El razonamiento del directivo descansa en una cuenta atrás: si el objetivo está fijado para 2030, la decisión de inversión debe tomarse en 2026 o 2027, porque entre la financiación, los permisos, la obra y la certificación transcurren varios años. Cada mes sin una norma definitiva y sin un sistema de certificación operativo en marcha reduce las opciones de quienes aspiran a producir hidrógeno renovable a final de década, sostiene Plug Power. Su tesis es directa: quien espere a 2030 para asegurarse el suministro llegará tarde.
El marco regulatorio que sustenta esa urgencia ya existe en España. 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, con una obligación específica de combustibles de origen no biológico (RFNBO) que alcanza el 2,5% de la energía del transporte por carretera en 2030 y un horizonte a 2040 que, de los socios comunitarios, solo España y Alemania han fijado por el momento.
Acreditar el cumplimiento exige 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. El propio hidrógeno debe además cumplir las normas RFNBO sobre el origen de la electricidad renovable empleada en su producción, y el incumplimiento se rige por la Ley de Hidrocarburos.
Fuera del transporte, el mapa se complica. El pilar industrial de RED III, que afecta a grandes consumidores como los productores de amoniaco o acero, sigue sin transponerse al derecho español, de modo que muchas compañías afrontan una obligación sin conocer su forma final: la ley del hidrógeno anunciada en enero continúa sin publicarse. España no figura entre los rezagados de la transposición —llegó con aproximadamente un año de retraso y el pilar de transporte ya es ley—, pero comparte con la mayoría de los Estados miembros el retraso en el pilar industrial, que muchos han dejado fuera o incluido con escasa ambición.
La incógnita posterior a 2030
El nudo del problema no es el precio del equipo, sino si la demanda obligatoria de hidrógeno seguirá existiendo después de 2030. Desde que se filtró un borrador de evaluación de impacto sobre la política energética posterior a esa fecha, inversores y compradores preguntan si pueden contar con una señal de demanda previsible 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 al mercado. El sector pide a Bruselas una declaración pública que descarte eliminar las obligaciones de RFNBO.
Esa reticencia a comprometer marcos de largo plazo no es nueva en el Consejo: los 27 enfriaron el plan de Von der Leyen de un 'artículo 4' europeo frente a Rusia, un patrón de cautela ante decisiones energéticas y de defensa de gran calado que el sector del hidrógeno teme ver replicado en su propia hoja de ruta.
Plug Power lleva quince años operando en Europa y ha suministrado más de 300 MW de electrolizadores, concentrados allí donde ya existe un consumidor industrial de hidrógeno: 100 MW en la refinería de Galp en Sines (Portugal), 25 MW para la empresa conjunta de bp e Iberdrola en Castellón, y 55 MW repartidos en tres proyectos en Reino Unido, entre ellos Barrow, el primero en alcanzar la decisión final de inversión.
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 procedentes de China. La compañía declara más de un 50% de contenido europeo y 250 empleados en la región, y defiende que el cliente valore 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 el hidroducto de Róterdam
Países Bajos parte con ventaja porque el hidroducto de Róterdam ofrece a los productores un destino inmediato para su producción. España cuenta con 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 esa brecha frente a los neerlandeses.
Los proyectos que avanzan comparten un patrón reconocible: 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 y no a un cliente actual, la diferencia entre un contrato firmado y una mera expectativa de negocio.
La presión regulatoria sobre el hidrógeno se inscribe en un contexto energético europeo tensionado, el mismo en que Bruselas ha admitido una «crisis mundial» de precios de la energía sin problemas de suministro. Sobre la producción nacional, el mensaje es de prudencia: si solo se cuentan los proyectos que ya 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 sostener un objetivo que escala hasta 2040.
El pilar industrial de RED III, pendiente de transposición en España desde la entrada en vigor de la directiva, sigue siendo la pieza que falta para que los grandes consumidores de hidrógeno conozcan la forma final de su obligación antes de comprometer inversiones de varios cientos de millones de euros.
