El pasado 4 de junio, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) anunció la asignación de 524 millones de euros en ayudas del Plan de Recuperación a cinco proyectos industriales de hidrógeno renovable. Estas iniciativas contemplan una capacidad total de 425 MW en electrolizadores y la producción de 55.200 toneladas anuales de hidrógeno verde. Sin embargo, expertos del sector analizan con cautela esta apuesta.

Los cinco proyectos seleccionados fueron calificados como IPCEI en 2021, lo que los habilitó para acceder a subvenciones por parte del gobierno español. Por lo tanto, las ayudas anunciadas ya estaban previstas desde el año 2022.

Se trata de: Green H2 Los Barrios (Cádiz), que instalará un electrolizador de 100 MW para abastecer a una acerería y una planta química; Asturias H2 Valley, con otro electrolizador de 100 MW destinado a una cementera, una acerería y al polo industrial de Avilés; Bilbao Large Scale Electrolyzer, próximo a la refinería de Petronor en Bizkaia; Cartagena Large Scale Electrolyzer, vinculado a la refinería de Repsol en Murcia; y Ver-Amonia, ubicado en Utrillas (Aragón), que contempla una planta de 25 MW para producir 15.000 toneladas anuales de amoníaco verde, liderado por EDP y Cervales.

Estas ayudas alcanzan ratios de subvención del 65%, algo excepcional dado que el límite habitual para empresas de gran tamaño ronda el 40%.

Pero a pesar del apoyo público, Brais Armiño, experto en hidrógeno renovable y combustibles sintéticos, socio de atlantHy, advierte que “todos estos proyectos van a ir por la red, lo cual implica altos costes de PPA, peajes y servicios de ajuste”, en un contexto en el que el autoconsumo masivo es inviable, limitando la competitividad frente a modelos descentralizados que operen bajo esquemas de autoconsumo directo.

En diálogo con Energía Estratégica España, explica que en proyectos industriales de gran escala como estos, resulta extremadamente complejo desarrollar instalaciones de autoconsumo de 100 MW.

La conexión a la red eléctrica implica no solo los contratos de compraventa de energía (PPA), sino también el pago de peajes, servicios de ajuste y otros costes adicionales que encarecen significativamente el coste total del hidrógeno producido.

Consultado sobre si existe un riesgo real de que los desarrolladores rechacen estas ayudas, como ocurrió con ArcelorMittal en Asturias, Armiño explica que se trata de casos diferentes.

“ArcelorMittal era un consumidor, no un productor, y por tanto no tenía control sobre el coste de producción y venta del acero”, señala.

No obstante, reconoce que “existe la posibilidad de que proyectos planteados en 2022, que recién ahora en 2025 reciben la ayuda, puedan llegar a rechazarla”, debido a cambios en las condiciones de mercado o a desviaciones significativas respecto a las previsiones originales.

Logística, normativas y retos estructurales

Aunque las iniciativas están integradas en entornos industriales como refinerías, cementeras o acerías, el experto plantea dudas sobre su capacidad de adaptarse a las exigencias futuras del mercado y la regulación.

“Existe una posibilidad real de que algunos de estos proyectos acaben rechazando las ayudas, porque fueron planteados con estimaciones de 2022 que hoy pueden haber cambiado”, afirma.

Armiño estima que los costes totales contemplados se ubican en torno a 1,8 millones de euros por MW instalado, pero insiste en que “el gran problema no está en las ayudas, sino en la normativa”.

En ese sentido, asegura que “la adicionalidad va a tener que salir del mercado si no se modifica la legislación, porque si no, muchos proyectos no se van a poder ejecutar”. 

La normativa europea actual, especialmente lo establecido en los actos delegados del Reglamento de la Comisión Europea en relación con la obligación de que el hidrógeno renovable provenga de nueva capacidad renovable instalada después de la puesta en marcha del electrolizador, “representa un obstáculo considerable”, según la opinión del experto.

Por lo que considera que si esta condición no se flexibiliza, muchos proyectos podrían quedar excluidos del mercado por no cumplir con estos requisitos.

Plantea que la modificación de esta normativa será indispensable para permitir la ejecución de los proyectos subvencionados, dado el escaso margen de nuevas instalaciones renovables que puedan cumplir con estos criterios antes de 2028. 

No obstante, enfatiza: “Mi esperanza de que estos proyectos usen las ayudas es bastante alta. Muchos de estos desarrolladores tienen compromisos vinculados a la transposición de la RED III que van a impulsar el desarrollo del hidrógeno renovable y necesitarán todo tipo de herramientas para aumentar la competitividad”.

¿Qué ocurre con la tecnología?

Sobre la eficiencia de los electrolizadores, el socio de atlantHy apunta que “los más comerciales están entre 55 y 58 kWh por kilo de hidrógeno producido, aunque ya hay modelos que alcanzan 53 kWh”.

En su visión, este rendimiento permite avanzar con cierta comodidad en la viabilidad operativa.

Sin embargo, la dificultad para ubicar desarrollos renovables cerca de los grandes centros industriales y la rigidez normativa actual limitan este despliegue, encareciendo los proyectos y comprometiendo su viabilidad a gran escala.

Respecto a la logística de suministro, los proyectos de Repsol y el de EDP con Cervales se presentan como ejemplos de integración efectiva al estar ubicados junto a sus principales consumidores industriales, lo que permite una entrega directa del hidrógeno y evita costos adicionales de transporte. Sin embargo, Armiño sostiene que estos modelos no deberían ser la regla, sino la excepción.

Propone que una logística más competitiva se lograría mediante una red de plantas más pequeñas, de entre 30 y 40 MW, repartidas por el territorio nacional y conectadas directamente con los puntos de consumo mediante autoconsumo in situ o microinfraestructura logística.

Este enfoque reduciría significativamente los costos operativos derivados del uso de la red eléctrica y de transporte del hidrógeno, al tiempo que aumentaría la resiliencia del sistema y la agilidad en la adaptación a las condiciones locales de mercado y regulación.

Lo que se viene: Transposición de la RED III, subasta europea y H2MED

La RED III (Revisión de la Directiva de Energías Renovables) es un componente clave del paquete europeo “Fit for 55” que establece metas vinculantes para aumentar la proporción de energías renovables en todos los sectores económicos, incluida la industria y el transporte.

Uno de los puntos más relevantes de esta normativa es que exige a los Estados miembros alcanzar un porcentaje mínimo de uso de combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO, por sus siglas en inglés) como el hidrógeno renovable.

La transposición de la RED III aún no se ha concretado en España, pese a que el plazo para hacerlo venció el pasado 21 de mayo.

Armiño señala que este retraso no es exclusivo del país, ya que solo uno de los Estados miembros ha cumplido con el calendario. “Europa subestima la complejidad del proceso, porque requiere hablar con muchos actores con sensibilidades distintas”, indica.

El impacto de la RED III sobre el mercado del hidrógeno será significativo. Opina que “habrá que satisfacer parte de la demanda con hidrógeno nacional”, lo que podría abrir la necesidad de desplegar más de 1 GW de potencia de electrólisis en España.

Esta exigencia será especialmente importante en el sector del transporte por carretera, donde se estima que un requerimiento del 1% podría catalizar la expansión de nuevas instalaciones.

En cuanto a la próxima subasta europea de hidrógeno subraya: “Hay que cambiar las reglas, porque no es normal que empresas hagan ofertas tan bajas que luego no se ejecutan”, alerta.

Pese a que España ha logrado la concesión para 7 proyectos en la última convocatoria, la ralentización del desarrollo del mercado ha generado incertidumbre sobre su ejecución, por lo que cree que “la mayoría de los proyectos ganadores de la segunda subasta europea no se van a llevar a cabo”.

Considera que muchas de las ofertas fueron tan bajas que resultan inviable su implementación y, de no modificar las reglas para ajustarlas a la realidad de precios del mercado, a su juicio “se dañará la credibilidad del sector y genera ineficiencias”.

Según lo que se maneja en el sector, los precios esperados para la producción de hidrógeno renovable oscilan entre 3 y 5 euros por kilogramo, cifras muy por encima de algunas de las ofertas presentadas en la segunda subasta europea, que llegaron incluso a situarse por debajo de 0,5 euros por kilogramo, que no contemplan adecuadamente los costes reales de desarrollo, conexión a red, almacenamiento y distribución.

Por último, “2025 es un año de bajón, pero en 2026 el sector volverá a repuntar con fuerza”, concluye Armiño, de cara al inicio de las definiciones de inversión para el H2MED, que serán en 2027.

El experto considera que las empresas que no tengan definidos sus terrenos y avances tecnológicos antes de esa fecha podrían quedar fuera de las futuras oportunidades logísticas y de financiación ligadas a esta infraestructura estratégica.

Aunque el entusiasmo es más contenido que en años anteriores, considera que tanto el gobierno como las empresas “siguen apostando decididamente por el hidrógeno renovable”.