El corredor de hidrógeno en España ya tiene sus primeros 234 kilómetros dibujados sobre el mapa. El Gobierno ha decidido arrancar la red troncal por País Vasco, Aragón, Cataluña y Andalucía, cuatro tramos ligados a megaproyectos industriales que acumulan más de 700 millones de euros en subvenciones públicas. La inversión de esta primera fase asciende a 389 millones.
La elección no es casual. El Ejecutivo prioriza los tubos que ya tienen detrás un cliente con músculo financiero y una demanda pactada de antemano. Son algo más de 230 kilómetros, y se tramitarán por la vía de urgencia, lo que recorta a la mitad los plazos administrativos habituales. Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica matizan que el atajo no exime del trámite de impacto ambiental, el más temido por los promotores y que cada tubería deberá superar por su cuenta.
Onuba, Catalina y Petronor: los tres proyectos que tiran del corredor
Los tramos elegidos cuelgan de tres nombres propios. El primero es Onuba, en Huelva, la apuesta estrella de Moeve (antigua Cepsa): una planta de 300 MW con capacidad para producir 45.000 toneladas anuales de hidrógeno renovable en 2029. Ha recibido casi 304 millones de euros del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. La compañía ha reclamado acelerar el tramo Huelva-Aznalcázar, de 59 kilómetros y unos 96 millones de inversión.
El segundo es Catalina, en Teruel, impulsado por un consorcio liderado por el fondo danés Copenhagen Infrastructure Partners junto a Naturgy, Fertiberia, Vestas y Enagás. Su electrolizador de 500 MW viene con 245 millones en ayudas y exige dos tramos: Caspe-Tivissa, de 75 kilómetros, y Tivissa-Tarragona, de 62, con un coste asociado de 225 millones.
Cierra la terna Petronor, la filial vasca de Repsol. Su electrolizador de 100 MW alimentará la refinería de Muskiz, en Vizcaya, y ha captado 160 millones de fondos públicos. La petrolera pide apresurar los 38 kilómetros que separan Muskiz de Arrigorriaga, una infraestructura de 68 millones.
Priorizar el tubo y no el mercado invierte el orden habitual: aquí la infraestructura llega antes que los clientes que deben pagarla.
Enagás, el nudo que cose toda la red
Quien conecta esos tubos es Enagás. El gestor del sistema gasista español asume también la futura red de hidrógeno y figura como promotor en Catalina. La compañía insiste en que los once tramos restantes empezarán a tramitarse antes de que termine el año. Además del músculo inversor y de una demanda pactada, el Ministerio que dirige Sara Aagesen ha pesado otro criterio: la contribución de cada tubo al H2Med, el corredor submarino que unirá la península con Francia.
El diseño financiero provisional esquiva el recibo del gas. A la espera de que Bruselas fije las reglas de retribución de las redes de hidrógeno, la red troncal funcionará bajo un régimen de acceso negociado y sin derecho a retribución regulada. Traducido: los casi 400 millones de la primera fase no se cargarán a los peajes generales, sino que se sufragarán con acuerdos bilaterales entre Enagás y los promotores.
Un proyecto a contracorriente europea
La decisión llega justo cuando en Europa se enfría la fiebre del hidrógeno verde. El combustible limpio aún no es rentable y ha perdido parte del impulso que ganó en la crisis energética de 2022 como alternativa al gas. Que España acelere mientras otros frenan tiene una lectura industrial clara: el país parte con ventaja en renovables y en infraestructura gasista reutilizable, y Moncloa quiere convertir esa ventaja en posición negociadora antes de que Bruselas cierre el marco retributivo.
A mi juicio, el movimiento es más defensivo de lo que parece. Los tres hubs ya se han comido más de 700 millones de euros en ayudas públicas y, sin una red que evacúe el hidrógeno, ese capital rinde a medias. Enagás necesita además una señal de demanda para justificar sus inversiones de transporte. La duda no está en la ingeniería, sino en la economía del producto: producir hidrógeno sigue costando varias veces más que el gas natural y, sin clientes dispuestos a pagar la prima, la tubería se convierte en un activo ocioso.
Hay un segundo riesgo, menos comentado. La vía exprés recorta los plazos administrativos, pero no toca el trámite ambiental, donde suelen encallar este tipo de obras. Y queda la incógnita regulatoria: hasta que Europa no fije la retribución, Enagás opera sin un marco estable de ingresos. El sector lleva años pidiendo certidumbre y la respuesta, de momento, es un régimen negociado que traslada el riesgo a los promotores.
La comparación con el H2Med ayuda a ponerlo en contexto. El corredor submarino es la pieza que da sentido a toda la red terrestre: sin los 234 kilómetros del arranque, no hay espina dorsal que alimente un tubo de escala europea. El Ministerio calcula entre ocho meses y un año de obras por tramo, de modo que los primeros resultados visibles no llegarán antes de 2027. El termómetro real del compromiso será si los once tramos pendientes se autorizan antes de que acabe 2026.
Veredicto Merca2
Cotización al cierre o apertura: La noticia no cuenta con un Hecho Relevante específico, de modo que no hay un detonante único para mover el valor. Enagás afronta el anuncio condicionada por el calendario regulatorio del hidrógeno, con 389 millones de euros en juego solo en la primera fase y sin una reacción aislada atribuible al comunicado.
Clave técnica: El verdadero test para Enagás está en los once tramos pendientes que quiere empezar a tramitar antes de que acabe 2026. Si el calendario se cumple, consolida su papel como operador de la red de hidrógeno; si se retrasa, se queda con un negocio gasista maduro y sin la pata de crecimiento prometida.
Apunte macro: El régimen de acceso negociado mantiene los 400 millones de la primera fase fuera de la factura del gas, pero traslada el riesgo a los promotores privados. La incógnita de fondo es la retribución que fije Bruselas: sin un marco estable, ni Enagás ni sus socios tendrán visibilidad de ingresos a medio plazo.
