Enagás pide permiso para un hidroducto de 38 km en Bizkaia

Un tubo de 38 km para sacar el hidrógeno de Bizkaia

Enagás Infraestructuras de Hidrógeno ha pedido al Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) autorización para construir un hidroducto de 38.411 metros de longitud entre Muskiz y Arrigorriaga, con un ramal al Puerto de Bilbao. La inversión prevista es de 67.995.147 euros y la tramitación se ha declarado urgente, lo que reduce los plazos administrativos a la mitad, según el anuncio publicado en el BOE y recogido por Xataka y BilbaoHiria.

El trazado atraviesa once municipios vizcaínos (Abanto Zierbena, Arrigorriaga, Barakaldo, Bilbao, Ugao-Miraballes, Trapagaran, Santurtzi, Ortuella, Alonsotegi, Zierbena y Muskiz) y afecta, según el detalle de BilbaoHiria, a 649 fincas, con Zierbena (245) y Muskiz (134) como los municipios más expuestos. El proyecto contempla servidumbres de paso, ocupaciones temporales y, solo en las cuatro posiciones de válvulas, ocupaciones en pleno dominio.

La tubería: 30 pulgadas, 94 bar y control remoto

El hidroducto será una tubería de acero de 30 pulgadas con recubrimiento interior de epoxi y un rango de presión de operación de entre 45 y 94 bares (máximo), según las especificaciones del BOE que cita Xataka. Tendrá cuatro posiciones de válvulas (Muskiz, Zierbena, Barakaldo y Arrigorriaga), cable de fibra óptica, sistema de control SCADA y estaciones de protección contra la corrosión.

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Se trata de la primera pieza visible de la Red troncal de hidrógeno renovable del país. En paralelo se tramitan otros dos segmentos: el Huelva-Aznalcázar (59 km, 95,7 millones) ligado al Valle del Hidrógeno de Moeve, y el Caspe-Tivissa (75 km, 98,6 millones) ligado al proyecto Catalina en Teruel. Entre los tres, según ABC, requerirán 389 millones de euros de inversión y están considerados Proyectos de Interés Común europeo (PCI).

Por qué Muskiz: el electrolizador de 100 MW de Petronor

El segmento no se justifica por sí solo: su razón de ser es el electrolizador de 100 MW que Petronor proyecta en su refinería de Muskiz, uno de los 124 proyectos de hidrógeno renovable que el Gobierno ha adjudicado con cargo al Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), según ABC. El de Petronor, en concreto, ha recibido 160 millones del PRTR, siempre según la misma fuente.

Sin una tubería, el hidrógeno verde de la refinería solo podría consumirse en el entorno inmediato, lo que limitaría el negocio. El hidroducto resuelve ese cuello de botella y permite que las moléculas viajen al Puerto de Bilbao y, desde ahí, al corredor de hidrógeno con destino a Ámsterdam y el área del North Sea Canal, que en abril de 2024 firmaron el Puerto de Bilbao, el Puerto de Ámsterdam, el Puerto de Duisburg, el Ente Vasco de la Energía y otros socios un Memorando de Entendimiento para desarrollar el corredor, según Offshore Energy y el propio Puerto de Bilbao.

H2Med: el otro extremo de la cadena

El ramal al Puerto de Bilbao conecta, en última instancia, con el corredor H2Med, la gran infraestructura que Enagás impulsa junto a los operadores REN (Portugal), Teréga y NaTran (Francia) y OGE (Alemania), y que el pasado 16 de julio, según Europa Press, inició la fase de ingeniería de detalle (FEED) del BarMar, el hidroducto submarino entre Barcelona y Marsella.

El BarMar recibió en enero de 2025 una financiación de 28 millones de euros del mecanismo europeo Connecting Europe Facility, según Europa Press. La entrada en servicio de BarMar y del CelZa (entre Celorico da Beira y Zamora) está prevista para 2032, según Energías Renovables. El primero alcanzará unos 400 km y dos millones de toneladas anuales de capacidad; el segundo, unos 270 km y 750.000 toneladas.

H2Med no será barato: el coste de transportar hidrógeno desde España hasta la frontera franco-alemana se ha estimado, según los promotores, entre 0,60 y 1 euro por kilo, recoge Energías Renovables. La consulta de interés de mercado ha identificado 528 proyectos de 168 empresas, aunque esa cifra refleja intenciones, no contratos firmes: la propia documentación del proyecto describe la consulta como no vinculante.

Qué cambia con la RED III y el PNIEC

El empuje normativo es claro. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé cerca de 12 GW de electrolizadores en 2030, principalmente para usos industriales. Y la directiva europea RED III fija que, en 2030, el 42% del hidrógeno industrial de uso no energético sea renovable.

Para Bizkaia y Euskadi, la relevancia es industrial. Sin un ducto, el electrolizador de Petronor no puede monetizar su producción más allá de su propio perímetro. Con un ducto, abre un mercado que va de la refinería de Muskiz a la red europea, pasando por el Puerto de Bilbao.

Lo que todavía falta

Aunque se tramite por la vía urgente, el proyecto aún no está autorizado. Quedan por resolver dos pasos clave, según Xataka:

La autorización y declaración de utilidad pública por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas del MITECO.
La declaración de impacto ambiental de la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental.

Los titulares de las 649 fincas afectadas disponen de 15 días hábiles desde la publicación en el BOE para presentar alegaciones, plazo que ya ha comenzado. Después, las obras tienen una duración prevista de entre ocho meses y un año según el tramo, según ABC.

El proyecto también tiene una peculiaridad regulatoria: se tramita al amparo de la disposición adicional 38 de la Ley 34/1998 del sector de hidrocarburos, por lo que inicialmente tendrá derecho de acceso negociado y no devengará retribución regulada del sistema gasista. Su marco económico se adecuará después a la normativa que resulte de transponer el paquete europeo de mercados de gas renovable e hidrógeno.

¿Qué significa esto para tu startup?

Aunque el hidroducto de Bizkaia no se construya con dinero de venture ni aloje un data center, es un indicador útil para founders que operan en sectores adyacentes. Tres ángulos prácticos:

Si tu startup vende software o servicios a la industria energética (predictive maintenance, SCADA, ciberseguridad industrial, gemelos digitales): la red troncal y los corredores europeos son un mercado nuevo. España licitará ingeniería, operación y mantenimiento de una infraestructura que hasta ahora no existía. Ojo a las licitaciones de Enagás y de los operadores de H2Med.
Si tu startup necesita hidrógeno para su proceso (producción de fertilizantes verdes, acero verde, e-fuels, data centers cerca de la fuente): la pregunta relevante no es si el hidrógeno verde "llegará", sino cuándo habrá capacidad firme contratada. Hoy la cadena (electrolizador + ducto + comprador + puerto) está incompleta en toda Europa. Negocia con los desarrolladores de proyectos electrolíticos (Petronor, Moeve, Repsol, Cepsa) acceso temprano.
Si tu startup está en logística, puertos o combustibles sintéticos: el corredor Bilbao-Ámsterdam con Duisburg añade una ruta de hidrógeno líquido y e-SAF que hasta ahora no existía. Es un hub nuevo para exportar e-SAF a la aviación europea, un mercado regulado por ReFuelEU Aviation con cuotas crecientes de SAF.