Las nuevas subastas de hidrógeno renovable

Desde hace años, es frecuente que en muchos países se haga uso de las subastas como mecanismo de asignación del apoyo público a la introducción de nueva generación eléctrica de origen renovable. Sin ir más lejos, en España se utilizan las subastas como un mecanismo al que pueden acudir nuevas instalaciones renovables con el fin de garantizarse un precio de venta estable durante un largo periodo de tiempo, habitualmente 12 años. Se trata del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), para cuyo otorgamiento se han celebrado cuatro subastas hasta la fecha (dos en 2021 y dos en 2022)[1]. Sin embargo, casi toda la nueva capacidad de generación eólica terrestre y fotovoltaica que ha entrado en estos últimos años en España lo ha hecho sin acudir a esas subastas de otorgamiento del REER, generando electricidad con exposición al precio de mercado[2] o estableciendo contratos privados de venta de energía a largo plazo (PPAs). Esto se debe a que los costes medios nivelados de largo plazo (LCOE por sus siglas en inglés) de esos dos modos de generación renovable se encuentran por debajo de cualquier otro modo de generación eléctrica, y claramente son inferiores al precio de mercado que habitualmente marcan las tecnologías térmicas (véase p.12 en Lazard, 2023). Dicho en otros términos, la generación eólica terrestre y la fotovoltaica son tecnologías ya maduras, con costes medios a largo plazo – que tienen en cuenta los costes fijos y variables a lo largo de la vida útil de las instalaciones – inferiores a los de cualquier otra alternativa de generación.

Al igual que la generación eléctrica de origen renovable compite con la procedente de otros modos de generación (la electricidad es la misma), el hidrógeno de origen renovable, producido a partir de la electrólisis del agua usando electricidad renovable, compite con el hidrógeno gris obtenido a través de la separación del gas natural. La molécula de hidrógeno es también idéntica, pero el hidrógeno derivado del gas es “gris” porque también se obtiene el indeseable subproducto de dióxido de carbono (CO₂). La diferencia económica clave con respecto a lo comentado anteriormente acerca de la generación renovable es que los costes de producción del hidrógeno renovable son claramente superiores a los del hidrógeno gris, y lo seguirán siendo en los próximos años. El precio “competitivo” para el hidrógeno renovable que se tiene en mente se sitúa entre 1,5 y 2 €/Kg de hidrógeno, pero no es un precio que se espere ver en esta década, ayudas aparte. De hecho, el coste de generación actual del hidrógeno renovable al menos triplica esa cifra. A este respecto, el despliegue de la producción de hidrógeno renovable se enfrenta a importantes incertidumbres sobre cuál puede ser la evolución de su curva de aprendizaje y de sus costes medios de producción, lo que básicamente depende de la evolución del coste de los electrolizadores (y por tanto de la evolución tecnológica) y del coste de la energía renovable.

Para estimular el desarrollo del hidrógeno renovable, la estrategia seguida hasta ahora en la Unión Europea (UE) ha sido la de apoyar la inversión (CAPEX) en nuevos proyectos. De hecho, dentro del PRTR, el PERTE ERHA ha licitado y adjudicado ya diversas ayudas a proyectos de hidrógeno renovable en España[3]. Este apoyo al CAPEX mediante procesos de concurrencia competitiva de tipo “concurso” donde se evalúan en detalle múltiples características de los proyectos, contrasta con el apoyo fiscal directo a la generación de hidrógeno incluido en la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) en Estados Unidos, con un crédito fiscal de 3 $/Kg de hidrógeno “limpio” (Ruiz, 2023).

En este contexto, acaba de lanzarse una iniciativa para el apoyo a nuevos proyectos de generación de hidrógeno renovable[4] a través de subastas a escala de toda la UE. De momento se ha lanzado una primera subasta piloto, que se celebrará el 23 de noviembre de 2023, con la idea de ir posteriormente desarrollando otras subastas. Estas subastas de hidrógeno son desarrolladas a través del Fondo de Innovación, si bien los fondos para ese apoyo provienen de los ingresos obtenidos del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (EU ETS), cuya regulación se ha modificado en mayo de 2023 ampliando la disponibilidad para este tipo de usos[5].

No ha habido anteriormente subastas “centralizadas” para el apoyo a la generación eléctrica renovable en la UE, ya que estas han sido siempre diseñadas e implementadas por los Estados Miembros, con el habitual procedimiento de control del cumplimiento de las reglas de ayudas de estado. Naturalmente, el diseño que se ha establecido para esta nueva subasta de hidrógeno comparte algunas de las características de las tradicionales subastas para la generación eléctrica renovable, pero presenta sus propias peculiaridades. El Cuadro 1 sintetiza y compara las características de las subastas de generación renovable en España (REER) con el diseño que se ha propuesto para la primera subasta de producción de hidrógeno (Comisión Europea, 2023). Como puede observarse, muchas de las características de diseño de las subastas son similares. Así, la variable de oferta (esto es, la que permite hacer un ranking) es en ambos casos el precio: por MWh en la generación eléctrica y por kilo producido en el caso del hidrógeno. Asimismo, en ambos casos son subastas de tipo pay as bid (esto es, el precio de adjudicación coincide con el precio ofertado), con sobre cerrado y una sola etapa (esto es, no hay múltiples rondas), estableciéndose también en ambos casos unas reglas para evitar el acaparamiento del producto subastado por pocos licitantes.

Cuadro 1. Comparación entre el diseño de las subastas de generación renovable (REER) y la subasta piloto de hidrógeno

Naturalmente, hay otras características del diseño de ambas subastas que son claramente distintas. Las más relevantes son las siguientes:

• Aunque la variable de oferta es la misma en ambos casos (el precio), el producto que se subasta es de distinta naturaleza. En las subastas actuales de energías renovables en España se licita el otorgamiento del REER (es decir, un contrato de compra a largo plazo) a un volumen o cupo de MW determinado[6]. En cambio, en la subasta de hidrógeno el producto que se asigna es una subvención, cuya cuantía está restringida por el fondo disponible en la subasta. Naturalmente, la cantidad de hidrógeno subvencionable dependerá del precio casado: cuanto mayor sea el precio medio, menor será la cantidad subvencionable. 
• El precio que se obtenga en la subasta europea de hidrógeno funcionará como una subvención (euros por kilo) a modo de “premio fijo” por unidad producida (fixed premium auction), mientras que el REER no establece una subvención, sino un contrato de venta a largo plazo con un precio fijo (que es el resuelto en la subasta). En ese sentido, lo que hará la subasta de hidrógeno al dar un “premio” por unidad producida es similar al régimen de retribución de las renovables que estuvo vigente en España hasta 2013, si bien aquel se otorgaba mediante un procedimiento no competitivo y el “premio” a recibir por cada instalación (con una tecnología) era el mismo.
• El precio máximo “admisible” (el llamado precio de reserva) en la subasta de hidrógeno es conocido, fijándose en 4,5 €/kg de hidrógeno para esta primera ronda de subastas, mientras que en España ese precio se mantiene confidencial en las subastas de renovables para incentivar ofertas competitivas, aunque se puede “inferir” ex post si ha habido ofertas casadas[7]. Es razonable pensar que la gran incertidumbre con la que se juega en el contexto del hidrógeno habrá aconsejado poner esa referencia, que además es superior al crédito fiscal de la IRA, pero será interesante ver tras la subasta cómo se agruparán las ofertas ganadoras, que necesariamente tendrán que estar por debajo de ese precio. En ese sentido, a diferencia de la subasta de renovables en España, en la que no se ofrece información alguna sobre las ofertas que no han resultado adjudicatarias, en la de hidrógeno sí se publicará información anonimizada de las ofertas no adjudicatarias, tanto en lo relativo a su precio ofertado como al volumen estimado de producción y a la capacidad a instalar.
• A diferencia de lo que ocurre en las subastas de otorgamiento del REER en España, la subasta de hidrógeno es neutral desde el punto de vista tecnológico, es decir no distingue y asigna cupos entre tecnologías de generación de hidrógeno. Bajo la premisa de que los productores de hidrógeno deben verificar (habrá auditorías) que se trata de hidrógeno renovable y que se cumplen los criterios de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero según la regulación europea[8], de modo correcto la subasta no trata de promocionar una tecnología de producción en relación con otra (por ejemplo, electrolizadores PEM vs alcalinos).
• Un asunto relevante es la compatibilidad con otro tipo de ayudas. A ese respecto, se establecen diversas reglas que, en términos generales, tratan de evitar la acumulación de ayudas al CAPEX o al OPEX. Sin embargo, se permiten diversas excepciones cuando las ayudas recibidas se han centrado en fases iniciales de desarrollo pre-comercial, cuando se han recibido para otras infraestructuras relacionadas con el proyecto (por ejemplo, de almacenamiento o transporte) o cuando la instalación disfruta de algún tipo de descuento en peajes o cargos en su consumo eléctrico, por ejemplo. En contraste, y salvo rarísimas excepciones, las instalaciones acogidas al REER no pueden haber recibido ayudas o subvenciones de ningún tipo.
• Por último, señalar que en el caso del REER la entidad supervisora de la subasta es la CNMC, siendo OMIE la entidad que realiza la subasta. En el caso de las subastas de hidrógeno, de momento no hay información de que ACER (la Agencia Europea de Cooperación de Reguladores de Energía) vaya a jugar ningún papel en la supervisión del mantenimiento de condiciones competitivas en la subasta, lo que sería deseable sobre todo si este instrumento de subastas se consolida.

En definitiva, habrá que estar atento a los resultados de la subasta de noviembre que, según lo establecido en la Comunicación sobre el Plan Industrial del Pacto Verde Europeo, será la primera de un serie de subastas para contribuir a la creación de una capacidad de producción europea de hidrógeno renovable y a la creación de un mercado. Cuando ya hay un mercado organizado, este ofrece precios que permiten “revelar” el coste de producción del bien, siempre que haya suficiente competencia. En el caso del hidrógeno renovable ese mercado organizado no existe de momento, de modo que las subastas actúan como un modo de “revelación” de esos costes; de nuevo si, como cabe esperar, las condiciones de competencia en el desarrollo de esas subastas son las adecuadas. 

Referencias

Comisión Europea (2023): Innovation Fund Auction. Terms and Conditions. Disponible en https://climate.ec.europa.eu/system/files/2023-08/innovationfund_pilotauction_termsandconditions_en.pdf

Lazard (2023): Levelized Cost of Energy: Version 16.0.  Disponible en https://www.lazard.com/media/2ozoovyg/lazards-lcoeplus-april-2023.pdf

Ruiz, P. (2023): El impacto de la Inflation Reduction Act en las relaciones transatlánticas. Real Instituto Elcano. ARI 27/2023.

[1] El diseño general del REER se establece en el RD 960/2020. Posteriormente, para cada subasta, se aprueban una Orden y una Resolución específica en las que se detallan distintos parámetros y reglas.

[2] Los adjudicatarios de la subasta también tienen cierta exposición al mercado en la medida en que deben acudir a vender su energía en el mismo, a que también reciben una parte de la diferencia entre el precio de mercado y el precio de adjudicación (lo que depende de la tecnología y capacidad de gestión) y a que no reciben ingresos cuando el precio de mercado es negativo o nulo. 

[3] Las subvenciones del PERTE ERHA se sustancian en distintos programas de incentivos a la fabricación de equipos y mejora de capacidades de I+D+i, al diseño, demostración y validación de proyectos de movilidad con hidrógeno, a grandes demostradores de electrólisis en contextos industriales, a proyectos de innovación en toda la cadena de valor y a actuaciones integrales de carácter singular.

[4] Para ser precisos, se trata de hidrógeno de origen no biológico (RFNBO) de acuerdo con la regulación europea (véase esta entrada previa sobre este asunto).

[5] Directiva (UE) 2023/959 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 10 de mayo de 2023.

[6] El RD 969/2020 establece que puede ser la potencia instalada, la energía eléctrica o una combinación de ambas. En la práctica, hasta ahora ha sido la potencia instalada, con cupos de productos que pueden ser rebasados hasta un porcentaje delimitado en la Resolución de la subasta.

[7] Tras la subasta de renovables se hace pública la relación de ofertas casadas, con las potencias (MW a instalar) y el precio obtenido. Por lo tanto, el precio de reserva será igual o se situará “un poco” por encima del precio máximo casado. Sin embargo, si ninguna oferta ha sido casada, habrá incertidumbre sobre ese precio de reserva. Así ocurrió, por ejemplo, con la tercera subasta de renovables, en la que no se adjudicó capacidad alguna en el cupo asignado a generación termoeléctrica.

[8] Son los Reglamentos Delegados (UE) 2023/1184 y 2023/1185 de la Comisión.