A Enagás reabriu sua Consulta Pública até 30 de setembro . Esta consulta não vinculativa pergunta ao mercado quanto hidrogênio ele espera produzir, consumir ou vender, e utiliza essas respostas para ajustar o tamanho da futura Rede Principal de Hidrogênio da Espanha. O processo foi inicialmente encerrado em 30 de junho com 128 empresas e quase 300 projetos , mas novas regulamentações europeias sobre energias renováveis alteraram as condições sob as quais alguns desses participantes haviam calculado sua demanda.
A mudança vem com a RED III , a terceira revisão da Diretiva Europeia de Energias Renováveis. Entre outras medidas, ela introduz novas metas para a descarbonização do transporte e aumenta progressivamente a participação dos chamados RFNBOs ( Combustíveis Renováveis de Origem Não Biológica ). Essa categoria inclui o hidrogênio renovável e os combustíveis produzidos a partir dele, desde que atendam aos critérios estabelecidos pela regulamentação europeia.
Na estrada, a meta intermediária para esses combustíveis começa em 0,2% do conteúdo energético em 2027 , aumenta para 2,5% em 2030 e atinge 11% em 2040. A consequência prática é que certos operadores terão que incorporar progressivamente esses tipos de combustíveis ou cumprir metas de descarbonização equivalentes, de modo que algumas empresas podem precisar de mais hidrogênio do que haviam previsto quando responderam inicialmente à Enagás.
A revisão surge também num momento em que o mercado espanhol apresenta uma discrepância cada vez mais visível entre os projetos anunciados e a capacidade que efetivamente consegue avançar .
Em 2026, a Moeve tomou a decisão final de investimento (FID) para os primeiros 300 MW de Onuba ; a Repsol aprovou 100 MW na Petronor , e a bp e a Iberdrola prosseguiram com 25 MW em Castellón . Ao mesmo tempo, os projetos NOON II e ODIN retiraram-se do processo espanhol associado ao Banco Europeu de Hidrogénio, apesar de terem passado por avaliações competitivas anteriores.
“Havia uma bolha de expectativas. Quando tudo começou, por volta de 2020, muitas pessoas não sabiam realmente o que era hidrogênio e esperavam muito mais do que ele poderia oferecer. Tudo isso se dissipou significativamente”, disse Marcos Rupérez , consultor especializado em hidrogênio e ligado ao setor desde 2009, à Energía Estratégica.
Este ajuste altera a interpretação dos quase 300 projetos reportados à Enagás . O número permite identificar as potenciais necessidades de produção e consumo, mas não corresponde a 300 centrais que serão construídas, nem aos volumes já contratados. Nos últimos meses, mesmo alguns dos projetos em andamento têm avançado em escala menor do que a anunciada durante o período de expansão. A Moeve mantém a ambição de atingir até 2 GW para o Vale do Hidrogênio Verde da Andaluzia, mas o primeiro investimento aprovado concentra-se em 300 MW, expansíveis posteriormente em mais 105 MW.
“O trabalho restante é muito menor e mais disperso do que imaginávamos durante o período de crescimento. Há mais projetos de engenharia detalhados e projetos específicos, mas em uma escala muito menor”, acrescentou Rupérez.
“A diferença entre os projetos que serão realizados e os que não serão continua sendo, fundamentalmente, que existe algum tipo de obrigação por parte dos governos.”
As novas regulamentações europeias introduzem precisamente essa variável. Até agora, uma parcela significativa da demanda futura dependia da escolha voluntária das indústrias em substituir os combustíveis fósseis pelo hidrogênio renovável, apesar do seu custo mais elevado. A Diretiva RED III começa a transformar parte dessa decisão em uma exigência regulatória, especialmente em atividades relacionadas a combustíveis e transporte.
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A composição dos projetos que mais avançaram em 2026 mostra onde essa transição pode ser mais fácil. Os 100 MW aprovados pela Repsol na Petronor substituirão principalmente o consumo de energia dentro da própria refinaria; os 25 MW em Castellón estão sendo desenvolvidos ao lado de uma instalação da bp que já utiliza hidrogênio cinza , atualmente produzido a partir de combustíveis fósseis; e Onuba faz parte do ecossistema industrial da Moeve em Huelva .
Nesses casos, o projeto não precisa criar um mercado completamente novo: já existe uma instalação que consome hidrogênio e pode substituir progressivamente parte desse consumo por produção renovável.
"Na Espanha, minha impressão é que os projetos que realmente avançarão serão principalmente aqueles ligados às empresas petrolíferas, substituindo o hidrogênio cinza que elas já consomem por hidrogênio verde."
A dificuldade aumenta quando a produção e a demanda precisam ocorrer simultaneamente . Um eletrolisador destinado a novos mercados precisa não apenas construir a fábrica, mas também encontrar compradores dispostos a se comprometer por anos a pagar por um produto que é ainda mais caro do que suas alternativas convencionais.
“O hidrogênio ainda não é rentável. Existe uma diferença entre o custo de produção e o preço que o mercado está disposto a pagar em praticamente todas as aplicações. E, em geral, os subsídios também não cobrem totalmente essa diferença”, alertou Rupérez.
A ajuda também não garante a FID.
Os mecanismos de apoio tentam colmatar essa lacuna. Este ano, a Espanha atribuiu 274,2 milhões de euros aos projetos ATLAS, QUIXOTGEN, P-HYNET e ZARAGOZAH2V, que totalizam 102,27 MW , através de um regime que paga um prémio por cada quilograma de hidrogénio renovável efetivamente produzido. Contudo, as desistências dos projetos NOON II e ODIN antes da decisão final demonstraram que a obtenção de apoio não elimina a necessidade de garantir financiamento, garantias e contratos de compra de energia.
É neste contexto que a Enagás volta a solicitar dados ao mercado. A questão já não se resume a contabilizar projetos, mas sim a saber quanto hidrogénio será produzido, quanto será consumido, onde esses volumes estarão localizados e quando será necessária uma ligação física . Estes parâmetros determinam a dimensão dos gasodutos, o seu trajeto e o cronograma de construção de uma infraestrutura que já começou a avançar administrativamente.
Em 30 de junho , a Enagás solicitou autorização ao Ministério da Transição Ecológica para os quatro primeiros trechos da Rede Principal de Hidrogênio da Espanha. A empresa planeja submeter os pedidos restantes entre o quarto trimestre de 2026 e o primeiro trimestre de 2027. O sistema planejado abrange aproximadamente 2.600 quilômetros e funcionará como uma grande rede de transporte, conectando áreas de produção de hidrogênio renovável com refinarias, indústrias e outros centros de consumo.
A infraestrutura também precisará ser conectada ao H2med , o corredor europeu projetado para transportar hidrogênio da Península Ibérica para a França e, posteriormente, para outros mercados do continente. Dessa forma, a rede espanhola visa não apenas abastecer o consumo interno, mas também canalizar parte da produção destinada à exportação.
A própria Rede Backbone surgiu de um processo semelhante. A Chamada de Manifestação de Interesse de 2023 reuniu 206 empresas e 650 projetos , identificando os principais polos de produção e consumo que serviram de base para o projeto da infraestrutura. Três anos depois, o mercado que a utilizará está mais seletivo e concentra suas decisões em aplicações com demanda identificada, enquanto parte do planejamento inicial é reduzida, atrasada ou desaparece.
A reabertura até 30 de setembro permitirá à Enagás avaliar se as novas obrigações regulamentares reforçam a procura e que percentagem dos quase 300 projetos registados mantém necessidades suficientemente firmes para se traduzirem em capacidade de transporte. Para a Enagás, os dados relevantes deixarão de ser o número de iniciativas que permanecem no mapa, passando a ser o volume que, em última análise, justificará cada troço da futura rede .