El hidrógeno como prolongación del negocio del gas
Las inversiones en hidrógeno comenzaron antes de la invasión rusa de Ucrania y se plantean como las inversiones gasistas, sin estudios de demanda, sin financiación garantizada y sin despejar las dudas sobre su viabilidad. Al tratarse de inversiones a largo plazo estas incógnitas se mantendrán hasta la próxima década y cuentan con las mismas garantías que las inversiones gasistas: los costes y déficits se cargarán a los peajes y la creencia injustificada de que, igual que exportaríamos el gas argelino a Europa, ahora exportaremos el hidrógeno. La historia se repite con los mismos actores, pero con una tecnología más inmadura y cara.
Enagás calcula una inversión de 4.670 millones de euros para la red troncal y 2.500 millones del H2Med, más una inversión privada que concentra en España el 40% de los 5.200 MW anunciados en Europa. No importa la compatibilidad entre la red de gas y la red de hidrógeno, ni su coste, ni el precio final de la electricidad. La competitividad del hidrógeno es un mar de dudas que no ha impedido el apetito inversor al amparo de la regulación que garantiza los ingresos suficientes a través de los peajes, por lo que sus costes se multiplicarán.
Las grandes energéticas han iniciado un nuevo ciclo inversor que repite los de la nuclear y el gas para sustituir viejos activos y optimizar beneficios. En los foros donde Enagás defiende el hub de H2, la presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), Cani Fernández, ha advertido del riesgo de sobredimensionar las infraestructuras de hidrógeno, encarecerá los precios y dañará la competitividad. El director de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA), Francesco La Camera, ha rebajado la euforia inversora del hidrógeno porque “no hay demanda suficiente”.
El debate ha llevado al Parlamento Europeo a suspender la discusión sobre la directiva de renovables por la taxonomía del Reglamento (UE) 2020/852, que considera energías verdes al gas y la nuclear. Si el hidrógeno producido emite un 70% menos de emisiones que el gas fósil se considerará totalmente renovable, aunque se produzca con energía fósil o nuclear. El fraude climático de la Comisión Europea impulsa la euforia especulativa del hidrógeno, incrementada por la necesidad de renovables a gran escala, y eleva la presión de las eléctricas contra la modificación de la formación de precios de la electricidad en el mercado mayorista, que ahora les garantiza la rentabilidad.
La regulación desmiente a Enagás. Todos los costes del sistema eléctrico y gasista se trasladan a los peajes, el gas sigue siendo la referencia para determinar los precios de la electricidad y los consumidores pagarán todos los déficits de las tarifas de luz y gas. Como ha advertido la Agencia Internacional de la Energía, en cuanto se incremente la demanda china de gas natural licuado (GNL) volverán a Europa los precios del verano de 2022.
La flexibilidad determina el precio de la energía y la seguridad energética
La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entsoe), en la que participa Red Eléctrica (REE), ha advertido de apagones en España en 2024 y 2025 por pérdida de 10 GW de potencia de centrales de gas que Naturgy ha solicitado cerrar por ser deficitarias, lo que contradice el incremento del 36% de sus beneficios en 2022. Entsoe propone retribuir a las eléctricas para que mantengan su capacidad, aunque no les sea rentable; es decir, volver a los pagos por capacidad que financiaron la inversión gasista en España, que pagaron los consumidores y que nadie cuestionó como intervencionismo del mercado, hasta que Bruselas los cortó de raíz por ir contra la competencia.
La falta de rentabilidad del gas es resultado de la sobrecapacidad y la falta de demanda, que la CNMC denunció en la pasada década. A lo que hay que añadir la reducida capacidad de interconexión con Francia y la imposibilidad de alcanzar el objetivo europeo de interconexión del 15% en 2030. Llenar el territorio de grandes plantas eólicas y fotovoltaicas conectadas a la red centralizada no proporcionará más seguridad energética ni energía más barata si no se modifica el actual diseño de mercado.
El Reglamento (UE) 2018/1999, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, que desarrolla los contenidos de los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima (PNIEC), incluye en el artículo 4 los objetivos nacionales de flexibilidad energética, dentro la dimensión de seguridad energética y mercado interior de la energía. Se trata de objetivos cuantificados tanto desde la oferta como desde la demanda.
La flexibilidad se ha considerado siempre desde la oferta (bombeo, interrumpibilidad e interconexiones), pero nunca desde la demanda. El reglamento europeo, además de las interconexiones, que solo se autorizarán con un análisis coste-beneficio que demuestre su viabilidad, incluye las redes inteligentes, la agregación, el almacenamiento, la gestión de la demanda, la generación distribuida y la participación de los recursos distribuidos en los mercados de la energía para que los consumidores participen en el sistema energético y se beneficien del autoconsumo y de los contadores inteligentes.
La flexibilidad energética incorpora la eficiencia energética y los recursos energéticos distribuidos como parte del sistema eléctrico con prioridad sobre la generación, incluida la renovable, por la necesidad de adaptar la oferta y demanda de energía en cada centro de consumo. Cuando la Directiva (UE) 2019/944, del mercado interior de la electricidad, establece que el derecho de agregación es independiente del suministrador está señalando al consumidor como el centro de un sistema energético más eficiente, limpio y barato.
La adaptación y reducción de las necesidades energéticas a través de la participación de los consumidores en los mercados es el objetivo de la flexibilidad energética. Amenaza la posición de dominio de las grandes eléctricas porque abre la competencia y abarata los precios. La flexibilidad reduce los costes del sistema eléctrico y contribuye a la seguridad de suministro.
El hidrógeno necesita mantener el actual diseño de mercado
El hub del hidrógeno no es posible, como no lo ha sido el del gas, porque Europa carece de política energética común. Se han antepuesto los intereses de los monopolios energéticos nacionales al interés comunitario. Cada gobierno va por libre a la hora de resolver la crisis energética y Francia, Alemania o Italia son buenos ejemplos de un intervencionismo que nadie cuestiona. El error más grave es no haber dedicado antes al almacenamiento y la agregación de la demanda el esfuerzo que ahora se invierte en el hidrógeno. El retraso europeo en almacenamiento es un error geopolítico frente a China y EEUU. Es la tecnología que sustituye al gas fósil y aporta estabilidad a las energías renovables.
Sin almacenamiento en todas las tensiones ni agregación el futuro del hidrógeno depende de que se mantenga el actual diseño de mercado para garantizar los ingresos suficientes, junto con una inversión masiva en instalaciones eólicas y solares. Se perpetúa el modelo vertical y centralizado de los combustibles fósiles, ahora con hidrógeno y renovables a gran escala.
La defensa del mercado eléctrico de los últimos 25 años, despreciando los elevados precios, realizada por la presidenta de OMEL, Carmen Becerril, así como la presión de las eléctricas contra la reforma del mercado mayorista que ha propuesto a la Comisión Europea la ministra y vicepresidenta Teresa Ribera, se enmarcan en el guion de hace una década contra las renovables para garantizar los beneficios del “pool” eléctrico. La propuesta que las patronales energéticas han enviado a Bruselas defiende la necesidad de que el consumidor siga expuesto al precio marginal de la electricidad para incentivar los nuevos modelos de negocio.
La transición energética no avanzará con la actual conformación de precios de la electricidad porque seguiremos dependiendo del gas. El Tribunal de Cuentas de la UE, en un reciente informe, acusó a la Comisión Europea de inacción ante las prácticas abusivas y los beneficios excesivos para las eléctricas al analizar la supervisión del “pool” eléctrico por parte de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), destacando posibles casos de abuso de mercado entre 2020 y 2021. La reforma que ha propuesto Teresa Ribera ha enfadado a los socios del “pool” y no porque les importe la transición energética sino por la pérdida de ingresos que les supondrá un mercado con más competencia.
Para avanzar en la transición energética es necesario cambiar las reglas del mercado, incluir la flexibilidad desde la oferta y desde la demanda y dotar de más medios y sistemas de control a los reguladores de la competencia para aplicar eficazmente las normas para abrir y hacer más transparente y correcto el funcionamiento del mercado interior.
