Moeve, Repsol e Iberdrola aceleran el hidrógeno verde: más de 1.700 millones ya llegan a la industria

Durante años, el hidrógeno renovable ha acumulado anuncios de gigavatios, valles industriales, corredores y plantas que prometían transformar el mapa energético europeo. Ahora empieza una fase distinta: la de comprobar qué proyectos llegan realmente a decisión final de inversión, movilizan capital y entran en construcción.

España empieza a enseñar algunos casos concretos. Moeve acaba de iniciar en Palos de la Frontera, Huelva, la construcción de Onuba, la primera fase de su Valle Andaluz del Hidrógeno Verde: 300 MW de electrólisis, una inversión conjunta superior a 1.000 millones de euros y una capacidad prevista de unas 45.000 toneladas anuales de hidrógeno renovable. El proyecto cuenta además con 304 millones de financiación pública.

No es el único movimiento. Repsol tiene aprobados dos electrolizadores de 100 MW, uno en Cartagena y otro en Muskiz, que movilizarán conjuntamente más de 592 millones de euros, podrán producir alrededor de 30.000 toneladas anuales de hidrógeno renovable y cuentan con 315 millones de apoyo público. Ambos están previstos para 2029.

E Iberdrola aporta la fotografía de la fase anterior: su complejo de Puertollano ya incorporó un electrolizador de 20 MW dentro de una inversión de 150 millones, integrado con una planta fotovoltaica de 100 MW y almacenamiento, para suministrar hidrógeno renovable a una industria local de fertilizantes.

La tesis cambia, por tanto. El hidrógeno todavía no se ha convertido en un negocio masivo ni todos los proyectos anunciados llegarán a construirse. Pero una parte de la industria española está empezando a pasar de presentar capacidad futura a comprometer capital industrial real.

Moeve cruza la línea: de la decisión de inversión a las obras

El movimiento más reciente es también el más visible. El 17 de septiembre, Moeve inició oficialmente la construcción de Onuba en Huelva. La compañía ya había adoptado en marzo la decisión final de inversión del proyecto, pero el comienzo de las obras eleva el grado de madurez: ya no estamos ante una hoja de ruta para 2030, sino ante una instalación cuya ejecución física ha comenzado.

La dimensión importa. Los primeros 300 MW podrán ampliarse posteriormente con otros 105 MW. La inversión conjunta supera los 1.000 millones de euros e incluye infraestructura asociada y una planta fotovoltaica dedicada al autoconsumo. La producción prevista ronda las 45.000 toneladas anuales y, según Moeve, permitiría evitar unas 250.000 toneladas de CO₂ cada año.

Financieramente, no es un proyecto menor para el grupo.

Moeve cerró 2025 con un EBITDA CCS ajustado de 1.685 millones de euros, un flujo de caja de operaciones de 1.514 millones y un capex de 1.151 millones. Es decir, la inversión conjunta anunciada para Onuba tiene una escala similar al volumen total que el grupo invirtió durante todo 2025, aunque resulta imprescindible introducir un matiz: Moeve posee el 51% del proyecto y, por tanto, esos más de 1.000 millones no constituyen íntegramente un desembolso suyo.

En el primer semestre de 2026, la transformación ya empieza a verse en las cuentas. Moeve invirtió 605 millones de euros, un 20% más interanual, y destinó el 69% del capex a proyectos que clasifica dentro de transición energética. Al mismo tiempo, generó 762 millones de flujo de caja operativo, cerró junio con 2.330 millones de deuda neta y dejó la ratio deuda neta/EBITDA LTM en 1,2 veces bajo su definición reportada.

Eso convierte a Onuba en algo más relevante que otro anuncio verde: empieza a absorber inversión dentro de una estructura financiera que, de momento, sigue generando recursos operativos suficientes para sostener la transformación.

La ayuda pública sigue siendo una pieza central

Pero hay otra cifra que explica el momento real del hidrógeno: 304 millones de euros.

Es la financiación concedida al primer desarrollo del Valle Andaluz. Sobre una inversión conjunta superior a 1.000 millones, significa que el capital público sigue teniendo un peso decisivo para que la economía del proyecto cierre.

Ese detalle impide caer en una lectura demasiado optimista.

El hidrógeno está pasando a inversión industrial real, sí, pero todavía no lo está haciendo únicamente porque su coste resulte competitivo frente al hidrógeno convencional. Las subvenciones, el acceso a electricidad renovable y la existencia de consumo industrial cercano continúan siendo piezas esenciales.

La Unión Europea lo reconoce implícitamente en el diseño de su Banco Europeo del Hidrógeno. La tercera subasta cuenta con 1.300 millones de euros y remunera mediante una prima fija por kilogramo producido para reducir la distancia entre el coste del hidrógeno limpio y el precio que los consumidores industriales pueden asumir. Los proyectos seleccionados inicialmente suman cerca de 1,1 GW de electrolizadores y más de 1,3 millones de toneladas previstas durante sus primeros diez años.

Más revelador todavía es lo ocurrido en la subasta anterior. Varios proyectos españoles inicialmente seleccionados terminaron retirándose durante la preparación de los acuerdos, mientras otros sí llegaron a firmarlos. Es una buena advertencia: aparecer en una lista de ayudas no equivale a disponer todavía de una planta industrial.

El verdadero filtro sigue siendo financiero.

Repsol también convierte megavatios en CAPEX

Repsol está siguiendo una trayectoria parecida, aunque con proyectos más repartidos.

En septiembre de 2025 aprobó su electrolizador de Cartagena, con 100 MW y una inversión superior a 300 millones de euros. Podrá producir unas 15.000 toneladas de hidrógeno renovable al año y cuenta con 155 millones de financiación pública. Su entrada en funcionamiento está prevista para 2029.

Cuatro meses después llegó la segunda decisión.

En enero de 2026, Repsol aprobó otros 100 MW en su complejo de Muskiz. La inversión asciende a 292 millones de euros, la capacidad anual prevista vuelve a ser de unas 15.000 toneladas y el proyecto dispone de 160 millones de apoyo NextGenerationEU. También está previsto para 2029.

Sumados, son 200 MW, más de 592 millones de inversión y 315 millones de apoyo público.

Aquí aparece una característica que probablemente marque qué proyectos sobreviven al ajuste del sector: los dos electrolizadores tienen un consumidor natural prácticamente a la puerta.

El hidrógeno se utilizará fundamentalmente en los propios complejos industriales de Repsol, sustituyendo progresivamente parte del hidrógeno convencional utilizado en procesos existentes. No depende, por tanto, de construir desde cero un mercado completamente nuevo antes de comenzar a producir.

Eso reduce uno de los grandes riesgos del hidrógeno renovable: encontrar comprador.

También coloca el compromiso inversor dentro de una empresa con capacidad financiera mucho mayor. Repsol cerró 2025 con un flujo de caja operativo de 5.365 millones de euros, un capex neto de 2.732 millones bajo su nueva metodología de reporting y una deuda neta de 4.487 millones. Las dos plantas de 100 MW, aunque se ejecutarán durante varios ejercicios, equivalen conjuntamente a algo más de una quinta parte de aquel capex neto anual.

No es una apuesta testimonial, pero tampoco compromete por sí sola el balance del grupo.

Iberdrola enseña otra pieza imprescindible: consumir el hidrógeno

El caso de Iberdrola permite entender por qué la siguiente fase no dependerá únicamente de construir electrolizadores.

Puertollano combina 20 MW de electrólisis, 100 MW fotovoltaicos y 20 MWh de almacenamiento dentro de una inversión de 150 millones de euros. El hidrógeno se destina directamente a la producción industrial de fertilizantes.

La escala es menor que los nuevos desarrollos de Moeve y Repsol, pero el modelo anticipó algo fundamental: producción renovable, electrolizador y consumidor industrial deben funcionar como un sistema.

Iberdrola dispone además de capacidad financiera suficiente para seguir desarrollando proyectos selectivos. El grupo cerró 2025 con 45.547 millones de cifra de negocio, un EBITDA reportado de 16.592 millones y un beneficio neto de 6.285 millones; las inversiones del ejercicio alcanzaron 14.460 millones.

Sin embargo, su propia experiencia demuestra que disponer de balance no basta. En el hidrógeno importan tanto la electricidad disponible y el coste del electrolizador como el cliente que comprará la molécula final y el diferencial de precio frente al hidrógeno fósil.

El mercado está dejando de premiar simplemente los megavatios anunciados

Ahí está probablemente el cambio más importante. En la primera etapa del hidrógeno renovable, el tamaño del anuncio era protagonista: 500 MW, 1 GW, 2 GW. Ahora la métrica relevante es otra.

¿Existe decisión final de inversión? ¿Hay obra? ¿Quién consume la producción? ¿Cuánto capital público necesita? ¿Cuándo empieza realmente a producir?

Bajo ese filtro, el mapa se reduce. Moeve tiene 300 MW ya en construcción. Repsol suma 200 MW con decisión de inversión y calendario definido. Iberdrola ya dispone de capacidad industrial operativa en Puertollano.

No significa que los desarrollos futuros anunciados vayan a desaparecer. El propio Valle Andaluz aspira a 2 GW y Repsol mantiene otros proyectos de mayor escala. Significa que, financieramente, conviene separar esas aspiraciones de la capacidad sobre la que ya existe capital comprometido.

Es la misma disciplina que empieza a aplicar Europa. La Comisión no paga las ayudas del Banco Europeo del Hidrógeno únicamente por ganar una subasta: exige producción renovable certificada y verificada. Los proyectos seleccionados deben alcanzar cierre financiero y comenzar a producir dentro de los plazos establecidos.

El mensaje es evidente: subvencionar megavatios sobre el papel ya no basta.

La industria, y no el coche, está decidiendo la primera gran batalla

También se está aclarando dónde parece tener más sentido económico el hidrógeno.

Los proyectos que avanzan están vinculados sobre todo a refino, química, fertilizantes, combustibles renovables y otros sectores difíciles de electrificar directamente.

No es casualidad. En esas actividades ya existe una demanda de hidrógeno convencional o una necesidad industrial de moléculas que la electricidad por sí sola no resuelve. Sustituir ese consumo crea una demanda identificable desde el principio.

Ese es uno de los motivos por los que los grandes complejos energéticos aparecen en primera línea: disponen de terreno, conexión eléctrica, infraestructuras, procesos industriales, experiencia operativa y, sobre todo, consumo.

La verdadera carrera del hidrógeno puede acabar decidiéndose menos en quién anuncia el mayor valle y más en quién tiene el mejor cliente industrial al otro lado de la tubería.

El salto ya ha comenzado, pero todavía tiene condiciones

Las cifras financieras utilizadas en este análisis proceden de información pública de las propias compañías, documentación oficial europea y de Infonif con origen registral, cuyas fichas se han validado mediante el NIF de cada sociedad.

La fotografía que dejan esos datos es bastante más interesante que el relato de los últimos años.

El hidrógeno renovable no ha llegado todavía a una fase de despliegue masivo. Necesita subvenciones relevantes, sigue enfrentándose a un coste elevado frente a alternativas fósiles y debe resolver simultáneamente producción, electricidad, infraestructura y demanda.

Pero algo ha cambiado. Moeve ya no habla solo de un valle futuro: está construyendo 300 MW. Repsol ya no presenta únicamente una cartera: ha aprobado más de 592 millones para dos plantas de 100 MW. E Iberdrola demuestra que la integración con un consumidor industrial puede funcionar sobre terreno real.

Esa es la frontera que ahora importa. Durante años, la gran cifra del hidrógeno fue la capacidad anunciada. A partir de ahora será el capital efectivamente comprometido.

Y ahí empieza la fase verdaderamente industrial: cuando el megavatio deja de estar en una presentación y empieza a aparecer en el capex, en la obra y, finalmente, en la producción.