El hidrógeno verde se ha colado en la agenda energética europea como uno de los vectores llamados a transformar la industria y el transporte pesado, pero su despliegue real avanza más despacio de lo que marcaban las previsiones iniciales. Entre proyectos millonarios, exigencias regulatorias y dudas sobre su viabilidad económica, España y, en particular, Galicia se han convertido en un buen termómetro de hasta qué punto esta tecnología está pasando de los titulares a la realidad.
Mientras grandes grupos energéticos ajustan sus carteras y fondos internacionales toman posiciones para no quedarse fuera del negocio, el sector se enfrenta a una serie de incógnitas de fondo: desde el elevado consumo de energía necesaria para producir hidrógeno renovable hasta la dificultad de asegurar clientes industriales estables que justifiquen las inversiones. El resultado es un escenario en el que coexisten anuncios ambiciosos, proyectos piloto ya operativos y una fase de criba que está dejando fuera muchas iniciativas sobre el papel.
Qué es el hidrógeno verde y por qué genera tantas expectativas
Cuando se habla de hidrógeno verde se hace referencia a un vector energético obtenido mediante electrólisis del agua, separando sus moléculas en hidrógeno y oxígeno gracias a una corriente eléctrica. La clave para que se considere realmente renovable está en que esa electricidad proceda en exclusiva de fuentes como la eólica, la energía solar o la hidráulica.
El proceso se lleva a cabo con electrolizadores que, alimentados con energía renovable, generan un combustible que durante su uso no emite dióxido de carbono. No obstante, que el consumo final sea limpio no implica automáticamente que todo su ciclo de vida lo sea, y ahí es donde se abre buena parte del debate actual sobre su papel real en la transición energética.
En el mapa del hidrógeno se suelen diferenciar tres grandes categorías: el hidrógeno gris, producido a partir de combustibles fósiles; el azul, que incorpora sistemas de captura y almacenamiento de carbono; y el hidrógeno verde o renovable, que solo utiliza electricidad limpia. De los tres, únicamente este último encaja con los objetivos europeos de neutralidad climática a medio y largo plazo.
Sobre el papel, el hidrógeno renovable está llamado a ser una pieza importante en la descarbonización de sectores industriales difíciles de electrificar, como el acero, la química pesada o ciertas actividades de refino, además del transporte pesado por carretera y parte del marítimo. También puede actuar como sistema de almacenamiento estacional de energía, aprovechando los excedentes renovables y devolviendo electricidad o calor cuando la demanda lo requiere.
Los grandes retos energéticos y técnicos del hidrógeno verde
Más allá de sus beneficios potenciales, expertos y analistas subrayan que el camino no está ni mucho menos despejado. Uno de los puntos críticos es que el balance energético total del hidrógeno verde sigue siendo muy exigente: para producirlo, almacenarlo, transportarlo y utilizarlo se requiere hoy más energía de la que se termina recuperando en muchos casos.
Actualmente, la energía necesaria para separar el hidrógeno de otros elementos y hacer viable su uso a gran escala sigue siendo muy elevada. A nivel global se consumen más de 100 millones de barriles de petróleo al día, de los que en torno a dos tercios se destinan al transporte, según la Agencia Internacional de la Energía. Sustituir una parte significativa de ese volumen por hidrógeno renovable implicaría multiplicar la capacidad de generación renovable instalada y asumir un esfuerzo inversor colosal.
Además, el propio gas de hidrógeno plantea desafíos físicos nada triviales. Es un elemento de baja densidad, altamente inflamable y corrosivo, cuyas moléculas tienden a escaparse por la más mínima fisura. Para mantenerlo en estado líquido se necesitan temperaturas cercanas a los -253 °C, algo que complica y encarece tanto su almacenamiento como su transporte a larga distancia.
Otro aspecto que preocupa a parte de la comunidad científica es el origen de la energía y de los materiales necesarios para levantar toda la infraestructura asociada: desde la fabricación de aerogeneradores, paneles solares y electrolizadores PEM hasta las redes eléctricas y las plantas de tratamiento de agua. En gran medida, estos procesos siguen dependiendo de combustibles fósiles, lo que plantea dudas sobre el balance energético y climático real de determinados proyectos.
En la práctica, muchos análisis coinciden en que, a día de hoy, el “débito energético” inicial del ciclo del hidrógeno —toda la energía invertida en su producción y manejo— supera aún el “crédito” que se recupera cuando se utiliza. Esta realidad obliga a extremar la prudencia a la hora de considerar al hidrógeno verde como solución universal y refuerza la idea de reservarlo para usos en los que no haya alternativas más eficientes.
España como futuro hub europeo de hidrógeno verde
En paralelo a estas discusiones técnicas, España se ha marcado el objetivo de convertirse en un gran nodo de producción y exportación de hidrógeno renovable hacia el resto de Europa. La combinación de recurso solar y eólico, junto con infraestructuras gasistas ya consolidadas y una posición geográfica estratégica, coloca al país en una posición ventajosa.
Sin embargo, la experiencia reciente evidencia que el salto hacia la autonomía energética plena está lejos de haberse completado. Pese al fuerte despliegue de renovables en las dos últimas décadas, la dependencia energética exterior española ronda aún el 69%, solo ocho puntos menos que en 2004 y unos veinte puntos por encima de la media europea. El gas y el petróleo siguen representando cerca del 70% de la energía consumida, con el transporte y buena parte de la industria muy expuestos a las tensiones geopolíticas.
En este contexto, el hidrógeno verde se presenta como una de las vías para reducir importaciones de combustibles fósiles, siempre que se logre integrar de forma eficiente en los procesos industriales y en los sistemas de movilidad. Al mismo tiempo, la Unión Europea impulsa grandes corredores como H2Med, concebidos para canalizar hidrógeno renovable desde la península ibérica hacia Francia y otros mercados comunitarios.
El desarrollo de estos corredores y de los valles de hidrógeno repartidos por la geografía española se apoya, en buena medida, en fondos europeos y en la llegada de grandes inversores internacionales especializados. Esta mezcla de capital local y global está redefiniendo el mapa empresarial del sector y condicionando el ritmo al que los proyectos pueden avanzar.
La nueva etapa de Enagás Renovable y la entrada de Hy24
Uno de los movimientos corporativos más relevantes de los últimos meses ha sido la reconfiguración del accionariado de Enagás Renovable, compañía que agrupa una amplia cartera de proyectos de hidrógeno verde y biometano en España. El cambio se ha producido en paralelo a las exigencias regulatorias de la nueva legislación europea, que obliga a separar de forma más clara las actividades de transporte de gas y de producción de energía.
En este ajuste, Enagás ha reducido su participación en la filial renovable hasta el 20%, mientras que la plataforma de inversión Hy24 ha pasado a controlar el 80% del capital. Para ello, adquirió un 40% de Enagás y sendos paquetes del 5% a Navantia y a Pontegadea, el brazo inversor de Amancio Ortega. El movimiento permite a la compañía alinearse con las normas comunitarias y, al mismo tiempo, reforzar su músculo financiero de cara al próximo ciclo inversor.
Hy24, participada por el fondo francés Ardian y FiveT Hydrogen, se ha posicionado como la mayor plataforma mundial de inversión en infraestructuras de hidrógeno. Su desembarco en el capital de Enagás Renovable pretende facilitar el acceso a financiación y agilizar la toma de decisiones en proyectos complejos, donde la rapidez para asegurar permisos, socios y clientes puede marcar la diferencia frente a otros mercados.
El plan conjunto contempla una inversión de alrededor de 2.000 millones de euros en proyectos de hidrógeno verde en España, a los que se suman hasta 450 millones adicionales para el desarrollo de una docena de plantas de biometano. En el ámbito estrictamente del hidrógeno renovable, la cartera manejada ronda los 1.200 MW de capacidad de electrólisis entre proyectos propios y participados.
La hoja de ruta fija como objetivo llegar a 2030 con 250 MW de capacidad de electrolizadores operativos y unos 800 millones de inversión movilizada. A partir de esa fecha, el propósito es completar el despliegue del resto de la cartera, añadir otros 600 MW y elevar el esfuerzo inversor acumulado por encima de los 2.000 millones, siempre en función de la evolución de la demanda y del entorno regulatorio.
Proyectos destacados en España: de los pilotos a las megainstalaciones
Enagás Renovable y sus socios tienen en marcha una decena de proyectos vinculados al hidrógeno verde en diferentes fases de desarrollo, con especial énfasis en la descarbonización de grandes polos industriales. En conjunto, solo en la primera ola de iniciativas se prevé alcanzar 250 MW de generación renovable asociada y cerca de 800 millones de euros en inversiones de aquí a 2030.
En el tramo de proyectos en construcción, la compañía suma más de 410 MW de potencia en enclaves con elevada demanda energética. Entre los de mayor envergadura figuran la planta de Onuba, en Huelva, con 300 MW, y la instalación de , con otros 100 MW, orientadas sobre todo a sustituir hidrógeno gris utilizado actualmente en instalaciones petroquímicas y refinerías.
Además de estas megainstalaciones, la empresa ya opera un proyecto piloto en Mallorca que se ha convertido en uno de los referentes para medir el potencial del hidrógeno verde en entornos insulares. La experiencia acumulada en esta planta sirve de base para futuras réplicas tanto dentro como fuera de la Unión Europea, especialmente en regiones con limitaciones para el suministro energético convencional.
En paralelo, la firma participa en otros proyectos ligados a la producción de combustibles sintéticos y soluciones de movilidad en localizaciones como Bilbao, Cartagena o Huelva, en alianza con grupos como Repsol, Petronor o Moeve. La idea es combinar la producción de hidrógeno con su uso directo en procesos industriales y en flotas de transporte, cerrando así un círculo que permita reducir emisiones en toda la cadena de valor.
El éxito de esta estrategia dependerá en buena medida de la capacidad para cerrar acuerdos de compra a largo plazo con la industria, algo que asegure ingresos estables y permita justificar la inversión en electrolizadores, renovables asociadas y redes de distribución. Sin esa demanda anclada, muchos de estos valles del hidrógeno podrían quedar en fases preliminares más tiempo del previsto.
El proyecto piloto de hidrógeno verde en Mallorca
La planta de hidrógeno renovable de Mallorca, puesta en marcha en 2022, fue uno de los primeros proyectos en España en recibir financiación directa de la Comisión Europea, con una ayuda de 10 millones de euros sobre una inversión total prevista de unos 50 millones. El objetivo era testar en un entorno real toda la cadena de valor: generación renovable, producción de hidrógeno, distribución y diferentes usos finales.
La instalación, ubicada en las antiguas instalaciones industriales de Cemex en Lloseta, forma parte del acuerdo de reindustrialización alcanzado tras el cierre de la planta cementera. Con una capacidad de 2,5 MW, se trata de un proyecto de tamaño relativamente reducido, pero suficiente para demostrar el comportamiento técnico y económico de este tipo de infraestructuras en una isla.
El desarrollo no ha estado exento de contratiempos. Problemas técnicos en el diseño del electrolizador obligaron a interrumpir temporalmente la actividad, que se retomó en 2024 una vez solventadas las incidencias. Pese a ello, la planta se mantiene como un banco de pruebas relevante para futuras inversiones, tanto en Baleares como en otros archipiélagos o territorios aislados.
Los usos del hidrógeno producido en Mallorca se reparten en varios frentes. Una fracción se inyecta directamente en la red de distribución de gas natural de la isla, contribuyendo a descarbonizar consumos domésticos e industriales al mezclarlo con gas convencional. Otra parte se destina a alimentar una flota de cinco autobuses de la EMT de Palma, que se convirtieron en los primeros vehículos de transporte público de la ciudad impulsados por hidrógeno.
Además, la planta sirve para suministrar hidrógeno a pilas de combustible que generan electricidad y calor para un hotel de Palma, con la previsión de atender también una instalación similar en una terminal portuaria. El diseño del proyecto está pensado para poder escalarse y replicarse, con la participación de compañías como Acciona, Redexis o Calvera, además de diferentes instituciones y centros de investigación.
Galicia: del boom de anuncios a la criba de proyectos de hidrógeno verde
Si hay una comunidad autónoma que ilustra bien el cambio de ciclo del hidrógeno verde, esa es Galicia. En los últimos años se llegaron a presentar hasta 30 iniciativas relacionadas con el hidrógeno renovable, con una inversión agregada estimada en unos 2.100 millones de euros, según la Asociación Gallega del Hidrógeno (AGH2).
El atractivo de Galicia no es casual. La comunidad dispone de abundantes recursos hídricos y eólicos, un alto porcentaje de generación eléctrica renovable —cerca del 84,6% de la energía producida tiene origen limpio— y una posición estratégica en las rutas marítimas del Atlántico norte. A esto se suma la disponibilidad de suelo industrial en zonas de reconversión como As Pontes o Meirama y la existencia de puertos como A Coruña, Ferrol o Vigo con potencial para convertirse en nodos logísticos del hidrógeno.
Con todo, el primer informe trimestral del Observatorio Gallego del Hidrógeno, impulsado por la AGH2 y el Instituto Enerxético de Galicia (INEGA), confirma que el sector ha pasado de una fase de fuerte impulso mediático a una etapa de maduración, en la que la clave ya no es tanto anunciar nuevos proyectos como demostrar su viabilidad real. A cierre del primer trimestre de 2026, solo seis iniciativas mantenían tramitación administrativa activa.
Este ajuste supone que apenas un 20% de las propuestas iniciales ha superado la criba impuesta por el mercado, los requisitos regulatorios y la dificultad para asegurar financiación. Las empresas que continúan adelante con sus planes son, principalmente, Ignis, Repsol, la alianza H2Pole, Accionaplug, Tasga y Statkraft, cada una con proyectos en distintos puntos de la geografía gallega.
El Observatorio subraya que esta concentración no es un fenómeno aislado, sino que responde a un patrón similar al observado en el conjunto de España y Europa: una evolución desde la proliferación de anuncios hacia una selección de iniciativas con mayor solidez técnica y modelos de negocio bancables. El gran desafío ahora es que estas ideas se traduzcan en decisiones finales de inversión y en contratos de suministro firmes con la industria.
Los seis proyectos de hidrógeno verde que siguen vivos en Galicia
Entre las iniciativas que continúan en tramitación, destaca el proyecto de Accionaplug en Morás (Arteixo), una planta de 20 MW de potencia y capacidad para producir unas 2.990 toneladas anuales de hidrógeno verde. Este desarrollo acaba de obtener la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable y está a la espera de la Autorización Ambiental Integrada para seguir avanzando.
Otro de los proyectos tractores es H2Pole, impulsado inicialmente por Reganosa y EDP Renováveis en As Pontes. Con una producción estimada de alrededor de 15.000-16.000 toneladas de hidrógeno al año y una inversión cercana a los 156 millones de euros, se trata de una de las infraestructuras más avanzadas del catálogo gallego y está llamada a jugar un papel relevante en la reconversión energética de la comarca.
En Begonte, Iberdrola y Foresa promueven Green Meiga, orientado a la fabricación de metanol verde. El proyecto prevé poner en el mercado unas 100.000 toneladas anuales de este combustible sintético, con un presupuesto aproximado de 500 millones de euros y una fecha de entrada en operación que se sitúa en torno a 2027, siempre condicionada a la evolución de los permisos y la financiación.
También sobresale el proyecto Triskelion, ligado a Forestal del Atlántico y centrado igualmente en la producción de e-metanol en el entorno de As Pontes, que ha sido reconocido como estratégico por la Comisión Europea para acelerar su tramitación y facilitar el acceso a fondos públicos. Este desarrollo se integra en la iniciativa Valdo Eume, diseñada para dinamizar la zona tras el cierre de la central térmica.
Completan la lista el Valle H2 A Coruña, liderado por Ignis y con una potencia prevista de alrededor de 251,8 MW y una inversión de unos 170 millones de euros con apoyo estatal, así como Julio Verne, la primera planta de hidrógeno verde en un puerto gallego (Vigo), con 2 MW de potencia y una inversión de 4,5 millones. Este último tiene un marcado componente demostrativo y logístico, al estar emplazado en un enclave clave para el tráfico marítimo.
Financiación europea, demanda industrial y nuevas normas
Pese a este conjunto de proyectos avanzados, Galicia se enfrenta a una debilidad financiera estructural respecto a otras regiones españolas. Ninguna de sus iniciativas ha sido seleccionada dentro del programa europeo IPCEI Hy2Use, que canaliza ayudas directas a grandes proyectos de hidrógeno, dejando a la comunidad en desventaja frente a territorios como el País Vasco, Asturias o Andalucía, que sí han asegurado parte de esa financiación.
La supervivencia de los proyectos gallegos descansa ahora, en buena medida, en la capacidad para captar recursos en convocatorias concretas como la segunda ronda del Banco Europeo del Hidrógeno, gestionada en España por el IDAE y dotada con 440,5 millones de euros, así como en las líneas del partenariado europeo Clean Hydrogen bajo el paraguas de Horizonte Europa, cuyo plazo actual expira a mediados de abril de 2026.
El informe del Observatorio también destaca el impacto del Real Decreto 149/2026, aprobado en febrero, que endurece los requisitos técnicos y financieros para los proyectos de hidrógeno renovable. La intención es asegurar que las iniciativas que avancen hacia fases de construcción no respondan solo a expectativas especulativas, sino que tengan detrás una demanda industrial clara y la capacidad de contribuir de forma efectiva a la descarbonización.
En este punto, uno de los principales cuellos de botella es precisamente la falta de acuerdos de compra a largo plazo (offtake) con consumidores industriales. A diferencia de otras áreas con fuerte concentración de grandes fábricas, en Galicia la demanda potencial de hidrógeno sigue siendo difusa, lo que frena el cierre de la financiación bancaria y privada necesaria para dar luz verde definitiva a las inversiones.
El Observatorio insiste en que, para que los proyectos gallegos puedan culminar la tramitación y llegar a la fase de obra, resulta imprescindible consolidar modelos de negocio robustos, cerrar contratos de suministro y avanzar en la mejora de la red eléctrica, un factor que condiciona el desarrollo de varias iniciativas. El segundo trimestre de 2026 estará marcado por la evolución de estos expedientes y por las resoluciones de las convocatorias europeas de apoyo.
Mirando al conjunto de España y Europa, el hidrógeno verde se encuentra en un momento de transición en el que las grandes promesas empiezan a medirse con parámetros más estrictos de rentabilidad, eficiencia y utilidad climática. Proyectos como el piloto de Mallorca, los valles industriales en la península y las iniciativas en Galicia servirán para comprobar hasta qué punto esta tecnología puede ocupar el lugar que se le ha reservado en los planes de descarbonización. La clave estará en combinar ambición con realismo, asegurando que cada euro invertido en hidrógeno contribuya de forma eficaz a reducir emisiones y fortalecer la seguridad energética sin perder de vista sus límites técnicos y energéticos actuales.
