Plug Power avisa: las empresas que esperen a 2030 para asegurarse hidrógeno renovable llegarán tarde

Demanda europea: de proyectos anunciados a equipos operativos

Crespo asegura que, en el último año, la demanda europea de electrolizadores ha evolucionado desde proyectos anunciados hacia la instalación de equipos en emplazamientos operativos. Como ejemplo, cita la refinería de Galp en Sines (Portugal), donde Plug Power ha instalado 100 MW, y el suministro de un sistema de 25 MW a la empresa conjunta de bp e Iberdrola en Castellón. A través de AccionaPlug, su empresa conjunta con Acciona Energía, desarrolla cuatro proyectos cuya entrada en operación está prevista para este año.

En total, la compañía ha suministrado más de 300 MW de electrolizadores en Europa. Plug Power lleva unos quince años en la región y ha invertido varios cientos de millones de euros. Cuenta con equipos en Francia, España y Países Bajos, incluido su centro de ingeniería en este último país. Además, es uno de los inversores principales de Hy24, el mayor fondo de infraestructura de hidrógeno del mundo, con un compromiso de 100 millones de euros.

Crespo subraya que sus electrolizadores se diseñan, abastecen y gestionan desde Europa, con más de un 50% de contenido europeo, y que emplean a más de 250 personas en el continente. "No estamos aquí simplemente para vender en un mercado", afirma. "Estamos aquí para ayudar a construirlo".

Presión china y criterios de resiliencia europeos

El CEO de Plug Power reconoce que los fabricantes chinos están ejerciendo "claramente presión" sobre los precios de los equipos. Ante esta competencia, acoge favorablemente las medidas adoptadas por la UE para proteger su base industrial, como los criterios de resiliencia de las subastas del Banco Europeo del Hidrógeno, que limitan la dependencia de equipos chinos.

Sin embargo, Crespo considera que la mejor protección es ofrecer la mejor tecnología y servicio con la relación calidad-precio adecuada. Aconseja a los clientes que miren más allá del precio por megavatio del primer día y evalúen rendimiento, eficiencia, fiabilidad, disponibilidad y servicio durante toda la vida útil de la planta. "Esos son los factores que determinan el coste real del hidrógeno", sentencia.

El RD 611/2026 y las dudas regulatorias de los clientes industriales

Crespo detalla las tres preguntas que más se repiten entre sus clientes industriales. La primera es si les aplica la obligación de usar combustibles renovables y si seguirá vigente después de 2030, tras la filtración de un borrador de evaluación de impacto sobre la política energética posterior a esa fecha. La segunda es cómo acreditar el cumplimiento, que exigirá certificados emitidos a través del sistema nacional de certificación de combustibles renovables de la Secretaría de Estado de Energía o de un esquema reconocido por la Comisión Europea. La tercera es qué ocurre en caso de incumplimiento, que se rige por la Ley de Hidrocarburos.

En el transporte, el Real Decreto 611/2026, en vigor desde julio, establece obligaciones anuales de combustibles renovables a partir del 1 de enero de 2027, con una obligación específica de RFNBO del 2,5% de la energía del transporte por carretera en 2030. Para los usuarios industriales fuera del transporte, como productores de amoniaco o acero, el objetivo industrial de la directiva RED III aún no se ha transpuesto a España, por lo que las empresas saben que llega una obligación sin conocer su forma final. Crespo concluye que la regulación convierte el hidrógeno renovable de una preferencia ESG en una cuestión de cumplimiento normativo.

Inversores: la señal negativa del borrador filtrado de RED IV

La pregunta más reciente de inversores y compradores es qué pasará con las obligaciones de hidrógeno de la UE después de 2030. Crespo afirma que el borrador filtrado sobre RED IV es un documento de trabajo desactualizado y no una propuesta legislativa, pero advierte de que las opciones que recoge ya han enviado una señal muy negativa al mercado. Pide a la Comisión que aclare públicamente que no refleja su posición actual y que descarte de forma explícita la eliminación de las obligaciones vinculantes de demanda de RFNBO. "Las garantías en privado son bienvenidas, pero no bastan para restablecer la confianza del mercado", señala.

Según su experiencia, los proyectos que avanzan tienen en común un comprador comprometido (normalmente una refinería que sustituye hidrógeno), suministro renovable asegurado, conexión a la red y una vía clara para certificar la producción como RFNBO. En cambio, los que se quedan fuera suelen construirse en torno a un mercado futuro en lugar de un comprador actual.

España, bien posicionada pero con deberes pendientes

Sobre la competitividad de España frente a Países Bajos o Alemania, Crespo destaca que Países Bajos tiene una ventaja que España todavía está construyendo: un hidroducto en Róterdam que ofrece a los productores un destino inmediato para su producción. Los puntos fuertes de España son su recurso renovable y una base industrial que ya usa hidrógeno, por lo que la península ibérica puede ser uno de los lugares de Europa donde más barato resulte producirlo. Para cerrar la brecha, España necesita desarrollar su red troncal nacional de hidrógeno y completar la parte industrial de la transposición de RED III.

España está "lejos de ser uno de los rezagados" en RED III, según Crespo: la transposición llegó con aproximadamente un año de retraso y el pilar industrial sigue pendiente, pero el pilar de transporte es ambicioso y ya es ley. Añade que, en el conjunto de Europa, la mayoría de Estados miembros han dejado fuera de su transposición el pilar industrial, y el resto lo ha incluido con poca ambición.

Para el calendario español: si solo se cuentan los proyectos con decisión final de inversión, España tiene capacidad para cumplir sus objetivos hasta 2033; a partir de ahí necesitará más producción nacional para seguir el ritmo de un objetivo que aumenta hasta 2040.