El hidrógeno para mañana pasa por construirse hoy

Parece que en España pretendemos pasar del powerpoint al pipework, o al menos esta es la sensación que me llevé el pasado miércoles 28 en el 4º Día del Hidrógeno organizado por ENAGÁS. Se pretendió compartir una imagen que muestra el paso de la visión a la ejecución. El Gobierno anunció un Anteproyecto de Ley que abordará la trasposición del Paquete europeo del hidrógeno, para crear un sistema nacional del hidrógeno y un mercado regulado, mientras H2Med y la Red Troncal Española avanzan con rapidez en su tramitación, ingeniería y preparación comercial.

Este alineamiento político, regulatorio y técnico debería permitir a España consolidar su posición como hub europeo del hidrógeno renovable, aunque para ello seguirá siendo imprescindible coordinar regulación, infraestructuras y demanda bajo un marco de señales de precio estables.

Durante la jornada se destacaron varios anuncios clave:

• La confirmación del Anteproyecto de Ley del Hidrógeno, que será esencial para la certificación, la habilitación de infraestructuras y la seguridad jurídica de los inversores.
• El impulso continuado de H2Med y de la Red Troncal, con Enagás asegurando un avance “a velocidad de crucero” tanto técnico como administrativo.
• El refuerzo de la apuesta europea, con Alemania manteniendo un compromiso especialmente firme y la Comisión situando a H2Med como corredor prioritario para conectar oferta y demanda del continente.
• Un mensaje unánime del regulador: el hidrógeno es un “proyecto de conjunto”, que solo funcionará si se mantiene una colaboración real entre administraciones, industria y academia.

La Península Ibérica sigue siendo una zona preferencial para producir hidrógeno

Toda la cadena de valor sigue destacando que la situación geográfica, industrial y política de España la sitúa en una “posición singularmente favorable”: recurso renovable competitivo, base industrial, red gasista reutilizable y corredores en desarrollo. Esta combinación deberá permitir la aceleración de la curva de aprendizaje y reducir costes a medida que los proyectos vayan siendo una realidad.

Entre los mensajes más positivos del día destacaría:

• Infraestructuras estratégicas: H2Med y la Red Troncal avanzan en certificados, ingeniería y comercialización preliminar, anclando el papel de España como pasarela de moléculas renovables hacia Europa
• Apuesta firme del Gobierno Español (alineándose con el Europeo): el Plan de Recuperación ya ha concedido 3.155 M€ a +100 proyectos (≈4 GW de capacidad), catalizando polos industriales y casos de uso (refinerías, movilidad, química, metalurgia)

Dosis de Realismo: algunos retos que creo marcarán el ritmo (2026–2028) y que deberemos vencer si queremos que el hidrógeno y sus derivados sean una realidad y no una simple anécdota

A pesar del tono optimista, también quedó claro que existen retos importantes que todavía debemos superar. Sin esta mirada crítica, muchos proyectos actuales correrían el riesgo de quedarse como una anécdota de “lo que podría haber sido”. Quedando en riesgo nuestra política europea de descarbonización e independencia energética

1. Demanda insuficiente en el corto plazo: existe riesgo de que entren infraestructuras antes de que haya consumo industrial suficiente si no se aceleran los contratos y las señales de precio.
2. Costes todavía altos: el LCOH sigue siendo poco competitivo. La exposición del CEO de Thyssenkrupp fue un recordatorio de esta realidad: renunciaron a una subvención alemana por no cuadrar el precio/kg del H₂ renovable, optando temporalmente por pasar del carbón al gas natural antes de una futura transición al hidrógeno verde.
3. Marco regulatorio por completar: certificación, mercado regulado, trasposición de REDIII, normas de transporte y almacenamiento… todas ellas piezas críticas para la bancabilidad y los FID.
4. Infraestructuras con CAPEX elevado y tiempos largos: la coordinación entre oferta, demanda y regulación será clave para evitar infrautilización.
5. Falta de señales de precio a largo plazo: necesitamos CfD, PPAs de hidrógeno, garantías de origen sólidas y mecanismos estables a más de 10 años.
6. Retos técnicos y logísticos: integración en red, eficiencia, pérdidas, compresión, frío y disponibilidad de equipos siguen siendo cuellos de botella.
7. Gemelo Digital e IA: apenas se mencionó durante el día, pero será imprescindible para optimizar, simular, operar y hacer resilientes las instalaciones futuras.
8. Atracción de talento: un punto sorprendentemente ausente en la jornada. Hoy el hidrógeno sigue siendo atractivo, pero si el sector no acelera, el talento migrará hacia otros vectores energéticos o tecnológicos.

Acciones necesarias según mi visión

• Reguladores y administraciones: acelerar la aprobación del Anteproyecto, la transposición de REDIII y el desarrollo reglamentario, alineando todo con los instrumentos europeos (subastas, TEN‑E, Grids Package).
• Industria y offtakers: pasar de MOUs a contratos vinculantes a largo plazo. Sin ellos no habrá FID.
• Inversores y financiadores: priorizar proyectos con visibilidad regulatoria, cercanos a la demanda y conectados a corredores como H2Med y la Red Troncal. Beneficiarse de las ventanas de ayudas y blended finance europeas

Mi reflexión

La Península Ibérica ni se ha movido de sitio —su posición privilegiada para generar electricidad renovable sigue intacta— ni ha perdido atractivo para convertirse en un hub energético donde el hidrógeno renovable y sus derivados jueguen un papel determinante.

Ahora bien, estamos entrando en tiempo de descuento. Este año veremos avanzar varios proyectos relevantes, sobre todo los impulsados por grandes energéticas del sector del refino. Es lógico en 2026, pero el verdadero salto tiene que llegar después: los proyectos ubicados en los Valles de Hidrógeno deben tomar el relevo y, a su vez, necesitamos que el FID (final investment decision) de la red troncal se produzca a principios de 2027. Solo así los proyectos que dependan de esa infraestructura para llegar a sus offtakers tendrán una oportunidad real.

Mi impresión —y creo que muchos en el sector comparten esta lectura— es que, por distintas circunstancias (muchas ya mencionadas), vamos con al menos dos años de retraso respecto a lo que planteaba el PNIEC. Este año veremos movimiento, sí, pero principalmente en proyectos de gran volumen liderados por energéticas, cuyos propios usos internos (refino) actúan como offtaker natural. Hasta aquí, nada sorprendente.

El reto viene después:
1) Que en 2027 los proyectos de los Valles de Hidrógeno avancen, sin necesidad de red troncal.
2) Que, en una segunda fase, tras un FID positivo de la infraestructura (crucemos dedos y sea a primeros del 2027), puedan activarse los proyectos que dependen de ella para transportar hidrógeno a larga distancia.

Conviene recordar que, una vez tomado un FID, el COD (Commercial Operation Date) no llega antes de 2–3 años, así que no veremos un uso significativo hasta dentro de 3, 4 o más años desde la decisión final de inversión.

Por eso, el reto ya no es imaginar el hidrógeno del futuro, sino empezar a construir hoy las plantas que necesitará la industria del mañana.