Una alternativa tan directa como difícil de justificar en términos de viabilidad comercial y regulatoria. De hecho, han sido sonados los grandes portfolios de inyección a red que finalmente terminaron en nada.

Nosotros fuimos los primeros en rechazar esta posibilidad ya que, hasta hace bien poco, la única opción de sacar más provecho que el de la propia energía a la hora de inyectar el hidrógeno en la red, era la de separar el hidrógeno en el punto de destino, algo que con porcentajes de concentración del 2 % es totalmente inviable.

Avances normativos y regulatorios

Pero, como ya hemos defendido en nuestras piezas de Factfulness del hidrógeno I y Factfulness del hidrógeno II, las cosas han avanzado, aunque fuese sin hacer mucho ruido, y es por eso por lo que creemos que a gran parte del sector se le han pasado por alto las dos cuestiones que introducimos a continuación.

1. España ha introducido en el borrador del Real Decreto de Fomento de los Combustibles Renovables una nueva figura, los Certificados de Combustibles Renovables (CCRs), que por primera vez permite inyectar hidrógeno en la red y vender tanto la energía como los certificados a los sujetos obligados (principalmente petroleras).
2. La Circular 2/2025 y la Resolución de 13 de junio de la CNMC, han establecido un nuevo procedimiento detallado que regula el acceso a la red de gas, la asignación de capacidad y otras cuestiones para nuevas conexiones incluyendo al hidrógeno.

Dos piezas que, juntas, harán algo muy simple pero muy potente (en caso de aprobarse el RD):

Convertir el blending de hidrógeno en un modelo de negocio real en España y de impulsar algunos de los primeros proyectos de producción de hidrógeno distribuido.

Cómo se gana dinero de verdad cuando inyectas un gas renovable en la red

Como ya ocurre con el biometano, cuando un productor inyecta este gas en la red hoy, su cuenta de resultados no se sostiene solo con la venta de energía.

• El gas renovable se vende a precios parecidos al gas natural (~30 €/MWh).
• Con los costes de inversión, operación y financiación actuales, ese ingreso no cubre el coste nivelado del biometano.
• La diferencia la cubren las pruebas de sostenibilidad / garantías de origen.

Es decir:

El negocio no está en el kWh; está en el certificado.

La energía es el vehículo físico; la sostenibilidad es el producto financiero que permite rentabilizar la planta

Este esquema es clave para entender por qué el blending de hidrógeno no tenía sentido… hasta ahora.

Por qué el blending de hidrógeno estaba bloqueado

Desde el punto de vista técnico y legal, inyectar un pequeño porcentaje de hidrógeno en la red de gas (hasta el 2 % en volumen en la práctica actual) es factible.

El problema era regulatorio:

1. Al mezclar hidrógeno en la red, ese H₂ es difícilmente recuperable. No puedes demostrar qué moléculas llegan a qué consumidor.
2. La Comisión Europea ha venido señalando que, en estos casos, la prueba de sostenibilidad se pierde, salvo que el hidrógeno se recupere en destino (cosa que en blending no ocurre).
3. Si la prueba de sostenibilidad se pierde, no puedes vender garantías de origen ni certificados asociados a ese hidrógeno inyectado.
4. Sin certificados → sin ingresos adicionales → modelo de negocio inviable, porque solo te queda vender energía a precios de gas natural.

En resumen:

El blending era técnicamente posible pero económicamente vacío.

Y de ahí venía la sensación generalizada de que “el blending no tiene futuro”.

Qué cambia con los Certificados de Combustibles Renovables (CCRs)

El borrador del Real Decreto de Fomento de los Combustibles Renovables introduce los CCRs como una nueva unidad de certificación asociada a los combustibles renovables, incluyendo el hidrógeno.

La clave es que estos certificados:

• No exigen recuperar físicamente el hidrógeno inyectado,
• Están pensados para el cumplimiento de obligaciones de descarbonización de los sujetos obligados (petroleras, comercializadoras, etc.),
• Y son transferibles y comercializables dentro del sistema de certificación nacional.

Dicho de otra forma:

Por primera vez, el marco español permite que un productor inyecte hidrógeno en la red y, aun así, genere certificados vendibles por ese hidrógeno.

Eso desbloquea el mecanismo que ya funciona con el biometano:

1. El productor inyecta H₂ en la red y cobra un precio por la energía (ligado al hub de gas).
2. Por cada MWh de H₂ producido, genera CCRs que puede vender a los sujetos obligados.
3. El precio de esos CCRs será, como ocurre ya con otros gases renovables, el que haga posible la rentabilidad de los proyectos.

Lo interesante es que la producción de hidrógeno distribuida, debería ser más barata que la producción en una refinería, ya que el transporte por red de gas es mucho más barato que por red eléctrica, siempre que tengamos una escala mínima, por supuesto.

Así, lo que antes era un “experimento técnico sin ingresos claros” se convierte en:

Un esquema blending + CCRs que los financiadores pueden modelizar, valorar y respaldar.

El proceso de Enagás: una ventana real para conectar proyectos

Este giro regulatorio no llega en el vacío. Coincide con el lanzamiento del primer proceso anual de asignación de capacidad en la red de transporte de gas para proyectos de hidrógeno, liderado por Enagás.

Los hitos principales son:

• 21 de octubre: cierre de la Fase 1 (declaración de interés). Los promotores ya han recibido información sobre la capacidad condicional disponible por área y punto.
• Enero–marzo: fases siguientes con solicitudes formales, recálculo de capacidad y publicación de resultados definitivos.
• Marzo–Abril (aprox.): las empresas que quieran consolidar su punto de conexión deberán aportar un aval de hasta 100.000 € por proyecto para reservar la capacidad de forma oficial.

Ilustración 1 Esquema de las fases y resultados de los proyectos presentados

A partir de la firma del contrato de conexión, la normativa (Circular de la CNMC) establece un plazo de 2 años para comenzar a inyectar.

El caso de AtlantHy

En AtlantHy hemos participado en esta primera convocatoria de Enagás, presentando con clientes varios proyectos a lo largo de la geografía española.

Tras los resultados de la Fase 1:

• Estimamos contar con capacidad condicional en torno a 20 proyectos,
• Pero la estrategia no pasa por avanzar todos, sino por seleccionar una primera ola de aproximadamente 5-10 proyectos con visos de ser competitivos económicamente en el LCOH.

Las características de esta primera tanda son:

• Potencias entre 10 y 25 MW por proyecto;
• En algunos casos, conexión a red complementaria

De nuevo, aquí los CCRs son fundamentales ya que sin un marco que dé valor claro a la sostenibilidad, no tendría sentido lanzarse a la piscina solo para conectarse a una red donde el H₂ se paga a precio de gas natural. Estamos pendientes de la validación del RD.

Ilustración 2 Áreas definidas en el proceso y capacidad de conexión indicativa

La selección de las mejores ubicaciones para implantar proyectos de hidrógeno tanto para blending como para hidroducto es una de las cosas que más ayudan a nuestros clientes y que tenemos incorporada ya en digHy.

Riesgos reales (y cómo los vemos)

Sería poco honesto pintar esto como un escenario sin incertidumbres. Los principales riesgos que identificamos hoy son:

Plazo de 2 años para empezar a inyectar

La Circular de la CNMC que regula la conexión establece que, desde la firma del contrato, el promotor tiene 2 años para comenzar a inyectar gas. Aquí, todos sabemos que los tiempos van en contra, pues las administraciones son terriblemente lentas, algo que ya está contemplado dentro de la Circular, pudiendo justificarlo trimestralmente ante Enagás.

Otra vía es que una inyección parcial podría ser suficiente para acreditar el cumplimiento:

• Por ejemplo, inyectando hidrógeno desde tube trailers mientras se termina la planta definitiva.
• El objetivo es demostrar que la conexión está operativa y que el punto puede recibir gas renovable.

Esto obliga a diseñar proyectos con hitos intermedios realistas y no confiar en que todo se completará “al final de plazo”.

Cambios en el Real Decreto

El segundo riesgo es obvio:

¿qué pasa si el Real Decreto de Combustibles Renovables cambia y los CCRs dejan de aplicarse como ahora se prevé al blending de hidrógeno?

En ese escenario, el modelo actual volvería a colapsar: inyectar H₂ en la red sin trazabilidad útil nos devolvería al problema original.

A día de hoy, no parece el escenario más probable, pero es un riesgo que cualquier inversor responsable debe tener encima de la mesa.

Conclusión

Durante mucho tiempo, la crítica al blending de hidrógeno ha sido justa. Con la combinación de:

• Certificados de Combustibles Renovables (CCRs) en el nuevo Real Decreto,
• El proceso de conexión a red de Enagás,

la cosa cambia.

El blending de hidrógeno pasa a tener sentido porque, por primera vez,
la sostenibilidad que representa se puede medir, certificar y vender.

Para AtlantHy, esto se traduce en decisiones muy concretas:
elegir qué proyectos priorizar, buscar socios inversores para los proyectos de clientes que confíen en la resolución positiva del RD y diseñar plantas con un LCOH competitivo.

Queda mucho por hacer, pero esto acelerará el despliegue de varios proyectos.

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