El MITECO ha arrancado la tramitación urgente de los cuatro primeros tramos de la red troncal de hidrógeno renovable de Enagás, una infraestructura con 389 millones de euros de inversión prevista que conectará 900 MW de electrólisis industrial.
Los ductos están declarados Proyectos de Interés Común (PCI) por la Comisión Europea y constituyen la primera pieza de la red troncal que debe llevar el hidrógeno desde los centros de producción hasta los grandes consumidores industriales. El MITECO activa la vía de urgencia porque hay productores y compradores dispuestos a anticipar sus decisiones de inversión en cuanto existan las conexiones.
Sin ductos no hay negocio. Los electrolizadores que ya tienen ayuda pública aprobada no pueden colocar su molécula, y sin compradores con contrato a la vista nadie firma el desembolso. Ese es el nudo que la tramitación intenta deshacer.
Cuatro ductos, 389 millones: el mapa de la primera red troncal de hidrógeno
El primer bloque de actuaciones se reparte entre Andalucía, Aragón y País Vasco y suma 234 kilómetros de conducciones. Cada tramo cuelga de un proyecto industrial que ya cuenta con apoyo público:
- Huelva-Aznalcázar: 59 kilómetros y 95,7 millones de euros, vinculado al electrolizador Onuba, de 300 MW, que recibió 304 millones del PRTR.
- Caspe-Tivissa: 75 kilómetros y 98,6 millones, ligado a Catalina (Teruel), de 500 MW y 245 millones de ayuda pública.
- Tivissa-polígono industrial de Tarragona: 62 kilómetros y 126,5 millones, el tramo más caro de los cuatro, también asociado a Catalina.
- Muskiz-Arrigorriaga: 38 kilómetros y 68 millones, para el electrolizador de Petronor (Bizkaia), de 100 MW y 160 millones del PRTR.
La suma de los cuatro tramos da 388,8 millones de euros, la cifra que el ministerio redondea en 389 millones en su nota oficial. Los tres proyectos electrolizadores acumulan 709 millones en subvenciones del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, según los datos que maneja el propio departamento.
Sin la tubería, la ayuda pública se queda en un electrolizador sin comprador: la infraestructura es la que convierte la subvención en molécula vendida.
El siguiente paso, según el ministerio, es la solicitud de autorización administrativa del conjunto de tramos de la futura red. Con ella, Enagás busca dar continuidad a unos segmentos que ya se tramitan por vía de urgencia y que suman 900 MW de demanda asociada.
La letra pequeña: la vía de urgencia no acorta la evaluación ambiental
Aquí está el detalle que conviene leer con lupa. La declaración de urgencia reduce a la mitad los plazos del procedimiento, pero no toca el trámite de audiencia de la evaluación ambiental. Cada proyecto deberá superar su propia evaluación de impacto antes de mover una máquina.
Las obras tienen una duración prevista de entre ocho meses y un año, según el caso. Los tramos tendrán derecho de acceso negociado y no devengarán retribución regulada del sistema gasista, y su marco económico se ajustará a lo que fije la normativa tras la transposición del paquete europeo de mercados de gas renovable y hidrógeno.
📊 Impacto ecológico en cifras
- CO2 evitado: No cuantificado en la nota oficial; dependerá del consumo industrial que sustituya al gas natural en cada tramo.
- Capacidad asociada: 900 MW de electrólisis, repartidos entre los 300 MW de Onuba, los 500 MW de Catalina y los 100 MW de Petronor.
- Inversión: 389 millones de euros en 234 kilómetros de ductos, frente a 709 millones de subvención pública a los electrolizadores.
- Equivalencia tangible: 124 proyectos de hidrógeno renovable y más de 3.000 millones adjudicados con cargo al PRTR en España.
Del corredor H2Med al efecto dominó en la industria
Los cuatro ductos no son un capricho local: son facilitadores del corredor H2Med, la conexión que debe llevar hidrógeno desde la península ibérica hasta el centro de Europa. Sin red interna, España no puede exportar la molécula ni aprovechar su ventaja en generación renovable. El precedente es claro: la capacidad de electrólisis adjudicada con cargo al Plan de Recuperación, 124 proyectos y más de 3.000 millones, supera con holgura la infraestructura disponible para evacuarla.
Ahí está el riesgo de secuencia. El Gobierno ha subvencionado primero la producción y ahora tramita el transporte, un orden inverso al que recomienda la lógica industrial y que explica que varios promotores hayan pedido acelerar sus conexiones. La vía de urgencia no es un atajo: es una respuesta a a proyectos que llevan meses esperando la tubería para cerrar contratos con compradores industriales.
El efecto dominó es fácil de seguir. Cuando Onuba, Catalina y Petronor tengan ductos y compradores, arrastrarán a la industria química de Tarragona, a las refinerías del entorno de Muskiz y a los fertilizantes de Huelva, sectores intensivos en gas natural que hoy ven en el hidrógeno verde la vía para descarbonizar procesos que no se electrifican con baterías. La normativa europea (paquete de mercados de gas e hidrógeno, Taxonomía Verde y el marco de los PCI) ya marca los plazos.
Lo que falta es la prueba de coste. La red troncal solo será rentable si baja el precio de la molécula renovable y si los consumidores firman contratos a largo plazo. La inversión de 389 millones es, de momento, la apuesta más concreta del Estado por convertir una subvención de 709 millones en una cadena de valor con clientes reales. Eso sí, sin evaluación ambiental superada no hay obra.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 234 kilómetros de ductos que darán salida a 900 MW de electrólisis y permitirán recortar el consumo de gas natural en tres polos industriales.
- Modelo que cambia: La producción de hidrógeno aislada, sin infraestructura de evacuación, deja paso a una red troncal con acceso negociado y compradores identificados.
- Para las próximas generaciones: Una red interoperable con el corredor H2Med deja a España la opción de exportar hidrógeno renovable, no solo de consumirlo.
