El Gobierno mantiene el objetivo de 12 GW de electrólisis en 2030 y ha comprometido 3.000 millones. Hoy funcionan 33 MW. Las cifras, en orden.
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| De los 12 gigavatios de electrólisis que España promete para 2030 hay hoy 33 megavatios en funcionamiento, repartidos en once proyectos. | Infografía: La Crónica del Henares, con datos de La Moncloa, el PNIEC, la Cátedra Comillas y la AIE. |
Alcalá de Henares, 19 de septiembre de 2026
España mantiene el objetivo de 12 gigavatios de electrólisis en 2030 y ya ha comprometido 3.000 millones de euros públicos. Hoy funcionan 33 megavatios. La planta que Sánchez inauguró en Huelva no producirá hidrógeno hasta 2029, y la red para transportarlo no existe.
Las claves
- La distancia entre el papel y el enchufe es de 1 a 360: 12 GW prometidos para 2030 frente a 33 MW en operación, según el último recuento de la Cátedra de Estudios sobre el Hidrógeno de la Universidad Pontificia Comillas.
- El dinero ha ido casi todo a producir, no a comprar. La Agencia Internacional de la Energía calcula que en el mundo se destina 1,5 dólares a la oferta por cada dólar dedicado a crear demanda. España empezó a corregirlo en julio, con el Real Decreto 611/2026.
- La infraestructura llega después que las fábricas: la red troncal está prevista para 2030 y el corredor H2Med para 2032, mientras las primeras plantas grandes arrancan en 2029.
El jueves 17 de septiembre, en Palos de la Frontera (Huelva), el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, clausuró el acto de inicio de obras de Onuba, la primera fase del Valle Andaluz del Hidrógeno Verde de Moeve —la antigua Cepsa—. Allí definió el hidrógeno renovable como un "proyecto de país" y lo presentó como una respuesta simultánea a tres cosas: la emergencia climática, la dependencia energética y la reindustrialización.
Es un buen momento para separar lo que ya existe de lo que todavía es un plan. El hidrógeno verde español es real, pero es diminuto, y la brecha entre las cifras del atril y las del contador no es un matiz: es la propia historia.
Qué se puso en marcha exactamente en Huelva
Onuba es una planta de 300 megavatios de electrólisis, ampliables en unos 100 o 105 MW más según la fuente, en el parque energético de La Rábida. La inversión conjunta supera los 1.000 millones de euros, incluidas las infraestructuras asociadas y una planta fotovoltaica de autoconsumo. No empezará a producir hasta 2029.
La decisión final de inversión la aprobó el consejo de Moeve en marzo de 2026; lo del día 17 fue el inicio material de las obras. Moeve conserva el 51 % del proyecto y lo acompañan Masdar, la energética de Abu Dabi (capital de los Emiratos Árabes Unidos), y Enalter, sociedad participada por Enagás Renovable y Alter Enersun, cuyo capital adquirió mayoritariamente el fondo francés Hy24.
La planta ha recibido 304 millones de euros de fondos públicos del Plan de Recuperación, con dinero NextGenerationEU, dentro del programa de Valles de Hidrógeno Renovable del IDAE, asociados al desarrollo de hasta 405 MW. Es decir: en torno a un tercio de la inversión de la primera fase es dinero europeo canalizado por el Estado.
Cifras que no cuadran del todo. La Moncloa habla de 50.000 toneladas anuales de hidrógeno y más de 3.700 empleos directos; Moeve, de 45.000 toneladas y de más de 8.000 empleos directos, indirectos e inducidos. Ambas coinciden en las 250.000 toneladas de CO₂ evitadas al año y en la participación de más de 400 pymes. Damos las dos versiones porque no hemos localizado una conciliación oficial de los dos recuentos.
El objetivo: de 4 a 12 gigavatios en cuatro años
La Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable, aprobada en 2020, fijó 4 GW de electrólisis para 2030. La revisión del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) triplicó esa cifra hasta los 12 GW. Para hacerse una idea, 12 GW de electrolizadores son, aproximadamente, la potencia de doce centrales nucleares medianas dedicada por completo a partir agua.
La cartera de proyectos, sobre el papel, da de sobra. El censo de la Asociación Española del Hidrógeno contabiliza cerca de 400 proyectos y más de 33.000 millones de euros de presupuesto conjunto, con una proyección de 13,3 GW en 2030 y hasta 20 GW si se ejecutaran los 145 proyectos comerciales registrados.
La realidad: 33 megavatios
El contraste lo aporta el cuarto Informe Anual de Estudios sobre el Hidrógeno de la Cátedra de Estudios sobre el Hidrógeno de la Universidad Pontificia Comillas, presentado en diciembre de 2025: España acumula más de 200 iniciativas anunciadas que suman 27.000 MW, pero solo 11 proyectos operativos, con 33 MW en total.
El mismo informe hace una proyección que es, probablemente, la más honesta disponible: con lo que hay en pie, financiado y en obras, la capacidad operativa en 2030 llegaría a unos 4,85 GW, ampliables a unos 7 GW sumando los proyectos IPCEI, los del Fondo de Innovación europeo y la primera fase de Hydnum Steel. Sería un despliegue notable. Seguiría siendo poco más de la mitad del objetivo oficial.
Un aviso sobre una cifra que circula. Varios medios han publicado que España tiene "235 MW instalados". Ese número sale de una tabla de Enagás que suma cuatro proyectos —Cartagena (100 MW), Bilbao (100 MW), Castellón (25 MW) y Basque Hydrogen (10 MW)—, pero tres de ellos no están instalados: Cartagena y Bilbao están previstos para 2029, y Castellón, para el segundo semestre de 2026. No es capacidad en funcionamiento, sino cartera.
Cuánto dinero público y por dónde ha entrado
Sánchez cifró en más de 3.000 millones de euros para más de 120 proyectos el apoyo estatal al hidrógeno renovable. El desglose disponible dibuja cuatro canales:
- PERTE ERHA: de los 1.555 millones asignados al hidrógeno, se han resuelto convocatorias por unos 624 millones. De ahí salen 39 proyectos de producción que suman 772 MW, con obligación de estar operativos unos tres años después de la concesión.
- H2 Valles (IDAE): siete valles adjudicados, 1.223 millones en ayudas, 2.292,8 MW de electrólisis y 5.821 millones de inversión movilizada. El Valle Andaluz es el primero con obras iniciadas.
- IPCEI europeos: 155 millones para el electrolizador de 100 MW de Repsol en Cartagena y unos 160 millones para los 100 MW de Petronor en Bilbao, ambos previstos para 2029.
- Banco Europeo del Hidrógeno: España ha sido el país que más proyectos ha presentado a las dos subastas celebradas. En la primera (2024) la Península se llevó tres de los siete seleccionados (263 millones); en la segunda (2025), ocho de quince (292 millones).
Para qué se quiere el hidrógeno verde (y para qué no)
Conviene desmontar un malentendido extendido: el hidrógeno verde no va a llegar a los coches ni a las calderas domésticas. Para eso el camino barato y eficiente es la electrificación directa, y así lo defiende el propio sector eléctrico. El hidrógeno se reserva para lo que no se puede enchufar:
- Refino. Las refinerías ya consumen hidrógeno: lo fabrican con gas natural. Sustituir ese "hidrógeno gris" por el renovable es el uso más inmediato y el que sostiene los proyectos de Cartagena y Bilbao. Es demanda cautiva: el cliente ya existe.
- Fertilizantes y química. Amoníaco verde y metanol, la vía por la que apostaba Fertiberia en Huelva.
- Acero. La reducción directa del hierro sin carbón de coque. Es el uso con más potencial de descarbonización y, a la vez, el que más golpes se ha llevado.
- Transporte pesado. Combustibles sintéticos para aviación (SAF), metanol para buques y, en menor medida, camiones de largo recorrido. Es el destino declarado del hidrógeno de Onuba.
La pieza que faltaba —quién está obligado a comprarlo— llegó el 22 de julio de 2026 con el Real Decreto 611/2026, de impulso a la descarbonización del transporte, que traspone parcialmente la directiva europea RED III. Fija una senda de obligaciones de 2027 a 2040: los combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO) parten del 0,2 % en 2027, suben al 2,5 % en 2030 y alcanzan el 11 % en 2040; en conjunto con biocarburantes avanzados y biogás deberán representar el 8 % de la energía suministrada en 2030 y el 22 % en 2040. La reducción de emisiones exigida al transporte por carretera es del 17,6 % en 2030.
Es, con diferencia, la medida más importante de todo el paquete español, y es la que Sánchez mencionó de pasada como "objetivos mínimos obligatorios". Sin obligación de compra no hay mercado, por mucho electrolizador que se subvencione.
Cómo se piensa transportar: una red que aún no existe
Producir es la mitad del problema. La otra es llevar el hidrógeno del sur soleado a la industria que lo necesita. El plan tiene dos piezas, ambas pendientes:
- Red Troncal Española de Hidrógeno: unos 2.600 kilómetros de hidroductos que atraviesan 13 comunidades autónomas y más de 500 municipios, con horizonte 2030. Después de esa fecha se contemplan otros 1.480 kilómetros para conectar todas las comunidades peninsulares, más dos almacenamientos subterráneos en el norte.
- Corredor H2Med: CelZa, la interconexión Celorico da Beira (Portugal)-Zamora, de unos 270 km y 0,75 millones de toneladas al año; y BarMar, el ducto submarino Barcelona-Marsella de unos 400 km y hasta 2 millones de toneladas anuales, con profundidades máximas cercanas a los 2.600 metros. Fecha de operación comercial prevista: 2032.
Enagás, gestor provisional de la red, cifró en mayo en 6.700 millones de euros el coste conjunto de la troncal y el H2Med. El anuncio que Sánchez hizo en Huelva —que "en los próximos días" arranca la tramitación de los primeros tramos como Proyectos de Interés Común— es, en la práctica, el pistoletazo de salida administrativo de una obra que todavía no tiene ni el trazado cerrado.
Aquí está el desajuste de calendario más incómodo de toda la política española de hidrógeno: las plantas grandes arrancan en 2029, la red interior no estará antes de 2030 y la conexión con Europa no llega hasta 2032. Durante al menos tres años, el hidrógeno que se produzca tendrá que consumirse donde se fabrica o moverse en camión. No es casual que los proyectos que avanzan sean precisamente los que están pegados a una refinería o a un polo químico.
Lo que no está funcionando
La lista de retiradas es larga y no es española: Repsol canceló su planta de Puertollano, ArcelorMittal suspendió el acero verde de Gijón y rechazó más de 1.000 millones en ayudas alemanas, ScottishPower (Iberdrola) paró sus proyectos británicos, Fertiberia abandonó el proyecto noruego Barents Blue y Neste descartó su electrolizador de Porvoo. Un análisis de Westwood Global Energy cifró en un 20 % los proyectos europeos de hidrógeno paralizados o cancelados.
Los propios ejecutivos lo dicen sin rodeos. El consejero delegado de Naturgy, Francisco Reynés, resumió el problema: no hay decisión final de inversión en hidrógeno renovable que se cumpla, "todas se retrasan", porque o no es competitivo o no se sabe quién va a pagarlo. El director de gestión de energía global de Iberdrola, Juan Ríos, habló de "desafíos muy serios de competitividad" y de si el momento de abordarlos es ahora o dentro de diez o quince años.
El diagnóstico global coincide. La Agencia Internacional de la Energía, en su Global Hydrogen Review 2026, constata que la producción de hidrógeno de bajas emisiones creció un 20 % en 2025 hasta rozar el millón de toneladas, pero que sigue siendo menos del 1 % de la producción mundial; que las nuevas decisiones de inversión cayeron por debajo de 0,8 millones de toneladas al año tras dos ejercicios en torno a un millón; que más del 80 % de las cancelaciones recientes se concentran en la electrólisis; y que, de los 66 países con estrategia nacional de hidrógeno, solo dos —Países Bajos y China— van camino de cumplir sus objetivos de 2030.
Valoración: qué sostiene la apuesta y qué la lastra
Con los datos delante, la apuesta española no es ni el disparate que describen sus críticos ni el liderazgo consolidado que sugiere el atril. Tiene tres apoyos sólidos y tres agujeros serios.
Lo que la sostiene
- Electricidad barata. España produce la renovable más barata de la Unión Europea, y la electricidad es entre el 60 % y el 70 % del coste del hidrógeno verde.
- Clientes que ya existen. Los proyectos que avanzan —Cartagena, Bilbao, Huelva— sustituyen hidrógeno gris que las refinerías ya consumen y pagan. No inventan un mercado: reemplazan uno.
- Obligación de compra. El Real Decreto 611/2026 crea, por primera vez, demanda garantizada hasta 2040. Es lo que la AIE lleva dos años pidiendo a los gobiernos.
Lo que la lastra
- El objetivo de 12 GW no se va a cumplir. Ninguna proyección independiente lo respalda. Mantenerlo sin revisarlo resta credibilidad al resto del plan.
- La red llega tarde. Producir en 2029 y poder exportar en 2032 condena tres años de producción al consumo local o al camión.
- Dependencia de un dinero que se acaba. El grueso de las ayudas viene de los fondos NextGenerationEU, cuyo plazo de ejecución expira. Lo que venga después tendrá que competir en el presupuesto ordinario.
Hay además un cuarto factor que casi nunca se menciona y que este proyecto ilustra bien: el acceso a la red eléctrica. A Moeve se le asignaron más de 257 MW de capacidad de conexión para el electrolizador y la generación renovable asociada; la posibilidad de ampliar Onuba en 100 MW más depende explícitamente de que haya capacidad eléctrica disponible. En España el cuello de botella del hidrógeno no es solo el precio: es el enchufe.
Las cifras, en orden
| Concepto | Dato |
|---|---|
| Objetivo de electrólisis en 2030 (PNIEC) | 12 GW |
| Objetivo original (Hoja de Ruta, 2020) | 4 GW |
| Proyección realista para 2030 (Comillas) | 4,85 – 7 GW |
| Capacidad en operación (dic. 2025) | 33 MW en 11 proyectos |
| Ayuda pública estatal comprometida | Más de 3.000 M€ / 120 proyectos |
| Onuba (Huelva): potencia e inversión | 300 MW y más de 1.000 M€ |
| Onuba: fondos públicos y arranque | 304 M€ · producción en 2029 |
| Red troncal española | 2.600 km · horizonte 2030 |
| Corredor H2Med (CelZa + BarMar) | 670 km · hasta 2,75 Mt/año · 2032 |
| Coste estimado troncal + H2Med (Enagás) | 6.700 M€ |
| Cuota obligatoria de RFNBO en transporte | 0,2 % (2027) · 2,5 % (2030) · 11 % (2040) |
Qué viene ahora
Tres hitos verificables marcarán si la apuesta cuaja o se queda en folleto:
- La tramitación de los primeros tramos de la red troncal, anunciada por Sánchez para "los próximos días". Conviene comprobar si se publica efectivamente antes de fin de año.
- El anteproyecto de ley del paquete europeo del hidrógeno, anunciado por la vicepresidenta tercera, Sara Aagesen. El consejero andaluz de Industria, Jorge Paradela, ya ha reprochado al Gobierno la lentitud en la trasposición y la ha vinculado a la parálisis de los concursos de acceso a la red eléctrica.
- El cierre de la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, previsto para este año, y la nueva lista europea de Proyectos de Interés Común.
Y una comprobación de fondo, para dentro de cuatro años: en 2030 se sabrá si los 12 GW eran un objetivo o una consigna. Con lo publicado hasta hoy, lo segundo parece más probable.
Más en La Crónica del Henares: Energías renovables · Energía · Cambio climático
Fuentes consultadas
- La Moncloa: nota de actividad del presidente y transcripción íntegra de la intervención en Palos de la Frontera, 17 de septiembre de 2026.
- Moeve: nota de prensa sobre la decisión final de inversión del Valle Andaluz del Hidrógeno Verde (marzo de 2026) y página corporativa del proyecto.
- Agencia EFE, Euronews, El Estrecho Digital, Conecta Industria y Vozpopuli: cobertura del inicio de obras de Onuba, 17 y 18 de septiembre de 2026.
- Enagás (Good New Energy): "Hidrógeno renovable en España: proyecciones para 2026", con el censo de la Asociación Española del Hidrógeno y la relación de electrolizadores en cartera.
- Enagás: páginas de la Red Troncal Española de Hidrógeno y del corredor H2Med; declaraciones sobre el coste conjunto recogidas por El Economista (mayo de 2026).
- Cátedra de Estudios sobre el Hidrógeno de la Universidad Pontificia Comillas: cuarto Informe Anual de Estudios sobre el Hidrógeno (diciembre de 2025), recogido por Energías Renovables.
- BOE: Real Decreto 611/2026, de 22 de julio, de impulso a la descarbonización del sector del transporte y fomento de los combustibles renovables.
- Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 y Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable (MITECO, 2020).
- Agencia Internacional de la Energía: Global Hydrogen Review 2026 (capítulos de producción, demanda, inversión y política).
- El Español-Invertia y El Salto: cancelaciones de proyectos y declaraciones de directivos de Naturgy e Iberdrola.
- IDAE: programa de Valles de Hidrógeno Renovable; balance de los siete valles adjudicados recogido por valledelhidrogeno.es (mayo y julio de 2026).
