mientras que la geología favorable para la captura y almacenamiento de carbono de Alberta sitúa al hidrógeno azul como la vía más viable comercialmente a corto plazo para las refinerías nacionales.

Mercado europeo del hidrógeno para refinerías de petróleo

Europa representó el 16,7 % del mercado mundial del hidrógeno para refinerías de petróleo en 2025 y registra un crecimiento a una TCAC del 4,8 %, en un contexto marcado por los mandatos de la RED III de la UE y la agenda regional de descarbonización industrial. Los Países Bajos ocupan una posición estratégica en la geografía europea del hidrógeno: el puerto de Róterdam alberga la infraestructura de suministro de hidrógeno más avanzada del continente, y el proyecto Holland Hydrogen 1 de Shell está conectado a la red nacional neerlandesa de hidrógeno desde principios de 2026.

Alemania, Francia, Italia y el Reino Unido albergan importantes consumidores de hidrógeno para refinerías, en línea con estrategias nacionales de hidrógeno que establecen la sustitución progresiva del hidrógeno de origen fósil. El electrolizador aprobado de Repsol en la refinería de Cartagena, en España —una inversión superior a 300 millones de euros, con una puesta en servicio prevista para 2029 y la designación IPCEI de la Comisión Europea— pone de relieve el paso de la región del compromiso normativo a la ejecución respaldada por capital. Las refinerías europeas necesitarán aproximadamente 0,5 millones de toneladas de hidrógeno verde al año de aquí a 2030 para cumplir las obligaciones de la RED III.

Mercado del hidrógeno para refinerías de petróleo en Asia-Pacífico

Asia-Pacífico domina el mercado, con una cuota del 61,7 % en 2025 y una TCAC del 6 %, impulsada por su doble papel como la región con mayor capacidad de refino del mundo y como centro de despliegue de nuevas tecnologías de producción de hidrógeno. China concentra aproximadamente el 65 % de la capacidad mundial instalada de electrólisis del agua, y la instalación de Sinopec en Kuqa, Xinjiang, es la primera instalación comercial de hidrógeno electrolítico a gran escala del país, con una producción de 20.000 toneladas anuales.

Japón está desarrollando el hidrógeno azul mediante el proyecto de demostración de INPEX en la ciudad de Kashiwazaki, en la prefectura de Niigata, iniciado en junio de 2025. Se trata de la primera prueba plenamente integrada de Japón de la cadena de valor, desde la producción hasta la utilización del hidrógeno, empleando gas natural de origen nacional con captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS).

Mercado del hidrógeno para refinerías de petróleo en Oriente Medio y África

La región de Oriente Medio y África representó el 6,9 % del mercado en 2025 y crece a una TCAC del 5,9 %, por encima de la media mundial, gracias al ambicioso programa de inversión de Arabia Saudí en hidrógeno azul y a los planes de expansión de las refinerías de los Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait.

ADNOC, de los Emiratos Árabes Unidos, opera un complejo de refino y petroquímica en Ruwais con una capacidad conjunta superior a 900.000 barriles diarios, en el que se integra una planificación activa de la estrategia de hidrógeno como parte de su compromiso Net Zero 2050. Kuwait Petroleum Corporation está ejecutando un programa nacional de modernización de refinerías en el complejo de Al-Ahmadi, con la incorporación de capacidad de hidrocraqueo que incrementa proporcionalmente la demanda interna de hidrógeno.

Mercado latinoamericano del hidrógeno para refinerías de petróleo

América Latina representó el 3,5 % del mercado mundial del hidrógeno para refinerías de petróleo en 2025, pero destaca como la región de mayor crecimiento, con una TCAC del 7,7 %, debido tanto a la limitada penetración de la infraestructura de hidrógeno bajo en carbono como a los compromisos de inversión respaldados por políticas públicas en Brasil, Chile y Argentina. Brasil promulgó en 2025 una legislación federal sobre el hidrógeno que introduce exenciones fiscales para los proyectos de hidrógeno, y la cartera de proyectos en desarrollo supera ya los 140, de los cuales la gran mayoría se orienta al hidrógeno verde mediante el aprovechamiento de los excepcionales recursos eólicos y solares del país.

Petrobras está desarrollando una planta piloto en su refinería de Replan, en São Paulo, que combina tecnologías de electrolizadores alcalinos y PEM, con un presupuesto de 90 millones de USD y en colaboración con el Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables.

Cuota del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo

El mercado mundial del hidrógeno para refinerías de petróleo presenta una consolidación moderada, ya que los cinco principales actores —Saudi Aramco, Sinopec, ExxonMobil Corporation, Air Liquide S.A. e IOCL— concentraban aproximadamente el 40 % de la cuota de mercado en 2025. Saudi Aramco lidera el mercado con una cuota del 12,5 %, una posición respaldada por la escala incomparable de sus operaciones integradas desde las actividades upstream hasta las downstream en Arabia Saudí y por su creciente presencia en infraestructuras de hidrógeno bajo en carbono, especialmente tras la adquisición de una participación accionarial del 50 % en Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG), en Jubail.

Sinopec y ExxonMobil ocupan la segunda y tercera posiciones, respectivamente, lo que refleja el predominio de las grandes empresas petroleras nacionales y de las compañías integradas en las operaciones de refino con un elevado consumo de hidrógeno a escala mundial. En nuestro panel de expertos del cuarto trimestre de 2025, integrado por 12 altos directivos responsables de estrategia de hidrógeno de ocho importantes empresas propietarias de refinerías, los 12 confirmaron que la diferenciación competitiva durante la próxima década dependerá menos de la capacidad de producción bruta y más del acceso a un suministro de hidrógeno descarbonizado de bajo coste y respaldado por políticas públicas.

El panorama competitivo en 2025 se está dividiendo entre las empresas que integran activamente vías de producción de hidrógeno bajo en carbono y aquellas que mantienen cadenas de suministro convencionales de hidrógeno gris mientras evalúan los plazos de transición. Las empresas de gases industriales Air Liquide, Linde y Air Products ocupan una posición intermediaria cada vez más estratégica, al construir infraestructuras de suministro de hidrógeno bajo en carbono conectadas mediante gasoductos junto a los principales núcleos de refino, en el marco de acuerdos de compra a largo plazo que consolidan las relaciones de suministro durante períodos de 15–20 años.

La actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) está transformando activamente el panorama competitivo. La adquisición por parte de Saudi Aramco de una participación del 50 % en BHIG a Air Products Qudra en 2024 aseguró el suministro de hidrógeno para las refinerías de Aramco y estableció una primera posición comercial en la emergente red de hidrógeno bajo en carbono del Reino. Un análisis más detallado de las transacciones recientes revela una lógica estratégica común: los líderes del mercado utilizan las fusiones y adquisiciones y los acuerdos de desarrollo conjunto no solo para añadir capacidad, sino también para reposicionarse estructuralmente a lo largo de la emergente cadena de valor del hidrógeno bajo en carbono, antes de que se produzcan cambios regulatorios y puntos de inflexión en los costes.

Empresas del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo

Los principales actores del mercado de hidrógeno para refinerías de petróleo son: ADNOC, Air Liquide S.A., Air Products and Chemicals, Inc., BP plc, Chevron Corporation, China Petroleum & Chemical Corp., Equinor ASA, ExxonMobil Corporation, Indian Oil Corporation Ltd (IOCL), Kuwait Petroleum Corporation, Linde plc, Messer Group GmbH, Petrobras, PetroChina Company Ltd, Reliance Industries Ltd, Rosneft Oil Company, Saudi Aramco, Shell plc, Taiyo Nippon Sanso Corporation y TotalEnergies SE.

ADNOC opera uno de los mayores complejos integrados de refino y petroquímica de Oriente Medio, centrado en el complejo de refinería de Ruwais, en Abu Dabi. La empresa ha integrado el desarrollo de su estrategia de hidrógeno en su compromiso Net Zero 2050, y evalúa activamente tanto la producción de hidrógeno azul, que aprovecha los recursos de almacenamiento subterráneo de CO₂ de los Emiratos Árabes Unidos, como la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis alimentada por energía solar, en línea con el objetivo nacional de alcanzar 44 GW de capacidad de energías renovables para 2050.

Air Liquideopera más de 40 unidades de producción de hidrógeno en todo el mundo y gestiona extensas redes de tuberías de hidrógeno en importantes complejos de refino, como la costa del golfo de Estados Unidos, el noroeste de Europa y Oriente Medio. El proyecto Elygator de la empresa en el puerto de Róterdam, cuyos primeros electrolizadores se entregaron en 2025, y el proyecto Normand'Hy de 200 MW en Normandía son compromisos emblemáticos de suministro de hidrógeno verde diseñados para sustituir el hidrógeno gris en las operaciones de refino de TotalEnergies en Amberes y Normandía.

Air Products cuenta con activos estratégicos de suministro de hidrógeno que atienden a clientes de refino en todo el mundo, incluida su empresa conjunta Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) en Jubail, Arabia Saudí, en la que Saudi Aramco adquirió una participación del 50% en 2024 y que suministra hidrógeno y nitrógeno a clientes de refino de la provincia Oriental del Reino. La empresa está desarrollando el complejo de hidrógeno verde de NEOM en Arabia Saudí, con el objetivo de producir 600 toneladas diarias de hidrógeno renovable mediante una combinación de 4 GW de energía solar y eólica, y con una puesta en servicio por fases que comenzará en 2026.

BP está desarrollando el proyecto H2Teesside en el Reino Unido, que ha alcanzado la decisión final de inversión para su primera fase y cuya construcción está en marcha, con vistas a iniciar la producción de hidrógeno en 2027-2028. El proyecto producirá hidrógeno a partir de gas natural con captura y almacenamiento de carbono (CCS) y abastecerá a clientes industriales del complejo industrial de Teesside. El proyecto está integrado comercialmente con la infraestructura de transporte y almacenamiento de CCS del East Coast Cluster, lo que ilustra la interdependencia entre la producción de hidrógeno azul y la infraestructura específica de almacenamiento de CO₂.

Chevron integra el suministro propio de hidrógeno en toda su red de refinerías de Estados Unidos, con importantes operaciones de hidrógeno en sus instalaciones de Richmond y El Segundo, California, que permiten cumplir las estrictas obligaciones del Low Carbon Fuel Standard de California. La empresa está evaluando transiciones hacia el hidrógeno bajo en carbono, incluido el hidrógeno azul respaldado por CCS para la costa oeste de Estados Unidos, donde la combinación de la tarificación del carbono de California y el crédito fiscal 45V de la IRA genera incentivos relevantes, impulsados por las políticas públicas, para la inversión.

Sinopec es el principal operador de refinerías de China y consume hidrógeno a gran escala para el hidrocraqueo y la desulfuración en una red de más de 20 refinerías, lo que la sitúa entre los mayores consumidores de hidrógeno de Asia pertenecientes a una sola entidad. La empresa puso en servicio el primer proyecto de hidrógeno electrolítico a gran escala de China en Kuqa, Xinjiang, una instalación de 20.000 t/año, y continúa operando múltiples proyectos de demostración y comerciales que integran hidrógeno verde en las corrientes de alimentación de las refinerías.

Equinor está desarrollando estrategias de hidrógeno centradas en las reservas de gas natural de Noruega y en la infraestructura de CCS del mar del Norte. El emplazamiento de almacenamiento de CO₂ de Sleipner, una de las instalaciones de almacenamiento de carbono marino en funcionamiento más antiguas del mundo, proporciona una capacidad demostrada de secuestro geológico para una posible producción de hidrógeno azul. Equinor participa en HyDeal Ambition, una iniciativa europea orientada a suministrar hidrógeno verde a clientes industriales, y está evaluando la integración del hidrógeno en su refinería de Mongstad, en Noruega.

ExxonMobil ocupa una posición fundamental en el mercado mundial del hidrógeno gracias a su prevista instalación de hidrógeno bajo en carbono en Baytown, Texas, diseñada para ser la mayor del mundo, con una producción de 1.000 millones de pies cúbicos al día y una captura de CO₂ superior al 98% mediante reformado autotérmico, así como a sus empresas conjuntas estratégicas con Air Liquide y Aramco.

IOCL es la mayor empresa petrolera de refino y comercialización de India y uno de los principales consumidores de hidrógeno para refino de Asia. Opera redes de hidrógeno en 11 refinerías, con una capacidad conjunta superior a 80 MMTPA.La empresa está construyendo la mayor planta de hidrógeno verde de la India en su refinería de Panipat, con el objetivo de alcanzar una producción de 10.000 toneladas anuales para 2027, estableciendo un precedente a escala comercial para la integración del hidrógeno verde en las operaciones de refinería del sur de Asia. En el marco de la Misión Nacional del Hidrógeno Verde de la India, IOCL es el principal comprador del hidrógeno verde producido en el país.

Linde es la mayor empresa mundial de gases industriales por capitalización bursátil y uno de los principales productores y operadores de redes de distribución de hidrógeno a escala global, con una infraestructura de suministro de hidrógeno que abarca la costa del golfo de Estados Unidos, el noroeste de Europa, Corea del Sur y el sudeste asiático. La tecnología de plantas HYCO de la empresa está implantada en numerosas refinerías de todo el mundo, y Linde desarrolla activamente infraestructura de suministro de hidrógeno electrolítico para aplicaciones de descarbonización de refinerías en Europa y Asia.

Saudi Aramco es el líder del mercado mundial, con una cuota del 12,5% en 2025, y sus operaciones de hidrógeno abarcan los mayores sistemas cautivos de producción de hidrógeno gris del mundo, además de una cartera de inversiones en expansión con bajas emisiones de carbono. La adquisición por parte de la empresa de una participación del 50% en BHIG, en Jubail, en 2024, establece una red comercial de suministro de hidrógeno azul en la Provincia Oriental, mientras que el desarrollo del yacimiento de gas de Jafurah, con el objetivo de alcanzar 2.000 millones de pies cúbicos estándar diarios para 2030, proporciona la base de suministro a largo plazo para las ambiciones del Reino de ampliar la producción de hidrógeno azul.

Noticias del sector del hidrógeno para refinerías de petróleo:

• Abr 2026: Petronor y H2SITE firmaron un acuerdo estratégico para implantar la tecnología propia de separación por membranas de H2SITE en la refinería de Petronor en el País Vasco, España, lo que representa la primera integración a escala comercial de una tecnología avanzada de membranas de hidrógeno en un proceso de refinería basado en reformado de metano con vapor (SMR), con el objetivo de lograr una mayor pureza del hidrógeno y mejorar el rendimiento de la captura de CO₂.
• 2026: INA inició la construcción de su planta de producción y distribución de hidrógeno verde, con una inversión de 60 millones de EUR, en la refinería de Rijeka, Croacia. La planta contará con un electrolizador de 10 MW y una planta solar de 11 MW ubicada en el mismo emplazamiento, y se prevé que la primera producción de hidrógeno tenga lugar en 2027, con el respaldo de hasta 15 millones de EUR en el marco del Plan Nacional de Recuperación y Resiliencia de Croacia.
• Jun 2025: INPEX inició la puesta en servicio del primer proyecto integrado de demostración de producción de hidrógeno azul y amoníaco de Japón, situado en la ciudad de Kashiwazaki, en la prefectura de Niigata, lo que marca la primera prueba plenamente integrada del país de la cadena de valor desde la producción hasta la utilización del hidrógeno, empleando gas natural de producción nacional procedente del yacimiento de gas de Minami-Nagaoka y secuestro de CO₂ basado en CCUS.
• 2025: Eni y Global Infrastructure Partners, de BlackRock, obtuvieron 670 millones de USD en financiación de proyectos para el clúster de captura y almacenamiento de carbono (CCS) HyNet North West, en el Reino Unido, una instalación cuya infraestructura de almacenamiento de CCS permite directamente la producción de hidrógeno azul destinado a clientes de refinerías y del sector industrial de la región de la bahía de Liverpool, con Vertex Hydrogen designada como productora principal de hidrógeno azul.
• Dic 2024: Brasil preseleccionó 12 proyectos de centros de hidrógeno limpio en el marco de una iniciativa federal respaldada por aproximadamente 1.000 millones de USD en ayudas públicas. Los proyectos abarcan la producción de hidrógeno renovable en las regiones nordeste y sur de Brasil y, en conjunto, sientan las bases normativas para la posterior legislación federal brasileña sobre el hidrógeno de 2025.

Puntuación de concentración del mercado

El mercado mundial del hidrógeno para refinerías de petróleo obtiene una puntuación de 5 sobre 10 en la escala de concentración, lo que refleja una consolidación moderada, ya que los cinco principales actores, Saudi Aramco (12.5%), Sinopec, ExxonMobil, Air Liquide e IOCL representan conjuntamente aproximadamente el 40% de la cuota de mercado, mientras que el 60% restante se distribuye entre un gran número de empresas petroleras nacionales, refinerías regionales y operadores de gases industriales, con posiciones de mercado diversas, aunque individualmente más reducidas.

El informe de investigación sobre el mercado del hidrógeno para refinerías de petróleo ofrece una cobertura exhaustiva del sector con estimaciones y previsiones en términos de ingresos y volumen, expresados en «miles de millones de USD y toneladas métricas», de 2022 a 2035, para los siguientes segmentos:

Mercado, por tipo

• Gris
• Azul
• Verde

Mercado, por modalidad de suministro

• Producción cautiva
• Comercial

Mercado, por proceso

• Reformado con vapor
• Electrólisis
• Oxidación parcial
• Reformado autotérmico (ATR)
• Otros

La información anterior se proporciona para las siguientes regiones y países:

• América del Norte
  • EE. UU.
  • Canadá
  • México
• Europa
  • Alemania
  • Reino Unido
  • Francia
  • Italia
  • Países Bajos
  • Rusia
• Asia-Pacífico
  • China
  • Japón
  • India
  • Australia
• Oriente Medio y África
  • Arabia Saudí
  • Irán
  • Emiratos Árabes Unidos
  • Sudáfrica
  • Qatar
  • Kuwait
• América Latina
  • Chile
  • Brasil
  • Argentina