Enagás ha reabierto su Convocatoria de Interés hasta el 30 de septiembre . Esta consulta no vinculante pregunta al mercado cuánto hidrógeno prevé producir, consumir o vender, y utiliza estas respuestas para ajustar el tamaño de la futura Red Troncal Española de Hidrógeno. El proceso se cerró inicialmente el 30 de junio con 128 empresas y casi 300 proyectos , pero la nueva normativa europea sobre energías renovables ha modificado las condiciones en las que algunos de estos agentes habían calculado su demanda.
El cambio se produce con la RED III , la tercera revisión de la Directiva Europea de Energías Renovables. Entre otras medidas, introduce nuevos objetivos para la descarbonización del transporte y aumenta progresivamente la proporción de los denominados RFNBO ( Combustibles Renovables de Origen No Biológico ). Esta categoría incluye el hidrógeno renovable y los combustibles derivados del mismo, siempre que cumplan los criterios establecidos por la normativa europea.
En el sector de la carretera, el objetivo parcial para estos combustibles comienza en el 0,2 % del contenido energético en 2027 , aumenta al 2,5 % en 2030 y alcanza el 11 % en 2040. La consecuencia práctica es que algunos operadores tendrán que incorporar progresivamente este tipo de combustibles o cumplir objetivos de descarbonización equivalentes, por lo que algunas empresas podrían necesitar más hidrógeno del que habían previsto cuando respondieron inicialmente a Enagás.
Esta revisión llega además en un momento en que el mercado español muestra una brecha cada vez más visible entre los proyectos anunciados y la capacidad que realmente logra salir adelante .
En 2026, Moeve tomó la decisión final de inversión (FID) para los primeros 300 MW de Onuba ; Repsol aprobó 100 MW en Petronor , y bp e Iberdrola continuaron con 25 MW en Castellón . Al mismo tiempo, NOON II y ODIN se retiraron del procedimiento español asociado al Banco Europeo de Hidrógeno, a pesar de haber superado previamente los procesos de selección competitivos.
“Existía una burbuja de expectativas. Cuando empezó, alrededor de 2020, mucha gente no sabía realmente qué era el hidrógeno y esperaba mucho más de lo que podía ofrecer. Todo eso se ha desinflado significativamente”, declaró a Energía Estratégica Marcos Rupérez , consultor especializado en hidrógeno y vinculado al sector desde 2009.
Este ajuste modifica la interpretación de los casi 300 proyectos notificados a Enagás . La cifra permite identificar las necesidades potenciales de producción y consumo, pero no se traduce en 300 plantas que se construirán, ni en volúmenes ya contratados. En los últimos meses, incluso algunos de los proyectos en desarrollo avanzan a menor escala que la anunciada durante el auge. Moeve mantiene la ambición de alcanzar hasta 2 GW para el Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, pero la primera inversión aprobada se concentra en 300 MW, ampliable posteriormente en otros 105 MW.
“El trabajo restante es mucho menor y está más disperso de lo que imaginamos durante el auge. Hay proyectos de ingeniería más detallados y específicos, pero a una escala mucho menor”, añadió Rúpérez.
“La diferencia entre los proyectos que se llevarán a cabo y los que no, radica fundamentalmente en que existe algún tipo de obligación por parte de los gobiernos.”
La nueva normativa europea introduce precisamente esta variable. Hasta ahora, una parte importante de la demanda futura dependía de que las industrias optaran voluntariamente por sustituir los combustibles fósiles por hidrógeno renovable, a pesar de su mayor coste. La Directiva de Energías Renovables III (RED III) está empezando a convertir parte de esa decisión en un requisito normativo, especialmente en las actividades relacionadas con los combustibles y el transporte.
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La composición de los proyectos que más avanzaron en 2026 muestra dónde esta transición puede ser más sencilla. Los 100 MW aprobados por Repsol en Petronor sustituirán principalmente el consumo energético dentro de la propia refinería; los 25 MW en Castellón se están desarrollando junto a una planta de bp que ya utiliza hidrógeno gris , producido actualmente a partir de combustibles fósiles; y Onuba forma parte del ecosistema industrial Moeve en Huelva .
En estos casos, el proyecto no necesita crear un mercado completamente nuevo: existe una instalación que ya consume hidrógeno y puede sustituir progresivamente parte de él por producción renovable.
"En España, mi impresión es que los proyectos que realmente saldrán adelante serán principalmente aquellos vinculados a las compañías petroleras, que sustituirán el hidrógeno gris que ya consumen por hidrógeno verde."
La dificultad aumenta cuando la producción y la demanda deben coincidir . Un electrolizador destinado a nuevos mercados no solo necesita construir la planta, sino también encontrar compradores dispuestos a comprometerse durante años a pagar por un producto que es incluso más caro que sus alternativas convencionales.
“El hidrógeno aún no es rentable. Existe una brecha entre el costo de producción y el precio que el mercado está dispuesto a pagar en prácticamente todas las aplicaciones. Y, en general, las subvenciones tampoco cubren completamente esa diferencia”, advirtió Rupérez.
La ayuda tampoco garantiza la decisión final de inversión (FID).
Los mecanismos de apoyo intentan subsanar esta deficiencia. Este año, España otorgó 274,2 millones de euros a ATLAS, QUIXOTGEN, P-HYNET y ZARAGOZAH2V, cuatro proyectos que suman 102,27 MW , mediante un programa que paga una prima por cada kilogramo de hidrógeno renovable producido. Sin embargo, la retirada de NOON II y ODIN antes de la decisión final demostró que recibir ayudas no elimina la necesidad de obtener financiación, garantías y contratos de compraventa de energía.
En este contexto, Enagás vuelve a solicitar datos al mercado. Ya no se trata simplemente de contabilizar proyectos, sino de saber cuánto hidrógeno se producirá, cuánto se consumirá, dónde se ubicarán esos volúmenes y cuándo se necesitará una conexión física . Estos parámetros determinan el tamaño de los gasoductos, su trazado y el cronograma de construcción de una infraestructura que ya ha comenzado a avanzar administrativamente.
El 30 de junio , Enagás solicitó autorización al Ministerio de Transición Ecológica para los cuatro primeros tramos de la Red Troncal Española de Hidrógeno. La compañía prevé presentar las solicitudes restantes entre el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027. El sistema proyectado abarca aproximadamente 2.600 kilómetros y funcionará como una gran red de transporte, conectando las zonas de producción de hidrógeno renovable con refinerías, industrias y otros centros de consumo.
La infraestructura también deberá conectarse con H2med , el corredor europeo diseñado para transportar hidrógeno desde la Península Ibérica a Francia y, posteriormente, a otros mercados del continente. De esta forma, la red española está diseñada no solo para abastecer el consumo interno, sino también para canalizar parte de la producción destinada a la exportación.
La propia Red Troncal surgió de un proceso similar. La Convocatoria de Interés de 2023 reunió a 206 empresas y 650 proyectos , identificando los principales centros de producción y consumo que sirvieron de base para el diseño de la infraestructura. Tres años después, el mercado que la utilizará es más selectivo y centra sus decisiones en aplicaciones con demanda identificada, mientras que parte de la cartera original se reduce, se retrasa o desaparece.
La reapertura hasta el 30 de septiembre permitirá a Enagás evaluar si las nuevas obligaciones regulatorias refuerzan la demanda y qué proporción de los casi 300 proyectos registrados mantiene necesidades suficientemente firmes como para traducirse en capacidad de transporte. Para Enagás, los datos relevantes ya no serán cuántas iniciativas permanecen en el mapa, sino qué volumen justificará finalmente cada tramo de la futura red .