Después de años dominados por anuncios a escala gigavatio, 2026 dejó señales mucho más concretas: Moeve llevó a FID los primeros 300 MW de Onuba, Repsol aprobó otros 100 MW en Petronor y bp e Iberdrola avanzan con 25 MW en Castellón, mientras otros proyectos abandonaron procesos de ayudas incluso después de superar filtros competitivos europeos.
La fotografía muestra actividad, pero también una selección mucho más dura entre el volumen anunciado y la capacidad que efectivamente consigue acercarse a construcción.
Para Marcos Rupérez, consultor especializado en hidrógeno y vinculado al sector desde 2009, no se trata únicamente de una cuestión de madurez de los proyectos.
“Hubo una burbuja de expectativa. Cuando empezó, alrededor de 2020, mucha gente no sabía realmente lo que era el hidrógeno y esperaba mucho más de lo que podía dar. Todo aquello se ha desinflado de manera muy importante”.
La corrección que describe tiene una variable central: la economía de los proyectos todavía no termina de cerrar.
Durante los últimos años España y la Unión Europea desplegaron diferentes esquemas de apoyo destinados a reducir esa distancia. Entre ellos aparecen los IPCEI, los valles de hidrógeno y, más recientemente, las primas por kilogramo producido asociadas al Banco Europeo del Hidrógeno.
Sin embargo, Rupérez considera que incluso esos mecanismos tienen dificultades para resolver por completo la distancia entre costes y disposición a pagar.
“El hidrógeno sigue sin ser rentable. Existe un gap entre el coste de producción y el precio que puede pagar el mercado y, en general, las subvenciones tampoco cubren completamente esa diferencia”.
La advertencia encuentra un ejemplo especialmente visible en las últimas subastas.
España terminó adjudicando €274,2 millones a ATLAS, QUIXOTGEN, P-HYNET y ZARAGOZAH2V, cuatro proyectos que suman 102,27 MW y recibirán apoyo en función del hidrógeno renovable efectivamente producido.
Pero llegar hasta la adjudicación tampoco garantiza la inversión.
Antes de la resolución definitiva, NOON II y ODIN desistieron del procedimiento, pese a haber quedado inicialmente incluidos dentro del mecanismo español asociado a la tercera ronda del Banco Europeo del Hidrógeno.
El episodio puso sobre la mesa una cuestión que el mercado europeo empieza a asumir: una prima puede mejorar los números, pero después siguen siendo necesarios compradores, financiación, garantías y contratos capaces de sostener el proyecto durante años.
Las refinerías empiezan con ventaja
En este contexto, Rupérez identifica un tipo de proyecto con una posición claramente más favorable: aquel que no necesita crear su demanda desde cero.
Las refinerías ya consumen hidrógeno de origen fósil dentro de sus procesos y cuentan, por tanto, con la posibilidad de sustituir progresivamente ese volumen por producción renovable.
A esa demanda existente se suman las obligaciones europeas que comienzan a introducir cuotas de combustibles renovables y RFNBO en determinados usos.
“En España, mi impresión es que los proyectos que realmente avanzarán serán principalmente los vinculados a las petroleras, sustituyendo el hidrógeno gris que ya consumen por hidrógeno verde”.
La composición de los proyectos que más han avanzado durante los últimos meses refuerza esa lectura.
Los 100 MW de Petronor se destinarán principalmente a reemplazar consumos dentro de la propia refinería y abastecer actividades industriales cercanas.
En Castellón, los 25 MW impulsados por bp e Iberdrola también nacen junto a una refinería y sustituirán parcialmente el hidrógeno gris empleado actualmente en sus procesos.
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Y Onuba, aunque de mayor escala y con una estrategia más amplia asociada al Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, forma parte del ecosistema industrial de Moeve en Huelva.
Para Rupérez, la diferencia respecto de otros modelos es precisamente que allí existe una utilidad industrial identificable desde el inicio.
El escenario se vuelve mucho más complejo cuando el proyecto depende de construir simultáneamente la producción y un mercado que todavía no existe.
Amoníaco renovable, movilidad pesada, combustibles sintéticos y otras aplicaciones pueden encontrar nichos concretos, pero su desarrollo queda condicionado por la capacidad del consumidor de asumir una prima considerable frente a las alternativas convencionales.
De los gigavatios al tamaño que realmente necesita el mercado
El consultor también cuestiona la escala con la que se evaluó el hidrógeno durante los primeros años del boom.
Moeve continúa manteniendo un objetivo de hasta 2 GW para el conjunto del Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, pero su primera decisión de inversión se concentra en 300 MW, ampliables posteriormente en otros 105 MW.
Rupérez utiliza esa diferencia no para anticipar la cancelación de las siguientes fases, sino para señalar cuánto se ha reducido el horizonte temporal y el tamaño efectivo de las decisiones que hoy toman las compañías.
“Lo que queda ahora es trabajo en proyectos más pequeños y diseminados. Hay ingeniería de detalle y proyectos concretos, pero con una escala muy inferior a la que se imaginaba durante el boom”.
Incluso varios cientos de megavatios pueden resultar modestos si se comparan con los enormes flujos energéticos que atraviesan diariamente una refinería o con el volumen de combustibles fósiles que el hidrógeno aspiraba originalmente a reemplazar.
Ahí aparece otra diferencia respecto del relato inicial.
El hidrógeno dejó de perfilarse únicamente como una herramienta para absorber grandes cantidades de renovables y comenzó a evaluarse aplicación por aplicación, identificando dónde el coste adicional puede justificarse y dónde la electrificación directa resulta más eficiente.
Rupérez pone como ejemplo la movilidad pesada.
“Puedes plantear vender hidrógeno a furgonetas o camiones, pero tienes que competir con vehículos eléctricos que, en muchos casos, cuestan menos y consumen mucha menos energía. Puede haber determinados nichos, pero mientras no sea competitivo no hay mucha más ciencia”.
Esa selección tecnológica también puede terminar reduciendo considerablemente el universo de proyectos respecto del pipeline anunciado.
¿Puede desaparecer el “sector del hidrógeno”?
La tesis más disruptiva de Rupérez no es que España vaya a quedarse sin electrolizadores.
Es justamente la contraria: pueden existir instalaciones funcionando sin que finalmente aparezca la industria independiente que se imaginó alrededor del hidrógeno.
Si el despliegue termina concentrándose en refinerías, fertilizantes y algunos usos industriales concretos, el electrolizador podría integrarse dentro de plantas existentes del mismo modo que cualquier otra pieza de proceso.
“Puede haber proyectos instalados y funcionando en Repsol, Moeve y otras compañías, pero el electrolizador podría terminar siendo simplemente otro equipo dentro de una refinería”.
Eso no supondría necesariamente el fracaso de la tecnología.
Sí implicaría una transformación radical de las expectativas que dominaron el mercado desde 2020: menos compañías exclusivamente dedicadas al hidrógeno, menos proyectos especulativos y una demanda mucho más ligada a consumidores capaces de justificar el sobrecoste.
En ese escenario, el verdadero filtro para España ya no sería cuántos gigavatios mantiene en sus hojas de ruta.