hidrógeno verde
La Comisión Europea planea poner límites estrictos a lo que constituye hidrógeno "totalmente renovable", al exigir a los productores de H 2 , incluidos los que exportan a la UE, que demuestren la procedencia y la "adicionalidad" de la energía verde utilizada para fabricar su producto, según una consulta pública recientemente publicada sobre los tan esperados Actos Delegados (DA).
24 mayo 2022.- La publicación de estas reglas sigue al anuncio de REPowerEU de la semana pasada, en el que la Comisión describió planes para producir diez millones de toneladas de hidrógeno verde dentro de la UE para 2030 e importar otros diez millones para la misma fecha, todo lo cual tendría que cumplir con los criterios DA finalizados.
Además de definir el hidrógeno renovable y sus derivados como "producidos en un electrolizador que usa electricidad renovable", los DA proponen que la energía verde utilizada para producir H 2 "totalmente renovable" debe provenir de nueva capacidad dedicada o de energía renovable restringida. o de electricidad verde comprada de la red a través de acuerdos de compra de energía (PPA) estrictamente regulados.
Las normas suponen una gran carga administrativa para los productores de H 2 . Incluso aquellos con conexiones dedicadas deben demostrar la procedencia de la electricidad que utilizan para la producción de hidrógeno en cada paso del proceso. Por ejemplo, los productores de hidrógeno verde que utilizan una planta renovable dedicada para alimentar un electrolizador pero tienen una conexión a la red para otros fines deben demostrar que no se utiliza electricidad de la red para alimentar el electrolizador.
El uso de energía restringida requeriría evidencia de respaldo del operador del sistema de transmisión nacional, mientras que el uso de un PPA tendría regulaciones aún más estrictas. Los productores de hidrógeno tendrían que demostrar que la electricidad que están comprando a través de un PPA proviene de un proyecto de energías renovables que ha estado operativo durante no más de tres años más que la planta de H 2 y que no ha recibido financiación de la UE.
Además, hasta 2027, el productor debe demostrar que cualquier energía renovable comprada a través de PPA que se utilice para fabricar hidrógeno verde se genera en el mismo mes en que el electrolizador está en funcionamiento, o que la energía se obtuvo del almacenamiento de energía cargado durante el mismo mes en que el electrolizador está en funcionamiento y se produjo energía renovable.
A partir de 2027, el “mismo mes” cambiará a la “misma hora”. Esto tendría implicaciones significativas para la economía de la producción de hidrógeno verde, ya que significa que los electrolizadores solo podrían funcionar cuando sopla el viento y/o brilla el sol. Cuantas más horas al día esté en funcionamiento un electrolizador, menor será el coste nivelado del hidrógeno, por lo que disminuir las horas de funcionamiento aumentaría su precio.
La empresa de servicios públicos alemana RWE dice que tales reglas retrasarían efectivamente la producción de hidrógeno verde en grandes volúmenes hasta 2030.
“En lugar de acelerar el aumento de la economía del hidrógeno, la regulación le pone grilletes innecesarios”, dijo la compañía en un comunicado. La propuesta de que los electrolizadores solo pueden producir hidrógeno cuando estos nuevos parques eólicos y solares producen electricidad casi simultáneamente también es problemática”, agregó. “Esta correlación temporal significa que los electrolizadores tendrían que permanecer inactivos durante cualquier período prolongado de calma. El resultado sería un aumento innecesario del precio del hidrógeno debido a operaciones más complejas, y haría casi imposible asegurar un suministro continuo a la industria”.
Los comentarios se hacen eco de unas declaraciones hechas por Jorgo Chatzimarkakis, jefe de la asociación comercial Hydrogen Europe en las que recomendó que la UE siga el ejemplo de la India y permita que el hidrógeno verde se derive de cualquier fuente de energía renovable, incluida la electricidad limpia comprada en los intercambios de energía.
Los Actos Delegados también ofrecen dos excepciones a las reglas anteriores. El primero parece permitir el uso de cualquier red eléctrica cuando el precio del mercado mayorista cae por debajo de los 20 €/MWh, indicando la DA correspondiente “durante un período de una hora en el que el precio de compensación de la electricidad resultante del acoplamiento único del mercado diario en la zona de oferta... es inferior o igual a 20 € por MWh, o inferior a 0,36 veces el precio de un [EUA] derecho a emitir una tonelada de CO 2 equivalente”.
La otra excepción es si un electrolizador está ubicado en un área donde la electricidad renovable tiene una participación del 90% o más en la combinación de energía. En la actualidad, solo Noruega, rica en energía hidroeléctrica, con su combinación de electricidad renovable del 98%, cumpliría con tales criterios en Europa.
Estándares diferentes
Estas definiciones de hidrógeno "totalmente renovable" van mucho más allá que el reciente Estándar de Hidrógeno Verde lanzado la semana pasada por la Organización de Hidrógeno Verde (GH2) , que definió firmemente el H2 verde como "hidrógeno producido a través de la electrólisis del agua con 100% o cerca de 100% energía renovable con emisiones de gases de efecto invernadero cercanas a cero (menor o igual a 1 kg de CO 2 e por kg H2 tomado como promedio durante un período de 12 meses)”. Los requisitos de adicionalidad bajo el estándar GH2 se expresan como una "expectativa" en lugar de una regla firme.
“Cuando la evaluación concluye que el proyecto puede conducir a una utilización significativa de energía renovable de la red eléctrica y/o mayores emisiones de gases de efecto invernadero de la red eléctrica, existe la expectativa de que el operador del proyecto haya identificado e implementado técnicamente factible y rentable. medida efectiva para apoyar el despliegue de capacidad adicional de energía renovable”, dice la norma.
La definición de GH2, que surgió después de una larga consulta en toda la industria, permite cierta flexibilidad en el requisito de energía 100 % renovable, lo que permite que las energías no renovables se utilicen para sistemas de respaldo, por ejemplo, y para la energía utilizada para energía asociada. procesos como el tratamiento del agua y la desalinización. Sin embargo, las emisiones de estos sistemas no deben impulsar la producción de combustible por encima del promedio anual de 1 kg de CO 2 e para calificar como “hidrógeno verde” según las reglas de GH2.
También impone obligaciones ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) a los productores. Por ejemplo, se espera que los productores demuestren que se han comprometido con las comunidades locales y las partes interesadas en sus proyectos, además de considerar los impactos sociales y ambientales de los nuevos desarrollos. También deberán demostrar que han considerado y cumplido con los estándares internacionales de derechos humanos en el desarrollo y operación de sus proyectos.
Las propuestas de la Comisión Europea están en consulta pública hasta el 17 de junio.
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