Impacto de los requisitos de adicionalidad y correlación temporal sobre el nivel de emisiones en la producción de hidrógeno renovable conectada a red

Producir hidrógeno de una forma respetuosa con el medio ambiente es una cuestión compleja y de mucha actualidad. La Unión Europea se posiciona a la cabeza en el desarrollo legislativo de la cadena de valor del hidrógeno, en occidente, mediante varias directrices y Actos Delegados presentados en los últimos años. Al otro lado del Atlántico, en los últimos meses, ha comenzado el desarrollo de la industria del hidrógeno renovable y con ello la caracterización legislativa del sector. En Estados Unidos se está llevando a cabo un debate sobre las normas y regulaciones que debe tener la producción de hidrógeno renovable teniendo en cuenta, en gran medida, las acciones implementadas en la Unión Europea por parte de la Comisión.

¿Cuáles son los principales criterios de la Unión Europea?

La Comisión Europea, a través de los Actos Delegados, de la Directiva de Energías Renovables II (RED II) y diferentes borradores más actuales, ha definido los criterios en los que deben basarse los productores de hidrógeno renovable  a partir de electrólisis para certificar que la energía de alimentación a los electrolizadores es de origen renovable. Para otros métodos de producción no hay reglas explícitas, salvo en el caso de la EU taxonomy, donde se indica el criterio de emisiones menores de 3 kg de CO2/kg H2 para poder percibir la financiación. Estos criterios se basan, fundamentalmente, en:

• Criterio de adicionalidad: se define como la obligatoriedad de construcción de nuevos proyectos de generación de energía renovable para la alimentación de los electrolizadores, favoreciendo de esta manera la descarbonización de la red eléctrica. En concreto, sólo se podrá utilizar energía renovable procedente de activos con una antigüedad no superior a 36 meses aunque, debido a la inmadurez del sector en la Unión Europea, se pospone la implementación de este requisito hasta el año 2028.  De esta manera, el hidrógeno renovable apoyará la descarbonización completando los esfuerzos de electrificación, evitando presiones sobre la red eléctrica.

• Correlación temporal: se refiere a la frecuencia con la que los productores deberán probar que sus electrolizadores se alimentan de energías renovables si tienen una conexión a la red eléctrica y la diferencia temporal entre la producción de energía eléctrica y la producción de H2 con dicha energía eléctrica. A nivel europeo, los productores tendrán que realizar los procesos de justificación de manera mensual hasta el 31 de diciembre de 2026 y desde el 2030 por cada hora de funcionamiento del electrolizador. A partir del 1 de enero de 2027 podrán reclamar la electricidad de la red como totalmente renovable, siempre que cuenten con acuerdos de compraventa de electricidad (PPAs) con plantas de generación renovables o que puedan demostrar que se ha utilizado energía en periodos de exceso de suministro.

• Cálculos para el ahorro de emisiones de GEI: el segundo acto delegado establece la metodología para calcular el ahorro de emisiones GEI de los RFNBO. Ésta considera la cantidad de ahorro de emisiones de GEI a partir de hidrógeno, la que debe ser como mínimo un 70 % respecto a 94 g CO2 eq/MJ.

• Correlación geográfica: indica la cercanía entre los electrolizadores y la fuente de energía renovable. De esta manera, se evitan las congestiones en la red por suministrar energía en puntos muy distantes y evita los posibles fraudes que puedan producirse. La UE plantea la producción de hidrógeno siempre que se disponga de suficiente energía renovable local, por lo que la planta de electrolizadores debe estar directamente interconectadas y en la misma zona de tasación.

El debate estadounidense

Desde los organismos gestores de la legislación para el sector del hidrógeno renovable en el país norteamericano se quiere seguir unos criterios similares a las expuestas por la UE, lo que ha llevado a 54 compañías del sector (como puedan ser Cummins, General Motors, Phillips, etc.) junto a la Cámara de Comercio norteamericana a escribir una carta al gobierno estadounidense pidiendo la reconsideración de los criterios, en especial el de adicionalidad.

Los firmantes de esta misiva se niegan a adoptar el criterio de adicionalidad al argumentar que “ahogaría significativamente el mercado del hidrógeno renovable, añadiendo costes y retrasos irrazonables para los productores, lo que contradiría lo expuesto en el plan IRA, socavando de esta manera los beneficios económicos, laborales y medioambientales”. En resumen, sería un criterio arbitrario y que dañaría el impulso a la descarbonización del país.

En el lado opuesto está el órgano regulador, el Departamento del Tesoro. Alega que el criterio es necesario ya que si no se implantan nuevas plantas de generación eléctrica renovables, y las existentes se utilizan para producir hidrógeno renovable, se deberá suministrar la demanda satisfecha por las renovables con tecnologías de combustibles fósiles, lo que no favorece para obtener objetivos de descarbonización. En el caso de llevar a cabo la práctica sin el criterio de adicionalidad, se podrían multiplicar por cinco las emisiones. Además, un estudio de la Universidad de Princeton sugiere que los costes están exagerados y expone que la construcción de nuevas infraestructuras de producción de renovables y la venta del excedente de energía puede suponer una mejora a la economía del proyecto.

Investigación sobre el impacto de los requisitos de adicionalidad temporal del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT)

Apoyar a la naciente industria del hidrógeno renovable y garantizar que se convierta en una verdadera fuerza para la descarbonización es un objetivo complicado, en gran parte por los desafíos del abastecimiento de electricidad limpia. Para intentar ayudar a los reguladores y aclarar los desacuerdos en aspectos regulatorios, los investigadores del MIT han publicado un artículo en la revista “Nature Energy” que describe un hipotético camino para escalar la industria del hidrógeno renovable, limitando al mismo tiempo el nivel de emisiones asociadas a la producción.

Actualmente, las redes eléctricas estadounidenses funcionan principalmente con combustibles fósiles, por lo que, si el aumento de la producción de hidrógeno se traduce en un mayor uso de electricidad, podría repercutir en un aumento de las emisiones. También existe el riesgo de que los proyectos de hidrógeno “bajo en carbono”  terminen desviando energía renovable que se había planteado para abastecer la red. Por lo tanto, es fundamental garantizar que el hidrógeno con bajas emisiones de carbono obtenga electricidad a partir de energías renovables “adicionales”, especialmente cuando la producción de hidrógeno está respaldada por subsidios públicos. El desafío reside en permitir que los productores de hidrógeno adquieran electricidad renovable de forma rentable y, a la vez, minimizar el riesgo de altas emisiones.

La Ley de Reducción de la Inflación (IRA) ofrece generosos créditos fiscales a la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Sin embargo, la ley no especifica exactamente cómo se debe juzgar la huella de carbono del hidrógeno, aunque en el estado de California existe una enmienda que regula este tipo de actividades, la CA-GREET3.0 model. 

El artículo se centra en analizar cómo es la producción de hidrógeno en EE. UU. Cuando la electricidad renovable de un parque eólico o de un panel solar fluye a través de la red, se mezcla con electricidad procedente de combustibles fósiles. La pregunta recurrente es la siguiente: ¿cuáles son las emisiones de dióxido de carbono de los usuarios de la red que están firmando acuerdos para adquirir electricidad a partir de energías renovables?

En cuanto a la correlación temporal, se distingue entre la anual, basada en un enfoque menos estricto de la norma donde la electricidad utilizada para generar H2 debe producirse el mismo año, y la horaria, donde los productores de hidrógeno deben utilizar la electricidad adquirida una hora después de su generación. Por lo tanto, el balance de emisiones calculado depende de dos supuestos básicos mutuamente excluyentes. La producción de hidrógeno, por lo tanto, compite directamente con otras necesidades de electricidad, como la movilidad eléctrica o la calefacción mediante bombas de calor, por poner algún ejemplo. El resultado del análisis muestra que quienes suponen una competencia eléctrica directa suelen sobrestimar las emisiones de la producción de H2 mediante la equiparación anual y subestimar las emisiones mediante la equiparación horaria. Los investigadores suponen que en un futuro próximo la producción de hidrógeno en EE. UU. será baja y, por lo tanto, habrá poca competencia por la electricidad. Para aumentar la producción de hidrógeno renovable de forma rápida y sencilla, los expertos recomiendan inicialmente una correlación anual. A medida que pase el tiempo y aumente de forma exponencial la producción de hidrógeno, la correlación horaria se convertirá en un requisito y más adelante las reglas de igualación se eliminarán por completo si el suministro de energía ya se ha descarbonizado de una forma significativa y masiva.

Respecto a la adicionalidad, otro punto de desacuerdo surge de cómo los productores de hidrógeno compran la electricidad renovable. Si un usuario de electricidad obtiene energía de un parque solar existente, simplemente está aumentando la demanda general de electricidad y quitándole energía limpia a otros usuarios. Pero si los créditos fiscales solo se destinan a los productores de hidrógeno electrolítico que firmen acuerdos de compra de energía con nuevos proveedores de energías renovables, están apoyando una electricidad limpia que de otro modo no habría contribuido a la red de distribución. Este concepto se conoce como adicionalidad.

Los investigadores del MIT analizaron estudios previos que llegaron a conclusiones contradictorias, e identificaron diferentes interpretaciones de la adicionalidad subyacentes a sus metodologías. Una interpretación de la adicionalidad se basa en que los nuevos proyectos de hidrógeno electrolítico no compiten con la demanda de recursos energéticos renovables distintos del hidrógeno. El otro supone que compiten con todas las energías renovables recientemente implementadas y, debido a los subsidios al hidrógeno con bajas emisiones de carbono, los electrolizadores tienen prioridad. Utilizando DOLPHYN, un modelo de sistemas de energía de fuente abierta, los investigadores probaron cómo estas dos interpretaciones de adicionalidad (los escenarios de “competencia” y “no competencia”) impactan en el coste y como los requisitos de correlación temporal (por hora y anual) impactan en el nivel de emisiones asociados con la producción de hidrógeno interconectada a la red. Modelaron dos redes regionales de Estados Unidos, las de Texas y Florida, que representan el extremo superior e inferior del despliegue de energías renovables. Además, comprobaron la interacción de cuatro factores críticos en la producción de hidrógeno electrolítico: los subsidios públicos, el nivel de penetración de las renovables en la red y el despliegue de almacenamiento de energía, los límites a los factores de capacidad de los electrolizadores, así como la competencia del hidrógeno renovable con el hidrógeno a base de gas natural con captura de carbono. El artículo concluye que las diferentes interpretaciones de la adicionalidad en los modelos son el factor principal que explica las estimaciones muy diferentes de las emisiones del hidrógeno electrolizador bajo coincidencia temporal anual.

Conclusiones

El sector del hidrógeno renovable en el país norteamericano presenta unos niveles de madurez legislativa mucho menores que el de la UE. Esto puede representar una ventaja competitiva, ya que permite analizar con retroactividad las medidas que se han implementado desde Europa identificando qué aspectos pueden ser mejorables y cuáles no deben ser incluidos en futuros criterios regulatorios.

El debate sobre los criterios adoptados por los organismos legislativos y los criterios deseados por las empresas del sector parece no haber hecho más que empezar, ya que ambas partes cuentan con unos argumentos sólidos con los que sustentar su postura. Por este motivo, y para dar un impulso a la situación, el gobierno estadounidense debe encontrar la manera de poder incentivar a las empresas para que realicen más inversiones en la producción de hidrógeno, no solo en electrolizadores, sino también en cumplir los criterios de adicionalidad, ya que la rebaja de impuestos por kilogramo producido impulsado por el IRA (Inflation Reduction Act) no parece ser suficiente para promover este tipo de inversiones.

Adicionalmente, el gran tamaño de los EE,UU, los diferentes husos horarios (4 en total) y la disposición urbanística de las ciudades, en las que, a diferencia de Europa, tienden a un modelo más extenso en terreno puede suponer problemas en la disposición de las posibles centrales de generación eléctrica renovable para alimentar los electrolizadores y su conexión a la red con la que poder inyectar la energía generada sobrante, por lo que será necesaria una buena planificación con vistas a futuro para no incurrir en problemas de congestión de la misma. La importancia de este planteamiento también tiene efecto en la correlación geográfica y temporal, sobre todo, por las grandes distancias ya comentadas.

Para concluir, un aumento exponencial en la producción de hidrógeno renovable, tanto en Europa como en EE.UU. podrá reducir de forma significativa el nivel de emisiones de industrias existentes y permitir la descarbonización de otras industrias críticas. Pero al mismo tiempo, existe un riesgo real de implementación de requisitos y criterios incorrectos y desperdiciar mucho dinero para subsidiar la producción de hidrógeno con uso intensivo de carbono. Por lo tanto, se ha de equilibrar el crecimiento de la industria de la producción de H2 con la reducción del riesgo en el incremento de emisiones.