¿Qué es hidrógeno renovable (según el Reglamento Delegado)?

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Foto: Delegación del Gobierno en Castilla la Mancha

La Comisión Europea (CE) acaba de proponer (13 de febrero) dos Reglamentos Delegados, relacionados entre sí, de enorme importancia para dar claridad a las condiciones regulatorias que se van a aplicar en el despliegue del hidrógeno renovable. De hecho, en ellos se define qué condiciones deben darse para que el hidrógeno pueda considerarse como renovable, lo que viene determinado por cómo se ha producido, y cómo se calculan las emisiones a lo largo de todo el ciclo de vida. Estos Reglamentos son en realidad desarrollos de la vigente Directiva 2018/2011 relativa al fomento de energía procedente de fuentes renovables, que además se encuentra actualmente en revisión. En la Directiva ya se daba el mandato a la CE para desarrollar reglas detalladas para la producción de “carburantes líquidos o gaseosos renovables de origen no biológico”. Ese es realmente el objeto de esos Reglamentos, aunque en términos prácticos esos “carburantes no biológicos” (RFNBOs por sus siglas en inglés) se refieren al hidrógeno renovable. Aunque aún necesitan un par de meses para entrar en vigor, y podrían ser rechazados por el Parlamento Europeo o el Consejo Europeo, todo sugiere que estas dos propuestas saldrán adelante.

En el primero de esos Reglamentos (ver aquí) se fijan las reglas detalladas para definir qué es hidrógeno renovable[1]. La regla general y más importante es que el hidrógeno se considera renovable cuando se produce con electricidad proveniente de nuevas instalaciones de generación eléctrica de origen renovable, entendiendo como tal la procedente de generación eólica, solar o hidráulica, entre otras (pero no la biomasa). Para eso, como se explica posteriormente, el productor de hidrógeno debe poder demostrar que ha hecho un contrato con una nueva planta de generación eléctrica renovable. Este es el núcleo de la regulación: asegurar que la ingente cantidad de nueva capacidad de generación eléctrica renovable necesaria para la producción de hidrógeno se hace con capacidad de generación renovable “adicional”. Este aspecto de “adicionalidad” es clave porque si no se correría el riesgo de que la producción de hidrógeno se hiciera a costa de obstaculizar la entrada de nueva generación renovable para desplazar la generación eléctrica emisora de CO2 y para otros nuevos usos eléctricos como, por ejemplo, para la electrificación del parque de vehículos. Además, esto resulta especialmente importante si tenemos en cuenta los ambiciosos objetivos planteados. En concreto, la CE ha marcado el objetivo de producir 10 Mt de hidrógeno renovable en la UE en 2030. Eso significa veinte veces el volumen actual de producción de hidrógeno gris (procedente del gas) de España e implicaría una generación eléctrica renovable que aproximadamente sería el doble del total de generación eléctrica española actual y un 14% de la generación eléctrica prevista en la UE para 2030.

La nueva norma señala que la electricidad con la que se produce el hidrógeno puede venir de una instalación de generación renovable conectada directamente al electrolizador o puede provenir de la red. El primer caso es el más sencillo, ya que no hay que probar el origen renovable del hidrógeno. Sin embargo, cuando se utiliza electricidad de la red hay que “asegurarse” de que esa electricidad sea renovable, y esa es la clave de todo el asunto. ¿Cómo podemos estar razonablemente “seguros”? Eso se puede lograr de dos modos. Por un lado, cumpliendo alguno de los dos criterios generales establecidos y que se basan en las características del mix eléctrico ya instalado, como se explicará a continuación. Por otro lado, si no se cumple ninguno de esos dos criterios, entonces, deben cumplirse tres condiciones específicas, que también describiremos brevemente en lo que sigue.

Vayamos por partes. Para que el hidrógeno producido mediante electricidad proveniente de la red se considere directamente como hidrógeno renovable sería condición suficiente que el mix eléctrico del país (técnicamente, de la zona de oferta) del año previo haya incorporado más de un 90% de generación renovable[2]. Una vez superado el porcentaje del 90%, se mantiene el cumplimiento de la condición en los cinco años siguientes. Como referencia, el máximo histórico de generación eléctrica renovable en la España peninsular ha sido del 48,4% (año 2021).

También se considera condición suficiente cuando la electricidad proveniente de la red tiene unas emisiones inferiores a 18 grCO2eq/MJ. Una vez que se baja de ese valor, también se considera que se mantiene esta condición en los cinco años siguientes. En este caso, sin embargo, el productor de hidrógeno debe firmar contratos de compra de energía (PPAs) con la generación renovable ya instalada. Asimismo, se aplican unos criterios de correlación temporal y geográfica que posteriormente se definirán. Es decir, no basta con estar por debajo de los 18 grCO2eq/MJ sino que hay que cumplir algunos criterios adicionales, si bien no especialmente complejos. Los datos de la CE para el año 2020, elaborados por el Joint Research Centre, indican que las emisiones de la generación eléctrica en España se situaron en 54,1 grCO2eq/MJ. Sin embargo, Francia estaría muy cerca de ese umbral (19,6 grCO2eq/MJ), siendo Suecia el único país que claramente se situaría por debajo (4,1 grCO2eq/MJ). Como es bien conocido, esas bajas emisiones en el caso de Francia se apoyan en el alto peso de la generación nuclear en su mix eléctrico. Este asunto ha sido un elemento clave en la discusión, anterior y posterior, a este Reglamento Delegado.

Si en un país (técnicamente, una zona de oferta) no se cumple ninguno de los dos criterios anteriores, que es lo habitual, entonces se considera que no tiene un sistema eléctrico suficientemente descarbonizado. En consecuencia, al producir hidrógeno con electricidad proveniente de la red hay que probar que esa es electricidad renovable “adicional”, que se utiliza para producir hidrógeno en el mismo “momento” que se genera y que ello se hace en el mismo “lugar”. Por lo tanto, se tienen que cumplir simultáneamente tres condiciones, que se denominan condiciones de adicionalidad, de correlación temporal y de correlación geográfica. Estas tres condiciones se explican brevemente a continuación.

La condición de adicionalidad establece que una instalación de producción de hidrógeno debe llevar asociada nueva capacidad de generación renovable, como anteriormente se comentó. De ese modo, el propietario de la planta de hidrógeno debe disponer de su propia planta de generación eléctrica renovable o firmar un acuerdo de compra de energía (denominado habitualmente PPA) con un nuevo generador por la cantidad de electricidad que use en su planta.  Como el periodo de construcción de las dos instalaciones (la de producción de hidrógeno y la de generación de electricidad renovable) no es el mismo, se establece que la instalación renovable debe estar ya generando al menos tres años antes que la instalación de hidrógeno y no debe haber recibido apoyo financiero público (con algunos matices). Sin embargo, se ha establecido un periodo transitorio para la “adicionalidad”, de modo que este no se aplica a las instalaciones de producción de hidrógeno que entren en funcionamiento antes del 1 de enero de 2028. Es decir, la producción de hidrógeno que comience antes de esa fecha podrá firmar PPAs con plantas de generación eléctrica ya existentes.

El objetivo de la condición de correlación temporal es hacer que el hidrógeno se produzca en el “momento” en que realmente hay generación renovable, evitando así hacer uso de la generación eléctrica mediante combustibles fósiles. Un aspecto crucial es cómo definimos el “momento”. A ese respecto, el Reglamento introduce un periodo transitorio, de modo que hasta el 1 de enero de 2030 el matching entre la producción de hidrógeno y el de la generación renovable adquirida al generador con el que se tiene el contrato (PPA), o la carga del sistema del almacenamiento propio cuando se hace uso de este, se hará en periodos mensuales. Este es un periodo muy amplio que permite mucha flexibilidad y que, en términos prácticos, hace que se puede estar produciendo en horas en los que no hay generación renovable (por lo tanto, usando energías fósiles)[3]. La idea es que este periodo transitorio permitirá a la tecnología de producción de hidrógeno ir encontrando soluciones (por ejemplo, almacenamiento) para lograr acompasar esa producción a la intermitente generación renovable. A partir de esa fecha[4], la correlación tiene que ser horaria, lo que introduce ya mucha exigencia de que la electricidad usada sea realmente electricidad de origen renovable. Asimismo, si el precio de la electricidad en una hora es inferior a 20 €/MWh o inferior a 0,36 veces el precio de un derecho de emisión de CO2, entonces se considera que la correlación temporal se cumple automáticamente.

La correlación geográfica hace referencia a las condiciones a establecer cuando el generador de electricidad renovable y el productor de hidrogéno están en la misma zona de oferta (por ejemplo, la España peninsular) o cuando están en zonas conectadas pero distintas. Si se está en la misma zona de oferta, lo que ocurrirá casi siempre, ya se cumple la condición de correlación geográfica. Si están en zonas de precios distintas (por ejemplo, en España y en Francia) entonces se aplican unas reglas específicas.   

¿Qué ocurre si el hidrógeno se importa de un tercer país no UE? En ese caso se planea poner en marcha un sistema de certificación que aplique las mismas reglas que las usadas internamente en la UE. Ese sistema funcionaría de modo similar al ya existente en la certificación de biocombustibles, que se importan tradicionalmente en la UE procedente de terceros países.

La nueva norma también establece reglas para evitar una doble contabilización “renovable” en los objetivos de la UE, ya que la electricidad usada es renovable y el hidrógeno que se produce con la misma también lo es. Por último, debe recordarse que estos dos Reglamentos Delegados son una pieza más, aunque muy importante, en la intensa discusión sobre el tratamiento regulatorio del hidrógeno renovable. La discusión en curso se focaliza ahora en la revisión de la Directiva de renovables, la revisión de las normas sobre gases (el llamado “paquete del gas”), la revisión de reglas de ayudas de estado y las ayudas financieras que la CE desea desplegar para este vector energético. A ese respecto, sobrevuelan los potentes créditos fiscales al hidrógeno en la Inflation Reduction Act de Estados Unidos y la respuesta europea en forma del Green Deal Industrial Plan.


[1] El segundo Reglamento Delegado establece el umbral mínimo para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero aplicable a los combustibles de carbono reciclado y la metodología para evaluar la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero derivados de esos combustibles y del hidrógeno renovable.

[2] También hay que cumplir con un número de horas máximo en la producción de hidrógeno, que depende del grado de participación de las renovables en la zona de precios.

[3] También se asume que es renovable cuando la producción de hidrógeno evita vertidos de excedente de generación renovable.

[4] Los Estados Miembros pueden aplicar esta regla ya desde el 1 de junio de 2027, previa notificación a la CE.

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