El MITECO ha asignado 274,2 millones de euros en ayudas a la producción de hidrógeno renovable a cuatro proyectos industriales, con Repsol como principal beneficiario. La resolución, publicada esta semana y adelantada por Europa Press, destina 133,2 millones a la planta de la energética en Arteixo (A Coruña). Los otros 141 millones se reparten entre tres iniciativas ubicadas en Albacete, Ciudad Real y Zaragoza, que suman en conjunto 102,27 MW de capacidad de electrólisis.
Financiadas con cargo al Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) a través del mecanismo de Subastas como Servicio (AaaS), estas subvenciones cubren la brecha de costes entre el hidrógeno verde y el de origen fósil. La segunda convocatoria nacional, dotada con un máximo de 440,5 millones, se activó en mayo tras quedar estos proyectos fuera del presupuesto comunitario en la subasta del Banco Europeo del Hidrógeno (IF25).
La Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA) ya había puntuado estas candidaturas, dejando claro su interés. Con el rescate del IDAE, España refuerza su autonomía energética y evita la paradoja de que proyectos viables se malogren por falta de dinero europeo.
Los 102,27 MW de electrólisis equivalen a una producción estimada de 10.500 toneladas anuales de hidrógeno renovable, según cálculos del ministerio. Es una capacidad nada desdeñable: la AIE sitúa la meta global para 2030 en 550 GW; España, con su hoja de ruta, aspira a 4 GW.
Las localizaciones son estratégicas. Arteixo acoge la mayor planta, vinculada al complejo industrial de Repsol. En Albacete, el proyecto de EnerHi aprovecha el corredor de renovables de Castilla-La Mancha. Ciudad Real suma otra iniciativa de H2Verde, mientras que en Zaragoza, Aragón Hidrógeno refuerza el polo energético del Ebro.
La subasta como servicio permite a España rescatar proyectos que el presupuesto europeo no alcanzó a financiar, evitando una pérdida de competitividad industrial.
Los cuatro proyectos adjudicados: reparto geográfico y tecnológico
Los expedientes muestran una combinación de actores consolidados y pymes tecnológicas. Repsol, con su gigantesco proyecto de Arteixo, concentra el 48 % de la subvención total. Las otras tres instalaciones, aunque de menor tamaño, prueban la diversificación geográfica y el interés de las comunidades autónomas por posicionarse en la cadena de valor del hidrógeno.
El proyecto de Albacete, promovido por EnerHi, utilizará energía solar fotovoltaica para alimentar electrolizadores de tecnología PEM, con capacidad para abastecer el consumo de hidrógeno de la refinería de Puertollano. El de Ciudad Real, de H2Verde, se orienta a la movilidad pesada. Mientras, Aragón Hidrógeno en Zaragoza busca suministrar a la industria química del corredor del Ebro.
Repsol, el principal beneficiario: 133 millones para el hidrógeno gallego
Repsol recibe 133,2 millones, casi la mitad del total, para su proyecto de Arteixo. La cifra supera en un 30 % las ayudas que obtuvo en la primera convocatoria AaaS, según fuentes del sector. La compañía, que ya opera en el hidrógeno renovable con plantas como la de Cartagena, consolida su apuesta por este vector, aunque persisten dudas sobre la rentabilidad a corto plazo de las inversiones en electrolizadores a gran escala.
La planta gallega utilizará energía eólica marina, una ventaja competitiva en una región con alto recurso. Sin embargo, los costes de producción siguen estando entre 4 y 6 euros por kilogramo, lejos de los 1,5 euros del hidrógeno gris. El respaldo público de 133 millones cubre aproximadamente el 40% de la inversión total, que se estima en 330 millones de euros.
Análisis: la apuesta española por el hidrógeno, entre la oportunidad industrial y el riesgo de oferta sin demanda
La asignación de estas ayudas consolida a España como uno de los países europeos más activos en hidrógeno verde. Con más de 15 GW de proyectos anunciados en el PNIEC, el país se sitúa en el grupo de cabeza, pero la brecha entre la capacidad planificada y la demanda real es el principal desafío. Los expertos del sector señalan que menos del 5% de los proyectos de hidrógeno verde anunciados en Europa ha alcanzado la decisión final de inversión (FID).
La herramienta AaaS es ingeniosa: aprovecha la evaluación técnica de Bruselas y añade financiación nacional para acelerar la construcción. Pero la pregunta incómoda es: ¿quién comprará ese hidrógeno? Grandes consumidores industriales como la siderurgia o el refino están haciendo pruebas, pero los contratos de compra a largo plazo (offtakes) brillan por su ausencia. Sin ellos, el riesgo de inversión es elevado.
Sin contratos de compra a largo plazo, el riesgo es que las plantas produzcan hidrógeno caro sin clientes industriales asegurados, descapitalizando las ayudas europeas.
En Galicia, la refinería de Repsol en A Coruña podría absorber parte del hidrógeno para sus procesos de desulfurización, pero la demanda adicional necesaria para rentabilizar la planta necesitaría nuevos usuarios. Mientras, en Castilla-La Mancha, los proyectos de EnerHi y H2Verde dependen de que la movilidad pesada o la industria química local materialicen pedidos.
El calendario aprieta. Las ayudas del PRTR obligan a que los proyectos estén operativos antes de 2028. Ese margen, apenas tres años, obliga a acelerar trámites ambientales y acuerdos de conexión eléctrica. El MITECO confía en que el mecanismo de AaaS —que paga un precio fijo por cada kilogramo de hidrógeno verde producido durante diez años— dará certidumbre a los inversores. Pero la incertidumbre regulatoria sobre el hidrógeno renovable a nivel europeo, con la revisión de la Directiva de Energías Renovables, añade una capa de riesgo.
Aun así, el sector recibe la noticia con optimismo cauteloso. La adjudicación demuestra que el Gobierno no está dispuesto a dejar que la capacidad de ejecución se atasque en Bruselas. El país utiliza el AaaS para mantener el impulso, pero el mercado tendrá que demostrar que el hidrógeno verde puede competir sin subvenciones perpetuas.
El ministro, en declaraciones recientes, afirmó que el hidrógeno renovable es una ‘oportunidad histórica’ para reindustrializar España. Pero la oportunidad exige también una demanda real, más allá de las proyecciones. Por ahora, los 102,27 MW adjudicados son un paso firme, aunque insuficiente si no llegan acompañados de la señal de precio que espera el inversor privado.
La pregunta, en realidad, no es si España puede producir hidrógeno verde, sino si puede venderlo. La respuesta, en los próximos años, marcará la diferencia entre una burbuja de proyectos y una transformación industrial.
