La segunda subasta europea de hidrógeno, bajo el paraguas del Banco Europeo del Hidrógeno, ha representado un paso decisivo para acelerar su producción y uso.
El objetivo de la subasta es incentivar la generación de hidrógeno verde mediante un sistema de ayudas directas por kilo producido. España ha sido uno de los países más destacados en solicitudes y adjudicaciones, tanto en la primera edición, como en la segunda.
El hidrógeno renovable se ha consolidado como uno de los pilares clave en la estrategia energética europea para avanzar hacia una economía neutra en emisiones.
Para entender el alcance de esta iniciativa y las oportunidades que presenta para las empresas, Juan Miguel Rodríguez Plaza, Energy Specialist de FI Group, expone todos los detalles.
¿Qué requisitos deben cumplir las empresas para presentarse a esta subasta?
En el momento de solicitud de la ayuda es esencial poder acreditar el efecto incentivador (las actuaciones no deben haber comenzado), así como la madurez técnica y financiera del proyecto. Para ello, se debe disponer de preacuerdos comerciales, tanto para el abastecimiento de energía renovable, como para la venta del hidrógeno producido.
De igual modo, se debe acreditar una reducción de más del 70% de emisiones GEI, de conformidad con las normas establecidas en el Acto Delegado C (2023)1086.
Además, se debe acreditar que no más del 25% por stacks, en términos de potencia de electrólisis, haya sido ensamblado, contengan celdas fabricadas o hayan recibido tratamiento de superficie en China.
¿Qué tipo de ayuda económica ofrece y bajo qué condiciones?
Cada proyecto establece un “bid price” o precio de puja en €/kg H2 para una producción anual media de hidrógeno renovable planificada durante un período de 10 años. Esto quiere decir que la totalidad de la ayuda se calcula multiplicando el precio de puja por el volumen medio anual de producción de hidrógeno y, a su vez, por 10 años, por ejemplo:
- Una empresa se presenta con un proyecto que produce 1.000.000 kg de H2 al año, y ofrece un bid price de 0,5 €/kg H2. La ayuda total que se le concede sería de 1.000.000 kg x 0,5 €/kg x 10 años = 5.000.000 €.
En base a ese precio de puja, se determina el listado de proyectos ganadores y la ayuda total que se les concede. Sin embargo, el pago de esta ayuda tiene carácter “ex-post”, y podrá variar en función de los volúmenes de hidrógeno realmente producidos, es decir, en la solicitud se puede estimar una producción, pero en realidad pueden existir desviaciones. Tras los primeros seis meses de operación, se certifica el hidrógeno que se ha producido y la Comisión efectúa la ayuda.
Los adjudicatarios recibirán pagos semestrales durante los 10 primeros años de operación en función del volumen de hidrógeno certificado y el precio de puja acordado. Se trata de algo de alta relevancia a tener en cuenta en los flujos de caja del proyecto. No se podrá anticipar la ayuda y los costes de inversión deben ser soportados por el promotor.
¿Por qué se considera tan relevante este mecanismo para impulsar hidrógeno verde?
Se trata del primer mecanismo de financiación pública europea para proyectos de generación de hidrógeno renovable (RFNBO) mediante un sistema competitivo de pujas, cuyo alcance territorial abarca a todos los países pertenecientes a la Unión Europea (junto con Noruega e Islandia). Además, las dotaciones presupuestarias con las que han contado las dos subastas (800 M€ en la primera y 1.200 M€ en la segunda) las han situado como una de las principales herramientas de financiación pública para este tipo de proyectos.
Aunque se parte de un modelo igualitario para todos los participantes, la ubicación del proyecto condiciona significativamente su viabilidad económica y, por tanto, la ratio de subvención solicitada por kg de hidrógeno.
¿Cuáles son los principales retos técnicos o administrativos a los que se enfrentan?
No vamos a descubrir nada nuevo si decimos que los principales retos a los que se enfrenta un proyecto de producción de hidrógeno renovable residen en la incertidumbre del mercado, la volatilidad de precios y los propios riesgos regulatorios, legales y ambientales.
A día de hoy, el mercado del hidrógeno renovable aún no está maduro, y se echa en falta un sistema de referencias de precios estandarizado. Existe una alta dificultad para predecir la evolución de la oferta y la demanda, y la oscilación de los costes energéticos no ayuda a ello, ya que impacta directamente en el coste de producción.
Desde el punto de vista de la subasta, los principales retos se centran en la madurez técnica y solvencia financiera, así como en el cumplimiento de hitos; 2,5 años para el cierre financiero, y 5 años para la entrada en operación.
¿Qué recomendaciones darías a las empresas interesadas en optar a estas ayudas en el futuro?
Todo parece indicar que la subasta es un mecanismo que ha venido para quedarse, al menos hasta el despegue del mercado. Para finales de 2025 tendremos la tercera edición, por lo que, es importante empezar a prepararse.
A partir de la propia concepción del proyecto, debe estudiarse de manera detallada su alineamiento con los requisitos del mecanismo y verificar que encaja perfectamente con el objetivo de la subasta, tanto a nivel técnico como económico.
Pasado este primer filtro, debe trabajarse arduamente en la preparación de una propuesta de calidad que cumpla con todos los estándares solicitados por el organismo y refleje fielmente la madurez y robustez de la iniciativa. Esto último tiene mucho que ver con el modelo de negocio planteado para el proyecto y los principales ratios financieros del mismo.
Por otro lado, recientemente se ha publicado el borrador de la tercera subasta de hidrógeno, cuyo texto definitivo se prevé que se publique a finales de año. Entre las principales diferencias respecto a la segunda edición, cabe destacar:
- Inclusión del hidrógeno low-carbon producido mediante electrólisis, junto al RFNBO, como producto subvencionable.
- Nueva estructuración en tres topics (incluido uno específico para el sector marítimo).
- Requisitos más detallados sobre el origen de los electrolizadores conforme al Net Zero Industry Act.
- Introducción de criterios DNSH (Do No Significant Harm) desde la fase de evaluación, y mayores exigencias técnicas en cuanto a las estrategias de suministro eléctrico y de offtake.
Todo ello apunta a una subasta más ambiciosa y alineada con los objetivos industriales y climáticos de la UE. Por este motivo, estaremos encantados de poner nuestras capacidades al servicio de todas aquellas entidades que deseen presentarse a esta nueva subasta y maximizar sus posibilidades de éxito.
¿Qué papel ha tenido España en esta segunda subasta y cómo se posiciona respecto al resto de países europeos?
Los resultados de esta segunda subasta han terminado de confirmar la tendencia vista en el primer programa; los proyectos ubicados en la Península Ibérica son más competitivos.
En la primera edición, España colocó a 2 proyectos en el listado de los 7 ganadores. Los 4 restantes se ubicaban en Portugal (x2), Finlandia y Noruega.
En esta segunda edición, que ha contado con una dotación concreta para proyectos del sector marítimo, España ha encabezado el número de adjudicaciones, con 8 de los 12 proyectos seleccionados.
La elevada presencia de proyectos ibéricos se explica, en gran medida, por las condiciones geográficas y climáticas de la península, que permiten una alta integración de energías renovables y sitúan los precios mayoristas de la electricidad entre los más bajos de Europa.
