Retos regulatorios de la energía: el caso del hidrógeno verde

Hace falta apoyo financiero público para promover su competitividad en costes, así como simplificar la burocracia de los procesos

Tras un año extremadamente convulso en los mercados energéticos, y en especial en los eléctricos, debido al significativo encarecimiento del gas y en menor medida del CO2, nos enfrentamos en 2022 a nuevos retos regulatorios.

Estos retos se derivan de los objetivos climáticos a los que España se ha comprometido para 2030, así como a las nuevas medidas que la Unión Europea impulsará en su nuevo paquete “fit for 55”, de reducción de las emisiones en un 55% para 2030.

Primero, cabe destacar la importancia de la aprobación de la Orden ministerial por la que se regula en España el mecanismo de capacidad, como complemento al mercado de energía. Se trata de hacer frente a momentos de estrés del sistema eléctrico mediante tecnologías de generación y almacenamiento y la propia demanda. Esta regulación, diseñada mediante subastas, es importante porque garantiza la seguridad de suministro del sistema eléctrico en un contexto de aumento progresivo de las tecnologías renovables intermitentes. En particular, se asegura la viabilidad de aquellos ciclos combinados necesarios para el sistema y se dan señales retributivas para el almacenamiento y la flexibilidad de la demanda. Esto permitirá desplegar las tecnologías de almacenamiento, tanto baterías como bombeos, y cumplirse así la hoja de ruta aprobada por el Gobierno, que prevé alcanzar los 20GW en 2030.

Segundo, está en proceso de aprobación la Ley que regula la minoración del CO2, en la que debería tenerse en cuenta que, como en caso del gas natural, muchas empresas de generación ya tienen vendida a precio fijo la energía, por lo que ésta debería ser exenta de la minoración. Además, teniendo en cuenta que una de las medidas del “fit for 55” es revisar el sistema de comercio de emisiones y la directiva de fiscalidad energética, sería razonable no tomar ninguna medida aún hasta que la nueva normativa europea esté aprobada.

Ligado al tema de las ventas de energía a plazo fijo también es relevante mencionar la nueva normativa que tendrá que publicar la CNMC en cumplimiento de los cambios que el Real Decreto Ley 23/2021 ha introducido en la Ley del sector eléctrico para mejorar la transparencia de los mercados minorista y mayorista. En el caso de los mercados minoristas, será muy relevante dar una mayor publicidad y aplicabilidad al comparador de precios de la CNMC para que los clientes puedan decidir entre las ofertas del mercado libre. Ello permitiría reducir gradualmente el ámbito de aplicación de la tarifa regulada (el conocido como PVPC) a los consumidores verdaderamente vulnerables, incentivando al resto a tomar decisiones más proactivas en sus contrataciones de electricidad y gas en el mercado libre. Por supuesto, estas decisiones contarían con la garantía de una estricta supervisión de la CNMC de los mercados minoristas para una adecuada protección de estos consumidores.

Además, con el fin de poner en marcha las diferentes medidas con horizonte 2030 (autoconsumo, almacenamiento, energías del mar y eólica marina flotante, biogás e hidrógeno), será necesario adoptar nuevas medidas regulatorias.

Como ejemplo, me gustaría destacar el caso hidrógeno verde (producido a partir de fuentes renovables) que, junto con los gases renovables, jugará un importante papel en la descarbonización de sectores de difícil electrificación.

Su hoja de ruta prevé un objetivo de 4GW de electrolizadores para 2030. Para su impulso ya se ha aprobado recientemente un PERTE (Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica), asociado a una financiación pública de más de 1.500 millones de euros (componente 9 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia). Además, el pasado 24 de diciembre se publicaron las bases reguladoras para la concesión de ayudas al programa de incentivos a la cadena de valor innovadora y de conocimiento del hidrógeno renovable y al de incentivos a proyectos pioneros y singulares de hidrógeno renovable, por 250 y 150 millones de euros, respectivamente (ampliables).

Pese a ello, es preciso afrontar diversos retos para su despliegue, destacando los siguientes:

Promover su competitividad en costes, uno de los principales problemas para su desarrollo y que en parte puede solucionarse por la financiación pública mencionada. Actualmente, su precio se sitúa en torno a los 3,5 €/kg, según el Hydrogen Council o IRENA, mientras que el precio del hidrógeno gris (el consumido hoy en España), está en torno a 1,5 €/kg (sin considerar el encarecimiento coyuntural del coste del gas natural). Así, como industria “naciente”, el hidrógeno verde necesitará apoyo financiero público, que permita ir generando una mayor escala de los proyectos, reduciendo así su coste. Ello, unido a la reducción de los precios de la electricidad a medio plazo, por una mayor presencia de tecnologías renovables en el mix eléctrico, así como de las señales que proporcionen la fiscalidad verde y el precio del CO2, permitirá que el precio del hidrógeno verde descienda en torno a los 2,5 €/kg para 2030 y 1,5 €/kg para 2050.

En segundo término, la aprobación del sistema de Garantías de Origen, ya en borrador, que proporcione las señales de precio adecuadas a los consumidores y ponga en valor el origen renovable del hidrógeno y otros gases renovables.

Tercero, la simplificación administrativa de los trámites para la operación y ejecución de instalaciones de producción de hidrógeno verde y la homogeneización de los procedimientos administrativos de las diferentes Comunidades Autónomas.

En cuarto lugar, elaborar diferentes estrategias de descarbonización en los sectores de difícil electrificación, basadas en hidrógeno verde y otras tecnologías, como la reciente publicación de la propuesta de orden ministerial de subastas de cogeneración, que exige que las plantas que deseen participar estén preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno verde.

Finalmente, la simplificación y facilitación del desarrollo de líneas eléctricas directas de producción de hidrógeno renovable, que genere cierta relación en la planificación de las redes de gas y electricidad.

En definitiva, esperemos que los precios energéticos vuelvan a la normalidad en 2022 y ello permita seguir dando los pasos regulatorios necesarios para la transición energética, que a medio plazo tendrá un impacto muy positivo para nuestro país, derivado de una menor dependencia energética del exterior, abaratamiento de la electricidad y mayor competitividad. Sin olvidar la creación de empleo, vertebración del territorio e integración de las pymes en las nuevas cadenas de valor.

Antonio Hernández es socio de sectores regulados y análisis económico en EY