Empleos en hidrógeno

El hidrógeno se produce mediante electrólisis del agua, se almacena como gas o líquido y se emplea donde la electrificación directa no es viable - siderurgia, síntesis de amoníaco, transporte pesado. Un estudio de ManpowerGroup y Cepsa proyecta 181.000 empleos vinculados al hidrógeno en España en 16 años - la cifra más alta de cualquier país de la UE - y el PNIEC actualizado triplicó el objetivo de electrólisis a 12 GW para 2030. Pero el hidrógeno verde representa menos del 1 % de la producción mundial, varios fabricantes de electrolizadores recortaron plantilla en 2024 y un 84 % de los empleadores del sector declara no encontrar suficientes profesionales cualificados. Para la transición energética, el hidrógeno es la única vía realista para descarbonizar sectores donde la electricidad no llega - acero, amoníaco, aviación - y eso lo convierte en un sector donde la demanda de talento crece más rápido que la oferta.

Planta de energía híbrida y centro de hidrógeno de Enertrag en Prenzlau, Brandeburgo, la referencia europea en hidrógeno verde. Foto: Molgreen, CC BY-SA 4.0 / Wikimedia Commons

La ventaja competitiva española

España recibe más de 2.500 horas de sol al año y cerró 2024 con las renovables generando más del 50 % de su electricidad. Esa combinación de recurso solar y eólico se traduce en costes de producción de hidrógeno verde entre los más bajos de Europa. En la primera subasta del Banco Europeo de Hidrógeno, las ofertas españolas oscilaron entre 0,37 y 0,48 EUR/kg - el coste medio más bajo de todos los países participantes.

Esa ventaja en costes explica la escala de la inversión. El Gobierno destinó 1.214 millones de euros del fondo NextGenerationEU a siete clústeres de hidrógeno en Aragón, Andalucía, Castilla y León, Cataluña y Galicia, con una capacidad conjunta de 2.278 MW de electrólisis en 11 instalaciones. El programa prevé crear unos 9.000 empleos directos y 11.000 indirectos durante las fases de construcción y operación. A escala europea, ManpowerGroup estima que las moléculas verdes - hidrógeno y biocarburantes combinados - podrían generar 1,7 millones de empleos para 2040 y aportar 145.000 millones de euros al PIB de la eurozona.

Esa ventaja en costes coloca a España en el grupo de cabeza europeo, pero el mercado de habla hispana se decide en dos ejes: la Península y un corredor latinoamericano que avanza más rápido en algunos países que en la propia España.

Hoja de Ruta, PNIEC e infraestructura

La Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable, publicada en 2020, fijó un objetivo inicial de 4 GW de electrólisis para 2030 con una inversión público-privada estimada de 8.900 millones de euros. El PNIEC actualizado en 2024 triplicó ese objetivo hasta 12 GW, posicionando a España como uno de los mercados con mayor ambición en Europa. La meta intermedia es que el 25 % del consumo industrial de hidrógeno sea de origen renovable en 2030.

El dinero público sigue a la estrategia. El PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento ha canalizado 1.555 millones de euros desde 2021. La convocatoria más reciente - los siete clústeres de hidrógeno - exige que cada proyecto supere los 100 MW y que los compradores industriales se comprometan a absorber al menos el 60 % de la producción. El censo de proyectos de la AeH2 de 2025 registra 399 iniciativas a lo largo de toda la cadena de valor, con una inversión total que supera los 33.000 millones de euros y una capacidad de electrólisis estimada de 13,3 GW para 2030 - por encima del propio objetivo del PNIEC.

Red troncal y H2Med

Enagás, gestor provisional de la red de hidrógeno en España, diseñó una red troncal de 2.600 km con una inversión neta de 2.645 millones de euros. La CINEA aprobó en enero de 2025 el 100 % de la financiación solicitada al Mecanismo Conectar Europa, con 40,2 millones para la red interna y 35,5 millones para el corredor H2Med.

El H2Med conectará la Península Ibérica con Francia mediante dos tramos. CelZa unirá Portugal y España (Celorico da Beira - Zamora, 270 km, 0,75 Mt/año). BarMar será un gasoducto submarino de 400 km entre Barcelona y Marsella con capacidad para 2 millones de toneladas anuales y entrada en operación comercial prevista para 2032. Para profesionales de ingeniería de tuberías, la construcción de esta infraestructura generará demanda sostenida durante al menos una década.

Hidrógeno gris, azul y verde: tres rutas de producción

El hidrógeno no es un sector único. Los tres métodos de producción definen perfiles profesionales distintos.

Autobús de celda de combustible de hidrógeno Solaris Urbino 12, una plataforma emblemática de movilidad H2 en Europa. Foto: Jakub Markiewicz / Solaris Bus & Coach, CC BY-SA 4.0 / Wikimedia Commons

Hidrógeno gris - producido por reformado de gas natural con vapor (SMR) - representa el 95 % de la producción actual. Su fuerza laboral proviene de la ingeniería química clásica: refinerías, plantas de amoníaco, producción de metanol. En España, las refinerías de Repsol en Cartagena, Bilbao y Tarragona producen hidrógeno gris desde hace décadas. Quien trabaja allí rara vez se describe como parte de "la economía del hidrógeno", pero lo es.

Hidrógeno azul utiliza el mismo proceso SMR pero captura y almacena el CO₂. En España su papel es secundario - la Hoja de Ruta prioriza el verde - pero genera demanda de especialistas en captura de carbono e ingeniería geológica en proyectos puntuales.

Hidrógeno verde es el área de crecimiento. Se produce mediante electrólisis del agua alimentada con electricidad renovable y es la única ruta que puede escalar sin insumos fósiles. La capacidad global instalada de electrólisis alcanzó 2 GW a finales de 2024, y las decisiones finales de inversión (FID) en Europa se cuadruplicaron en un año hasta superar los 2 GW. Todo el mercado laboral de ingenieros de electrolizadores, montadores de stacks y operadores de planta se está construyendo prácticamente desde cero. Iberdrola puso en marcha su planta de Puertollano - 20 MW y 3.000 toneladas anuales - y Moeve (antes Cepsa) aprobó la primera fase de su Valle Andaluz con 300 MW de electrólisis.

Tabla salarial

Los datos salariales específicos de hidrógeno son todavía escasos - muchos puestos se clasifican bajo categorías generales de ingeniería de procesos o energías renovables. Las cifras reflejan datos de 2025/2026 para roles en proyectos explícitamente vinculados al hidrógeno.

Puesto	España (EUR)	Alemania (EUR)
Ingeniero de electrólisis / celdas de combustible	37.000 - 66.000	63.000 - 112.000
Operador de procesos (hidrógeno)	26.500 - 45.000	55.000 - 70.000
Director de proyecto (hidrógeno / renovables)	40.000 - 70.000	60.000 - 88.000
Ingeniero de seguridad industrial	34.000 - 59.000	51.000 - 88.000
Ingeniero químico / de procesos	27.000 - 44.000	47.000 - 77.000

Salarios brutos anuales. Rangos desde entrada hasta seniores (más de 8 años de experiencia). Los centros tecnológicos (Madrid, Barcelona, País Vasco, Múnich, Hamburgo) suelen pagar un 10-15 % por encima de la media nacional. La especialización en sistemas PEM o seguridad del hidrógeno puede añadir otro 10-20 %. Responsables de desarrollo de hidrógeno verde con más de diez años de experiencia en grandes ciudades españolas pueden alcanzar los 90.000 EUR. Fuentes: SalaryExpert, talent.com, PayScale (2025/2026).

Carreras a lo largo de la cadena de valor

Operador industrial inspeccionando maquinaria y tuberías de proceso en una instalación química. Foto: Pexels, Pexels License

Producción

Ingenieros de electrolizadores diseñan y optimizan la tecnología central - sistemas alcalinos, PEM (membrana de intercambio protónico) o los emergentes de óxido sólido (SOEC). El trabajo requiere una base en electroquímica o ingeniería química con especialización en ciencia de membranas, desarrollo de catalizadores y diseño de stacks. Empleadores van desde fabricantes especializados (H2B2, Sunfire, thyssenkrupp nucera) hasta conglomerados industriales (Siemens Energy, Cummins/Accelera).

Operadores de planta y técnicos de procesos gestionan los electrolizadores, monitorizan la pureza del hidrógeno, operan sistemas de tratamiento de agua y mantienen los equipos auxiliares. La experiencia previa en procesamiento químico, tratamiento de aguas o manejo de gases se transfiere directamente. La producción de hidrógeno funciona en turnos rotativos cuando se acopla a fuentes de energía en continuo o a grandes sistemas de almacenamiento de energía.

Científicos de I+D trabajan en tecnologías de siguiente generación: electrólisis AEM (membrana de intercambio aniónico), división directa de agua marina, celdas fotoelectroquímicas y rutas de conversión como Power-to-X, incluyendo la síntesis de electrocombustibles.

Transporte, almacenamiento y distribución

Llevar el hidrógeno desde donde se produce hasta donde se consume es el mayor desafío técnico y comercial del sector - y crea un campo profesional que apenas existía hace cinco años.

Ingenieros de almacenamiento de hidrógeno trabajan en cavernas salinas subterráneas, tanques de gas comprimido, sistemas de hidrógeno líquido y soluciones emergentes como hidruros metálicos y portadores orgánicos líquidos de hidrógeno (LOHC). La IEA cifra la capacidad subterránea anunciada en 11 TWh hasta 2035, pero solo el 5 % ha alcanzado decisión final de inversión.

Ingenieros de tuberías están en alta demanda mientras España construye su red troncal de 2.600 km. El trabajo exige conocimiento de fragilización por hidrógeno, sistemas de gas a alta presión y compatibilidad de materiales - competencias que se transfieren directamente desde el sector del petróleo y gas. El consorcio European Hydrogen Backbone planifica 23.000 km de hidroducto para 2040, alrededor del 75 % reutilizando gasoductos de gas natural existentes.

Ingenieros eléctricos de alto voltaje se necesitan allí donde los electrolizadores se conectan a fuentes renovables o a la red. Un electrolizador de 100 MW requiere infraestructura eléctrica sustancial - transformadores, rectificadores, sistemas de gestión de potencia. Este campo se solapa con roles en redes inteligentes y electrónica de potencia.

Aplicaciones finales

Ingenieros de celdas de combustible diseñan e integran pilas de hidrógeno para vehículos, generación estacionaria y aplicaciones portátiles. La demanda es más fuerte en transporte pesado - autobuses, camiones, trenes, marítimo - donde las soluciones eléctricas a batería chocan con limitaciones de autonomía y peso.

Técnicos de repostaje de hidrógeno instalan y mantienen la infraestructura de dispensación para vehículos de pila de combustible. España construye estaciones a lo largo de los principales corredores de transporte de mercancías, un campo que se solapa con la planificación de infraestructura de carga eléctrica.

Ingenieros de descarbonización industrial sustituyen hidrógeno gris por verde en procesos existentes - reducción directa de hierro en siderurgia, síntesis de amoníaco, operaciones de refino. Estos puestos se sitúan en la intersección del hidrógeno y la industria pesada tradicional, y constituyen una ruta directa hacia soluciones de energía limpia con impacto medible en emisiones netas cero.

Roles transversales

Ingenieros de seguridad del hidrógeno son crónicamente escasos. La extrema inflamabilidad del gas, su llama invisible y la fragilización de metales hacen que cada proyecto necesite expertos dedicados en análisis de riesgos, diseño de ventilación, sistemas de detección de fugas y cumplimiento normativo.

Desarrolladores de proyectos y especialistas en financiación estructuran los acuerdos comerciales que hacen viables los proyectos de hidrógeno. Con subvenciones, contratos de compra garantizada (offtake) y cadenas de suministro complejas, la vertiente comercial es tan exigente como la técnica.

Hidrógeno verde en América Latina

América Latina concentra dos recursos que ningún clúster español puede igualar: el desierto de Atacama, con la irradiación solar más alta del planeta, y los vientos de Magallanes, con factores de capacidad eólicos cercanos al 70 % anuales. Esa combinación coloca a Chile como uno de los pocos países con potencial real para exportar hidrógeno verde a Asia y Europa por debajo del coste europeo de producción local. La región también arrastra una estructura industrial -minería del cobre, refinación, fertilizantes, siderurgia- con demanda cautiva de hidrógeno que hoy se cubre con SMR.

Demanda global de hidrógeno por sector. Fuente: IEA, CC BY-SA 4.0 / Wikimedia Commons

Chile es el caso más avanzado. La Comisión de Evaluación Ambiental de Magallanes aprobó por unanimidad en 2024 el proyecto Cabo Negro de HIF Global, una planta de combustibles sintéticos de 830 millones de dólares en el complejo industrial de ENAP, con 240 MW de electrólisis alimentados por 325 MW del futuro parque eólico Faro del Sur. En la región de Antofagasta, el proyecto HyEx de Engie y Enaex prevé una primera fase con 26 MW de electrólisis y 18.000 toneladas anuales de amoníaco verde para la industria minera, escalable a 2 GW de electrólisis y 2,6 GW de fotovoltaica en el desierto de Atacama. La estrategia nacional fija un objetivo de coste por debajo de 1,5 USD/kg para 2030 y la ambición de convertirse en uno de los tres mayores exportadores mundiales antes de 2040.

México opera la cartera más antigua del corredor, todavía dominada por hidrógeno gris en las refinerías de Pemex. Iberdrola México, con presencia operativa en el país desde hace dos décadas, integra el hidrógeno verde en su plan global de 9.700 millones de dólares para 2030. La Comisión Federal de Electricidad estudia proyectos piloto acoplados a parques solares del Bajío, y la Secretaría de Energía mantiene en evaluación nueve iniciativas a escala nacional. Engie México se enfoca por ahora en biometano y biogás, pero su filial chilena marca el camino tecnológico que la matriz puede replicar cuando la regulación mexicana del hidrógeno se asiente.

Argentina apuesta por la Patagonia. El proyecto Pampas de Fortescue en Sierra Grande, provincia de Río Negro, contempla una inversión total de 8.400 millones de dólares: 8,77 GW eólicos para alimentar electrolizadores con capacidad de producir 2,2 millones de toneladas de hidrógeno verde para 2030, exportadas como amoníaco líquido por un puerto dedicado junto a San Antonio Este. YPF colabora en estudios preliminares con desarrolladores europeos, y la provincia de Buenos Aires sondea proyectos de menor escala vinculados a Vaca Muerta para producción de amoníaco fertilizante.

Brasil centra la actividad en el complejo industrial y portuario de Pecém, en Ceará, designado polo del hidrógeno verde por el gobierno estadual con más de 30 acuerdos firmados. EDP Brasil mantiene el control completo del proyecto renovable de hidrógeno en Pecém tras vender el 20 % de la central de carbón asociada. Unigel, líder latinoamericano en fertilizantes y amoníaco, desarrolla con Aker Solutions un proyecto de amoníaco verde con inversión superior a 1.500 millones de dólares y entrada en operación prevista para 2027.

Para profesionales hispanohablantes con formación técnica, la movilidad entre la Península y el corredor latinoamericano es una vía de carrera concreta durante la próxima década. Las ingenierías españolas (Técnicas Reunidas, Sener, Idom) ya participan en estudios EPC para HIF en Magallanes y para Engie en Antofagasta. Los integradores europeos buscan personal con experiencia operativa en proyectos hispanohablantes para gestionar la interfaz con cuadrillas locales, autoridades regulatorias y comunidades indígenas. La brecha de competencias en seguridad del hidrógeno, modelado de plantas de amoníaco y construcción de electrolizadores a gran escala es idéntica a ambos lados del Atlántico, y los salarios en proyectos chilenos y argentinos vinculados a exportación se sitúan a la altura de los europeos.

China domina la fabricación de electrolizadores

Cualquier conversación sobre hidrógeno verde que omita a China deja fuera al actor que controla la base industrial. Las empresas chinas concentran cerca del 60 % de la capacidad mundial de fabricación de electrolizadores, participación que la IEA prevé que se acerque al 75 % en 2025 y al 86 % en alcalinos. Los sistemas chinos cuestan hasta cinco veces menos que los europeos equivalentes, una diferencia que ningún programa de ayudas europeo cierra a corto plazo.

Módulo de electrólisis de 2 MW para la producción de hidrógeno verde. Foto: Bubble60, CC BY-SA 4.0 / Wikimedia Commons

LONGi Hydrogen, filial del mayor fabricante mundial de paneles solares, suministra electrolizadores alcalinos al megaproyecto Sinopec Kuqa en Xinjiang -260 MW, mayor que toda la capacidad europea agregada en 2023- y ha ganado adjudicaciones adicionales para el proyecto integrado de Uxin Banner en Mongolia Interior. Sinopec opera además la mayor refinería verde china en Kuqa, aunque funciona por debajo de un tercio de su capacidad nominal desde 2023 por limitaciones de rango operativo de los stacks chinos. Sungrow Hydrogen, Envision Energy y la empresa conjunta Enze (antes Cummins-Sinopec, hoy íntegramente china tras la salida de Cummins en 2025) completan el grupo de cabeza, con una gigafábrica PEM de hasta 1 GW operativa en Foshan, provincia de Guangdong.

Para el lector hispanohablante el dato relevante es industrial. Los desarrolladores ibéricos y latinoamericanos van a comprar cada vez más electrolizadores chinos: Repsol, Moeve y los promotores de los clústeres andaluces y aragoneses ya evalúan licitaciones con LONGi y Envision. Eso genera un perfil profesional escaso a ambos lados del Atlántico: el ingeniero de control de calidad de proveedores con experiencia en electrólisis alcalina y trato directo con fabricantes asiáticos. Las consultoras técnicas (DNV, TÜV SÜD, Bureau Veritas) buscan ingenieros bilingües español-inglés con disposición a viajes recurrentes a Wuxi, Foshan y Xi'an. Los integradores europeos que ofrecen llave en mano con tecnología china necesitan responsables de proyecto capaces de gestionar la interfaz contractual con OEMs chinos, la transferencia de conocimiento y la posterior puesta en marcha en planta. Es uno de los nichos mejor pagados del sector y uno de los menos cubiertos en perfiles disponibles.

La brecha de cualificación profesional

El 84 % de los empleadores del sector de hidrógeno declara un déficit de trabajadores cualificados, y el 60 % reconoce que necesita recualificar a su plantilla para afrontar la demanda. España, Italia y Alemania presentan las brechas más amplias.

El dato clave: las competencias necesarias para trabajar en hidrógeno no exigen formación desde cero. A nivel global, unos 270.000 profesionales del petróleo y gas tienen habilidades directamente transferibles - operación de plantas químicas, gestión de gas a alta presión, seguridad de procesos. Un análisis de McKinsey califica la transferencia de competencias de petróleo y gas a hidrógeno como "relativamente fácil", con la diferencia principal en el conocimiento específico del equipo, no en la ingeniería fundamental.

Formación y certificaciones

CompEx es la certificación global de competencia para trabajar en atmósferas explosivas (ATEX/IECEx). Acreditada según ISO/IEC 17024, válida cinco años y exigida en la mayoría de los puestos técnicos en producción y repostaje de hidrógeno. Más de 60 centros autorizados la ofrecen en todo el mundo.

La Credencial de Seguridad Fundamental del Hidrógeno (CHS) del American Institute of Chemical Engineers es la primera certificación específica de seguridad del hidrógeno, con nueve cursos sobre propiedades, riesgos y operaciones.

En España, la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2) agrupa a más de 300 entidades y promueve programas de formación. A nivel europeo, la red H2CoVE (Hydrogen Centres of Vocational Excellence) estandariza la formación profesional entre estados miembros, y el programa Green Skills for Hydrogen ofrece capacitación práctica en seguridad.

Seguridad y condiciones de trabajo

El hidrógeno tiene el índice de inflamabilidad más alto (4) en el rombo NFPA 704. Esto no es razón para evitar el sector, pero condiciona cómo se trabaja cada día.

Vehículos de celda de combustible repostando en la estación de hidrógeno ITM Power, Sheffield, representativa de la infraestructura de movilidad H2 de cara al público. Foto: CambridgeBayWeather, CC BY-SA 4.0 / Wikimedia Commons

Porcentaje de electricidad proveniente de energías renovables por país, del cual se nutre la fuerza laboral de hidrógeno verde. Fuente: Our World in Data, CC BY 4.0

La física. El hidrógeno es inflamable en un rango de concentración del 4 al 75 % en aire, frente al 5-15 % del gas natural. Su llama es prácticamente invisible a la luz del día. El gas es incoloro, inodoro y la molécula más pequeña que existe - encuentra fugas que contendrían cualquier otro gas. Puede provocar fragilización por hidrógeno en muchos metales comunes, debilitando gradualmente los sistemas de contención.

Riesgos criogénicos. El hidrógeno líquido se almacena a -253 °C. El contacto con piel causa quemaduras por frío inmediatas. Los sistemas criogénicos exigen equipos de protección especializados y protocolos estrictos.

Sistemas de alta presión. El hidrógeno comprimido se almacena típicamente a 350-700 bar para aplicaciones vehiculares. Cada conexión, válvula y accesorio es un punto potencial de fallo, convirtiendo la detección de fugas y las pruebas de integridad en parte de la rutina diaria.

Horarios. Los roles de producción funcionan en turnos rotativos de 12 horas, 24/7. Los trabajos de construcción y puesta en marcha son por proyecto, con periodos prolongados in situ. Ingeniería y diseño siguen horario de oficina convencional. El mantenimiento de campo implica desplazamientos entre plantas.

Diversidad. Las mujeres representan aproximadamente un 21 % de la fuerza laboral energética y menos del 5 % en los oficios técnicos donde el hidrógeno crece más rápido.

Empleadores principales

Participación de la electricidad generada por viento por país, la industria matriz que alimenta los electrolizadores de hidrógeno verde. Fuente: Our World in Data, CC BY 4.0

Energéticas españolas

• Iberdrola - Planta de Puertollano operativa (20 MW, 3.000 t/año, inversión de 150 millones de euros); plan de 830 MW con Fertiberia (1.800 millones de euros hasta 2027); joint venture con BP para planta de 25 MW en Castellón (operativa en 2026)
• Moeve (antes Cepsa) - Valle Andaluz del Hidrógeno Verde con inversión total de 3.000 millones de euros; primera fase Onuba aprobada (1.000 millones de euros, 300 MW); plantas en Huelva (2026) y San Roque (2027); capacidad final de 2 GW y 300.000 t/año
• Repsol - FID para electrolizador de 100 MW en Petronor/Bilbao (292 millones de euros, 15.000 t/año, operativo en 2029); electrolizadores en Cartagena y Tarragona en desarrollo; canceló el proyecto Hydric de 200 MW por inviabilidad técnico-económica y recortó su objetivo 2030 de 1,9 GW a 700 MW - 1,2 GW; lidera el Corredor Vasco del Hidrógeno (BH2C) a través de Petronor
• Acciona Energía / AccionaPlug - Joint venture con Plug Power; Valle H2V Navarra (25 MW, 87 millones de euros, 500+ empleos); Power to Green Hydrogen Mallorca operativa (300 t/año); proyecto OCEANH2 de hidrógeno offshore
• Endesa - Estudia 23 proyectos de hidrógeno verde en España por 2.900 millones de euros y 340 MW de electrólisis; el más avanzado es As Pontes (Galicia), con 100 MW y 10.000 t/año; filial de Enel, aproximadamente 8.900 empleados
• Naturgy - Planta H2 Meirama en Galicia (30 MW inicial, escalable a 200 MW); socio en el León Green Hydrogen Valley (415 MW); promueve 38 estaciones de repostaje de hidrógeno en España
• Fertiberia - Principal consumidor de hidrógeno verde en España; opera en Puertollano la primera planta de amoníaco y fertilizantes verdes del mundo con hidrógeno de Iberdrola; socio en HyDeal España (9,5 GW solar, 7,4 GW electrólisis)

Fabricantes de electrolizadores

• H2B2 - España (Dos Hermanas, Sevilla), electrólisis PEM con presencia en EE.UU., Alemania, India y Colombia; aproximadamente 59 empleados
• Siemens Energy - Alemania, electrolizadores PEM desde fábrica de 1 GW en Berlín; más de 100.000 empleados a nivel global
• thyssenkrupp nucera - Alemania, especialista en electrólisis alcalina con 600+ proyectos entregados en seis décadas
• Sunfire - Alemania, electrolizadores alcalinos y de óxido sólido (SOEC); más de 700 empleados
• Nel Hydrogen - Noruega, electrólisis alcalina y PEM con más de 60 años de experiencia

Gases industriales

• Air Liquide - Francia, producción y distribución de hidrógeno a escala; joint venture con Siemens Energy para electrolizadores de escala GW; 67.800 empleados a nivel global
• Linde - Reino Unido (sede operativa), producción, purificación y distribución de hidrógeno; más de 65.000 empleados
• Nippon Gases - Japón (Taiyo Nippon Sanso), con sede europea en Barcelona; 6 plantas de hidrógeno en Europa; miembro de la AeH2

Infraestructura, transporte y movilidad

• Enagás - España, gestor de la red troncal de hidrógeno (2.600 km) y co-promotor del corredor H2Med; socio en Power to Green Hydrogen Mallorca; aproximadamente 1.400 empleados
• CAF - España (Beasain, País Vasco), lideró el proyecto europeo FCH2Rail de tren híbrido con pila de combustible de hidrógeno; su filial Solaris es el principal fabricante europeo de autobuses de hidrógeno y suministró 38 unidades a Barcelona; más de 16.000 empleados
• Gasunie - Países Bajos, operador del backbone holandés de hidrógeno y co-iniciador del European Hydrogen Backbone; 2.250 empleados

Corredores y valles de hidrógeno en España

• Corredor del Hidrógeno del Ebro - Aragón, Navarra, País Vasco y Cataluña; 43 proyectos, inversión de más de 1.300 millones de euros, 1.340 empleos directos y 6.700 indirectos
• Corredor Vasco del Hidrógeno (BH2C) - Liderado por Petronor/Repsol, 72 organizaciones, producción prevista de 21.000 t/año de hidrógeno renovable
• Valle Andaluz del Hidrógeno Verde - Liderado por Moeve, Proyecto de Interés Común Europeo (PCI), 304 millones de euros de financiación pública

Artículo por Jaroslav Holub · Editado por el equipo editorial de Rejobs