Autores:
Ankit Gupta, Vinayak Shukla
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Mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno Tamaño y Compartir 2026-2035
ID del informe: GMI11050
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Fecha de publicación: August 2026
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Formato del informe: PDF/Excel/Panel de control/Plataforma
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Mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
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Mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
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Tamaño del mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
El mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno se valoró en 4,500 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 10,800 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10,2 % entre 2026 y 2035. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., el mercado alcanzará los 4,900 millones de USD en 2026.
Conclusiones clave del mercado del almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
Líder del mercado: Air Liquide lideró con más del 12,5 % de cuota de mercado en 2025.
Principales actores: Los 5 principales actores de este mercado incluyen a Air Liquide, ENGIE, Cockerill Jingli, Air Products and Chemicals y Linde, que en conjunto registraron una cuota de mercado del 36 % en 2025.
El almacenamiento estacionario de hidrógeno está superando la definición de una categoría de equipos específica, ya que conecta la producción de electricidad, el equilibrio energético de varios días, el suministro industrial de hidrógeno y, en algunas ubicaciones, la logística de exportación. La limitación comercial no es la disponibilidad de una única tecnología de almacenamiento, sino el desarrollo coordinado de la electrólisis, los activos de almacenamiento, el transporte, los contratos de compra y los permisos. Este requisito de coordinación favorece los proyectos capaces de combinar una infraestructura de compresión consolidada con fuentes sólidas de demanda.
El alcance del mercado incluye sistemas estacionarios que almacenan hidrógeno mediante compresión, licuefacción o métodos basados en materiales para su uso posterior en la generación eléctrica, el equilibrio de la red, el suministro industrial y otras aplicaciones energéticas relacionadas de larga duración. Quedan excluidos el almacenamiento móvil a bordo y los usos del hidrógeno que carecen de una función de almacenamiento estacionario. Las estimaciones se basan en una triangulación del mercado que abarca los equipos de almacenamiento, los sistemas asociados de compresión o licuefacción, la integración de electricidad a gas y el desarrollo del almacenamiento subterráneo. El año base 2025 y el período de previsión 2026–2035 distinguen la actividad comercial actual de la cartera de proyectos que se convertirá en demanda de equipos e infraestructuras.
La compresión sigue siendo el principal sostén de los ingresos, ya que los recipientes de alta presión, los sistemas a granel, las tuberías y los activos de cavernas salinas operan dentro de una cadena de suministro consolidada de gases industriales. La instalación de Linde en Texas constituye una referencia comercial consolidada de una caverna en funcionamiento desde hace años, mientras que ENGIE completó pruebas de ciclos en la caverna HyPSTER de Manosque (Francia) durante 2024. [1]Linde plc, linde.com La importancia de estos proyectos trasciende sus capacidades individuales: reducen el riesgo de desarrollo de futuros proyectos de cavernas al demostrar operaciones reiteradas de inyección y extracción. La licuefacción y el almacenamiento basado en materiales responden a limitaciones diferentes: respectivamente, la manipulación de grandes volúmenes a mayores distancias y el almacenamiento a baja presión cuando las exigencias de ubicación o seguridad reducen la viabilidad del gas comprimido.
Perspectiva del analista de GMI
El crecimiento hasta 2035 dependerá más de la conversión de proyectos integrados en activos operativos que de los anuncios individuales de electrolizadores. La compresión seguirá siendo la base comercial del mercado, ya que los sistemas de cavernas y gases a granel pueden aprovechar las capacidades industriales existentes, los conocimientos sobre la obtención de permisos y las relaciones con los clientes. La licuefacción cobrará relevancia cuando los corredores comerciales generen necesidades de terminales de gran volumen, aunque su rentabilidad seguirá siendo sensible al consumo energético y al grado de utilización. Los sistemas basados en materiales se expandirán desde una base menor cuando el funcionamiento a baja presión aporte un valor claro al proyecto. El cambio decisivo del mercado durante 2027–2030 será el paso de la demostración tecnológica a estructuras de financiación de proyectos reproducibles.
El mercado combina tres casos de inversión diferenciados. La compresión presta servicio a instalaciones industriales y basadas en cavernas que necesitan escala y prácticas de manipulación consolidadas. La licuefacción respalda las necesidades de terminales y distribución de grandes volúmenes, especialmente cuando el hidrógeno se desplaza entre los centros de producción y los centros de demanda. El almacenamiento basado en materiales respalda sistemas de menor presión en los que el despliegue compacto, la seguridad o la operación remota son más importantes que el procesamiento de grandes volúmenes.
Principales impulsores
Los programas de políticas públicas y las estrategias nacionales de hidrógeno establecen un nivel mínimo inicial de demanda de almacenamiento estacionario, ya que los objetivos de producción no pueden traducirse en hidrógeno suministrado sin activos de amortiguación, almacenamiento y manipulación. Los incentivos para el hidrógeno limpio y el programa de centros de producción del Departamento de Energía de EE. UU. refuerzan la viabilidad económica de la producción vinculada al almacenamiento, mientras que programas estratégicos comparables en Europa y Asia-Pacífico configuran las carteras de proyectos. [2]U.S. Department of Energy, energy.gov Las políticas por sí solas no garantizan la ejecución de los proyectos, pero reducen el riesgo comercial de comprometer capital antes de que la demanda de uso final alcance una escala significativa.
La generación variable de energías renovables constituye un segundo factor de crecimiento. El hidrógeno puede almacenar energía durante períodos cuya cobertura resulta difícil de abordar económicamente con sistemas de baterías de corta duración, especialmente cuando el suministro de energías renovables y la demanda industrial no coinciden en el tiempo. La hoja de ruta de IRENA para la expansión de las energías renovables pone de relieve la magnitud de la inversión en flexibilidad necesaria junto con una mayor penetración de la energía eólica y solar. [3]International Renewable Energy Agency, irena.org La oportunidad resultante es mayor en los sistemas locales donde coinciden el vertido de electricidad, el equilibrio estacional y la descarbonización industrial.
La reducción de los costes de los electrolizadores mejora la viabilidad de la conversión de electricidad en gas para todos los métodos de almacenamiento. La Agencia Internacional de la Energía documentó una disminución de los costes de capital de los electrolizadores PEM, desde 1,200 USD por kilovatio en 2020 hasta menos de 700 USD por kilovatio en 2025, y prevé nuevas reducciones para 2030. La reducción de los costes de conversión no elimina el gasto asociado a la compresión, el almacenamiento o la reconversión. Sin embargo, reduce la carga de capital en el primer eslabón de la cadena de almacenamiento y amplía el conjunto de proyectos que pueden avanzar hacia su financiación.
El comercio internacional de hidrógeno también está generando demanda de sistemas de compresión y licuefacción en los puntos de producción, exportación, importación y distribución. Air Liquide alcanzó la decisión final de inversión para el electrolizador ELYgator de 200 MW en Róterdam en julio de 2025, y Air Products continúa desarrollando el complejo de hidrógeno verde NEOM en Arabia Saudí. Estos avances son relevantes porque los proyectos a escala de terminal requieren almacenamiento como infraestructura operativa, no como un complemento opcional.
Principales restricciones
La intensidad de capital sigue siendo la principal restricción. El almacenamiento en cavernas, las plantas de licuefacción y los grandes proyectos de electrólisis requieren una amplia labor de ingeniería, largos períodos de construcción y contratos de compra garantizada antes de que los prestamistas respalden su despliegue. La liquidación de Gravitricity y McPhy durante 2025 ilustra la presión financiera a la que se enfrentan los promotores que impulsaban tecnologías antes de que surgiera una escala comercial sostenible. Estos casos no invalidan sus contribuciones técnicas históricas, pero demuestran que la relevancia del mercado y la resiliencia financiera son pruebas independientes.
El desarrollo del suministro y de los acuerdos de compra también sigue siendo interdependiente. Los activos de almacenamiento necesitan un perfil fiable de producción de hidrógeno, mientras que los productores y los usuarios finales suelen buscar garantías de que el almacenamiento estará disponible antes de firmar acuerdos de larga duración. Esta secuencia puede retrasar el cierre financiero incluso cuando existe apoyo normativo. La obtención de permisos específicos para cada tecnología añade otra restricción: el almacenamiento subterráneo requiere una evaluación geológica específica del emplazamiento y autorizaciones normativas, mientras que los sistemas basados en materiales deben demostrar su rendimiento a mayores escalas de despliegue.
Perspectiva de los analistas de GMI
Los factores impulsores y las restricciones del mercado apuntan en la misma dirección: el despliegue del almacenamiento se concentrará inicialmente en proyectos con una función definida dentro del sistema, en lugar de hacerlo en ampliaciones de capacidad independientes. Los incentivos públicos mejoran la rentabilidad, pero la calidad de los acuerdos de compra y la secuenciación de las infraestructuras determinarán qué proyectos siguen adelante. Los promotores que integren electrólisis, almacenamiento y demanda eléctrica o industrial afrontarán menos incertidumbres relacionadas con la utilización. La disciplina de capital seguirá siendo fundamental hasta 2028, especialmente para los proveedores de tecnologías en fases iniciales. Como resultado, el mercado recompensará más la ejecución de infraestructuras que las carteras tecnológicas amplias.
Análisis por segmentos del mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
Por método
Compresión
La compresión representó el 83,0 % de los ingresos del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 9,8 % hasta 2035. El segmento incluye recipientes de alta presión, almacenamiento en tubos, sistemas conectados a tuberías y almacenamiento geológico, y las cavernas salinas ofrecen la aplicación más relevante para el almacenamiento de larga duración. La caverna comercial de hidrógeno en Texas de Linde y los trabajos de operación cíclica de HyPSTER de ENGIE muestran por qué la compresión sigue dominando: este método puede atender grandes volúmenes industriales aprovechando equipos de manipulación y prácticas operativas consolidados. [4]ENGIE, engie.com La selección de Stablegrid de ITM Power en julio de 2025 para suministrar 710 MW de electrolizadores PEM integrados con almacenamiento en cavernas en Alemania demuestra que el suministro de electrolizadores se está convirtiendo en parte de un sistema más amplio liderado por la compresión.
La ventaja comercial del segmento reside en su capacidad para vincular la producción, el transporte y el almacenamiento en una única configuración de proyecto. El proyecto Aldbrough Hydrogen Pathfinder de SSE obtuvo la autorización urbanística del Reino Unido en mayo de 2025 para una instalación que combina un electrolizador PEM de 35 MW, almacenamiento en cavernas salinas y una turbina de 50 MW alimentada con hidrógeno. [5]SSE Thermal, ssethermal.com Estos proyectos hacen que el activo de almacenamiento sea valioso no solo como inventario, sino también como recurso para el equilibrado de la red y la reconversión. El crecimiento se medirá por la obtención de permisos, la construcción y la utilización, y no únicamente por la capacidad de electrólisis anunciada.
Licuefacción
La licuefacción representó el 15,2 % de los ingresos en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 11,7 % hasta 2035. Su función es más importante cuando el hidrógeno debe almacenarse y transportarse en grandes volúmenes, especialmente a través de terminales de exportación, terminales de importación y redes de distribución especializadas. El desarrollo ELYgator de Air Liquide y el complejo NEOM de Air Products ofrecen al segmento dos referencias para este ciclo de inversión vinculado al comercio. Las soluciones de tanques para hidrógeno líquido y las capacidades de distribución de Linde refuerzan la ventaja de las empresas de gases industriales que pueden suministrar equipos criogénicos junto con servicios de producción y logística.
La licuefacción no compite directamente con todos los proyectos de compresión. Aborda un problema operativo diferente: transportar un inventario denso de hidrógeno cuando no se dispone de acceso a gasoductos o cuando el transporte transfronterizo es parte integral del caso de negocio. El consumo energético sigue siendo una limitación importante, ya que incrementa el coste del hidrógeno suministrado y hace que las tasas de utilización sean cruciales. Por tanto, el segmento crecerá con mayor rapidez allí donde el flujo de las terminales esté respaldado por una oferta y una demanda contratadas, y no por una capacidad de exportación especulativa.
Basado en materiales
El almacenamiento basado en materiales representó el 1,8 % del valor del mercado en 2025, pero registra la tasa de crecimiento anual compuesta más elevada entre los métodos: un 14,2 % hasta 2035. Los sistemas de hidruros metálicos almacenan hidrógeno en materiales sólidos a una presión inferior a la de los sistemas convencionales de gas comprimido, lo que los hace relevantes para instalaciones remotas, sistemas de energía de respaldo y aplicaciones con condiciones de emplazamiento más estrictas. La plataforma HY2MEGA de GKN Hydrogen es la principal referencia comercial del conjunto de empresas aprobadas; la empresa cuenta con 27 instalaciones y 60 MWh de capacidad instalada, incluida una demostración realizada en noviembre de 2024 en el campus Flatirons del NREL.
La expansión comercial dependerá de convertir las instalaciones pequeñas en implantaciones multisistema repetibles y de demostrar una economía del ciclo de vida competitiva frente a la compresión. GKN Hydrogen opera en el segmento basado en materiales, no en el segmento de compresión, porque su enfoque basado en hidruros metálicos constituye un método de almacenamiento distinto. La plataforma de electrolizadores de óxido sólido de FuelCell Energy tenía una posible relevancia para los sistemas de energía de hidrógeno, pero la empresa redujo la mayor parte de su desarrollo de SOEC en junio de 2025, después de dos procesos de reestructuración. La tasa de crecimiento del segmento indica una oportunidad, no un resultado de escala garantizado; los proveedores deberán demostrar un rendimiento fiable sobre el terreno y modelos de implantación financieramente viables hasta 2030.
Perspectiva del analista de GMI
La competencia entre métodos seguirá siendo específica de cada aplicación, en lugar de converger en una única tecnología. La compresión continuará liderando los ingresos, ya que el almacenamiento a granel y el almacenamiento geológico requieren equipos consolidados, mientras que la licuefacción seguirá la evolución de la infraestructura comercial. El crecimiento más rápido del almacenamiento basado en materiales refleja su reducida base de partida y su adecuación a aplicaciones de menor presión, no un desplazamiento inminente de los sistemas de almacenamiento en cavernas o de gas a granel. El efecto de segundo orden es que los promotores de proyectos seleccionarán cada vez más los métodos de almacenamiento en función de los patrones de utilización y las limitaciones de emplazamiento, y posteriormente especificarán los equipos de producción y reconversión en torno a esa decisión. Esta lógica de selección será más clara en 2029, a medida que entren en funcionamiento más proyectos integrados.
Análisis regional del mercado de almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
Asia-Pacífico registró la mayor cuota regional, del 41,6 %, en 2025 y también es la región de crecimiento más rápido, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 10,5 % hasta 2035. El plan de desarrollo del hidrógeno de China, la estrategia de hidrógeno de Japón y la Misión Nacional de Hidrógeno Verde de India proporcionan a la región una sólida base normativa en los ámbitos de la producción, la generación eléctrica y los usos industriales. [6]National Development and Reform Commission, ndrc.gov.cnCockerill Jingli Hydrogen cuenta con una capacidad anual de fabricación de electrolizadores alcalinos de 1,5 GW en Suzhou, lo que vincula la base de equipos de China con el desarrollo del almacenamiento mediante conversión de electricidad en gas. Japón presenta un patrón de demanda independiente, centrado en la infraestructura de hidrógeno y el despliegue en el sector eléctrico, mientras que el objetivo de India para 2030 en materia de hidrógeno verde amplía la posible necesidad de compresión y de futuras infraestructuras relacionadas con la exportación.
Europa representó el 27,6 % del valor del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 9,9 %. La ventaja de la región reside en su madurez regulatoria y en la concentración de iniciativas de almacenamiento en cavernas, entre ellas los proyectos de ENGIE en Francia y Alemania, la cartera de proyectos de ITM Power en Alemania y el programa de desarrollo de SSE en el Reino Unido. Los Países Bajos también son relevantes, ya que Róterdam combina demanda industrial, infraestructura de importación y el proyecto ELYgator de Air Liquide. La principal limitación de Europa no es la falta de conceptos de proyectos, sino el tiempo necesario para obtener permisos, financiar y coordinar estos proyectos con un suministro fiable de hidrógeno.
América del Norte concentró el 22,4 % del valor del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 10,2 %. Estados Unidos es un mercado emergente líder, ya que los incentivos de la Sección 45V y el programa Regional Clean Hydrogen Hubs respaldan el desarrollo de la producción y las infraestructuras. La caverna de Linde en Texas ofrece una referencia comercial existente, mientras que el proyecto de GKN Hydrogen en el NREL proporciona una demostración basada en materiales en Colorado. Canadá también destaca por la expansión de la infraestructura de hidrógeno de Air Products, aunque el patrón de demanda de la región sigue dependiendo de convertir los incentivos y los programas de centros de producción en proyectos operativos contratados.
El resto del mundo representó el 8,3 % del valor del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 9,6 %. Arabia Saudí y los EAU son relevantes por el desarrollo de hidrógeno orientado a la exportación, mientras que Brasil y Argentina amplían la cartera regional de proyectos. El proyecto NEOM de Air Products es el ejemplo aprobado más avanzado dentro de este grupo. La oportunidad está vinculada a las ventajas en materia de recursos renovables y a la futura logística de exportación; la limitación es que las grandes inversiones en terminales y almacenamiento requieren compromisos creíbles de demanda por parte de los mercados importadores.
Perspectiva del analista de GMI
El crecimiento regional no seguirá un modelo normativo uniforme. Asia-Pacífico combina capacidad de fabricación con grandes sistemas energéticos nacionales; Europa lidera en el desarrollo de cavernas y la coordinación regulatoria; y América del Norte depende en gran medida de los incentivos fiscales y el desarrollo de centros de producción. El resto del mundo contribuirá de forma selectiva mediante proyectos orientados a la exportación, en lugar de hacerlo mediante un despliegue nacional generalizado. La división regional más relevante hasta 2030 se producirá entre los mercados capaces de conectar el suministro, el almacenamiento y la demanda contratada en un único corredor, y aquellos que sigan dependiendo de un comercio futuro sin contratos. Esto favorece a las regiones en las que la demanda industrial y la infraestructura de hidrógeno ya se superponen.
Cuota de mercado y panorama competitivo del almacenamiento estacionario de energía de hidrógeno
La competencia está liderada por empresas integradas de gases industriales con capacidades en producción, compresión, licuefacción, distribución y ejecución de grandes proyectos. Air Liquide, Air Products and Chemicals Inc. y Linde plc constituyen el principal grupo integrado. Su ventaja no reside en una única línea de productos, sino en su capacidad para combinar equipos de almacenamiento con producción de hidrógeno, logística, ingeniería y contratos con clientes. Esto las sitúa en una posición estructuralmente más favorable para desarrollar sistemas de gran escala que requieren varias tecnologías y plazos de entrega prolongados.
Air Liquide combina su capacidad en hidrógeno líquido con infraestructura de compresión, el desarrollo de almacenamiento subterráneo a través de Geostock y la inversión en ELYgator en Róterdam. Air Products combina los sistemas de hidrógeno comprimido PRISM con infraestructura de hidrógeno líquido y el programa de desarrollo NEOM. Linde abarca la compresión, la licuefacción, las tuberías y el almacenamiento en cavernas, incluida la referencia de la caverna comercial de Texas. Estas empresas compiten en su capacidad para reducir el riesgo de interfaces en todo el proyecto, un aspecto que puede ser tan importante como el rendimiento de los componentes en el caso de un activo estacionario complejo.
Los fabricantes de equipos originales (OEM) de electrolizadores proporcionan los equipos de producción que hacen posible el almacenamiento de electricidad a gas. ITM Power se centra en sistemas PEM y ha sido seleccionada para los proyectos de Stablegrid vinculados a cavernas en Alemania, mientras que Nel ASA suministra sistemas de electrolizadores alcalinos y PEM, y comunicó una cartera de pedidos de 1,319 millones de NOK en sus resultados de febrero de 2026. Cockerill Jingli Hydrogen suministra capacidad de electrolizadores alcalinos e incluye el almacenamiento de energía de hidrógeno entre sus áreas de soluciones. Su posición competitiva depende de convertir los pedidos de equipos en un rendimiento del sistema financiable y en relaciones de servicio recurrentes.
ENGIE y SSE representan el grupo liderado por las empresas de servicios públicos. La actividad Storengy de ENGIE aporta experiencia en almacenamiento geológico a través de HyPSTER y de actividades relacionadas con cavernas. El proyecto Aldbrough de SSE, que cuenta con los permisos necesarios, combina electrólisis, almacenamiento en cavernas y generación eléctrica, posicionando a la empresa en torno a la flexibilidad de conversión de hidrógeno en electricidad, en lugar del suministro de equipos. GKN Hydrogen es el principal especialista en sistemas basados en materiales a través de HY2MEGA. Sus sistemas de hidruros metálicos de baja presión la convierten en un proveedor diferenciado cuando la seguridad y la ubicación son más importantes que la capacidad máxima de almacenamiento a gran escala.
FuelCell Energy sigue siendo una empresa activa, pero presenta un perfil de baja confianza, de 2/5, para este mercado. Dos reestructuraciones, en noviembre de 2024 y junio de 2025, el lenguaje relativo a la continuidad de la empresa en sus documentos regulatorios y la reducción de la mayor parte de su desarrollo de SOEC disminuyen su relevancia directa para el almacenamiento estacionario. Su flota de pilas de combustible de carbonato sigue siendo su principal base comercial. Gravitricity Ltd entró en liquidación voluntaria por parte de los acreedores el 1 de octubre de 2025; su concepto H2FlexiStore de eje revestido se conserva únicamente como contribución tecnológica histórica, sin previsiones futuras. McPhy Energy S.A. entró en liquidación judicial el 8 de julio de 2025, y John Cockerill Hydrogen adquirió activos clave, incluida la Gigafactory de Belfort y la propiedad intelectual de la tecnología; McPhy también se considera únicamente un perfil histórico.
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