España lidera la producción de hidrógeno renovable en Europa por su coste. Sin embargo, el sector requiere una inyección de capital para alcanzar los ambiciosos objetivos de 2030. La Península Ibérica ofrece un LCOH (Levelized Cost of Hydrogen) altamente competitivo. Pese a ello, la materialización de proyectos se ralentiza por los desafíos regulatorios y la captación de inversiones. Las normativas previstas para 2027 podrían impulsar una demanda adicional de hidrógeno renovable. Esto generaría nuevas oportunidades de ingresos para los productores. Un censo nacional reporta más de 312 proyectos de hidrógeno verde en España. La inversión potencial supera los 25.000 millones de euros.
El mercado español del hidrógeno renovable exhibe una dicotomía operativa. Presenta condiciones económicas favorables para competir a nivel europeo. No obstante, numerosos proyectos afrontan demoras en financiación, contratos de PPA y aprobaciones administrativas. AtlantHy, firma de ingeniería y consultoría especializada en energía sostenible, ha examinado este panorama. Su CEO, Javier Pollos Ezquerra, subraya la criticidad de los próximos meses. Estos definirán el futuro del sector y la posición estratégica de España en Europa.
La implementación en el hidrógeno renovable de España
El censo de la AeH2, actualizado en octubre de 2026, registra 101 proyectos comerciales. Este número representa una reducción respecto a los 145 de 2025 y 167 de 2024. La capacidad de electrólisis operativa se ha mantenido prácticamente constante.
La consecución de la Decisión Final de Inversión (FID) permanece como un reto fundamental. En 2026, solo dos proyectos, sumando 400 MW, obtuvieron la FID. Once iniciativas adicionales, totalizando 930 MW, aspiran a lograrla próximamente. Otros quince proyectos, con 2.362 MW, posponen este hito hasta 2027. Los promotores experimentan también aplazamientos y anulaciones.
Las proyecciones sectoriales difieren de los objetivos gubernamentales. Los miembros de AeH2 estiman 7 GW para 2030, lejos de los 12 GW del PNIEC. Pollos Ezquerra señala la necesidad de contratos de compra a largo plazo (mínimo diez años). Sin embargo, los clientes optan por acuerdos de dos o tres años. La rigidez regulatoria se erige como el obstáculo principal para los desarrolladores.
La ventaja competitiva
El Clean Hydrogen Monitor 2026 de Hydrogen Europe reporta 677 MW de capacidad electrolítica operativa en Europa. Adicionalmente, 3.7 GW se encuentran en fase de construcción. De estos, 1.6 GW podrían activarse antes de finales de 2026. Para cumplir con las metas de 2030, se precisan entre 25 y 30 GW adicionales. Esto implica una inversión estimada de 50.000 a 60.000 millones de euros en los próximos dos años.
España sobresale por su competitividad en costes de producción. En la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, las ofertas nacionales promediaron 5,3 €/kg. La media europea se situó en 8,1 €/kg, mientras que Alemania llegó a 10,3 €/kg. España y Finlandia concentran 14.8 GW en proyectos, superando ampliamente sus requisitos regulatorios combinados de 3.1 GW.
Las refinerías constituyen el 54% de la demanda proyectada para la infraestructura europea. En España, las obligaciones de consumo de RFNBO en transporte vial inician el 1 de enero de 2027. Este requisito equivale al 0.2% de la energía total, o 700 GWh (aproximadamente 20.000 toneladas de hidrógeno). «España generará un excedente de hidrógeno renovable y combustibles sintéticos», afirma el CEO de AtlantHy. «Será el productor líder en Europa, sin duda.»
Blending y certificaciones
La segunda ronda de Enagás para asignar capacidad de inyección de hidrógeno en la red de gas impactará el mercado. Los desarrolladores deben presentar sus propuestas entre el 13 y el 26 de noviembre. Los resultados se publicarán a partir del 4 de febrero de 2027. La primera ronda asignó capacidad a 35 proyectos. Estos sumaron 500 MW de electrólisis distribuidos en cinco instalaciones.
La técnica de blending posibilita la inyección de hidrógeno en las infraestructuras de gas natural. La concentración se restringe al 2% en volumen. Podría incrementarse hasta el 5% molar con validación del gestor mediante simulaciones. El censo de AeH2 identifica cinco proyectos (1.440 MW) que dependen solo de esta modalidad. Adicionalmente, once proyectos (3.082 MW) la consideran junto a otras estrategias.
No obstante, la Comisión Europea evalúa una revisión de las condiciones de certificación. Busca que el hidrógeno mezclado, sin separación física posterior, no califique como RFNBO. Esta modificación impactaría las garantías de origen y la trazabilidad de la sostenibilidad. Mientras se decide, el Real Decreto 611/2026 incorpora un nuevo flujo de ingresos. Se trata del Certificado de Combustible Renovable (CCR).
Javier Pollos Ezquerra sintetiza la situación: «El productor capitalizará dos vías de ingresos. Primero, la venta de la molécula de hidrógeno, como actualmente. Segundo, la comercialización del certificado requerido por refinerías y operadores. El borrador normativo establece un pago compensatorio de 12 €/kg por déficit. Esto casi duplica el coste de producción. Inicialmente, el valor del certificado podría superar al de la molécula.»
