La producción de hidrógeno verde enfrenta retos significativos para alcanzar la rentabilidad, principalmente debido a la necesidad de operar los electrolizadores durante un número considerable de horas al año y la complejidad de cumplir con los requisitos regulatorios actuales.

“Para que sea rentable, es crucial que se alcance un mínimo de 6.000 horas al año de operación con las condiciones actuales del mercado”, afirma Thomas Weile, P2X Advisor de Our New Energy. 

En diálogo con Energía Estratégica España, el consultor sostiene que este umbral es suficiente para que el costo del hidrógeno pueda reducirse por debajo de los 5 euros por kilogramo. 

Sin embargo, este desafío se ve exacerbado por la necesidad de correlación temporal en la producción de hidrógeno verde, es decir, la coincidencia entre la generación de energía renovable y el consumo de electricidad por parte de los electrolizadores. 

La legislación europea, en particular la relacionada con los Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO), impone estrictos requisitos de correlación temporal y baja intensidad de CO2, lo que añade una capa adicional de complejidad a la operación continua de las instalaciones de hidrógeno verde.

Uno de los principales obstáculos señalados por Weile es lo que él describe como una “doble imposición” en la certificación de los combustibles renovables. Por un lado, exige que la energía sea de baja intensidad de CO2, y por otro, se debe justificar la correlación temporal de esa generación, certificando el origen y ello justificado vía un PPA. 

“Es un problema en esos servicios la firma de PPAs”, comenta Weile, ya que se vuelven extremadamente complicados de implementar cuando se trata de contratos multi-tecnología que requieren además la simultaneidad en la producción de energía eólica y solar y ello documentado vía contratos complejos como los PPAs que ya de por sí son técnicamente complejos.

La necesidad de operar los electrolizadores durante tantas horas al año para mantener la rentabilidad hace que los proyectos dependan no solo de una fuente de energía renovable, sino de una combinación de ellas. 

“Si le quitas horas de funcionamiento al electrolizador, automáticamente la rentabilidad cae. Tienes el mismo coste fijo, pero menos ingresos, lo que afecta la amortización de los costos fijos”, explica el referente de Our New Energy. 

Una solución para mitigar este impacto, podría ser reducir la emisión de la red. Tal como lo compartió, recientemente, el consultor Joaquín Coronado Galdós, en su post de LinkedIn, el sistema eléctrico español, en lo que va de año, registra un factor de emisión medio acumulado de 19,27 grequivCO2/MJ.

Y, de acuerdo al acto delegado de la European Commission de taxonomía verde para el hidrógeno o cualquier otro combustible sintético, esta cifra debe ser inferior a 18 greqCO2/MJ para firmar un PPA renovable.

Según Weile, “lo que podría hacer la Comisión Europea es relajar la correlación horaria o introducir criterios adicionales que permitan una operación más rentable de los electrolizadores una vez el objetivo de intensidad en carbono se alcance”, aunque no es algo que esté en agenda. 

Asimismo, destaca la importancia de fomentar proyectos de co-localización, donde la generación de energía renovable, la producción de hidrógeno verde y su transformación (en combustible, amonio, etc.) se realicen en el mismo sitio, lo que reduciría los costos y logística de transporte y permitiría un uso más eficiente de la energía generada.

A nivel macro, Weile sugiere que la Comisión Europea debería considerar la implementación de una estrategia más “homogénea” para el desarrollo del hidrógeno verde en toda la región. 

Esta falta de coordinación, sumada a la complejidad de los requisitos regulatorios y operativos, pone en riesgo la viabilidad de los proyectos de hidrógeno verde y su capacidad para contribuir significativamente a la descarbonización del continente.

Proyectos pioneros y el futuro del hidrógeno verde en Europa 

A pesar de los desafíos, algunos proyectos pioneros en Europa están comenzando a demostrar la viabilidad de la producción de hidrógeno verde a gran escala. 

El consultor menciona la planta de amoníaco verde en Dinamarca, la primera de su tipo en el mundo, que ha sido posible gracias al apoyo financiero de la Unión Europea y la proximidad del cliente final a la planta, lo que reduce significativamente los costos de transporte. 

“Este proyecto no es rentable por sí solo, pero al disponer de generación eólica disponible mediante un cable privado, desarrollo de fotovoltaica en el mismo emplazamiento y off-takers del amonio en las vecindades. Además, los volúmenes son tan discretos que la infraestructura logística es razonable”, describe. 

La planta REDDAP, abreviatura de Renewable Dynamic Distributed Ammonia Plant, es la primera planta integrada en escala comercial contando con un electrolizador de hidrógeno de 10 MW. 

Utilizando energía renovable de turbinas eólicas y paneles solares, producirá más de 5.000 toneladas de amoníaco verde al año, utilizando 50 MW de energía solar y 12 MW de turbinas eólicas existentes.