Alerta roja: el cuello de botella eléctrico está frenando inversiones milmillonarias en hidrógeno verde — Stegra se lleva 3.000 M€ a Portugal y Moeve recorta 100 MW en Huelva
Alerta roja: el cuello de botella eléctrico está frenando inversiones milmillonarias en hidrógeno verde — Stegra se lleva 3.000 M€ a Portugal y Moeve recorta 100 MW en Huelva
España tiene sol, viento y proyectos. Lo que no tiene es red eléctrica suficiente para conectar electrolizadores de cientos de megavatios donde y cuando los promotores los necesitan. El 11 de junio, en el Hydrogen Technical Day de Enagás, el sector lo dijo en voz alta: el cuello de botella ya no es regulatorio ni financiero — es físico. Y está costando miles de millones de euros de inversión que se van a Portugal.
Hay un problema que llevaba meses creciendo en silencio en el ecosistema del hidrógeno verde español — mencionado en conversaciones privadas entre promotores e inversores pero raramente nombrado en público con datos concretos. El 11 de junio de 2026, en la tercera edición del Hydrogen Technical Day organizado por Enagás en Madrid, ese problema salió a la luz con nombres, cifras y consecuencias reales: España está perdiendo inversiones históricas en hidrógeno verde porque Red Eléctrica no puede dar acceso a la red a los electrolizadores de gran potencia. El caso más dramático: Stegra se lleva 3.000 millones de euros y 500 empleos directos a Portugal — al Puerto de Sines — porque REE denegó la capacidad en los 10 puntos españoles que evaluó. El segundo: Moeve se ha visto obligada a recortar su proyecto de Huelva de 400 MW a 300 MW por las mismas restricciones.
El caso Stegra: 3.000 millones que se fueron a Portugal
Stegra — la empresa sueca especializada en acero verde que produce hidrógeno verde como materia prima para sus hornos de reducción directa — quería instalarse en España. Evaluó 11 emplazamientos para su proyecto de producción de hidrógeno verde de gran escala: 10 en España y 1 en Portugal. La instalación requería 1,2 GW de potencia eléctrica — comparable a la de una gran central nuclear — para alimentar los electrolizadores. Gotzon Gómez, director de Stegra para España y Portugal, lo explicó con toda claridad en el Hydrogen Technical Day: REE denegó la capacidad en los 10 puntos españoles. El operador portugués REN, en cambio, sí la concedió en el Puerto de Sines.
El resultado es el que es: una inversión de casi 3.000 millones de euros y más de 500 empleos directos que se instalarán en Portugal — no en España. Sines, que ya es uno de los puertos más importantes del Atlántico europeo, se convierte también en el destino del mayor proyecto de hidrógeno verde de la Península Ibérica que no se llama Moeve, Iberdrola o Repsol. Y España pierde la oportunidad de tener en su territorio un proyecto que habría sido perfectamente compatible con el corredor H2Med y con los objetivos de producción nacional.
El caso Stegra no es aislado — es el más dramático pero no el único. La falta de capacidad para conectar grandes electrolizadores está empezando a condicionar el futuro del hidrógeno renovable en España. Lo que escasea no son proyectos ni ayudas públicas — lo que escasea es capacidad eléctrica firme en los lugares y plazos que necesitan las empresas para alimentar electrolizadores de cientos o incluso miles de megavatios.
Moeve recorta 100 MW en Huelva — el proyecto estrella también sufre
Si el caso Stegra es el más dramático, el de Moeve es el más revelador porque afecta al proyecto más avanzado y mejor financiado del sector español. Olivia Infantes, directora de Regulación de Hidrógeno de Moeve, confirmó en el mismo evento que Red Eléctrica no pudo darles toda la capacidad que solicitaban en la zona de Huelva. La consecuencia directa: el proyecto de electrólisis de Huelva ha tenido que reducirse de los 400 MW planificados a 300 MW en la primera fase. Y la empresa ve muy complicado hasta dentro de muchos años poder ampliar esa capacidad para llevar a cabo sus planes originales.
Este recorte tiene implicaciones directas en la producción. Si el proyecto Luxia y Onuba operaran a 400 MW en lugar de 300 MW, producirían aproximadamente un 33% más de hidrógeno verde, metanol y amoníaco — con el mismo CAPEX de infraestructura. El recorte de 100 MW no es solo una pérdida de producción — es una pérdida de rentabilidad que puede afectar a la bancabilidad del proyecto y a los contratos de offtake ya firmados con Yara y Maersk.
Por qué la red eléctrica española no puede dar más — el problema estructural
El problema no es que REE esté gestionando mal la red — es que la red española no fue diseñada para absorber simultáneamente la explosión de renovables que ya está ocurriendo y la nueva demanda industrial masiva que viene del hidrógeno verde, los centros de datos, la electrificación del transporte y la industria. A esta presión se suman grandes consumidores industriales que también quieren conectarse: centros de datos, infraestructura de recarga para vehículos eléctricos, calefacción eléctrica y proyectos de hidrógeno verde, con una demanda potencial de 321 GW — muy por encima de la capacidad disponible.
El resultado es una cola de solicitudes de conexión que REE no puede atender al ritmo que los promotores necesitan. Los puntos de la red con capacidad disponible están geográficamente mal ubicados respecto a los proyectos — y construir nuevas líneas de alta tensión para llevar la capacidad donde se necesita requiere años de permisos, obra civil y financiación. Como señalamos en nuestra entrada sobre el cuello de botella de los transformadores eléctricos, la infraestructura de conexión a la red es el problema que más infraestimado está en los planes de negocio del hidrógeno verde español.
Una solución parcial que el sector lleva meses reclamando — y que aparece en los comentarios del evento — es reconvertir los puntos de conexión de las antiguas centrales de carbón y ciclos combinados cerrados para conectar electrolizadores. Esas instalaciones ya tienen líneas de alta tensión, subestaciones y permisos de conexión existentes — reutilizarlos sería mucho más rápido que construir nueva infraestructura desde cero. Pero esa reconversión requiere decisiones regulatorias y técnicas que todavía no se han tomado de forma sistemática.
La incertidumbre regulatoria — la Directiva de Hidrógeno sin transponer
Al problema físico de la red eléctrica se suma un problema regulatorio que el sector también denunció en el Hydrogen Technical Day: España sigue sin transponer de forma definitiva la Directiva de Hidrógeno y Gases Renovables de la UE. Esa directiva — que entre otras cosas define los criterios de acceso a la red para el hidrógeno, los derechos de los operadores de infraestructura y el marco de tarifas — es un requisito previo para que los bancos den por cerrado el marco legal de los proyectos antes de comprometer financiación. Sin transposición definitiva, las Decisiones Finales de Inversión (FID) de los proyectos más grandes tienen un riesgo regulatorio adicional que los financiadores no quieren asumir.
La combinación de cuello de botella eléctrico más incertidumbre regulatoria es especialmente peligrosa para el calendario del sector: los promotores que necesiten conexión a la red y certidumbre jurídica para cerrar su financiación bancaria pueden verse obligados a retrasar sus FID — o, como Stegra, a buscar alternativas fuera de España.
Las soluciones que el sector reclama
El Hydrogen Technical Day no fue solo una sesión de quejas — también hubo propuestas concretas que el sector lleva meses reclamando al Gobierno y a REE:
Planificación coordinada. Los planes de expansión de la red eléctrica de REE deben incorporar explícitamente la demanda prevista de los electrolizadores de hidrógeno — con los mismos datos que el Call for Interest de Enagás ya está recopilando. Si REE sabe dónde y cuándo se necesitarán los 2.293 MW de los valles adjudicados, puede planificar las inversiones de red con suficiente antelación.
Reconversión de puntos de conexión existentes. Las subestaciones y líneas de las centrales de carbón cerradas — As Pontes, Andorra, Compostilla, Teruel — tienen capacidad de conexión que podría reasignarse a proyectos de hidrógeno verde en sus mismas zonas. Es la solución más rápida y más económica disponible.
Electroductos dedicados. Para proyectos de más de 500 MW, algunos promotores proponen construir líneas de alta tensión exclusivas que conecten la fuente renovable directamente con el electrolizador, sin pasar por la red general. Es más caro pero elimina la dependencia de la cola de solicitudes de REE.
Transposición urgente de la Directiva. El Gobierno debe completar la transposición de la Directiva de Hidrógeno antes de que finalice 2026 para dar certidumbre jurídica a los proyectos que necesitan cerrar financiación en los próximos 12 meses.
La lectura de fondo: España tiene los proyectos pero no la infraestructura de conexión
La ironía del caso español es llamativa: el país tiene 528 proyectos inscritos en el Call for Interest de Enagás, 7 valles adjudicados con 2.293 MW en construcción, 2.814 M€ en ayudas del IDAE y las mejores condiciones de recurso renovable de Europa. Pero no tiene suficiente red eléctrica para conectar los electrolizadores que esos proyectos necesitan. Es como tener el mejor coche del mercado y no tener carretera por la que conducirlo.
El caso Stegra es el aviso más costoso hasta la fecha — pero no será el último si España no acelera la inversión en infraestructura eléctrica al mismo ritmo que acelera los proyectos de hidrógeno. La competencia europea por atraer inversión industrial en transición energética es brutal — Portugal, Francia, Alemania y los Países Bajos están invirtiendo masivamente en expandir sus redes para atraer exactamente el tipo de proyectos que España está perdiendo. La ventana para actuar es 2026-2027 — si los proyectos de los valles empiezan a encontrar cuellos de botella de conexión cuando lleguen a la fase de construcción, el ecosistema español del hidrógeno verde puede perder el impulso que tanto ha costado construir.
📘 Fuentes consultadas: El Periódico de la Energía (colapso redes eléctricas hidrógeno, 11 junio 2026), Gizmodo ES (Stegra Portugal Moeve recorte, 11 junio 2026), Enagás (Hydrogen Technical Day 3ª edición, 11 junio 2026), Energy News ES (renovable desaprovechada España 2030), informe sectorial junio 2026.
.png)
Comentarios
Publicar un comentario