¿Se habrá convertido el 13 de febrero de 2023 en un día histórico para el hidrógeno en Europa? Todo parece indicar que sí, o al menos eso exclaman quienes pedían con urgencia un acercamiento a la regulación de este vector energético que diera seguridad, entre otras cosas, a los inversionistas.

Pues bien, tras el anuncio de la adopción de los actos delegados RED II, que definen lo que constituye el hidrógeno renovable para la UE, la Comisión Europea explicó que se buscará complementar dicho trabajo sobre un marco regulatorio para el hidrógeno y la interacción con otras normas, incluidas las infraestructuras energéticas y las ayudas estatales, así como los objetivos de consumo propuestos para el hidrógeno renovable para los sectores de la industria y el transporte contenidos en el paquete Fit for 55.

¿Qué actos?

En particular, el primer Acto Delegado define cuándo el hidrógeno, los combustibles a base de hidrógeno u otros vectores energéticos pueden ser considerados como combustible renovable de origen no biológico, o RFNBO. Las reglas son para garantizar que estos combustibles solo puedan producirse a partir de electricidad renovable "adicional" generada al mismo tiempo y en la misma área que su propia producción.

El segundo Acto Delegado establece la metodología para calcular el ahorro de emisiones de GEI de los RFNBO y los combustibles de carbono reciclado. La metodología tiene en cuenta el ciclo de vida completo de los combustibles para calcular las emisiones y los ahorros asociados. También establece que el ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero por el uso de combustibles de carbón reciclado será de al menos el 70%, en comparación con los combustibles que están reemplazando.

Maryna Hritsyshyna, Senior Manager Regulatory Affairs de Hydrogenious LOHC Technologies, explicó a Review Energy que “los dos documentos son muy importantes para aclarar los principales requisitos para la producción de hidrógeno renovable y la evaluación de la reducción de emisiones de GEI a efectos de la certificación del hidrógeno. Unos requisitos claros y precisos deberían desbloquear el desarrollo de los proyectos de hidrógeno. Desde estas perspectivas, todos los países de la UE se beneficiarán de las nuevas normas”.

¿Y a quién beneficia esta nueva medida?

Hritsyshyna sostiene que, si se consideran otros beneficios relacionados con los requisitos para las zonas de oferta, es bastante difícil determinar las ventajas para los distintos países de la UE. “En general, el objetivo principal de los actos delegados es el despliegue de la generación renovable para el sector del hidrógeno. Y parece que la Comisión Europea encontró el enfoque de equilibrio para esta tarea a través de los requisitos a la adicionalidad combinada con la intensidad de emisión de electricidad en las zonas de oferta”, señaló.

Por otra parte, para el experto y consultor en energías renovables e hidrógeno verde, Alejandro Diego Rosell, la normativa beneficia a aquellos países que tienen una abundante generación renovable y que además tiene excedentes de generación que puede derivar a los proyectos de hidrógeno limpio.

“España está muy bien situada, en los 2 meses que llevamos de 2023 se han producido varias situaciones de ‘curtaiment’ es decir, han parado generadores eólicos por falta de capacidad de almacenamiento o de exportación. Ese curtaiment debe ir dirigido a estos proyectos de hidrógeno limpio. Además, los precios pueden ser muy competitivos. Otros países que pueden beneficiarse pueden ser Dinamarca, Alemania o Portugal que tienen alta penetración de renovable y episodios de curtailment”, sostuvo Rosell a Review Energy.

Discusión nuclear

El Acto Delegado sobre la producción de hidrógeno establece que los productores de hidrógeno pueden contabilizar la electricidad extraída de la red como totalmente renovable si la instalación que produce el RFNBO está ubicada en una zona de oferta donde la intensidad de emisión de electricidad es inferior a 18 gCO2eq/MJ.

Esto significa que, según la explicación de la Senior Manager Regulatory Affairs de Hydrogenious LOHC Technologies, esta regla no permite el uso de energía nuclear para la producción de RFNBO. “Sin embargo, esta afirmación puede dar lugar a diferentes interpretaciones. Sobre la base de esta condición, la electricidad nuclear en la zona de oferta con una intensidad de emisión de electricidad inferior a 18 gCO2eq/MJ puede considerarse renovable”.

Entonces, si de beneficios particulares se habla, es el director del Centro Nacional de Experimentación de Tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible (CNH2), Emilio Nieto, quien resalta que el que más se beneficia tras el anuncio es Francia “por el guiño a las nucleares". "Aunque es cierto que sin tener en cuenta este aspecto, todos los países que llevan tiempo trabajando y desarrollando su estrategia renovable y sostenible se podrán beneficiar de la moratoria hasta 2028 a las renovables y los condicionantes que a partir de esa fecha serán aplicados de adicionalidad, geográfica y horaria”, nos explica.

Ese guiño a Francia también lo destaca Marcos Ruipérez, consultor freelance en tecnologías del hidrógeno, pues sostiene que Francia, aunque no va a usar la tan mencionada energía nuclear a su antojo, además porque esta no figura en el texto como una fuente de energía renovable, si podrá permitirse usar, sin adicionalidad, cualquier fuente de energía renovable, incluyendo la hidroeléctrica, “es por eso por lo que pueden operar 24/7. Porque gracias a la nuclear pueden operar con la hidroeléctrica existente los electrolizadores”, sostiene.

Finalmente, es Nieto quien recalca que la puerta está abierta totalmente a la nuclear “y aquí los franceses se han llevado el gato al agua". "Esto es peligroso porque puede retrasar el avance de las economías de escala, y que haya retrasos o desaceleración en los proyectos anunciados por esta premisa de que es verde el nuclear. Lo que espero es que no tenga influencia a largo plazo en el cumplimiento de los objetivos climáticos establecidos”.

Deadlines a lupa

Y es que, aunque los actos delegados se presentarán ahora al Parlamento Europeo y al Consejo para su aprobación y ambos tienen dos meses para aceptar u objetar la propuesta de la Comisión, la normativa prevé una fase de transición de requisitos de esa "adicionalidad" para los proyectos de hidrógeno que entren en funcionamiento antes del 1 de enero de 2028. ¿Son suficientes cinco años?

Hritsyshyna explicó que “los resultados de esta fase de transición dependerán de diferentes factores: los objetivos de hidrógeno de la UE, la aplicación del sistema de certificación, el desarrollo de la infraestructura de hidrógeno y, por supuesto, la disponibilidad de sistemas de apoyo para los proyectos de hidrógeno a fin de garantizar la formación del mercado del hidrógeno". "Al mismo tiempo, por ejemplo, Hydrogenious planea las primeras plantas a escala industrial en la segunda parte de 2024 y una mayor ampliación de la capacidad para las plantas LOHC en 2026. Estos planes evidencian que los participantes del mercado tienen la intención de comenzar la realización de los proyectos de hidrógeno los próximos años”, añadió.

Mientras que para Nieto, esos cinco años son mejor que nada. "Se puede quedar corto porque los tiempos de inversión y construcción/integración son grandes ya para los tamaños que se esperan alcanzar. Se podría haber extendido un poco más, pero creo que es mejor esto que otra alternativa que se postulaba”.

Poco a poco habrá más especificidad y control. A partir de enero de 2030, todos los productores de hidrógeno renovable, incluidos aquellos que hayan firmado con plantas de generación de energía renovable existentes, deberán igualar la electricidad que hayan comprado por hora.

Frente a estos deadlines, Rosell afirma que es importante añadir que aún no existe un mercado de hidrógeno verde y lo poco que se produce es prácticamente experimental o piloto. “Hay que leer la letra pequeña, pero entiendo que en este periodo transitorio se acepta la celebración de acuerdos de compraventa de electricidad bilaterales (PPA) entre generadores existentes y productores de H2 (electrolizadores). Y es una manera de acelerar el mercado”.

Pisar el acelerador, pero tener cuidado con los baches en el camino

Aunque la normativa aparece para dar, por fin, una claridad al mercado del hidrógeno, el camino no será lineal. Algunos de los baches se han mencionado antes pero otros, por ejemplo, tendrán que ver con retrasos o ralentización, como explica Nieto, en lograr las economías de escala que permitan reducir los precios. “Empresas que estaban tratando de incrementar sus volúmenes de producción de equipos, van a hacerlo más despacio al no poder competir con la nuclear en estos momentos”, señaló el director del CNH2.

Otro de los posibles cuellos de botella en el enfoque propuesto lo identifica Hritsyshyna, quien señala que puede enfocarse en los posibles cambios en el tamaño de las zonas de oferta. La experta aclara que “el acto delegado sobre la producción de hidrógeno no incluye ninguna aclaración sobre posibles cambios en las zonas de oferta. Sin embargo, tales cambios pueden tener un impacto significativo en los proyectos de hidrógeno. Sabemos que en el mercado de la electricidad de la UE mantenemos conversaciones sobre el aumento o la disminución de las zonas de oferta y estas no deben cumplir necesariamente con las fronteras de los países de la UE. Por ejemplo, algunos como Italia, pueden tener varias zonas de oferta”.

El experto y consultor en energías renovables e hidrógeno verde también rescata algunas barreras que serán difíciles de superar. Explica que, desde la inflación actual que dificulta la competitividad de esta tecnología hasta la falta de economías de escala, coste de materias primas, ausencia de infraestructura logística o de personal cualificado, todas tendrán que ver con la ralentización del avance.

“Creo que el cuello de botella está más en la competitividad económica de los electrolizadores a grane escala y la falta de infraestructura existente en general. Europa quiere que esto despegue, pero no va a ser exactamente como pretenden”, indicó Rosell.

Finalmente, el consultor freelance en tecnologías del hidrógeno explicó que, para España (donde hay una gran expectativa en cuanto a proyectos), “de todos los proyectos ya anunciados, al menos el 40% van a desaparecer del mapa con esta nueva normativa, porque estos estaban suponiendo que el electrolizador lo pueden operar las 24 horas, y esto no tiene sentido con esta nueva normativa”.