La burbuja del hidrógeno verde en Galicia pincha pero aún le queda algo de aire
martes, 10 de marzo de 2026, 08:00
El hidrógeno verde fue la palabra mágica con la que se llenaban la boca políticos y empresarios de Galicia para sacar al país de la crisis económica tras la pandemia. Alimentada por los fondos europeos Next Generation y el ansia por ocupar titulares, una avalancha de iniciativas prometía redefinir el panorama industrial y energético de Galicia, convirtiéndonos en un nodo exportador de energía limpia y tecnología punta.
Así, en diciembre de 2024 la Asociación Gallega del Hidrógeno (AGH2) - un ente en el que colaboran Xunta, otras administraciones y empresas del sector - identificó 30 iniciativas vinculadas a las tecnologías del hidrógeno verde en la comunidad, todas en distintas fases de desarrollo.
Año y medio después, la mayoría estaba en estado de planificación o tramitación. Dos años después, ahí siguen muchas mientras otras ya se han convertido en papel mojado.
Las promesas realizadas en su día fueron descomunales. Solo el proyecto H2Pole de As Pontes prometía hasta 5.000 empleos entre directos e indirectos durante su construcción. El proyecto Green Meiga de Iberdrola en Begonte cifraba en 6.000 los puestos durante la construcción y 426 durante la explotación. La propia Asociación Gallega del Hidrógeno proyectaba que, para 2030, el sector generará 4.000 empleos directos en la comunidad
Sin embargo, como en toda Europa, la burbuja del hidrógeno verde ha comenzado a desinflarse en el país, dejando tras de sí una estela cada vez mayor de proyectos cancelados.
La razón de la fiebre del hidrógeno verde en Galicia la tenemos que buscar en los recursos del país. Con agua por doquier y un potencial de energías renovables de primer orden gracias a la hidroeléctrica y a la eólica, la Xunta y las grandes energéticas proyectaron un descomunal ecosistema industrial que aspiraba a instalar hasta 1 GW de potencia en electrolizadores para el año 2030.
Por ejemplo, el hub de Meirama, en Cerceda, promovido por Repsol, Naturgy y Reganosa, contemplaba una potencia inicial de 30 MW escalable hasta 200 MW. La Xunta lo declaró proyecto industrial estratégico y el entonces vicepresidente económico, Francisco Conde, anunció que estaría operativo a lo largo de 2025. El proyecto, que contaba con financiación pública del programa H2 Cadena de Valor y era considerado estratégico por la Xunta, preveía una inversión inicial de 64 millones de euros para producir más de 4.000 toneladas anuales de hidrógeno.
En diciembre de 2025 se canceló. Repsol, Naturgy y Reganosa anunciaron el abandono de H2 Meirama. Como principales motivos esgrimieron la ausencia de renovables cerca del enclave, el incremento constante del CAPEX de más de un 50% desde que el proyecto se presentó en 2022, así como el encarecimiento del hidroducto planificado para transportar el hidrógeno hasta la zona industrial de A Coruña.
Casi al mismo tiempo, el fondo Blackstone retiraba sus planes para una planta en Langosteira, el puerto exterior coruñés. La Asociación Eólica de Galicia advirtió entonces que "el goteo de deserciones ha comenzado" y que caerán más proyectos industriales si no se dispone de "nueva energía limpia, barata y local".
La primera señal de alerta llegó mucho antes, en diciembre de 2023, cuando el Gobierno distribuyó 150 millones de euros del PERTE de hidrógeno entre una docena de proyectos en toda España. De la decena de grandes planes gallegos, solo uno recibió inyección de dinero público, poniendo en peligro al menos siete de los diez grandes proyectos anunciados para la comunidad.
El único seleccionado fue el el Proyecto As Pontes, liderado y coordinado por UNIVERSAL H2 ESPAÑA, S.L.
El siguiente disparo, esperemos que no de gracia, llegó también en diciembre de 2025, desde Bruselas. La decisión de la Unión Europea de excluir el tramo del hidroducto Guitiriz-Zamora de los Proyectos de Interés Común causó sorpresa e indignación entre los empresarios que promovían la burbuja del hidrógeno verde Galicia.
Sin esa etiqueta de Proyecto de Interés Común, que garantiza acceso preferente a financiación del mecanismo Conectar Europa y puede cubrir hasta el 50% de los costes, el hidroducto gallego se volvió casi inviable y, por lo tanto, también el sueño de hacer de la comunidad autónoma una potencia exportadora de hidrógeno verde.
¿Tenía fundamento la decisión de Bruselas contra el hidroducto gallego? La realidad es que la comunidad a día de hoy el país no produce apenas hidrógeno renovable y las proyecciones para 2030 hacen dudar de que exista tal excedente exportable.
La exclusión del hidroducto tiene consecuencias directas sobre los proyectos que aún sobreviven en papel.
La patronal evita hablar de "pinchazo de burbuja" y prefiere referirse a este momento como una fase de criba necesaria para que solo los proyectos más sólidos salgan adelante. Defienden que Galicia todavía cuenta con condiciones privilegiadas y que el mapa de capacidades sigue vivo, aunque reconozcan que los objetivos de la Agenda Energética 2030 podrían ser demasiado ambiciosos. Desde el sector se insiste en que es vital priorizar el acceso a la red eléctrica y mejorar la tramitación administrativa para que los proyectos piloto logren escalar a niveles industriales.
Por el contrario, desde sectores críticos, como algunos grupos ecologistas, se apunta a que se han dedicado excesivos recursos públicos a alimentar una expectativa que las propias empresas están empezando a descartar. El hecho de que gigantes como Repsol hayan cancelado otras plantas en España bajo el argumento de ser "inviables" refuerza la tesis de que el hidrógeno verde ha sido, en parte, una herramienta de marketing verde.
¿Qué proyectos de hidrógeno verde sobreviven?
La Xunta llegó a declarar una batería de iniciativas “prioritarias”, con 17 proyectos en total que sumaban unos 1.200 millones de euros de inversión, y situó al hidrógeno como pieza central de su relato sobre la nueva economía verde. Esa fue la primera criba, pues se han llegado a presentar unos 30 proyectos en total.
A cierre de 2025, solo seis proyectos gallegos se mantenían en tramitación activa. Se trata de las iniciativas promovidas por Ignis, Repsol, Reganosa, Acciona, Tasga y Statkraft. La lista incluye el Valle del Hidrógeno de A Coruña, que recibió 170 millones de euros del Gobierno en junio de 2025 y prevé dos plantas con electrolizadores PEM en la ciudad y en Arteixo, sumando 251,8 MW de potencia y una producción anual de 29.941 toneladas de hidrógeno.
El proyecto de Accionaplug en Arteixo ha sido el último en recibir luz verde ambiental. La Xunta emitió en febrero de 2026 la declaración de impacto ambiental (DIA) favorable para su planta de 20 MW en el polígono de Morás, que podrá generar hasta 2.990 toneladas anuales de hidrógeno verde . La instalación ocupará más de 20.900 metros cuadrados y está ahora pendiente de la autorización ambiental integrada .
La iniciativa Green Meiga, liderada por Iberdrola y Foresa en Begonte (Lugo), mantiene su hoja de ruta con una inversión de 500 millones de euros y previsión de operación en 2027 . El proyecto contempla producir 100.000 toneladas anuales de metanol verde a partir de 20.000 toneladas de hidrógeno, capturando además 152.000 toneladas de CO2 al año . Su gemelo, Green Umia, se desarrollaría en Caldas de Reis con el mismo esquema .
En Mugardos, Forestal del Atlántico (grupo Gadisa) continúa con la tramitación del proyecto Triskelion, una planta de metanol verde a partir de CO 2 recapturado que supondrá una inversión de 181 millones . También sigue adelante el proyecto Julio Verne en el Puerto de Vigo, una estación de servicio de hidrógeno de 2 MW para abastecer vehículos pesados y buques, con una inversión más modesta de 6 millones .
Pinchazo a nivel europeo
Sería injusto cargar todas las culpas sobre la gestión local. El fracaso del hidrógeno verde en Galicia forma parte de una crisis continental. Según el informe European Hydrogen Markets 2025 elaborado por la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), en 2024 se instaló en Europa una capacidad de electrólisis de apenas 308 MW, muy lejos de los 40 GW previstos para 2030.
El precio del hidrógeno verde se mantiene en torno a los 8 euros por kilogramo, cuatro veces más de lo que se considera razonable para competir con el gas natural. Dinamarca, que apostó fuertemente por este vector energético, ha decidido cerrar sus estaciones de hidrógeno ante la falta de viabilidad, mientras Alemania abandonó sus trenes de hidrógeno en la Baja Sajonia.
En España, el caso de Repsol en Puertollano resulta paradigmático. La petrolera anunció en 2022 que su planta castellano-manchega "situaría a la región a la vanguardia" y estaría lista en 2025, pero terminó cancelando el proyecto por "inviabilidad técnica y económica", pese a haber recibido 10 millones de euros en subvenciones públicas.
Con todo, la reciente crisis de la guerra de Irán ha provocado que se dispare de nuevo el precio del gas natural. Algo que podría servir para resucitar algunos de los proyectos abandonados. Con todo, lo que antes eran promesas de miles de empleos y miles de millones en inversión, ahora son planes ajustados que buscan sobrevivir a un mercado -formado sobre todo por los vehículos impulsados por hidrógeno- casi inexistente y a unos costes de producción que no son competitivos.
El hidrógeno verde: producción, usos y potencial
El hidrógeno verde es un vector energético obtenido mediante un proceso llamado electrólisis del agua, empleando únicamente electricidad procedente de fuentes renovables, como la energía eólica o la solar. A diferencia del hidrógeno gris —producido a partir de gas natural y responsable de emisiones de CO₂— o del hidrógeno azul —que utiliza el mismo proceso pero captura parte de esas emisiones—, el hidrógeno verde se considera climáticamente neutro, ya que su producción no genera gases de efecto invernadero.
Producción: el proceso de electrólisis
La obtención de hidrógeno verde se basa en la electrólisis del agua (H₂O). Este proceso tiene lugar en un dispositivo denominado electrolizador, donde una corriente eléctrica —de origen renovable— atraviesa el agua y separa la molécula en sus dos componentes básicos: oxígeno (O₂) e hidrógeno (H₂).
El oxígeno se libera a la atmósfera, mientras que el hidrógeno se recoge, se almacena y posteriormente se distribuye para su uso.
El calificativo de “verde” proviene precisamente del origen limpio de la electricidad utilizada en el proceso. Si la electricidad procediera de combustibles fósiles, el hidrógeno obtenido no se consideraría verde.
Actualmente existen distintas tecnologías de electrolizadores, entre las que destacan:
- Electrolizadores alcalinos, tecnología madura y ampliamente utilizada.
- Electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM), más flexibles y adecuados para integrarse con energías renovables variables.
- Electrolizadores de óxido sólido (SOEC), aún en desarrollo, con potencial para alcanzar mayores eficiencias.
Aplicaciones principales
El hidrógeno verde destaca por su capacidad de actuar como portador de energía limpia, especialmente en sectores donde la electrificación directa resulta complicada o poco viable. Sus principales usos incluyen
1. Descarbonización de la industria pesada
Es una de las alternativas más prometedoras para sustituir combustibles fósiles como el carbón, el petróleo o el gas natural en procesos industriales que requieren altas temperaturas o hidrógeno como materia prima. Entre sus aplicaciones destacan:
- Producción de acero, sustituyendo al carbón coque.
- Fabricación de fertilizantes mediante la producción de amoníaco verde.
- Procesos industriales en refinerías.
2. Almacenamiento de energía renovable
El hidrógeno verde puede funcionar como una especie de batería a gran escala y de larga duración. Cuando existe un excedente de energía eólica o solar, esa electricidad puede utilizarse para producir hidrógeno mediante electrólisis. Posteriormente, este hidrógeno puede almacenarse y emplearse para:
- Generar electricidad nuevamente mediante pilas de combustible o turbinas.
- Utilizarse directamente como combustible.
De este modo, contribuye a equilibrar la red eléctrica y gestionar la variabilidad de las energías renovables.
3. Transporte pesado y de larga distancia
También se perfila como una solución clave para descarbonizar sectores del transporte difíciles de electrificar con baterías. Entre ellos se encuentran:
- Camiones de larga distancia
- Autobuses
- Trenes en líneas no electrificadas
- Transporte marítimo
- Potencialmente, la aviación en el futuro
En estos casos, el hidrógeno se utiliza en pilas de combustible, que generan electricidad para alimentar el motor del vehículo, produciendo únicamente vapor de agua como emisión.