El coste de la electricidad decidirá la viabilidad de la planta de hidrógeno verde de Huelva
Moeve ha empezado a construir en Palos de la Frontera la mayor planta de hidrógeno renovable del sur de Europa: más de 1.000 millones de euros y 300 MW de electrólisis. La instalación multiplica por nueve toda la capacidad que España tiene hoy en funcionamiento. Pero las 45.000 toneladas anuales anunciadas exigen que los electrolizadores trabajen casi todas las horas del año, y eso convierte el contrato eléctrico —no el equipo— en la pieza que decidirá si el proyecto funciona.
El 17 de septiembre, Moeve colocó en Huelva la primera piedra de Onuba, primera fase del Valle Andaluz del Hidrógeno Verde. Conviene empezar por lo que esto tiene de excepcional. Europa lleva cinco años acumulando anuncios de gigavatios de electrólisis, valles, corredores y memorandos; muy pocos han llegado a decisión final de inversión y menos aún han abierto zanja. La Agencia Internacional de la Energía viene recordando en sus revisiones anuales que solo una fracción pequeña de la capacidad anunciada en el mundo alcanza compromiso firme. Onuba ha salido de la diapositiva. Ese es su primer mérito y no es menor.
El proyecto instala 300 MW de electrólisis alcalina, ampliables a 405 MW, con quince módulos de 20 MW suministrados por thyssenkrupp nucera. La inversión de la primera fase supera los 1.000 millones de euros, con 304 millones procedentes del Plan de Recuperación financiado por NextGenerationEU. Moeve conserva el 51 %; Hy24 y COFIDES suman el 29 %, y Enagás Renovable junto a Alter Enersun el 20 % restante. La producción prevista es de unas 45.000 toneladas anuales de hidrógeno renovable y el ahorro declarado, unas 250.000 toneladas de CO₂ al año. Son previsiones del promotor, no resultados medidos.
Nueve veces todo lo que España tiene hoy funcionando
La primera comparación útil no es con otros anuncios, sino con lo que existe. España cuenta hoy con del orden de 33 MW de electrólisis en operación repartidos en once proyectos, frente al objetivo de 12 GW en 2030 que mantiene el PNIEC. La planta de Puertollano de Iberdrola, presentada en 2023 como la mayor de Europa para uso industrial, tiene 20 MW.
Onuba, ella sola, es quince veces Puertollano y aproximadamente nueve veces toda la electrólisis española actualmente en marcha. Y, al mismo tiempo, apenas un 2,5 % del objetivo nacional para 2030. Las dos lecturas son ciertas y ambas importan: es un salto de escala real y, a la vez, la demostración de que el objetivo oficial exige veinte o treinta proyectos como este en cuatro años. Nadie con conocimiento del sector espera eso.
En inversión, la referencia más elocuente está a doscientos metros: la planta de biocombustibles de segunda generación que Moeve levanta en el mismo parque energético de La Rábida, 1.200 millones de euros para 500.000 toneladas anuales de HVO y SAF. Entre ambas, el grupo acumula 2.400 millones en Andalucía. Onuba no es un proyecto energético suelto: es la segunda pieza de una reconversión completa de una refinería.
300 MW que no generan: consumen
Aquí empieza la parte incómoda. Un parque fotovoltaico de 300 MW entrega energía. Un electrolizador de 300 MW hace lo contrario: absorbe hasta 300 MW de potencia eléctrica para romper moléculas de agua.
A plena carga, Onuba consumiría unos 7,2 GWh al día. Si funcionara las 8.760 horas del año, 2,63 TWh. Para situar la magnitud: es del orden del 1 % de la demanda eléctrica peninsular y equivale, en números redondos, al consumo doméstico de unos 700.000 hogares —bastante más del triple de todos los hogares de la provincia de Huelva—. La planta no es una fábrica que consume electricidad: es, por sí sola, un consumidor de dimensión provincial conectado a un único punto del mapa.
Y de ahí sale la pregunta que ninguna nota de prensa ha respondido. Producir 45.000 toneladas significa fabricar 45 millones de kilogramos. Con un consumo específico de 55 kWh/kg —hipótesis de cálculo de este periódico, razonable para electrólisis alcalina incluyendo auxiliares—, harían falta 2,48 TWh. Sobre 300 MW, eso son 8.250 horas equivalentes: el 94 % del año. Incluso suponiendo 50 kWh/kg, salen 7.500 horas, un 86 %. Sobre los 405 MW de la ampliación, 6.100 horas.
Dicho de otro modo: la cifra anunciada de producción no describe una planta que aprovecha excedentes renovables baratos. Describe una planta que funciona prácticamente en continuo. Esa es una decisión de ingeniería perfectamente defendible —el capital inmovilizado es tan alto que parar sale carísimo—, pero tiene una consecuencia directa: Onuba no puede alimentarse de sol. Las horas solares no dan. Necesitará eólica, red y contratos.
El precio del kilovatio hora es el proyecto
De ahí que la variable crítica no sea la tecnología, sino el contrato eléctrico. Con 55 kWh/kg, la aritmética es implacable y cualquiera puede repetirla:
- Electricidad a 20 €/MWh → 1,10 €/kg solo en energía
- a 30 €/MWh → 1,65 €/kg
- a 40 €/MWh → 2,20 €/kg
- a 137 €/MWh → 7,54 €/kg
Ese último número no es hipotético. Es el precio medio del mercado ibérico en la segunda semana de septiembre de 2026, según AleaSoft. Comprando en el mercado diario a ese precio, solo la electricidad costaría más que el hidrógeno gris completo. Encima habría que pagar electrolizadores, financiación, mantenimiento, tratamiento de agua, compresión, degradación y sustitución de stacks.
Por eso el dato societario más relevante del proyecto no es quién tiene el 51 %, sino que Masdar, tras salir del accionariado, permanece vinculada mediante un contrato de suministro eléctrico a largo plazo. El PPA es la planta. Su precio, su perfil horario, su duración y su cumplimiento de las reglas europeas de adicionalidad y correlación temporal determinarán el coste del kilogramo mucho más que cualquier decisión técnica posterior. Es, hoy, la principal laguna de transparencia de Onuba.
Una ventana abierta por el gas caro
Moeve sostiene que las condiciones actuales del mercado han mejorado la competitividad del hidrógeno verde frente al gris. Coyunturalmente, la afirmación se sostiene. En la semana previa al acto, el TTF alcanzó 82 €/MWh, máximo desde diciembre de 2022, y el derecho de emisión europeo rondaba los 85 €/t.
Con esos precios, el hidrógeno gris sale caro. Un reformado de metano con vapor consume del orden de 45 kWh de gas por kilogramo y emite unos 9 kg de CO₂ por kilogramo: 3,7 €/kg de gas más 0,77 €/kg de derechos, en torno a 4,5 €/kg antes de amortización y operación (cálculo de este periódico). El índice ibérico IBHYX, referencia indicativa del hidrógeno renovable elaborada por MIBGAS, se situaba en 6,12 €/kg en su revisión de julio de 2025. La distancia se ha estrechado mucho.
Pero conviene decir la otra mitad. Con el gas a 30 €/MWh, el nivel de buena parte de 2024, ese mismo cálculo da 2,1 €/kg para el gris, y la ventana se cierra de golpe. La competitividad que hoy exhibe el hidrógeno renovable español la ha traído una crisis geopolítica, no una curva de aprendizaje. Que la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno adjudicara en mayo más de 1 GW con primas por debajo de 1 €/kg indica que el sector se cree cerca de la paridad; no que haya llegado. Onuba tendrá que ser competitiva durante veinte años de mercados que cambiarán varias veces.
Hay además una paradoja de las ayudas: los 304 millones públicos equivalen a en torno al 30 % de la inversión anunciada y reducen CAPEX y riesgo financiero, pero no pagan ni un solo kilovatio hora del consumo diario. Se puede subvencionar un electrolizador; no se puede subvencionar indefinidamente su factura.
Quién compra: probablemente, la mejor noticia
Y aquí llega el punto que distingue a Onuba de la mayoría de proyectos cancelados en Europa, casi todos muertos por falta de comprador.
Onuba no tiene que inventarse un mercado. Según la información facilitada en el acto, el hidrógeno se destinará inicialmente a consumo interno, sustituyendo el 100 % del hidrógeno fósil que hoy usa el parque energético de Palos de la Frontera. Es decir: el primer cliente es la propia refinería, que ya compra hidrógeno todos los días.
Al lado, la planta de biocombustibles 2G añadirá otro consumidor cautivo. El hidrotratamiento de aceites vegetales requiere del orden de 30 a 40 kilogramos de hidrógeno por tonelada de HVO; con 500.000 toneladas de capacidad, la estimación de este periódico apunta a un consumo del orden de 15.000 a 20.000 toneladas anuales, una tercera parte larga de la producción de Onuba. Son órdenes de magnitud, no cifras de la compañía, pero explican la lógica industrial: el hidrógeno se fabrica donde ya se consumía.
El contexto nacional refuerza el argumento. España consume unas 500.000 toneladas anuales de hidrógeno —70 % en refino, 25 % en química— y el 99 % es gris, según el Ministerio para la Transición Ecológica. Las 45.000 toneladas de Onuba representarían en torno al 9 % de ese consumo. No hay que crear demanda: hay que sustituirla. Y sustituirla en el mismo emplazamiento evita compresión, transporte y almacenamiento, que es donde el hidrógeno pierde su economía. El mejor kilogramo de Onuba será, muy probablemente, el que nunca salga de Huelva.
Los 8.000 empleos y los que quedan después
Moeve cifra en más de 8.000 los puestos directos, indirectos e inducidos de todas las fases, con más de 3.700 directos durante construcción y puesta en marcha y participación de más de 400 pymes y autónomos. La segunda cifra es la honesta y la propia empresa la da: el grueso del empleo es de obra.
Ninguna instalación de este tipo opera con miles de personas. Una planta de electrólisis altamente automatizada se explota con plantillas de decenas, no de millares. La compañía no ha publicado el empleo permanente previsto, y ese dato debería figurar en la próxima comunicación del proyecto.
Lo que sí puede ser permanente es otra cosa: el tejido de mantenimiento, instrumentación, electrotecnia, tratamiento de aguas, compresión, calderería y control que 300 MW de electrólisis necesitan cada año durante dos décadas. Huelva ya vivió la diferencia entre acoger obras y acoger industria. Convertir 3.700 empleos de montaje en cuatrocientas empresas capaces de mantener y exportar esa capacidad es la única versión del «efecto tractor» que sobrevive al último camión de la obra.
El agua, un problema menor razonablemente resuelto
La electrólisis necesita unos nueve litros de agua por kilogramo de hidrógeno. Para 45 millones de kilogramos, el mínimo estequiométrico son 405.000 m³ anuales; con purificación, refrigeración y auxiliares, la horquilla realista se mueve entre 0,7 y 0,9 hm³ al año.
En una provincia donde el agua es asunto político de primer orden, la cifra tranquiliza más de lo que alarma: es del mismo orden que el millón largo de metros cúbicos anuales que la propia Moeve declara recuperar con sus actuaciones de reutilización en La Rábida. Usar agua regenerada en lugar de competir por agua dulce de calidad convierte aquí un riesgo reputacional en una solución de ingeniería. Falta el detalle —caudal contratado, grado de tratamiento, energía asociada, garantía de suministro en años secos—, pero el orden de magnitud no es el problema del proyecto.
Lo que habrá que vigilar
Tres cosas quedan pendientes y merecen seguimiento.
La primera, el calendario. El suministrador de los sistemas de refrigeración, Alfa Laval, señalaba 2028; las informaciones del acto sitúan la producción en 2029. La diferencia no es dramática, pero marca el momento en que los titulares deben convertirse en hitos verificables.
La segunda, la cifra de producción: 45.000 toneladas en los materiales de Moeve, 50.000 en algunas informaciones. Con la aritmética anterior, esa diferencia equivale a varios centenares de horas de funcionamiento al año. No es un matiz.
La tercera, el coste de lo que se evita. Mil millones de euros para dejar de emitir 250.000 toneladas anuales suponen 4.000 euros por tonelada de capacidad anual de abatimiento; amortizados linealmente a veinticinco años, unos 160 €/t solo en inversión, casi el doble del precio actual del derecho de emisión. La conclusión no es que el proyecto no valga la pena: es que no se justifica como máquina de evitar CO₂, sino como fábrica de un producto industrial que además descarboniza. Quien lo defienda solo por las toneladas evitadas está usando el argumento más débil que tiene.
Por lo demás, esas 250.000 toneladas equivalen a las emisiones anuales de unos 125.000 turismos; las comparaciones con parques automovilísticos de provincias enteras que han circulado estos días exigen explicitar qué kilometraje y qué emisión unitaria se han supuesto.
Lo que Onuba tiene que demostrar
Hay razones sólidas para el optimismo. España tiene recurso renovable, suelo industrial, puertos y una industria química con demanda real. Huelva añade lo que a casi todos los proyectos europeos les falta: un comprador a la puerta. Y Moeve ha superado la barrera de la decisión final de inversión.
La pregunta ya no es si Europa sabe construir un electrolizador de 300 MW. Sabe. La pregunta es si sabe alimentarlo ocho mil horas al año con electricidad renovable a un precio que permita vender el kilogramo sin ayuda permanente. Esa respuesta no está en el tamaño de los módulos. Está en un contrato de suministro eléctrico que todavía no conocemos y en un precio de venta del hidrógeno que aún nadie ha publicado. Cuando Moeve haga públicas esas dos cifras —el €/MWh de su PPA y el €/kg de su primer contrato de venta—, sabremos de verdad qué es Onuba. Hasta entonces, es exactamente lo que parece: una apuesta industrial seria, bien situada, con clientes plausibles y con toda su economía por demostrar.
