El 28 de gener de 2026, el govern va anunciar al 4t Dia de l’Hidrogen d’Enagás l’avantprojecte de llei per crear un sistema nacional d’hidrogen i un mercat regulat a Espanya. Es tracta del primer marc jurídic específic per a aquest vector energètic al país, i arriba en un moment de transició: l’hidrogen verd està passant de la fase d’anuncis i grans expectatives a una etapa de maduració industrial real, on la viabilitat dels projectes es mesura amb paràmetres molt més estrictes de rendibilitat, demanda real i utilitat climàtica.
Espanya ha mobilitzat ja més de 3.000 milions d’euros en ajudes públiques per a hidrogen renovable, i el país acumula més de 200 projectes anunciats que sumen 27.000 MW d’electròlisi en cartera. Però la xifra que realment defineix el moment és una altra: només 11 projectes operatius, amb 33 MW de capacitat real. Aquesta enorme distància entre l’anunciat i l’operatiu és el punt de partida obligat per a qualsevol anàlisi seriosa del sector.
D’una bombolla d’anuncis a una primera onada real
La Càtedra d’Estudis sobre Hidrogen de la Universitat Pontifícia Comillas sosté en el seu informe anual que la primera onada real de desplegament arribarà entre 2026 i 2029, recolzada pel PERTE ERHA, els fons europeus i les subhastes del Banc Europeu de l’Hidrogen. Tres elements explicaran aquest pas de promesa a realitat:
Primer, l’arribada de les decisions finals d’inversió. Projectes emblemàtics com l’aliança bp-Iberdrola a Castelló (electrolitzador de 25 MW), el Valle Andaluz del Hidrógeno (300 MW a Huelva-Cadis), Basque Hydrogen al port de Bilbao (10 MW) o Cartagena Large Scale Electrolyzer (100 MW al complex de Repsol) entren en fase de construcció o posada en marxa durant 2026-2027.
Segon, la consolidació del marc regulatori. Al Reial Decret 149/2026, aprovat al febrer, endureix els requisits tècnics i financers dels projectes per evitar iniciatives merament especulatives. La transposició de la Directiva RED III i la futura llei nacional crearan un marc estable i previsible, condició imprescindible per a la bancabilitat de les inversions.
Tercer, l’aparició dels primers contractes de demanda. Les refineries (bp, Repsol, Petronor), la indústria química, els fertilitzants (Fertiberia) i la siderúrgia (ArcelorMittal) estan signant els primers contractes d’aprovisionament de llarg termini. Aquesta demanda contractada és el que permetrà que els projectes finalment encaixin financerament.
Els tres desafiaments que decidiran qui sobreviu
L’informe de la Càtedra Comillas identifica tres reptes que separaran els projectes viables dels que cauran pel camí:
Demanda real insuficient i contractes vinculants. El sector pateix una asimetria evident: hi ha capacitat de producció disponible (sobredimensionada, fins i tot, ja que les fàbriques europees d’electrolitzadors operen al 10% del seu potencial), però falta demanda contractada. Sense PPAs de llarg termini equivalents als de les renovables elèctriques, molts projectes no tancaran el seu cas de negoci.
Transposició completa del marc regulatori. Especialment de la Directiva RED III, que defineix els criteris d’addicionalitat, temporalitat i correlació geogràfica que ha de complir l’electricitat utilitzada per a la producció d’hidrogen «renovable». Aquests criteris són crítics per accedir als ajuts europeus i per comercialitzar el producte com a tal.
Senyals de preu clars per al producte final. La bretxa entre el cost del quilogram d’hidrogen verd produït (avui entre 4 i 8 €/kg segons projecte) i el preu de l’hidrogen gris substituible (1-2 €/kg) segueix sent àmplia. Sense mecanismes regulatoris que internalitzin el cost climàtic del gris —via quotes obligatòries, contractes per diferència o CBAM ampliat—, l’equació no quadra.
Implicacions per a promotors, indústria i administracions
Per a promotors energètics, el missatge del 2026 és clar: la finestra d’oportunitat existeix però s’ha estretit. Els projectes que avancen són els que combinen ubicació en territoris amb alta concentració de renovables i indústria (Aragó, Castella-la Manxa, Andalusia), demanda industrial contractada i accés a finançament europeu via subhastes del Banc de l’Hidrogen o IPCEIs. La planificació hauria d’integrar des de l’inici l’enginyeria, la tramitació ambiental, l’estratègia de mercat i l’arquitectura d’ajuts.
Per a indústries gas-intensives (refineria, química, fertilitzants, siderúrgia, ceràmica, vidre), l’hidrogen verd ha deixat de ser una hipòtesi de futur per esdevenir una opció real a 5-7 anys vista. Començar a signar PPAs amb productors locals ara és l’equivalent estratègic del que va passar fa una dècada amb els PPAs elèctrics renovables: els primers a moure’s capten preus de referència més estables.
Per a administracions públiques, els reptes són dobles: facilitar la tramitació administrativa (un dels colls d’ampolla principals) i acompanyar el desplegament d’infraestructura compartida als clústers i valls de l’hidrogen, com el Vall de l’Hidrogen de Catalunya o el Corredor Basc de l’Hidrogen.
Aquest nou escenari demana una consultoria capaç de parlar simultàniament tres idiomes: el de l’enginyeria de processos (disseny d’electrolitzadors, integració amb renovables, sistemes auxiliars), el de la tramitació ambiental i administrativa (autoritzacions, declaracions d’impacte, accessos a xarxes), i el de la modelització de mercat (PPAs, cost del quilogram, mecanismes d’ajut). Els tres àmbits estan més entrellaçats que mai: una decisió sobre la ubicació té implicacions sobre la traçabilitat de l’electricitat renovable utilitzada, i aquesta sobre l’elegibilitat per a ajuts europeus.
A auma auma acompanyem promotors, indústries i administracions en aquesta etapa de maduració del sector amb una mirada integral. El 2026 marca el moment en què l’hidrogen verd deixa de ser una promesa retòrica i comença a ser una indústria mesurable. Els que sàpiguen separar les promeses dels projectes bancables, i els que dissenyin tenint en compte ja avui els tres desafiaments estructurals, seran els que escriguin l’altra meitat de la història: la de l’hidrogen verd que sí funciona.