Miércoles, 11 de noviembre de 2026
Los primeros proyectos comerciales de hidrógeno verde dependen hoy de tres condiciones: ayudas públicas, un reparto claro de los riesgos y un marco regulatorio estable. En ese diagnóstico coincidieron los ponentes de la mesa redonda que la Comisión de Energía del COIIM/AIIM celebró el 10 de noviembre en la sede del Colegio, dedicada a los proyectos FOAK (first-of-a-kind).
Moderada por Santiago Calvo Vegara, vocal de la Comisión de Energía COIIM/AIIM, la jornada reunió a Mª Jazmín Nieto de Dios (Siemens Energy), Natalia Ruiz Sáez (Suma Capital), Andrés Cuesta Samaniego (Reolum) y Fernando Guedán Carbonell (Repsol).
La tecnología, en cambio, ya no es la incógnita. «De la parte de la tecnología tenemos ya esas respuestas. Ahora el paso es ver si también funciona como proyecto», resumió Nieto.
Financiación y riesgo, el verdadero cuello de botella
Ruiz describió la inversión en FOAK como «un acto de fe». Los financiadores exigen un offtaker, un comprador a largo plazo, pero la industria aún no puede pagar el precio del hidrógeno verde: «Es una pescadilla que se muerde la cola». Mecanismos como el alemán H2Global, que cubre esa diferencia de precio, ayudan a romper el círculo.
Nieto situó el problema un paso antes: «La financiación no llega si los riesgos no están repartidos de la forma adecuada». Y planteó la pregunta de fondo: quién asume la diferencia de coste entre el hidrógeno gris y el verde. Con una advertencia: «Tenemos que conseguir llegar a descarbonizar, pero sin desindustrializar Europa».
Guedán subrayó que inversiones planteadas a 20 años necesitan reglas que no cambien a mitad de camino. Ruiz, por su parte, pidió una apuesta decidida, con tramitación acelerada de permisos: «Pongamos toda la carne en el asador si realmente queremos ser pioneros en hidrógeno [verde]».
Proyectos que ya están en marcha
Cuesta (Reolum) presentó La Robla Green (León), que integra una cogeneración con biomasa de 50 MW, captura de CO2 biogénico, 200 MW de electrólisis y producción de e-metanol para transporte marítimo y aviación. «Integrar las cuatro instalaciones en una sola es lo novedoso», explicó Cuesta.
Por su parte, Repsol, principal productor y consumidor de hidrógeno de la península, escala por etapas. Su electrolizador de 2,5 MW en Petronor, en operación desde hace unos dos años, «nos ha servido para aprender una barbaridad», según Guedán. Le siguen 4 MW en Sines, 10 MW en el puerto de Bilbao a mediados de 2027 y dos electrolizadores de 100 MW en Cartagena y Petronor, con decisión final de inversión y operación prevista hacia 2029.
Nieto, en representación de Siemens Energy, habló sobre HYFLEXPOWER, un demostrador en una papelera francesa donde una turbina de gas funcionó en 2023 con un 100 % de hidrógeno. Hoy la compañía comercializa la SGT-800, de unos 50 MW, capaz de quemar hidrógeno puro. La lección, según Nieto, es que a gran escala el reto está en la infraestructura y el almacenamiento.
Industria local y propuestas para Madrid
En el turno de preguntas se debatió sobre cómo descarbonizar reforzando a la vez la industria europea. Finalmente, Calvo cerró la sesión con las propuestas de Jaime Segarra, presidente de la Comisión de Energía: impulsar con la UPM y el CIEMAT el desarrollo de electrolizadores, fomentar su fabricación en la Comunidad de Madrid, explorar la mezcla de hidrógeno en las turbinas de gas existentes e incentivar el hidrógeno renovable producido localmente. La Comisión de Energía dará continuidad a este formato con nuevas sesiones.
