Chile encabeza los titulares del hidrógeno verde gracias al megaproyecto H2 Magallanes de TotalEnergies (US$16 000 millones), que eleva a más de US$40 000 millones la cartera nacional en esta industria. A él se suman HNH Energy (US$11 000 millones) y INNA de AES (US$10 000 millones), con diez iniciativas en evaluación ambiental y hasta 6 000 empleos prometidos solo en Magallanes. Sin embargo, la escala de electrolizadores, la desalinización de agua y la demanda eléctrica plantean dudas sobre la capacidad real de ejecutar los proyectos.

El hidrógeno puede exportarse comprimido, licuado o convertido en amoniaco verde (NH₃), lo que abre mercados como Europa, Japón y Corea del Sur. Pero transportarlo como líquido resulta hasta cinco veces más caro que mover gas natural y, como amoniaco, seguiría superando los costos de productores del Golfo o el norte de África. A los sobrecostos logísticos se suman los US$3‑US$7 por kilo que hoy cuesta el hidrógeno verde, frente al rango de US$1‑US$2 del gris y US$1,5‑US$3 del azul.

El economista Michael Liebreich estima que, incluso con los vientos magallánicos, producir un kilo saldría cerca de US$5 “por décadas”, quedando fuera de competencia sin subsidios. Estudios recientes refuerzan la alerta: universidades noruegas favorecen al hidrógeno azul por precio hasta 2030, y el Instituto de Potsdam prevé que ni el azul ni el verde bajarán del costo del gas natural antes de 2035, a menos que el primero falle en capturar CO₂.

La esperanza descansa en las políticas de descarbonización: la UE exige que 42 % del combustible de aviación sea renovable al 2035, China proyecta 4,2 GW de hidrógeno verde y EE. UU. ya subsidia la producción limpia. Para que la apuesta chilena brille necesitará incentivos fiscales, renovables cada vez más baratas, electrolizadores más eficientes y compradores industriales con metas climáticas estrictas. Sin esos factores, el futuro del hidrógeno verde seguirá pendiendo de la incertidumbre.