Alemania comenzó a transformar su futura red troncal de hidrógeno en un mercado concreto de capacidad de transporte. Al 23 de julio de 2026, los operadores contabilizaron reservas pagadas de entrada y salida por casi 6 GW, el doble de lo registrado en la actualización anterior, publicada el 13 de mayo.
A ese volumen se agregaron alrededor de 0,6 GW contratados para transportes entre clústeres y otros 0,5 GW solicitados que permanecían bajo evaluación. Los compromisos comerciales aparecieron varios años antes de que toda la infraestructura estuviera operativa.
“La red troncal de hidrógeno de Alemania comienza a pasar de la planificación a la comercialización”, manifestó Luis Ignacio Parada, EU Energy Policy & Regulation Director de Enagás, miembro de los consejos de ENTSOG, ENNOH, GIE y EASEE-gas, y presidente de GLE.
El tercer paquete de información de mercado mostró así un cambio de etapa. La columna vertebral alemana sumó contratos, reservas y señales localizadas de demanda a los mapas, cronogramas y previsiones técnicas que hasta ahora dominaban su desarrollo.
El proceso de reserva comenzó el 19 de marzo de 2026 para que los participantes pudieran asegurar transporte y respaldar, entre otros elementos, futuros contratos de suministro. Desde entonces, los gestores recibieron nuevas consultas y formalizaron varios acuerdos.
La capacidad de entrada se triplica hacia 2029
La infraestructura ofrecerá inicialmente 3821 MWh de capacidad agregada de entrada en 2026. El volumen aumentará hasta 5175 MWh en 2027, 8055 MWh en 2028 y alcanzará 11485 MWh en 2029.
“La capacidad total de entrada disponible en todos los clústeres aumentará de 3821 MWh en 2026 a 11485 MWh en 2029”, destacó Parada.
Después de ese máximo, la disponibilidad permanecerá por encima de 10400 MWh: llegará a 10708 MWh en 2030 y disminuirá gradualmente hasta 10465 MWh en 2034. La capacidad de salida, en paralelo, pasará de 1977 MWh en 2026 a 8811 MWh desde 2030.
Los valores correspondientes al periodo 2031-2034 se calcularon sobre la infraestructura del año comercial 2030, cuya puesta en marcha deberá completarse antes del 31 de diciembre de 2029. Las actuaciones adicionales previstas entre 2030 y 2037 podrían elevar la oferta disponible.
El futuro clúster Ost concentrará el mayor volumen del sistema. A partir de 2030 ofrecerá 4170 MWh de entrada y 2022 MWh de salida, equivalentes a alrededor de 4,2 GW y 2 GW, respectivamente.
“La mayor concentración de capacidad disponible se encuentra en el futuro clúster Ost”, precisó el directivo de Enagás, quien situó su disponibilidad desde 2030 en “alrededor de 4,2 GW equivalentes de capacidad de entrada y 2 GW equivalentes de capacidad de salida”.
Esta zona se formará mediante la integración de Mitteldeutschland, Flow y Flow 2. Su configuración abarcará corredores como Rostock-Schönermark, Greifenhagen-Rückersdorf, Kulkwitz-Milzau, Milzau-Bad Lauchstädt y Rückersdorf-Bad Lauchstädt-Ludwigshafen.
La distribución territorial busca conectar áreas de producción, terminales de importación, instalaciones de almacenamiento y centros industriales. Los mapas del informe reflejan una expansión progresiva desde los primeros segmentos de 2025 y 2026 hasta una estructura interconectada entre el norte, el este, el oeste y el sur alemán en 2029.
El clúster Nord-West también ocupará una posición estratégica. En 2030 alcanzará 2997 MWh de entrada disponible y 4072 MWh de salida, con conexiones hacia Oude, Friesland, Hamburgo, Brunsbüttel, Ellund, Salzgitter, Bremen y Huntorf.
Parada señaló que “en el clúster Nord-West, la capacidad de entrada disponible alcanza casi 3 GW en 2030”, debido a “la importancia de los centros de demanda industrial y de los corredores de importación conectados con la red troncal alemana de hidrógeno”.
La región noroeste reúne parte de los principales polos industriales del país y accesos relevantes para futuras importaciones. La combinación de consumo intensivo, infraestructura portuaria y corredores transfronterizos explica que su capacidad de salida supere a la de entrada desde 2030.
Baviera y mosaHYc amplían el mapa comercial
La red incorporará de manera gradual nuevos polos de producción y consumo. HyPipe Bavaria sumará más de 1,1 GW de entrada en Burghausen, mientras Ingolstadt contará con aproximadamente 1,3 GW en ambas direcciones.
En Burghausen, la disponibilidad llegará a 1280 MWh entre 2027 y 2029. Desde 2030 se situará en 1123 MWh de entrada y 298 MWh de salida.
Ingolstadt se incorporará en 2029 con 1301 MWh de entrada y la misma capacidad de salida. El clúster mosaHYc aportará, desde ese año, 1117 MWh en cada sentido.
“Nuevas regiones de oferta y demanda se incorporan gradualmente al sistema”, observó Parada al mencionar expresamente a HyPipe Bavaria, con más de 1,1 GW en Burghausen y 1,3 GW en Ingolstadt, además de mosaHYc, también por encima de 1,1 GW.
La entrada escalonada de estas áreas permitirá identificar dónde se concentran las necesidades reales de transporte. También ofrecerá referencias para productores, importadores y consumidores que deban definir la localización y el calendario de sus inversiones.
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Las solicitudes ya superan la oferta inicial
La principal señal de tracción comercial apareció en las zonas donde los pedidos de reserva excedieron la capacidad publicada inicialmente. Ante esa situación, los operadores aplicaron un procedimiento específico para buscar alternativas antes de rechazar los requerimientos.
“Varias solicitudes de reserva superaron la capacidad inicialmente disponible, lo que activó el proceso específico por exceso de demanda”, remarcó Parada.
El mecanismo comienza con una optimización dentro de cada zona de oferta. Cuando esa medida no resulta suficiente, los gestores evalúan una reasignación entre áreas y clústeres. La última etapa contempla intervenciones físicas, incluidos ajustes de presión o infraestructura adicional incorporada al plan de desarrollo.
Hasta la fecha de referencia, todos los casos examinados terminaron con una propuesta para el solicitante. “Todos los casos analizados hasta ahora terminaron con una oferta de reserva”, subrayó Parada.
Este resultado implica que los operadores encontraron opciones mediante optimización, redistribución o adaptación del sistema. De ese modo, la demanda adicional comenzó a orientar las decisiones de inversión en lugar de quedar limitada por la configuración original.
Los gestores invitaron, por esa razón, a presentar solicitudes aunque los volúmenes requeridos superaran la disponibilidad publicada. El exceso de demanda aporta información económica para determinar dónde conviene ampliar la infraestructura, además de representar una restricción técnica.
Los gráficos del informe mostraron un crecimiento progresivo de las contrataciones durante los años posteriores del desarrollo. Las capacidades reservadas superaron 3 GW equivalentes en los últimos ejercicios representados, mientras otras peticiones continuaban bajo análisis.
“Los gráficos agregados de reservas ya muestran capacidades reservadas superiores a 3 GW equivalentes para los últimos años de desarrollo de la red”, sostuvo el directivo, quien añadió que todavía existían solicitudes adicionales en evaluación.
La presentación agrupada protege los secretos operativos y comerciales de los participantes. Aun así, permite observar que la contratación se distribuye entre Ost, Nord-West, Burghausen, Ingolstadt, mosaHYc y los puntos de transporte interregionales, en lugar de concentrarse en un único corredor.
Contratos antes de que la red esté terminada
El dato central trasciende el volumen reservado: los participantes comenzaron a asumir compromisos de transporte de largo plazo antes de la operación completa de la infraestructura.
“Los participantes del mercado ya están dispuestos a comprometer capacidad de transporte varios años antes de que la red completa entre en operación”, afirmó el representante de Enagás.
Este comportamiento puede reducir parte de la incertidumbre asociada con una red todavía en construcción. Los contratos anticipados ofrecen visibilidad sobre quién necesita capacidad, en qué punto, durante qué periodo y en qué dirección, mientras los usuarios obtienen una base para negociar futuros suministros.
La comercialización también permite detectar cuellos de botella antes de la entrada en servicio. Las señales de congestión ya responden a solicitudes concretas del mercado, aunque la identidad de los participantes y sus volúmenes individuales permanezcan protegidos.
El despliegue del sistema de transporte coincide con una transformación más amplia del sector energético alemán. El país avanza con tres procesos destinados a incorporar más de 10 GW de capacidad gestionable hasta 2031, dentro de un marco que flexibiliza exigencias de larga duración y mejora las opciones del almacenamiento, aunque las centrales preparadas para utilizar hidrógeno conservarán un papel relevante.
Alemania lanzó, además, una primera convocatoria por 4500 MW. La Bundesnetzagentur recibirá ofertas hasta el 8 de septiembre y adjudicará contratos por 15 años a centrales gestionables, sistemas de almacenamiento y proyectos preparados para operar con hidrógeno.
La conexión entre ambas políticas será determinante. Una red con capacidad reservada puede facilitar el abastecimiento futuro de industrias e instalaciones energéticas, mientras los nuevos mecanismos de contratación podrían crear demanda adicional para proyectos compatibles con hidrógeno.
En paralelo, el Gobierno alemán pidió a Bruselas una mayor flexibilidad en las reglas europeas aplicables a este vector para destrabar inversiones y acelerar la formación del mercado. El marco regulatorio condicionará la velocidad con la que productores y consumidores podrán aprovechar la infraestructura contratada.
La convergencia entre transporte, reservas, subastas y regulación marcará el ritmo de desarrollo. La red necesita producción y demanda suficientes para sostener sus inversiones, mientras los proyectos industriales requieren certezas sobre acceso, requisitos normativos y disponibilidad futura.
Los operadores prevén publicar actualizaciones trimestrales sobre capacidades, clústeres y zonas de oferta. También ampliarán el horizonte temporal de los datos y adaptarán su presentación a las obligaciones regulatorias alemanas.
“La aparición de contratos de reserva, señales de congestión y mecanismos de ampliación de capacidad indica que el mercado europeo del hidrógeno avanza gradualmente desde los conceptos y las previsiones hacia compromisos comerciales tangibles”, concluyó Parada.
Alemania todavía debe completar buena parte de su columna vertebral de hidrógeno. Sin embargo, el espacio futuro ya comenzó a contratarse, los pedidos obligan a revisar capacidades y las señales comerciales empiezan a definir dónde será necesario reforzar la infraestructura.