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Fitfor55: ¿adecuado para su propósito?

El plan RePowerEU, presentado el 18 de mayo, se basa en la comunicación de la Comisión Europea del 8 de marzo, que reafirma la determinación de Europa de reducir rápidamente su dependencia de los combustibles fósiles rusos.

Este artículo fue publicado por primera vez en Vista H2.

Por Daria Nochevnik, Directora de Políticas y Asociaciones, Hydrogen Council.

El plan RePowerEU publicado el 18 de mayo, siguiendo la comunicación de la Comisión Europea del 8 de marzo, refuerza el compromiso de Europa de reducir rápidamente y, en última instancia, deshacerse de su dependencia de los combustibles fósiles rusos.

Como parte del plan, junto con un conjunto de medidas para diversificar el suministro de gas a corto y mediano plazo, así como para eliminar los cuellos de botella en torno a la concesión de licencias y permisos para las energías renovables, la comisión expuso su visión para un acelerador de hidrógeno. El objetivo clave de la iniciativa del acelerador es utilizar 20 millones de toneladas (tm) de hidrógeno renovable en la UE para 2030, de las cuales 10 tm se producirán dentro de Europa y otras 10 tm se importarán de terceros países.

Según estimaciones de la comisión, el uso de 20 tm de hidrógeno renovable en la UE en 2030 desplazaría hasta 50 bcm, o hasta una cuarta parte, de las importaciones rusas de gas natural.

En palabras de la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, “Cuanto más rápido cambiemos a las energías renovables y al hidrógeno, combinado con una mayor eficiencia energética, más rápido seremos verdaderamente independientes y dominaremos nuestro sistema energético.1.”

La ambición de energía renovable e hidrógeno establecida en el plan RePowerEU es fuerte, pero ¿cuánto pensamiento sistémico hay en las medidas legislativas subyacentes? ¿Y estas medidas subyacentes son adecuadas para desbloquear el potencial de energía renovable y de hidrógeno de Europa?

Los responsables políticos de Europa se han esforzado al máximo para responder a la amenaza inmediata a la seguridad energética de la UE. Sin embargo, asegurarse de que las medidas a corto plazo no generen resultados ineficientes a largo plazo es un desafío.

A estas alturas, casi todo el mundo en el mundo del hidrógeno ha oído hablar de los conceptos de adicionalidad, correlación geográfica y temporal establecidos en las normas de la UE propuestas para calificar la producción de hidrógeno como renovable a efectos del cumplimiento de los futuros objetivos de consumo de hidrógeno renovable en toda la UE.2. Al mismo tiempo, muchos han estado luchando por descubrir cómo se aplicarán exactamente estas calificaciones en la práctica, tanto para el hidrógeno renovable producido en Europa como para el importado de terceros países.

Por ejemplo, los electrolizadores conectados a la red tendrían que demostrar que funcionan con electricidad renovable no subvencionada y demostrar la correspondencia de la electricidad renovable con la producción de hidrógeno renovable cada hora (de lo contrario, el hidrógeno producido no se consideraría renovable). 

Aparte del hecho de que los GO por hora existen en muy pocos países de Europa y del mundo, los estrictos requisitos impuestos a los electrolizadores plantean la pregunta: ¿por qué se restringe el papel del hidrógeno para permitir la electrificación indirecta?

Electrificación directa versus indirecta: ¿por qué deberíamos tener 'uno u otro' y no ambos?

Imagine que compra un automóvil eléctrico y para recibir un beneficio fiscal necesita calificar sus viajes como 'basados en energías renovables' y evidencia cada hora de que está cargando su vehículo eléctrico con electricidad estrictamente renovable. Nota al margen: en 2021, las emisiones del sector eléctrico en Alemania se estimaron en 349 g CO₂/KWh de electricidad generada3.

Siguiendo una lógica similar, los grandes centros de datos tendrían que construirse estrictamente en países donde la combinación de redes ya es casi completamente renovable (solo hay tres en Europa: Suecia, Austria y Noruega). Nota al margen: las redes de transmisión de datos consumieron entre 260 y 340 TWh en 2023, o entre 1,1 y 1,41 TP2T del uso global de electricidad4.

Algunos sugieren que la electrificación directa debería ser la prioridad, independientemente de si la electricidad utilizada es renovable o en qué medida, ya que la capacidad de electricidad renovable aumentará. Sin embargo, esta perspectiva descuida el papel complementario de la electrificación indirecta que se puede lograr gracias al despliegue del hidrógeno. El hidrógeno renovable permite integrar una mayor capacidad de energía renovable en el sistema al mismo tiempo que:

  • Ayudar a aliviar las limitaciones de la red (solo en Alemania, casi mil millones de euros de los fondos de los contribuyentes se gastaron el año pasado en energía renovable restringida)
  • Ofreciendo flexibilidad a la red eléctrica
  • Permitir hacer uso de las dotaciones de infraestructura existentes (reutilización de gasoductos para el uso de hidrógeno) para transportar grandes volúmenes de energía renovable a largas distancias de manera rentable
  • Permitir que los consumidores de energía para quienes la electrificación directa no es una opción viable (industria pesada) se descarbonicen.

Para tener la oportunidad de tener éxito en nuestra carrera contra el cambio climático, necesitamos ambas soluciones, la electrificación directa e indirecta, ya que son complementarias entre sí.

Tener preferencia por uno sobre el otro es una elección de política y una forma de elegir ganadores. Sin embargo, no existen soluciones únicas para todos los lugares geográficos y usuarios finales y, en última instancia, no habrá ganadores si no cumplimos
nuestros compromisos climáticos lo suficientemente rápido. 

¿Tendrá futuro el hidrógeno renovable en Europa? 

El concepto de adicionalidad en sí mismo es parte integral del despliegue de hidrógeno. El aumento del hidrógeno renovable va de la mano con el desarrollo de capacidad de electricidad renovable nueva/adicional en Europa y en todo el mundo.

Sin embargo, la forma en que se propone aplicar la adicionalidad al hidrógeno renovable en combinación con la correlación geográfica y temporal pone en duda el futuro del hidrógeno renovable en Europa, y mucho menos la capacidad de Europa para alcanzar los objetivos establecidos en la iniciativa Hydrogen Accelerator. 

Las conclusiones de modelar la aplicación de estos criterios a algunas de las propuestas de proyectos de la vida real son desesperanzadoras. No solo se duplicaría el costo del hidrógeno renovable (o en algunos casos, más del doble), los factores de carga de los electrolizadores serían prohibitivamente bajos; en otras palabras, el caso comercial para los electrolizadores será de facto en peligro

¿Qué pasa con el hidrógeno renovable importado de terceros países? Los exportadores potenciales luchan por ver cómo podrían cumplir con las calificaciones requeridas específicas para el diseño del mercado energético de la UE. Las normas propuestas no reconocen las diferencias en el diseño del mercado energético y las dotaciones de infraestructura del mercado en terceros países, desde los cuales se puede importar hidrógeno renovable (donde el precio de la energía no es zonal, por ejemplo). Además, se debe considerar que la infraestructura del mercado se encuentra en diferentes etapas de madurez en los posibles países exportadores, incluidos los del norte de África (el primer PPA se firmó en Egipto solo en 2020).

Otro obstáculo importante para los posibles exportadores de hidrógeno renovable y productos derivados es, de hecho, el requisito de que el hidrógeno renovable esté sujeto a un "precio efectivo del carbono". No olvidemos que el sistema de tope y comercio de la UE (EU ETS) tuvo problemas iniciales. Si bien se estableció en 2005, se puede argumentar que realmente comenzó a funcionar solo hacia fines de la última década: tomó más de 15 años. Si bien varias jurisdicciones fuera de la UE están considerando la introducción de sistemas de tope y comercio/impuestos al carbono, la adopción de estos instrumentos es un proceso legislativo largo.

El requisito anterior impediría las importaciones de hidrógeno renovable o productos derivados de terceros países con abundantes recursos de energía renovable debido a la ausencia de precios del carbono en sus respectivas jurisdicciones.

Momento decisivo para el sistema energético de la UE

La UE todavía tiene la oportunidad de revisar las calificaciones de hidrógeno renovable y hacerlas adecuadas para su propósito. Un enfoque pragmático que abarque tanto la electrificación directa a través de la energía renovable como la electrificación indirecta a través del hidrógeno puede ser un verdadero cambio de juego para Europa.

El plan RePowerEU ofrece a Europa una oportunidad única para desbloquear su potencial de hidrógeno y electricidad renovable y cosechar los beneficios de la descarbonización, la seguridad energética, la rentabilidad y la resiliencia y, en última instancia, dominar su sistema energético. ¿Se lo llevará Europa?

Referencias

  1. Discurso de la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, en la conferencia de prensa sobre la comunicación RePowerEU, 8 de marzo de 2022
  2. Los Actos Delegados sobre Combustibles Renovables de Origen No Biológico (RFNBO) que debían desarrollarse antes del 31 de diciembre de 2021 según el art. 27(3) y art. 28 (5) que establece la metodología para calificar la electricidad utilizada para la producción de RFNBO como renovable y la metodología para evaluar los ahorros de emisiones de GEI de RFNBO respectivamente
  3. https://www.statista.com/statistics/1290224/carbon-intensity-power-sector-germany/ 
  4. https://www.iea.org/reports/data-centres-and-data-transmission-networks

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