No es ningún secreto que el año 2022 ha sido, cuando menos, turbulento en el mercado energético. La guerra en Ucrania ha puesto al descubierto la fragilidad del sistema europeo, lo que ha obligado a las autoridades a activar mecanismos urgentes y excepcionales para combatir, a corto plazo, el inusitado aumento del precio de la energía.
Medidas como la excepción ibérica -la fijación de un precio máximo al gas que se utiliza en la generación de electricidad- o la rebaja de impuestos van en esta dirección. Más a largo plazo, el desarrollo de nuevas infraestructuras que reduzcan la dependencia europea del exterior es indispensable para cumplir con los objetivos de transición energética.
En este contexto, surge el proyecto bautizado como H2Med, acordado entre los gobiernos de España, Francia y Portugal en detrimento del fallido MidCat. El H2Med conectará la Península Ibérica con Europa central gracias a la construcción de dos infraestructuras transfronterizas, entre las ciudades de Celorico da Beira y Zamora, y Barcelona y Marsella respectivamente. Cuando esté operativo -lo que se prevé que tenga lugar antes de 2030-, constituirá el primer gran corredor de energía verde europeo. Si bien se especuló con la posibilidad de que el H2Med pudiese transportar gas natural, todo apunta a que finalmente se circunscribirá al transporte exclusivo de hidrógeno verde para así optar a una mayor financiación pública europea.
Cabe apuntar que el hidrógeno no constituye una fuente de energía primaria, como sí lo son el sol, el agua o el viento, sino que es un vector energético que requiere de un previo proceso químico para su fabricación. Entre estos procesos destaca la electrólisis, es decir, la descomposición mediante corriente eléctrica de las moléculas de agua en hidrógeno y en oxígeno.
Si la energía empleada en la electrólisis proviene íntegramente de fuentes renovables, el hidrógeno resultante merecerá el calificativo de verde o renovable. A su vez, el hidrógeno verde podrá utilizarse tanto para generar electricidad como para cubrir la demanda energética en procesos industriales y en el transporte.
Así las cosas, el hidrógeno como energía renovable tiene ante sí un futuro prometedor. Por ello, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 -al que ya nos referimos en este artículo sobre las instalaciones nucleares– contempla el desarrollo de los gases renovables y, en concreto, del hidrógeno verde como un “objetivo prioritario” de la transición energética.
No es de extrañar, por tanto, que el Gobierno aprobase, en octubre de 2020, la “Hoja de Ruta del Hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable”. Este documento incluye objetivos nacionales de implantación del hidrógeno verde, con la meta de disponer de 4 gigavatios de potencia instalada de electrolizadores para 2030, lo que supondrá aproximadamente el 10% de la potencia instalada en el conjunto de la Unión Europea en ese momento.
Ahora bien, en un mercado hiperregulado como el energético, ¿dispone la producción de hidrógeno verde de un régimen jurídico específico? Lo cierto es que, más allá de menciones aisladas a los gases renovables en diversos textos normativos a los que nos referiremos a continuación, con carácter general el hidrógeno se concibe como un mero producto químico cuya fabricación se somete a la normativa de actividades industriales clasificadas para la prevención y control integrados de la contaminación.
En clara visión de futuro, pero con menos concreción de la que sería deseable, el art. 12 de la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética establece que el Gobierno “fomentará la penetración de los gases renovables, incluyendo el biogás, el biometano, el hidrógeno y otros combustibles en cuya fabricación se hayan usado exclusivamente materias primas y energía de origen renovable o permitan la reutilización de residuos orgánicos o subproductos de origen animal o vegetal”.
Por su parte, el Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo, por el que se regulan los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa, así como el sistema de garantías de origen de los gases renovables consagra en su art. 19 la creación del “sistema de garantías de origen aplicable a los gases renovables”.
El sistema de garantías de origen se basa en la expedición de documentos electrónicos cuyo fin es demostrar ante los consumidores finales que una cantidad determinada de energía se ha obtenido a partir de gases que, en efecto, son renovables. En su virtud, el productor obtendrá una garantía de origen por cada megavatio de gas renovable producido. A día de hoy, la entidad responsable del sistema de garantías de origen es Enagás, S.A., que es el gestor técnico (TSO) del sistema gasista.
Las garantías de origen constituyen un instrumento de valor añadido para los productores de gases renovables como el hidrógeno verde. En consecuencia, es crucial que la gestión del sistema de garantías de origen se realice con arreglo a unas normas claras. Por ello, mediante Orden TED/1026/2022, de 28 de octubre, se aprobó el procedimiento de gestión del sistema de garantías de origen del gas procedente de fuentes renovables.
Además de lo anterior, el pasado año 2022 se introdujeron en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos dos importantes modificaciones dirigidas a acelerar el despliegue del hidrógeno verde en particular, y de los gases renovables en general.
La primera de ellas afecta al art. 78, en relación con las denominadas líneas directas. En concreto, se amplía el concepto de línea directa, que ahora abarca también el gasoducto destinado a la conexión de una planta de producción de gases renovables con el sistema gasista para la inyección de gas -renovable- en él. Estas líneas directas quedan excluidas de la planificación en materia de hidrocarburos y se declaran de utilidad pública a los efectos de expropiación forzosa y servidumbre de paso.
La segunda modificación es la incorporación de una disposición adicional 38ª a la ley del sector de hidrocarburos, que lleva como rúbrica “Suministro de gases renovables mediante canalizaciones aisladas”. En consecuencia, esta disposición se refiere a las instalaciones no conectadas al sistema gasista, en contraposición a las líneas directas.
Además de compartir algunos rasgos con las líneas directas de conexión de una planta de producción de gases renovables con el sistema gasista (exclusión de la planificación en materia de hidrocarburos y declaración de utilidad pública), las canalizaciones aisladas no devengarán retribución regulada y los ingresos por el acceso negociado que perciba su titular no deberán declararse en el procedimiento de liquidaciones. Asimismo, el suministro de gases renovables mediante canalizaciones aisladas tendrá la consideración de actividad de interés general.
En definitiva, a la vista está que, hoy por hoy, nuestro ordenamiento jurídico no contiene más que un puñado de disposiciones dispersas de aplicación específica a los gases renovables. En el último año se han dado importantes avances en cuanto a la regulación del hidrógeno verde, pero aún insuficientes para disponer de un régimen jurídico integral que dé respuesta a las particularidades de este vector energético. Los próximos pasos, tanto técnicos como legislativos, serán claves para determinar la viabilidad real de esta tecnología como fuente renovable de energía a gran escala.