Enagás abre al mercado el diseño de la futura red española de hidrógeno y de la logística de CO₂

La compañía lanza dos consultas no vinculantes para actualizar la demanda real de infraestructuras de hidrógeno renovable y para dimensionar una cadena logística de CO₂ basada en ductos, hubs industriales, licuefacción en terminales de GNL, almacenamiento intermedio y transporte marítimo. El proceso llega con la Red Troncal Española de Hidrógeno ya incluida en la lista europea de Proyectos de Interés Común y con 2.600 kilómetros de hidroductos en distintas fases de ingeniería.

Enagás ha abierto este 18 de mayo dos procesos de consulta al mercado, o Call for Interest, con los que pretende actualizar la información técnica y comercial necesaria para planificar dos de las grandes infraestructuras energéticas de la próxima década en España: la red de transporte de hidrógeno renovable y la cadena logística de dióxido de carbono asociada a proyectos de captura, uso, transporte y almacenamiento de CO₂. Ambas consultas son no vinculantes, pero tienen interés estratégico ya que servirán para contrastar con productores, consumidores, comercializadores, emisores industriales y potenciales usuarios si existe demanda suficiente, dónde se localiza, en qué volúmenes, con qué calendario y qué soluciones de transporte requiere cada caso.

La consulta de hidrógeno se dirige a productores, consumidores y traders interesados en utilizar infraestructuras de transporte de hidrógeno renovable tanto para consumo nacional como para exportación. El formulario se activa hoy y permanecerá abierto hasta el 18 de junio. La consulta de CO₂, por su parte, tendrá una sesión informativa el 20 de mayo a las 10.30 horas y estará abierta hasta el 30 de junio. En los dos casos, Enagás tratará la información de manera agregada y confidencial, sin que la participación suponga asignación de capacidad, reserva ni compromiso contractual.

La primera de las consultas actualiza el trabajo realizado en 2023, cuando Enagás lanzó una primera manifestación de interés para evaluar el potencial del mercado español del hidrógeno verde. Aquel proceso, auditado y verificado por Bureau Veritas, recibió información de 206 compañías y 650 proyectos, y permitió definir tres escenarios de producción y consumo para 2030. En el escenario de máximo potencial se identificaron 7,9 millones de toneladas anuales de producción de hidrógeno renovable, 74,3 GW de electrólisis y 1,4 millones de toneladas de consumo nacional. En el escenario más maduro de la propia consulta, la producción bajaba a 2,5 millones de toneladas, con 23,3 GW de electrólisis y 1 millón de toneladas de consumo nacional. El escenario base, alineado con los proyectos más maduros orientados al consumo doméstico, apuntaba a 1,6 millones de toneladas de producción, 13,4 GW de electrólisis y 1 millón de toneladas de consumo.

Red Troncal Española de Hidrógeno

Desde entonces, la Red Troncal Española de Hidrógeno ha entrado en una fase técnica más avanzada. Enagás señala que la infraestructura prevista contará con unos 2.600 kilómetros de hidroductos distribuidos en 15 tramos, que ya se han completado las ingenierías básicas de la mayor parte de la red y que se ha iniciado la ingeniería de detalle en varios de ellos. La compañía también está desplegando el Plan Conceptual de Participación Pública, un proceso de información y participación que abarca 13 comunidades autónomas y más de 500 municipios. La nueva consulta busca, por tanto, no partir de cero, sino actualizar la demanda, identificar nuevos proyectos y afinar el dimensionamiento de los ejes necesarios para que la red no se diseñe solo sobre previsiones generales, sino sobre localización real de producción, consumo industrial y necesidades de exportación.

La infraestructura española forma parte del tablero europeo del hidrógeno. Los resultados de la consulta de 2023 respaldaron la propuesta de Red Troncal Española, hoy incluida en la lista europea de Proyectos de Interés Común. Ese esquema incluye ejes como la cornisa cantábrica, el valle del Ebro, Levante, la Vía de la Plata con conexión al valle del hidrógeno de Puertollano, el eje Guitiriz-Zamora y dos almacenamientos subterráneos de hidrógeno en Cantabria y País Vasco. Además, el corredor H2Med, compuesto por la interconexión CelZa entre Celorico da Beira y Zamora y el gasoducto submarino BarMar entre Barcelona y Marsella, ha sido renovado como Proyecto de Interés Común europeo, lo que confirma su encaje en el corredor suroccidental de hidrógeno hacia el centro de Europa.

La segunda consulta abre un frente menos desarrollado en España, pero decisivo para la descarbonización de industrias difíciles de electrificar. Enagás plantea el diseño de una cadena logística de CO₂ para emisores industriales que necesiten capturar carbono y enviarlo a usuarios, terminales de licuefacción, almacenamientos geológicos permanentes o corredores europeos. Según la información publicada por la compañía, las instalaciones industriales españolas emiten en torno a 83 millones de toneladas anuales de CO₂, de acuerdo con datos PRTR 2024 del Miteco, y en la consulta de hidrógeno de 2023 ya se había declarado un interés de 10,4 millones de toneladas vinculado a componentes de CO₂.

Transporte terrestre y marítimo de CO₂

La lógica técnica de esta nueva infraestructura no es la de una única red lineal, sino la de una combinación modular de servicios. Enagás quiere medir el interés en transporte terrestre por ducto desde los puntos de captura, servicios de licuefacción y carga a barco en terminales portuarias, almacenamiento temporal y transporte marítimo de CO₂ líquido hacia destinos de almacenamiento permanente o puntos de conexión con corredores europeos. La compañía plantea aprovechar sinergias con sus redes de transporte y con las plantas de regasificación, incluida una tecnología propia patentada, Eco Coldbox, que permite licuar CO₂ utilizando el frío residual del GNL.

El planteamiento por hubs es uno de los elementos más relevantes. Enagás estructura el análisis en torno a cuatro grandes áreas de influencia. El Hub COnet2 Norte se divide en dos zonas, una centrada en País Vasco, Navarra y Cantabria, y otra en Asturias y regiones limítrofes, con doble salida marítima y proyectos incluidos en la lista europea de Proyectos de Interés Común. El Hub COnet2 Mediterráneo agrupa Cataluña, Comunidad Valenciana y Región de Murcia, con proyectos de captura, transporte y licuefacción y conexión por rutas marítimas. El Hub COnet2 Atlántico cubre el arco sur y suroeste peninsular, con especial atención al Puerto de Huelva. Para la zona centro y otras áreas interiores, la consulta servirá para analizar qué solución logística resulta más eficiente en función de volúmenes, localización y acceso a usuarios o almacenamientos subterráneos.

La apertura de estas consultas muestra hasta qué punto la transición energética ha entrado en una fase de ingeniería de infraestructuras, no solo de objetivos climáticos. En hidrógeno, el reto consiste en definir tuberías, tramos, diámetros, compresiones, almacenamientos, conexiones industriales y enlaces transfronterizos capaces de conectar zonas de producción renovable con polos de consumo y exportación. En CO₂, el desafío es diferente: agregar emisiones dispersas, decidir cuándo conviene ducto y cuándo barco, ubicar plantas de licuefacción, aprovechar terminales existentes y asegurar que la cadena completa sea compatible con los calendarios de captura industrial y con los posibles destinos de almacenamiento.

La descarbonización industrial empieza a pasar de los proyectos piloto y los anuncios de inversión a la planificación de redes físicas, corredores, hubs, terminales y activos logísticos. La consulta de Enagás no decide todavía qué infraestructuras se construirán ni con qué capacidad definitiva, pero sí abre la fase en la que el diseño técnico deberá ajustarse a datos de mercado: toneladas de hidrógeno a producir o consumir, toneladas de CO₂ a capturar, puntos de entrada y salida, calendarios de puesta en servicio, localización de los polos industriales y preferencias de transporte. En la práctica, el resultado de estas manifestaciones de interés será una pieza clave para saber si España puede convertir su ventaja renovable y su red gasista en una verdadera plataforma ibérica de hidrógeno y gestión de carbono.