La falta de demanda y el tapón en las redes eléctricas amenazan el desarrollo del hidrógeno

El despliegue de este gas renovable se enfrenta a importantes desafíos, como la falta de capacidad de las redes eléctricas o la burocracia que alarga y encarece la puesta en marcha de los proyectos y complica la obtención de ayudas, pero «el área más problemática» con el que se están encontrando los desarrolladores, incluidos los asturianos, es con la falta de seguridad sobre la demanda. Después del 'boom' de iniciativas relacionadas con la producción y los anuncios de posibles usos, como el de la planta de DRI, los consumidores en potencia no están dando el paso de asegurar que emplearán ese gas renovable que se produzca, al menos, a los precios que se barajan en la actualidad.

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«Salvo por pequeños proyectos demostradores y demanda cautiva, actualmente no existe una demanda significativa», reconocen en una encuesta realizada por la Asociación Española del Hidrógeno, en la que participan empresas con planes en Asturias, como EDP, HyMet y Hunosa. Explican que, en gran medida, esto sucede porque los posibles consumidores «tienen expectativas de precios que no están alineadas con los costes reales actuales del hidrógeno renovable, al compararlo con alternativas más baratas como el gas natural o el hidrógeno gris. Eso crea una barrera de adopción».

Este desencuentro sobre el coste de producción y lo que se está dispuesto a pagar fue, precisamente, uno de los factores que llevaron al traste al ambicioso proyecto de HyDeal, en el que participaban Arcelor, Fertiberia, Enagás y DH2 para producir el gas en Castilla y León y canalizarlo hasta Asturias. Ni el precio del hidrógeno ni el calendario casaban para abastecer a instalaciones como la frustrada planta de DRI. Y sin futuro consumo es complicado abordar la producción, porque se genera incertidumbre en los costes y se dificulta la planificación a largo plazo. Es un círculo vicioso.

Pero a ello se suman otros grandes problemas, como una falta de regulación clara, ya que la normativa actual es insuficiente para generar esa demanda en comparación con otras opciones, como los biocombustibles. Y hay desafíos que afectan a los contratos de compra, desde barreras legales, como puede ser en el transporte, a la falta de experiencia previa sobre la viabilidad financiera de los proyectos y su amortización.

Como soluciones a este problema, los desarrolladores proponen incentivos a la demanda, mejorar la regulación, fomentar los contratos a largo plazo con mecanismos de apoyo que, por ejemplo, protejan a los consumidores de la volatilidad de los precios del hidrógeno verde; o estimular la colaboración público-privada.

Pero más allá de la falta de demanda garantizada, hay otros aspectos que preocupan mucho y que los posibles consumidores también denuncian, como la falta de capacidad de las redes eléctricas, que está amenazando directamente la competitividad industrial, pero también su descarbonización.

Mientras empresas como Asturiana de Zinc ya han reconocido abiertamente que están frenando inversiones por la negativa de Red Eléctrica de aumentar su potencia, otras compañías como Arcelor están abordando proyectos que requerirán de un suministro mucho mayor, como la conversión de la acería de Gijón en una de tipo eléctrico que consumirá 540.000 MW/h, algo así como 165.000 hogares. De ahí que el Gobierno haya lanzado una revisión del plan actual de redes eléctricas que permita encajar estos proyectos, pero no se confía en que llegue para todos ni permita abarcar las necesidades que se pueden ir generando.

De momento, ya se están frenando proyectos y los desarrolladores de planes de producción de hidrógeno también dan la voz de alarma. En la misma encuesta se reconoce que el cuello de botella que se está produciendo en las redes preocupa mucho. Para la mayoría de los miembros de la Asociación Española del Hidrógeno, el acceso a la electricidad de sus proyectos es un problema. El hidrógeno necesita para su producción mediante electrólisis agua y electricidad y más allá de aquellas iniciativas que nacen con una implantación de renovables 'in situ', las limitaciones en la capacidad de conexión se está convirtiendo en una gran dificultad, ya que «es un recurso escaso y muy demandado». Y relatan que obtener los permisos y el enganche implican procesos administrativos complicados y costosos y que los retrasos en los anuncios de concursos para el acceso a la red ponen en riesgo la viabilidad de algunos proyectos. Además, critican la «comunicación complicada» con Red Eléctrica, con largos tiempos de respuesta tanto por su parte como por parte de las distribuidoras, lo que implica retrasos en las definiciones de los requerimientos técnicos de los proyectos.

Como ejemplo, las modificaciones necesarias de las subestaciones para conectar las plantas a la red, que lleva a cabo REE, y sus plazos habituales son de aproximadamente tres años. Además, apuntan como otro problema el hecho de depender de las renovables, que son fuentes de energía intermitentes, y la falta de infraestructura adecuada para soportar la producción continua de hidrógeno.

Por otro lado, los proyectos de suministro bilaterales a largo plazo, conocidos como PPA, tampoco están permitiendo lograr precios eléctricos competitivos y, sin esa visibilidad de años, a la que se suman la falta de tarifas y peajes accesibles para los productores de hidrógeno, la viabilidad también se complica.

De hecho, este problema también afecta a sus futuros consumidores, a la propia industria. Asturiana de Zinc o DuPont son algunas de las compañías que han denunciado las dificultades con las que se encuentran para tener accesos a PPA. Sin embargo, la situación para los desarrolladores del hidrógeno es aún peor, ya que compiten con otros consumidores de electricidad con menores restricciones y limitaciones y más fiables por tratarse de procesos más tradicionales. La gran industria, sin embargo, pide prioridad para ella, precisamente, por esa seguridad.

Ante esta situación, el sector del hidrógeno demanda una mejora del marco legislativo relacionada con el autoconsumo y que se clasifiquen los proyectos relacionados con este gas renovable como de «utilidad pública». Asimismo, ve urgente mejorar la comunicación relacionada con las redes y agilizar el acceso a estas, con una mejora de su planificación e integración, inversión urgente en la infraestructura que garantice los puntos de acceso y la conexión a las plantas productoras de hidrógeno y que esta se considere también de utilidad pública.

Otros aspectos claves serían el desarrollo de soluciones avanzadas de almacenamiento eléctrico para facilitar la integración de fuentes renovables, a pesar de la polémica que están suscitando los parques de baterías en Asturias, y fomentar la hibridación de estas para asegurar el suministro constante de energía.

Las dificultades no se quedan ahí. Desde la Asociación Española del Hidrógeno también advierten del cuello de botella que se puede producir en el suministro de equipos cuando los proyectos comiencen a ejecutarse o la escasez de agua que se puede presentar en algunos territorios. Precisamente, una de las ventajas que tiene Asturias para el despliegue del hidrógeno es el agua, aunque sea una desventaja el menor acceso a electricidad renovable.

Y se citan otros problemas, como la burocracia, que ralentiza la obtención de permisos o el acceso a financiación pública, ya que «las ayudas actuales no cubren completamente el gap necesario para garantizar la viabilidad de los proyectos» y tampoco abarcan de manera integral toda la cadena de valor. Además, en muchos casos, la presentación a convocatorias es muy compleja. Como explican desde la Asociación Española del Hidrógeno, se está produciendo una paradoja, otro círculo vicioso con relación directa con el anterior, porque «sin demanda no hay financiación, y sin financiación no se puede crear la demanda».