Plug Power advierte de que las empresas que retrasen hasta 2030 la contratación de suministro de hidrógeno renovable llegarán tarde: la regulación europea ya convierte el hidrógeno en una obligación de cumplimiento y no en una preferencia ESG.
La advertencia de Plug Power y un calendario que aprieta
José Luis Crespo, consejero delegado de Plug Power, sostiene que el margen de maniobra se agota. Un gran proyecto de electrolizadores tarda años en financiarse, obtener permisos, construirse y certificarse, de modo que un objetivo fijado para 2030 es, en la práctica, una decisión de inversión que debe tomarse en 2026 o 2027.
Cada mes sin una norma definitiva y sin un sistema de certificación operativo recorta las opciones de quienes aspiran a producir a final de década. La tesis del directivo es clara: quien espere a 2030 para asegurarse el suministro llegará tarde.
El marco no es hipotético. El Real Decreto 611/2026, en vigor desde julio, fija las primeras obligaciones vinculantes de combustibles renovables para el transporte a partir del 1 de enero de 2027. Incluye una obligación específica de combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO) que alcanza el 2,5% de la energía del transporte por carretera en 2030, con un horizonte a 2040 que solo España y Alemania han fijado.
Qué exige la regulación europea al hidrógeno renovable
La segunda pregunta es cómo acreditar el cumplimiento. Las empresas obligadas necesitarán certificados emitidos a través del sistema nacional de certificación de combustibles renovables, gestionado por la Secretaría de Estado de Energía, o mediante un esquema reconocido por la Comisión Europea; además, el propio hidrógeno debe cumplir las normas RFNBO sobre el origen de la electricidad renovable con la que se produce. El incumplimiento se rige por la Ley de Hidrocarburos.
Fuera del transporte, el mapa se complica. Para los grandes consumidores industriales, como los productores de amoniaco o de acero, el pilar industrial de la directiva europea RED III aún no se ha transpuesto al derecho español, así que muchas compañías afrontan una obligación sin conocer su forma final. El objetivo europeo exige que el 42% del hidrógeno que consume la industria sea renovable en 2030, pero sigue sin traducción legislativa en España, y la ley del hidrógeno anunciada en enero continúa sin publicarse.
La gran incógnita no es el precio del equipo, sino si la demanda obligatoria de hidrógeno seguirá existiendo después de 2030.
Ahí está el nudo. Desde que se filtró un borrador de evaluación de impacto sobre la política energética posterior a 2030, inversores y compradores preguntan si pueden contar con una señal de demanda previsible a largo plazo antes de firmar un acuerdo de compra. Crespo recuerda que el texto es un borrador desactualizado y no una propuesta legislativa, pero admite que las opciones que recoge han enviado una señal negativa. El sector pide a Bruselas una declaración pública que descarte eliminar las obligaciones de RFNBO.
Dónde se firman los contratos y quién paga el equipo
Plug Power lleva quince años en Europa y ha suministrado más de 300 MW de electrolizadores. Sus contratos se concentran donde ya existe un consumidor industrial de hidrógeno: 100 MW en la refinería de Galp en Sines (Portugal) y 25 MW para la empresa conjunta de bp e Iberdrola en Castellón. En Reino Unido entrega 55 MW a tres proyectos, entre ellos Barrow, el primero en alcanzar la decisión final de inversión.
| Proyecto | País | Capacidad |
|---|---|---|
| Refinería de Galp, Sines | Portugal | 100 MW |
| Joint venture bp e Iberdrola, Castellón | España | 25 MW |
| Proyectos HAR1 (Barrow, Trafford, Langage) | Reino Unido | 55 MW |
| Total suministrado en Europa | — | más de 300 MW |
El empuje de los fabricantes chinos presiona a la baja el precio de los equipos, y la respuesta europea pasa por los criterios de resiliencia de las subastas del Banco Europeo del Hidrógeno, que limitan la dependencia de equipos chinos.
La firma declara más de un 50% de contenido europeo y 250 empleados en la región, y defiende que el cliente mire el coste real del hidrógeno —rendimiento, eficiencia, disponibilidad, y servicio— y no solo el precio por megavatio del primer día. Es además uno de los principales inversores de Hy24, el mayor fondo de infraestructura de hidrógeno del mundo, con 100 millones de euros comprometidos.
Países Bajos parte con ventaja porque el hidroducto de Róterdam ofrece a los productores un destino inmediato para su producción. España tiene recurso renovable y una base industrial que ya consume hidrógeno, pero necesita desarrollar su red troncal y completar la transposición del pilar industrial de RED III para cerrar la brecha.
Por qué la transposición pendiente es el cuello de botella
El problema de fondo no es tecnológico, sino regulatorio. España no figura entre los rezagados de Europa en RED III —la transposición llegó con aproximadamente un año de retraso y el pilar de transporte ya es ley—, pero el pilar industrial sigue pendiente y la mayoría de los Estados miembros lo ha dejado fuera o lo ha incluido con escasa ambición. La señal de demanda a largo plazo decide una inversión de varios cientos de millones. Sin ella, el proyecto no se firma. Y el calendario no espera.
Los proyectos que avanzan comparten un patrón: comprador comprometido, suministro renovable asegurado, conexión a red y una vía clara para certificar la producción como RFNBO. Castellón y Sines encajan en ese perfil. Los que se quedan fuera suelen construirse en torno a un mercado futuro, no a un cliente actual. Es la diferencia entre un contrato y una expectativa.
Sobre la producción nacional, el mensaje es de prudencia. Si solo se cuentan los proyectos que han alcanzado la decisión final de inversión, España tiene capacidad suficiente para cumplir sus objetivos hasta 2033; a partir de ahí necesitará más producción propia para seguir un objetivo que escala hasta 2040. La conclusión de Plug Power es que el hidrógeno renovable ya no es una preferencia ESG, sino una obligación normativa.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: La publicación de la ley del hidrógeno y la transposición del pilar industrial de RED III, aún pendientes en España, además de la señal de Bruselas sobre el marco posterior a 2030.
- Reacción del valor: El mercado descuenta demanda obligatoria hasta 2030; cualquier aclaración oficial sobre las RFNBO después de esa fecha movería al alza o a la baja a todo el sector.
- Precedente sectorial: El Real Decreto 611/2026 ya fija obligaciones de transporte desde enero de 2027, el modelo que el pilar industrial debería replicar.
