Alemania aprueba 1.300 millones para hidrógeno — pero un estudio holandés avisa de que la demanda real será mucho menor de lo esperado
Alemania aprueba 1.300 millones para hidrógeno — pero un estudio holandés avisa de que la demanda real será mucho menor de lo esperado
La Comisión Europea aprueba el régimen alemán de ayudas con primas de 0,44 a 3,49 €/kg. Pero TNO, Berenschot y Arcadis publican que la demanda de hidrógeno en Países Bajos y Alemania para 2035 será la mitad de lo proyectado. Dos noticias contradictorias que definen el escenario real del mercado de exportación español.
En la misma semana de mayo de 2026 han llegado dos noticias sobre el mercado de hidrógeno en el norte de Europa que apuntan en direcciones opuestas — y que juntas dibujan el escenario más honesto disponible para entender qué espera a los valles españoles cuando empiecen a exportar. Por un lado, la Comisión Europea aprobó el régimen alemán de ayudas de 1.300 millones de euros para la producción de hidrógeno renovable — una señal muy positiva de que Alemania quiere su propio hidrógeno. Por otro, los institutos técnicos holandeses TNO, Berenschot y Arcadis publicaron un estudio que concluye que la demanda real de hidrógeno importado en los Países Bajos y Alemania para 2035 será notablemente inferior a lo proyectado — porque los compradores industriales no compran verde de forma voluntaria cuando es más caro que el gas. Dos noticias, un solo mensaje: el mercado europeo del hidrógeno existe, pero es más pequeño y más exigente de lo que los planes de negocio más optimistas asumen.
La aprobación alemana: 1.300 millones para 9 proyectos de 58 candidatos
La Comisión Europea ha concedido su aprobación en materia de competencia al régimen de ayudas del Gobierno alemán dotado con 1.300 millones de euros para fomentar la producción nacional de hidrógeno renovable. El importe aprobado es notablemente inferior a los 8.400 millones de euros que solicitaban las 58 propuestas presentadas a concurso — que sumaban una capacidad de electrólisis de 4,3 GW. Solo 9 proyectos han sido seleccionados.
El mecanismo es idéntico al AaaS español: una prima garantizada por cada kilogramo de hidrógeno renovable producido y verificado, pagada durante un máximo de 10 años. Las primas adjudicadas oscilan entre 0,44 €/kg — para los proyectos más competitivos, con acceso a electricidad renovable barata — y 3,49 €/kg — para los que necesitan mayor apoyo para ser viables. Esa horquilla tan amplia refleja la heterogeneidad del parque de proyectos alemán: desde grandes electrolizadores industriales en el Ruhr con acceso a energía offshore del Mar del Norte hasta proyectos de menor escala en zonas menos favorecidas.
La noticia tiene dos lecturas para España. La positiva: Alemania está construyendo su propia capacidad de producción de hidrógeno — lo que significa que el país tiene voluntad política real de descarbonizar su industria con H₂ renovable. La matizadora: si Alemania produce parte de su propio hidrógeno, necesitará importar menos de España. La red de importación que el corredor H2Med está diseñado para alimentar será complementaria — no sustitutiva — de la producción alemana doméstica. España exportará el excedente que Alemania no pueda producir localmente a costes competitivos.
| Parámetro | Alemania | España (AaaS) |
|---|---|---|
| Presupuesto total | 1.300 M€ | 659 M€ (2 convocatorias) |
| Proyectos seleccionados | 9 de 58 | 6 de varios |
| Prima mínima | 0,44 €/kg | 0,48 €/kg (Orange-Bat) |
| Prima máxima | 3,49 €/kg | ~2,5 €/kg (estimado) |
| Duración prima | 10 años | 10 años |
El corredor Zevenaar-Elten: Países Bajos y Alemania se conectan en 2031
En paralelo a la aprobación del régimen de ayudas, las operadoras de transporte de gas Gasunie (Países Bajos), Open Grid Europe (OGE) y Thyssengas (Alemania) han firmado un acuerdo vinculante para crear el corredor transfronterizo de hidrógeno Zevenaar-Elten — conectando los sistemas de transporte de ambos países en la frontera con horizonte operativo de 2031. La infraestructura aprovechará gasoductos de gas natural existentes reconvertidos al flujo de hidrógeno molecular.
En su fase inicial, el corredor suministrará hidrógeno a la región industrial y química de Rin-Ruhr en Alemania — el mayor polo químico de Europa, con BASF, Bayer, Evonik y decenas de empresas que necesitan descarbonizar su consumo de gas. En fases sucesivas se extenderá hacia el sur, hacia el centro químico de Ludwigshafen. La red conectará las plantas de producción e importación del Puerto de Róterdam a través del Delta Rhine Corridor — el mismo corredor que recibirá el amoníaco verde de Moeve desde Huelva en 2027.
La implicación para España es directa: el hidrógeno español que llegue a Róterdam — ya sea por barco en forma de amoníaco verde o por gasoducto a través de H2Med en 2032 — tendrá infraestructura de distribución al interior de Alemania desde 2031. El eslabón que faltaba entre la producción española y el consumo alemán está siendo construido ahora. Cuando H2Med esté operativo, la cadena completa estará lista: producción en Andalucía → exportación por barco/tubería → recepción en Róterdam → distribución al Ruhr por Zevenaar-Elten.
La advertencia de TNO: la demanda real será la mitad de lo esperado
Aquí viene la noticia incómoda. El estudio publicado por los institutos TNO, Berenschot y Arcadis — los más respetados en modelización energética de los Países Bajos y referentes en Europa — concluye algo que los promotores de hidrógeno verde no quieren oír: los volúmenes de importación de portadores de hidrógeno en los Países Bajos y Alemania para 2035 estarán al nivel de las previsiones más pesimistas elaboradas en 2023 — aproximadamente la mitad de los escenarios optimistas que la mayoría de los planes de negocio asumen.
La causa es comportamental, no técnica: los consumidores industriales no compran hidrógeno verde de forma voluntaria por encima de los mínimos que les exige la ley cuando el precio es significativamente superior al gas natural convencional. La demanda real proviene exclusivamente de los mandatos obligatorios — ReFuelEU Aviation, FuelEU Maritime, RED III para industria — no de compradores que paguen un premium voluntariamente por sostenibilidad. Y esos mandatos, aunque crecientes, generan una demanda mucho más limitada que los escenarios optimistas del sector.
El informe también advierte de que la función tradicional de los puertos holandeses como nodo de distribución garantizado hacia la industria química alemana se verá erosionada por el desarrollo de rutas portuarias directas en otras regiones continentales — Bélgica, Francia, Alemania directamente — que reducen la dependencia de Róterdam como hub único.
¿Qué significa esto para España? Que el mercado de exportación existe — pero es más pequeño, más regulado y más competitivo de lo que los planes más ambiciosos asumen. Los proyectos españoles que sobrevivirán son los que tienen contratos de offtake vinculantes con compradores industriales reales — como Puertollano con Fertiberia o Onuba con Moeve y Yara — no los que especulan con una demanda spot que puede no materializarse a la escala esperada.
La conclusión: mercado regulado sí, mercado voluntario no
Las dos noticias de esta semana — la aprobación alemana y el estudio holandés — son en realidad complementarias. Alemania está construyendo su demanda de hidrógeno a través de mandatos regulatorios y subsidios a la producción — no esperando a que el mercado lo haga solo. Eso es exactamente correcto: sin regulación que obligue a consumir H₂ verde o que subvencione su producción, la demanda voluntaria es insuficiente para hacer viables los proyectos.
Para los promotores españoles el mensaje es claro: el mercado regulado es real y creciente — los mandatos de RED III, ReFuelEU y FuelEU crearán demanda obligatoria que hay que satisfacer. El mercado voluntario es pequeño e incierto — no construyas plantas para un comprador que todavía no existe. Y la infraestructura de transporte — H2Med, Zevenaar-Elten, el Call for Interest de Enagás — se está construyendo para servir a ese mercado regulado, no a uno especulativo.
España tiene proyectos que encajan perfectamente en ese escenario: offtake industrial cautivo, financiación pública asegurada, infraestructura de exportación en construcción. El riesgo no está en los proyectos más avanzados — está en los que todavía no tienen comprador comprometido y esperan que el mercado spot los salve.
📘 Fuentes consultadas: Comisión Europea (aprobación régimen ayudas Alemania hidrógeno, mayo 2026), TNO/Berenschot/Arcadis (estudio demanda hidrógeno NL-DE 2035, mayo 2026), Gasunie/OGE/Thyssengas (acuerdo corredor Zevenaar-Elten, mayo 2026), informe sectorial mayo 2026.
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