Explicando las bajas ofertas en las subastas de hidrógeno verde de la UE

El Banco Europeo del Hidrógeno (EHB) concluyó hace dos semanas su segunda subasta de hidrógeno verde, en la que seleccionó 15 proyectos de producción de hidrógeno que obtendrán financiación pública en todo el Espacio Económico Europeo (EEE). Se concedieron 992 millones de euros en subvenciones.

De esos 15 proyectos, 12 se han comprometido a producir hidrógeno renovable con una ayuda fija de entre 0,20 y 0,60 euros por kilogramo: dos de Alemania, uno de Países Bajos, otro de Finlandia y 8 de España. Algunos observadores juzgaron muy bajos los precios, lo que suscitó dudas sobre la viabilidad de los proyectos. La tarifa se pagará por kilogramo de hidrógeno producido. Los promotores deberán encontrar intermediarios por su cuenta, y la prima se sumará al precio de mercado del hidrógeno, que en Europa supera actualmente los 5 euros/kg.

Las cifras de la Comisión Europea muestran que la subasta tuvo una participación cuatro veces superior a la prevista, al recibir 61 ofertas de 11 países y solicitar un total de 4.880 millones de euros.

Cuotas de la UE

«Las ofertas ganadoras se situaron más o menos en el nivel que esperábamos. Fueron similares a las de la subasta piloto del año pasado, aunque con una horquilla ligeramente más amplia, lo que es comprensible dado que esta subasta atrajo a menos licitadores que la piloto», declaró a pv magazine Mark Thomton, analista de hidrógeno de Wood Mackenzie en referencia a la primera subasta de EHB de mayo de 2024, que adjudicó casi 720 millones de euros a siete proyectos de Finlandia, Noruega, Portugal y España, con ofertas finales que oscilaron entre 0,37 euros/kg y 0,48 euros/kg. «No nos sorprendió el nivel de las ofertas ganadoras. La subasta fue muy competitiva y, tras los resultados de la subasta piloto, los promotores eran conscientes de que el precio de adjudicación sería probablemente inferior a 2 euros/kg. Una posible razón de los bajos precios puede haber sido que los promotores pujaron a un nivel que creen que les da la oportunidad de asegurarse una subvención en lugar de pujar al nivel que necesitan para garantizar la viabilidad del proyecto, lo que significa que algo es mejor que nada».

Según Martin Tengler, analista de BloombergNEF, los promotores seleccionados pudieron presentar ofertas muy bajas porque la Unión Europea tiene cuotas vinculantes para utilizar hidrógeno verde a partir de 2030.

«Las llamadas cuotas RED III hacen que los compradores estén dispuestos a comprar hidrógeno verde», declaró a pv magazine. «Imponen que el 42% del hidrógeno de Europa proceda de hidrógeno verde para 2030. Esto está incentivando a los compradores de ciertos estados miembros de la UE a fijarse en estos nuevos proyectos, aunque el hidrógeno gris sea menos caro.»

Sin embargo, los Estados miembros aún deben aplicar estas cuotas a nivel nacional.

«Aunque la fecha límite para hacerlo era el 21 de mayo, sólo una minoría de Estados miembros lo ha hecho hasta ahora», explicó Tengler. «La diferencia entre la última subasta y la primera es que tenemos tres proyectos ganadores de estos dos países, que tienen unos costes de producción de hidrógeno superiores a los de España. Esto sólo ha sido posible gracias a las cuotas RED III, que en Alemania y Países Bajos se aprobaron entre la primera y la segunda subasta y que en Alemania se están tramitando.»

Tengler dijo que ha aumentado la certeza de que los proyectos seleccionados encontrarán compradores, pero es probable que aún no tengan ningún acuerdo vinculante.

«Estos compradores van a ser usuarios existentes de hidrógeno gris, como productores de fertilizantes o amoníaco, y refinerías, así como empresas marítimas y de aviación», dijo.

Cuestiones de viabilidad

Thomton señaló que el coste nivelado del hidrógeno (LCOH) para los proyectos seleccionados puede variar mucho en función de factores como la ubicación, las estrategias de abastecimiento de energía, la optimización y el suministro de equipos. Según un reciente informe de APPA, el coste de producción del hidrógeno renovable en la Península Ibérica en enero fue de 149,01 € /MWh.

«Una oferta española desconocida informó de un LCOH de 3,1 euros/kg, que es muy competitivo pero alcanzable para proyectos muy bien diseñados», señaló. Pero, en general, estos niveles de subvención no supondrán la paridad de costes con el hidrógeno gris, lo que significa que los promotores dependerán de conseguir compradores que estén dispuestos a pagar una prima por el hidrógeno verde». Los niveles relativamente bajos de financiación concedida significan que la obtención de la subvención no es en absoluto un éxito para los promotores, y es poco probable que toda la capacidad adjudicada en esta ronda se materialice en 2030».

Añadió que, aunque no hay visibilidad suficiente para evaluar si alguna tecnología específica respaldó las ofertas más bajas, factores como el tipo de electrolizador influyeron en el LCOH.

«Sin embargo, es probable que ninguna tecnología específica haya tenido un mayor impacto en el LCOH que la estrategia de abastecimiento de energía, que sigue siendo el componente más importante del LCOH», dijo Thomton. «Hasta ahora, hemos visto pocas pruebas de que las economías de escala repercutan realmente en los costes de los proyectos. La mayoría de los participantes del sector aún carecen de experiencia en la ejecución de proyectos y la inmadurez de la cadena de suministro significa que aún no hemos visto que se desbloqueen ahorros de costes significativos a mayor escala.»

Tengler señaló que estos promotores no pueden recibir subvenciones de ninguna otra fuente que no sea la subasta.

«No se les permite acumular subvenciones. Es algo que los grupos de presión del hidrógeno en Europa están intentando cambiar». De hecho, el incentivo que ganen estos proyectos puede no ser suficiente para garantizar su financiación», añadió. «Existe la posibilidad de que algunos de ellos no firmen los acuerdos de financiación, como ocurrió con uno de los proyectos españoles seleccionados en la primera subasta de la UE».

Tengler añadió que varios proyectos seleccionados en la segunda subasta no habían sido anunciados públicamente por sus promotores.

«Por eso también es difícil hacer predicciones sobre la viabilidad de los proyectos en esta fase», dijo. «No estamos suficientemente familiarizados con muchos de estos proyectos. Si la proporción es la misma que en la primera subasta, en la que sólo uno de los siete proyectos seleccionados acabó retirándose, podríamos tener una tasa de fracaso del 10-20%. Actualmente supongo que no todos estos proyectos saldrán adelante».

Precios del hidrógeno

Tengler afirma que las subastas incentivan con éxito la producción y venta de hidrógeno, aunque no siempre estén diseñadas para conseguir los precios más bajos en las condiciones actuales del mercado.

«Si el objetivo es maximizar el uso del hidrógeno, las subastas son una buena respuesta», afirmó. «Si el objetivo es reducir las emisiones al menor coste, entonces quizá haya opciones más baratas».

Tengler afirmó que el sector energético debe reducir tanto los costes de las energías renovables como los de los electrolizadores para bajar los precios del hidrógeno.

«Sin embargo, en lo que respecta a los costes y precios del hidrógeno, debemos tener en cuenta que ahora mismo no existe un mercado real para el hidrógeno verde», explicó. «La única referencia real que tenemos actualmente es el LCOH que un promotor de proyecto necesita recibir por kg de hidrógeno que produzca durante la vida útil del activo».

Las estimaciones de BloombergNEF sitúan el LCOH mundial entre 4 euros/kg en China y más de 10 euros/kg en Japón, con Alemania en torno a 9 euros/kg, lo que indica que los precios finales podrían ser sustancialmente superiores.

«Hay que transportar el hidrógeno, almacenarlo y hacer otras cosas antes de empezar a utilizarlo», declaró Tengler.

Thomton señaló que los costes de producción de hidrógeno en Alemania y los Países Bajos son más elevados que en Iberia y los países nórdicos, pero afirmó que es alentador ver que proyectos de estos mercados resultan premiados en la última licitación de la UE.

«Además, el LCOH medio de las ofertas alemanas fue notablemente inferior al de la subasta piloto, lo que indica que algunos promotores están avanzando en la reducción de costes», concluyó.

Ejemplo: un proyecto español

Avalon Renovables ha obtenido 37,4 millones de euros de financiación europea para dos proyectos clave en Cádiz: Villamartín H2, con 25,1 millones de euros, y Puerto Serrano H2, con 12,3 millones, ambos situados estratégicamente en la provincia de Cádiz, y que alimentarán uno de los grandes focos de Avalon Renovables: el Proyecto Bahías de Algeciras y Cádiz (PBAC).

Estos proyectos serán ejecutados por Galena Renovables 6 y 7, sociedades que forman parte de Avalon Renovables, y que impulsarán los proyectos clave de la compañía en las Bahías de Cádiz y Algeciras. Con una previsión de generación de 800.000 toneladas al año de amoníaco verde, este proyecto pionero en España está orientado a la producción a gran escala en las inmediaciones del Puerto de Algeciras, y servirá para abastecer sectores de difícil descarbonización, como la industria marítima, fertilizante, química y energética.

Avalon Renovables cuenta actualmente con una cartera de proyectos que supera los 3 GW de hidrógeno verde en España, incluyendo el mencionado proyecto PBAC, que contempla la construcción de un hidroducto dedicado punto a punto que abastecerá a la bahía de Algeciras con hidrógeno verde para la producción de 800.000 toneladas al año de amoníaco verde, que atenderá la demanda de combustibles sostenibles de la zona portuaria de la bahía de Algeciras, donde más de 100.000 buques al año pasan para repostar.

Este contenido está protegido por derechos de autor y no se puede reutilizar. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, contacte: editors@pv-magazine.com.