José Luis Crespo (Plug Power): "Las empresas que esperen a 2030 para asegurarse el suministro de hidrógeno renovable llegarán tarde"

El mercado europeo del hidrógeno renovable atraviesa un momento crucial. Tras años de proyectos anunciados, España ya cuenta con los primeros electrolizadores a escala industrial operando en refinerías como las de Sines (Portugal) o Castellón, mientras la entrada de fabricantes chinos presiona a la baja los precios de los equipos y obliga al sector a competir por tecnología y servicio, no solo por coste.

En paralelo, el Real Decreto 611/2026, en vigor desde julio, fija las primeras obligaciones vinculantes de combustibles renovables para el transporte a partir de 2027, mientras la transposición del pilar industrial de la directiva europea RED III sigue pendiente en España y la filtración de un borrador de evaluación de impacto sobre la política energética posterior a 2030 ha sembrado dudas entre inversores sobre si la demanda de hidrógeno renovable seguirá siendo obligatoria más allá de esa fecha.

Hablamos con José Luis Crespo, consejero delegado de Plug Power, uno de los grandes fabricantes mundiales de electrolizadores, con más de 300 megavatios ya suministrados en Europa.

Pregunta: ¿Cómo ha evolucionado en los últimos doce meses la demanda de electrolizadores en Europa, tanto en volumen como en precio por MW? ¿Está Europa ganando o perdiendo competitividad frente a Estados Unidos y China? Y, desde vuestra posición como fabricante, ¿hasta qué punto la entrada de electrolizadores chinos está presionando a la baja los precios de los contratos que se están cerrando actualmente en Europa?

Respuesta: Durante el último año, la demanda europea ha evolucionado desde proyectos anunciados hacia la instalación de equipos en emplazamientos operativos. En Portugal, instalamos 100 MW de electrolizadores en la refinería de Galp en Sines. En España, suministramos un sistema de 25 MW a la empresa conjunta de bp e Iberdrola en Castellón y, a través de AccionaPlug, nuestra empresa conjunta con Acciona Energía, estamos desarrollando cuatro proyectos cuya entrada en operación está prevista para este año. En el conjunto de nuestro negocio, ya hemos suministrado más de 300 MW de electrolizadores.

Plug lleva aproximadamente quince años presente en Europa y hemos invertido varios cientos de millones de euros en la región. Pocas empresas del sector del hidrógeno han asumido un compromiso de esta magnitud. Contamos con equipos en Francia, España y los Países Bajos, incluido nuestro centro de ingeniería en los Países Bajos. Somos uno de los inversores principales de Hy24, el mayor fondo de infraestructura de hidrógeno del mundo, con un compromiso de 100 millones de euros en un fondo que invierte en proyectos en toda Europa. Nuestros electrolizadores se diseñan, se abastecen y se gestionan desde Europa, con más de un 50 % de contenido europeo. Contamos con más de 250 personas en Europa y una sólida cartera de proyectos en todo el continente. No estamos aquí simplemente para vender en un mercado. Estamos aquí para ayudar a construirlo.

Los fabricantes chinos están ejerciendo claramente presión sobre los precios de los equipos. Acogemos favorablemente las medidas que está adoptando la Unión Europea para proteger su base industrial, incluidos los criterios de resiliencia de las subastas del Banco Europeo del Hidrógeno, que limitan la dependencia de equipos chinos.

Pero la mejor protección consiste en ofrecer la mejor tecnología y el mejor servicio, con la relación calidad-precio adecuada, y en eso estamos centrados en Plug. Los clientes deben mirar más allá del precio por megavatio del primer día y evaluar el rendimiento, la eficiencia, la fiabilidad, la disponibilidad y el servicio necesario para mantener la planta en funcionamiento durante toda su vida útil. Esos son los factores que determinan el coste real del hidrógeno.

Mencionas confusión entre clientes industriales. ¿Cuáles son concretamente las dudas que más se repiten? Si les aplica la obligación, cómo acreditar el cumplimiento, o qué consecuencia tiene no cumplir…

La primera pregunta que escuchamos es si la obligación les aplica y, desde que se filtró un borrador de evaluación de impacto de la Comisión sobre la política energética posterior a 2030, si seguirá aplicándose después de 2030. En el transporte, la respuesta ya está recogida en la ley: el Real Decreto 611/2026, publicado en julio, establece obligaciones anuales de combustibles renovables a partir del 1 de enero de 2027, incluida 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 una senda más exigente para las refinerías y un horizonte a 2040 que solo España y Alemania han fijado. Para los usuarios industriales fuera del transporte, como los productores de amoniaco o de acero, el objetivo industrial de RED III aún no se ha transpuesto al derecho español, así que muchas de esas empresas saben que llega una obligación sin conocer todavía su forma final.

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 a través de un esquema reconocido por la Comisión Europea, y el propio hidrógeno tiene que cumplir las normas RFNBO de la UE sobre el origen de la electricidad renovable con la que se produce.

La tercera es qué ocurre si no cumplen. El incumplimiento se rige por la Ley de Hidrocarburos, y por eso decimos a nuestros clientes que la regulación convierte el hidrógeno renovable de una preferencia ESG en una cuestión de cumplimiento normativo, y que las empresas que esperen a 2030 para asegurarse el suministro llegarán tarde.

Del lado de los inversores, ¿qué están pidiendo hoy para financiar un proyecto de hidrógeno renovable en España que no pedían antes? ¿Y qué proyectos se están quedando fuera?

La pregunta más reciente de inversores y compradores de hidrógeno es qué pasará con las obligaciones de hidrógeno de la UE después de 2030. Desde que se filtró un borrador de la evaluación de impacto de RED IV, quieren saber si pueden seguir contando con una señal de demanda previsible a largo plazo antes de firmar acuerdos de compra o tomar decisiones finales de inversión. El documento filtrado es un borrador de trabajo desactualizado, no una propuesta legislativa, pero las opciones que recoge ya han enviado una señal muy negativa al mercado. La Comisión debería aclarar públicamente que no refleja su posición actual y descartar 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, y una declaración pública clara es lo que necesitan productores, compradores e inversores para sacar adelante los proyectos.

Lo que sí podemos decir por nuestros propios proyectos es que los que avanzan tienen varias cosas en común: un comprador comprometido para el hidrógeno, normalmente una refinería que sustituye hidrógeno que ya consume, suministro renovable asegurado y conexión a la red, y una vía clara para certificar la producción como RFNBO. Castellón y Sines encajan en ese perfil, mientras que los proyectos que se quedan fuera suelen ser los que se construyen en torno a un mercado futuro en lugar de a un comprador actual.

Plug vende en toda Europa. ¿Dónde se están firmando contratos de compra? ¿Qué posición competitiva tienen Países Bajos o Alemania respecto de España, aparte del coste de la energía?

Nuestros contratos en Europa se concentran donde grandes usuarios industriales ya consumen hidrógeno. Suministramos 100 MW a Galp en Portugal y 25 MW a la joint venture de bp e Iberdrola en España, y en Reino Unido estamos suministrando un total de 55 MW de electrolizadores GenEco a tres proyectos de HAR1, Barrow, Trafford y Langage, de los cuales Barrow ha sido el primero en alcanzar la decisión final de inversión.

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 utiliza hidrógeno, y la península ibérica puede ser uno de los lugares de Europa donde más barato resulta producirlo. Para cerrar la brecha con Países Bajos, España necesita desarrollar su red troncal nacional de hidrógeno y completar la parte industrial de la transposición de RED III.

Si España no completa a tiempo la transposición de RED III y el sistema de certificación de RFNBO no está plenamente operativo en 2027, ¿cómo afecta eso al cumplimiento del % objetivo de hidrógeno utilizado por la industria sea renovable en 2030? ¿Puede España alcanzar ese objetivo con producción nacional o será necesario recurrir a importaciones?

España está lejos de ser uno de los rezagados de Europa en RED III. La transposición llegó con aproximadamente un año de retraso y el pilar industrial sigue pendiente, pero el pilar de transporte es ambicioso, va a impulsar el mercado y ya es ley a través del Real Decreto 611/2026, con obligaciones a partir de enero de 2027. La parte industrial, el requisito europeo de que el 42 % del hidrógeno que consume la industria sea renovable en 2030, todavía necesita legislación española, y la ley del hidrógeno anunciada en enero aún no se ha publicado. En el conjunto de Europa vemos una tendencia generalizada a no aplicar el objetivo industrial: la mayoría de los Estados miembros han dejado fuera de su transposición el pilar industrial de RED III y el resto lo ha incluido con muy poca ambición, algo que pesa todavía más con el marco posterior a 2030 previsto para el cuarto trimestre.

El calendario importa porque un gran proyecto de electrolizadores tarda años en financiarse, obtener permisos, construirse y certificarse, así que un objetivo para 2030 es en realidad una decisión de inversión de 2026 o 2027, y cada mes sin una norma definitiva y un sistema de certificación operativo reduce el margen para los proyectos que podrían estar produciendo en 2030.

España está bien posicionada para cubrir sus necesidades con producción nacional, gracias a sus recursos solares y eólicos y a las refinerías y emplazamientos industriales que ya consumen hidrógeno. Si solo contamos los proyectos que han alcanzado al menos la decisión final de inversión, España tiene capacidad de producción suficiente para cumplir sus objetivos hasta 2033, y a partir de ahí necesitará más producción nacional para seguir el ritmo de un objetivo que aumenta hasta 2040.