El hidrógeno, el elemento químico más abundante en la naturaleza, es un viejo aliado de la industria, donde viene empleándose como combustible para el transporte desde principios del siglo XIX, así como en forma de materia prima en diversos procesos productivos industriales, entre ellos la producción de amoniaco, metanol, fertilizantes e, incluso, en la industria alimentaria para la hidrogenación de grasas. La producción de este gas, que tradicionalmente se ha llevado a cabo mediante combustibles fósiles -comúnmente conocido como hidrógeno gris- ha tenido que reinventarse ante el imparable proceso de descarbonización en el que estamos inmersos.
El hidrógeno verde -en rigor, hidrógeno renovable- viene a dar respuesta a la necesidad de descarbonizar esos procesos productivos, de los que dependen, tradicionalmente, numerosas industrias, al igual que pretende contribuir, de manera definitiva, a la descarbonización del transporte pesado, cuya electrificación es técnicamente inviable por el momento. Y es que el hidrógeno verde no ha venido a competir con la electrificación de la economía, sino a valerse de ella para descarbonizar sectores cuya electrificación debe, al menos, esperar.
Pero ¿cuál es el secreto del hidrógeno verde? Se trata de un proceso químico conocido como electrólisis, en el que se utiliza corriente eléctrica para descomponer las moléculas del agua (H2O) en oxígeno (O2) e hidrógeno (H2). Así, siempre que la electricidad consumida por el electrolizador sea de origen renovable, estaremos produciendo hidrógeno sin emitir dióxido de carbono a la atmósfera, esto es, hidrógeno renovable. Según datos de la Agencia Internacional de la Energía, esta manera de obtener hidrógeno ahorraría 830 millones de toneladas de CO2 al año, una cifra que, sin duda, hace honor al reto que supone.
Pues bien, con el fin de asegurar que el origen de la energía eléctrica empleada en el proceso de electrólisis sea, en efecto, de origen renovable, la Comisión Europea ha establecido unos criterios que pretenden ser objetivos y no discriminatorios y que servirán para garantizar la condición de renovable del hidrógeno producido. Así, el pasado 10 de julio entró en vigor el Reglamento Delegado (UE) 2023/1184 de la Comisión Europea, por el que se complementa la Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo estableciendo una metodología común de la Unión en la que se definan normas detalladas para la producción de carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico. Conviene aclarar que se consideran combustibles renovables de origen no biológico tanto el hidrógeno renovable (gaseoso) como los combustibles líquidos, como el amoniaco o el metanol, cuando se producen a partir de hidrógeno verde.
La metodología fijada por el Reglamento Delegado no sólo debe garantizar la objetividad y no discriminación de estos criterios, sino también dotarse de una cierta flexibilidad y progresividad, de manera que la implantación de esta nueva tecnología no se vea perjudicada por el ritmo de planificación y construcción de las instalaciones de producción de electricidad renovable, que a menudo sufren retrasos significativos en los procesos de concesión de permisos, como reconoce la propia norma.
El objeto del Reglamento Delegado no es otro que definir las normas para determinar cuándo se puede considerar totalmente renovable la energía eléctrica empleada en el electrolizador. Resulta sencillo cuando la instalación de producción de electricidad está directamente conectada al electrolizador, puesto que el productor de hidrógeno únicamente deberá probar que existe dicha
conexión directa, que la instalación de producción de electricidad renovable entró en funcionamiento no más de treinta y seis meses antes de la instalación que produce el hidrógeno y que, además, no está conectada a la red o, estándolo, dispone de un sistema de medición inteligente que permite demostrar que no se ha obtenido de la red energía eléctrica destinada a la producción de hidrógeno. Para el caso en que no exista una línea directa entre la instalación de producción de electricidad renovable y el electrolizador, el Reglamento establece, como criterio general para que la energía tomada de la red se considere renovable a estos efectos, la necesidad de cumplir tres criterios, que resultan de gran interés y que se han integrado sin complejos en todos los proyectos de hidrógeno verde que hoy se encuentran en desarrollo. Se trata de los criterios de adicionalidad, correlación temporal y correlación geográfica (arts. 5, 6 y 7 del Reglamento Delegado).
El criterio de adicionalidad persigue que el impulso del hidrógeno renovable provoque la construcción de nuevas instalaciones de producción de electricidad renovable, evitando así frenar la electrificación directa de otros usos en favor de la producción de hidrógeno renovable. La flexibilización de este criterio lleva a la Comisión Europea a considerar válidas, a estos efectos, aquellas instalaciones de producción de electricidad renovable cuya entrada en funcionamiento (i) se hubiera producido no más de treinta y seis meses antes del inicio de producción del hidrógeno renovable y (ii) no hubiera recibido apoyo financiero en forma de ayudas a la explotación o a la inversión.
La correlación temporal incorpora la progresividad antes apelada. Así, hasta el 31 de diciembre de 2029 el Reglamento exige una correlación mensual -es decir, se considera cumplido el criterio si el hidrógeno renovable se produce durante el mismo mes natural que la electricidad renovable consumida en el electrolizador-. Más allá del 1 de enero de 2030, se exigirá que la correlación temporal sea horaria, lo cual añade una evidente complejidad a los contratos de suministro de electricidad renovable que no estén basados en una instalación de producción dedicada a la planta de hidrógeno, como podría ser el caso de una instalación fotovoltaica de autoconsumo exclusiva para la planta de hidrógeno renovable.
Por último, la correlación geográfica se produce cuando se cumpla uno de los siguientes requisitos: (i) si la instalación de producción renovable estuviera situada en la misma zona de ofertas que el electrolizador, (ii) si dicha instalación estuviera situada en una zona de ofertas interconectada, incluso en otro Estado miembro a la zona de ofertas en la que se ubica el electrolizador o (iii) la instalación de producción de electricidad renovable se sitúa en una zona de oferta en alta mar (se entiende, eólica marina).
Los productores de hidrógeno renovable deberán, claro, facilitar información fiable sobre el cumplimiento de todos los requisitos enumerados en el Reglamento Delegado, de los que aquí se han comentado, a modo de resumen, los más relevantes.
El cumplimiento de estos requisitos es actualmente, el caballo de batalla de los promotores de proyectos de producción de hidrógeno renovable, que deben, por un lado, acudir a las convocatorias de ayudas públicas que aseguren una rentabilidad mínima de estos proyectos y, por otro, construir alianzas empresariales entre compañías energéticas y socios industriales (offtakers) que garanticen la viabilidad técnica y económica de estos proyectos. Y a pesar de todos los esfuerzos, parece que unos y otros tendrán que pisar el acelerador para honrar los objetivos del nuevo borrador de actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030), que demanda 11 GW de electrolizadores en España para la producción de hidrógeno renovable instalados en 2030, frente a los 4 GW que preveía la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable hace apenas tres años. Aceleremos, pues
