Hace seis meses, en estas mismas páginas, nos preguntábamos si esta vez Bruselas iba en serio con el hidrógeno verde (ver Qué es una autopista de hidrógeno). El Censo de Proyectos 2026 de la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2), presentado el pasado 26 de octubre, ofrece una primera respuesta. Y no es la esperada.
El sector ha rebajado casi a la mitad sus expectativas. Los promotores calculan ahora que en 2030 habrá en funcionamiento unos 7 gigavatios (GW) de electrólisis, cuando hace un año hablaban de 13,3 y el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fija el objetivo en 12.
El censo registra 44 proyectos comerciales menos que hace un año. Y la potencia que de verdad produce hidrógeno renovable a escala comercial es exactamente la misma que en 2025: 28,75 megavatios (MW). En un año no ha arrancado ni una sola planta comercial nueva.
El dato que mejor retrata el frenazo está en la letra pequeña. El censo de 2025 identificaba 52 proyectos, con más de 6 GW entre todos, que pensaban tomar su decisión final de inversión entre finales de 2025 y este año. Solo dos lo han hecho, con 400 MW. Otros once confían en conseguirlo antes de diciembre. El resto ha aplazado sus planes o ha causado baja.
Javier Brey, presidente de la AeH2, prefiere ver en todo ello una industria que avanza “hacia una etapa de mayor madurez y consolidación”. Ya en mayo, como contó este medio, descartaba un parón y hablaba de “reajuste”. El propio informe de la asociación elige una expresión más cruda para describir lo que ocurre: un proceso de “selección natural”. Maldito Darwin.
La tubería empieza por los extremos
Para Extremadura el golpe es doble. El primero es la red troncal. Enagás la ha diseñado con cinco ejes y unos 2.600 kilómetros, y el más largo, el de la Vía de la Plata, recorre unos 875 kilómetros entre Huelva y Llanera (Asturias), cruzando la región de sur a norte. A él se suma el ramal Almendralejo-Puertollano. En total, más de 400 kilómetros y 51 municipios extremeños dentro del trazado.
Pero los primeros segmentos que el Gobierno ha sacado a información pública, a finales de septiembre, son otros: Huelva-Aznalcázar, Caspe-Tivissa, Tivissa-Polígono Industrial de Tarragona y Muskiz-Arrigorriaga. Suman 389 millones de euros. Ninguno toca Extremadura. El eje de la Vía de la Plata arranca en Huelva y, de momento, se detiene en Aznalcázar, en la provincia de Sevilla, a 59 kilómetros del punto de partida.
Tampoco están aquí las tres estaciones de compresión que contemplan hoy los estudios de Enagás, las instalaciones que empujan el hidrógeno a lo largo del tubo. Se ubicarían en Coreses (Zamora), Tivissa (Tarragona) y Villar de Arnedo (La Rioja).
Sobre el papel, el calendario no se ha movido: decisión de inversión en 2027, obras entre 2028 y 2030 y puesta en marcha de los primeros segmentos entre 2030 y 2032. Pero la clave está en que lo que se construye antes es lo que está junto a la demanda que ya existe, es decir, refinerías, puertos y polígonos químicos. Nada de eso hay en Extremadura. Y una autopista se dimensiona por el tráfico que se espera, un tráfico que el propio sector acaba de recortar casi a la mitad.
Otra pieza sigue en el aire. La conexión directa entre la Vía de la Plata y el valle del Ebro, de Zamora a Haro, quedó fuera de la segunda lista de Proyectos de Interés Común (PCI) que Bruselas publicó en abril, y se ha presentado de nuevo a la tercera. La convocatoria cerró el 30 de septiembre. La lista definitiva no se conocerá hasta finales de 2027 y no entrará en vigor antes de 2028.
Del anuncio al megavatio
El segundo golpe son los proyectos. La Junta de Extremadura se fijó como compromiso para 2030 producir el 20 % del hidrógeno verde de España, un objetivo que la propia Enagás cifraba en 2,4 GW de los 12 previstos, con 10.000 millones de inversión y 2.500 empleos directos. Con el nuevo horizonte nacional de 7 GW, aunque se mantuviera ese porcentaje, la región se quedaría en torno a 1,4 GW.
El mapa interactivo del propio censo de AeH2 permite medir esa distancia. Recoge quince proyectos en Extremadura. Diez son plantas de producción, todas en la provincia de Badajoz salvo una en Torrejoncillo (Cáceres). Los otros cinco son un demostrador industrial en Zafra y cuatro prototipos de investigación del Centro Ibérico de Investigación en Almacenamiento Energético (CIIAE), en Cáceres. Entre todos suman unos 1.170 MW de electrólisis, menos de la mitad de aquellos 2,4 GW. Y lo único que funciona son dos instalaciones experimentales que, juntas, apenas superan 1 MW.
Lo más revelador es cómo han encogido los planes. DH2 Energy presentó en diciembre de 2024 cuatro plantas en Tierra de Barros con 1,5 GW, 2.250 millones de inversión y más de 75.000 toneladas de hidrógeno al año. En el censo de 2026, esas mismas cuatro (Raviza y Badajoz 2, 3 y 4) suman 901 MW, 1.441 millones y unas 45.000 toneladas. Es un 40 % menos de potencia en menos de dos años. Raviza, la más avanzada, baja de 25.000 a 20.800 toneladas anuales.
Con Ansasol pasa algo parecido. Enagás le atribuía 500 MW en la región, y en el censo aparece con cinco plantas que suman 245, la mayor, de 100 MW, en Torrejoncillo; Alvarado, cerca de Badajoz; Arguijuelas y La Holgada, entre Almendralejo y Mérida, y Valuengo, en Jerez de los Caballeros. Completan la lista Jamones, de Eurowind Energy, con 20 MW también en Jerez, que no prevé tomar su decisión de inversión hasta 2028 ni producir antes de 2030, y el demostrador de Deutz en Zafra, de 1 MW. Junto a la planta piloto del CIIAE en Cáceres, de apenas 0,08 MW, es lo único que está en servicio.
Fuera del censo, que solo recoge los proyectos de los socios de la AeH2, queda el único que ha ganado una subasta del Banco Europeo del Hidrógeno. Turn2X, la compañía alemana que ya produce gas renovable en Miajadas, fue la única española seleccionada en la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno: 9 MW de electrólisis y una ayuda de 0,62 euros por kilo durante diez años. Y aún tiene que superar la tramitación ambiental.
El último en llegar ha sido el acuerdo entre la israelí H2Pro y Doral Hydrogen para una planta solar de 5 MW sin conexión a la red eléctrica, que podría crecer hasta 50. Por ahora, es solo un acuerdo.
Hay además un detalle que complica aún más la partida. Tanto Jamones como la primera fase de H2Pro prevén inyectar su hidrógeno en la red de gas natural, justo la vía que Bruselas estudia penalizar, si bien es cierto que Jamones contempla también otras vías. El censo advierte de que la Comisión baraja que ese hidrógeno, si no se separa en destino, deje de computar para los objetivos renovables europeos y se quede sin certificados de origen. Varios proyectos que confiaban en esa salida ya están afectados.
Palos en las ruedas extremeñas
Al examinar la lista de obstáculos que traban el desarrollo de estos proyectos, casi todos tienen más impacto en Extremadura, para variar.
La normativa encabeza la clasificación por primera vez. Buena parte del problema es nacional y europeo. España, como otros 25 Estados, ha recibido un requerimiento de Bruselas por no haber transpuesto a tiempo el paquete de gas e hidrógeno, y Bruselas estudia revisar las reglas que deciden qué hidrógeno cuenta como renovable. Esa incertidumbre castiga más a quien está más lejos de la línea de salida. Es decir, España no cumple, Extremadura paga.
La electricidad es la segunda barrera, y aquí Extremadura juega con una desventaja propia. Más de la mitad de sus nudos de alta tensión no admiten nuevas conexiones de demanda, por encima de la media nacional, según los datos de Red Eléctrica analizados este año. Es, además, la comunidad con mayor retraso acumulado en la construcción de líneas: seis años. La paradoja salta a la vista. Una región que produce mucha más electricidad renovable de la que consume no encuentra dónde enchufar un electrolizador. Y los permisos de acceso caducan a los cinco años, un plazo que se queda corto cuando la concesión de agua o la ayuda pública se retrasan.
La salida debería llegar con la nueva planificación de la red de transporte 2025-2030, que prevé más de 17.000 millones de inversión y 13,1 GW de capacidad para electrolizadores. Sigue pendiente de aprobación definitiva y de su declaración ambiental estratégica, y la propia AeH2 advierte de que la convocatoria de elecciones generales para el 29 de noviembre podría retrasarla. Para los proyectos extremeños, que dependen de esos refuerzos, es otro compás de espera. De nuevo, España no cumple, Extremadura lo paga.
Los compradores
Luego están los compradores. Un proyecto de hidrógeno necesita contratos de suministro de al menos diez años para que un banco lo financie, y los clientes potenciales no firman más allá de dos o tres. En Extremadura el problema se multiplica, porque apenas hay industria pesada que consuma hidrógeno. El modelo regional dependía de sacarlo por tubo hacia los grandes consumidores. Y el tubo, ya se ha visto, llega más tarde.
En mayo, el consejero de Economía, Guillermo Santamaría, recordaba que el futuro hidroducto europeo “atravesará la región de norte a sur”. Nadie lo discute. Extremadura conserva lo que tenía: sol, suelo y un trazado dibujado en los planos de Enagás. Lo que ha perdido este año es tiempo. Y en una carrera en la que los primeros tramos ya tienen nombre, el tiempo cuenta.
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