GettyImagesLa arteria que conectará la Península Ibérica con Francia y Alemania, conocida como H2med, es una de las nuevas “autopistas energéticas”, como las ha denominado la presidenta de la Comisión Europea, Úrsula von der Leyen. Se trata de obras faraónicas que unirán la Península Ibérica con Francia y Alemania en una arteria de 1.800 km de extensión. España, con siete ‘Valles del Hidrógeno’ en desarrollo, creará una red de 2.600 km de tubería para aprovechar su posicionamiento como primera potencia europea de esta industria.
Crear de cero una red como esta no es fácil. El Estado español ha encargado a Enagás el diseño y desarrollo de las nuevas infraestructuras dada su hiexperiencia en el despliegue y gestión de la red de transporte de gas natural. Para que en 2030 la red europea esté operativa, la compañía prioriza el despliegue de la Red Troncal de hidrógeno sobre parte del trazado del gasoducto actual, que le permite agilizar plazos administrativos como las farragosas declaraciones de impacto ambiental.
las obras de esta Red Troncal durante este mismo año, los técnicos de Enagás habrán demostrado que la nueva ‘autopista energética’ se hizo a pie. Para conseguir la aprobación de los 2.600 kilómetros de trazado, la energética llevará a cabo el mayor plan de comunicación de una infraestructura en la historia española. Enagás presentará, explicará y atenderá los requerimientos de más de 500 municipios de 13 comunidades autónomas. Desde abril de 2025, los responsables de la empresa ya han cubierto nueve CCAA y están en curso encuentros con 28 municipios de Zaragoza y Teruel y en la Comunidad Valenciana. El plan se cerrará en Cataluña y Murcia en torno al verano.
Mapa del H2med
Según destaca el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, “la Red Troncal española y H2med avanzan a velocidad de crucero en su desarrollo administrativo, de ingeniería y comercial, confirmando la viabilidad técnica y las fechas de puesta en operación”.
Estos movimientos de capitales, equipos humanos y territorios convertirán España en el hub de hidrógeno verde de la Unión Europea. La Red Troncal conectará en su primera fase los siete grandes centros de producción de hidrógeno verde que se desarrollan en el país y cuyo principal cliente será Alemania. Se estima que para el año 2040, la red española alcanzará los 4.670 kilómetros.
ESPAÑA GANA EN EL ‘JUEGO DE COLORES’
Las cifras de esta revolución energética europea son mareantes. España invertirá 3.300 millones de euros en su red (4.900 millones incluidos los dos depósitos subterráneos). La conexión con Portugal (vía Zamora) costará otros 350 millones. Y el Corredor H2med entre Barcelona y Marsella movilizará 2.135 millones más.
La etiqueta ‘verde’ es la clave del negocio. El hidrógeno ya es conocido como vector energético, pero su producción es poco competitiva por los costes energéticos. La capacidad de aprovechar las renovables (baratas) para generar hidrógeno ‘verde’ marca la diferencia. El coste de generación en España es un 40% inferior al del centro y el norte de Europa.
Para la UE, que el hidrógeno sea ‘verde’ era indispensable para apoyar con fondos europeos el despliegue de estas ‘autopistas energéticas’. En enero de 2025, Bruselas aportó 75,8 millones para la fase de estudios de los primeros ejes de la Red Troncal Española y del almacenamiento subterráneo ‘North 1’. La Comisión ha financiado también el proyecto H2med (28,3 millones para la fase de estudios) y el enlace entre España y Portugal (7,2 millones para ingeniería básica y de detalle del proyecto y de su estación de compresión).
Al ratificarlos como proyectos estratégicos, Bruselas da el carpetazo definitivo a la polémica surgida tras la negativa de Francia a ceder su territorio para el paso del H2med si no podía inyectar su hidrógeno generado con energía nuclear, el llamado hidrógeno rosa. El veto francés forzó un pulso político entre la Comisión y el Consejo europeos sobre si la nuclear es o no una energía renovable al no emitir gases con efecto invernadero. Pero, a conflicto político, solución política. Bruselas aceptó el hidrógeno rosa como renovable y se aseguraba un suministro energético propio y la descarbonización de su industria.
El consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo
Además, permite a la UE poder ‘desterrar’ la producción de hidrógeno con energías contaminantes como el hidrógeno gris (generado con gas natural), el azul (con gas natural y captura de carbono) o el hidrógeno negro (a partir de carbón). La ventaja española en ese ‘juego de colores’ se traduce en la captación de más de 15.000 millones de inversión privada para desarrollar la nueva industria en torno a los llamados ‘Valles del hidrógeno’.
Actualmente, se desarrollan siete grandes polos industriales para generar hidrógeno verde en Gijón (Asturias), Huelva (Andalucía), Tarragona (Cataluña), Vizcaya (Euskadi), Puertollano (Ciudad Real, Castilla-La Mancha), Huesca (Aragón) y el llamado HyDeal, el proyecto más descentralizado con cobertura para el norte y el centro de la península. En total suman una capacidad de producción de 12 gigavatios (GW, equivalen a 1,7 millones de toneladas de hidrógeno). Eso sitúa a España como el futuro líder con el 30% de la capacidad total europea, por delante de Alemania (10 GW), Francia (6,5 GW), Italia (5 GW) y Países Bajos (4 GW).
EUROPA ESCARMIENTA
Para Arturo Gonzalo, 2026 será “el año del despegue del hidrógeno verde” que ha puesto de manifiesto “una convicción ampliamente compartida: la UE, el Gobierno de España y la gran industria europea tienen claro que el hidrógeno está iniciando ese despegue”. Con ello, Europa da respuesta a la dependencia energética que han demostrado la crisis por la guerra en Irán y, antes, en 2022, con el ‘cerrojazo’ ruso al suministro de gas natural tras invadir Ucrania.
Cinco años después y con una economía europea más electrificada, el cierre del Estrecho de Ormuz vuelve a poner de manifiesto la necesidad de que la UE asegure su independencia energética, abarate la factura eléctrica y acelere la descarbonización.
DESPLIEGUE PROGRESIVO
JOSÉ MARÍA GONZÁLEZ MOYA, DIRECTOR GENERAL DE APPA RENOVABLES, DESVELA EL IMPACTO DEL GRAN PROYECTO ENERGÉTICO
José María González Moya, director general de APPA Renovables
Europa tiene miles de millones de inversión en hidrógeno verde. ¿Realmente podrá ‘desengancharse’ del petróleo en 2030?
Europa está haciendo una apuesta muy relevante por el hidrógeno renovable y, sin duda, será una de las piezas estratégicas de su autonomía energética. Pero sería poco realista pensar que en 2030 podrá reducir de forma significativa su dependencia del petróleo con esta tecnología.
En la última década hemos tenido un incremento muy importante de las renovables, que ya suponen más del 55% de la electricidad en España, pero a nivel energético, el petróleo sigue siendo la mitad de nuestra energía. La descarbonización no va de una única solución, sino de combinar electrificación, eficiencia, renovables directas y moléculas renovables allí donde es más complicado electrificar. El hidrógeno renovable va a ser fundamental en sectores de difícil electrificación, pero su despliegue será progresivo y, probablemente, más de medio plazo que inmediato.
Además de las redes se está creando un tejido productivo nuevo. ¿Cómo se posiciona España?
España está muy bien posicionada para ser protagonista. Tenemos una ventaja muy clara: contamos con un recurso renovable abundante y competitivo, y eso es esencial en una tecnología como el hidrógeno renovable, cuyo coste depende en gran medida de la electricidad renovable utilizada para producirlo. Los valles del hidrógeno son especialmente interesantes porque no son sólo nuevas infraestructuras, sino la creación de un ecosistema industrial completo: generación renovable, electrólisis, industria consumidora, logística, innovación, empleo y cadena de valor. Ahí España tiene una oportunidad extraordinaria para consolidarse como productor y como polo industrial y tecnológico.
¿Cómo afectará el hidrógeno verde a los particulares?
A corto plazo, el principal cliente va a ser la industria, y eso tiene lógica. Debemos priorizar esta molécula allí donde más valor aporta: en procesos industriales de difícil electrificación, en transporte pesado o en determinados usos donde sustituir combustibles fósiles es especialmente complejo. Para el consumidor particular, al menos en esta primera fase, el impacto será más indirecto que directo. No será tanto una tecnología que llegue de forma inmediata al hogar como sí lo hacen el autoconsumo o la electrificación.