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Un viejo dicho dice que ante la pregunta de ¿cuánto son dos más dos?, un matemático responde «cuatro»; un ingeniero responde «cuatro», pero con un margen de error de ± 0,0001; y un político responde ¿cuánto quieres que sea? El enorme tren legislativo relacionado con el hidrógeno, la serie interminable de estudios, informes, estrategias, cálculos, predicciones, incentivos, programas, subastas, primas y proyectos, respecto al hidrógeno dan una respuesta similar a la del político. Pero cuando la pregunta es ¿cuánto CO₂ evitamos al producir hidrógeno verde?, entonces no nos conformamos y la respuesta exige examinar todos los factores que intervienen en la producción, incluidos otros factores como las pérdidas de energía y la pureza del hidrógeno. Y, por supuesto, los factores económicos.
El hidrógeno verde ofrece una solución sostenible y ecológica, pero su viabilidad económica se ve comprometida por los altos costos de producción. Para que el hidrógeno verde sea competitivo en el mercado, necesita implementar mecanismos que equilibren las diferencia de precio con el hidrógeno de origen fósil, siempre menor. Por esta razón, la Comisión Europea ha creado un marco legislativo para incentivar la producción, el consumo, el desarrollo de infraestructuras y las normas del mercado del hidrógeno, así como cuotas vinculantes para el consumo de hidrógeno renovable en la industria y el transporte.
El banco de hidrógeno es la herramienta principal para impulsar el mercado del hidrógeno renovable en la Unión Europea. Su objetivo principal es incentivar la producción de hidrógeno verde a través de subastas que cubran la diferencia de costos con el hidrógeno de origen fósil -el obtenido, por ejemplo, a partir del gas natural-. La «prima» es lo que se subasta, que no es nada más que la ayuda económica que se otorga a los productores de hidrógeno verde, para cubrir la diferencia de costos entre el hidrógeno verde y el de origen fósil. Los productores realizan ofertas de las primas que estarían dispuestos a aceptar, teniendo en cuenta la diferencia entre sus costos de producción más un beneficio, y el precio de referencia del hidrógeno fósil en el momento de la subasta. Los proyectos disponen de cinco años para comenzar a producir hidrógeno renovable, y la prima fija se entrega durante un máximo de 10 años junto a los ingresos de la venta del hidrógeno en el mercado. En ese periodo, que comprende los cinco años de plazo para empezar a producir, más los diez años de venta del hidrógeno y en el que se cobraría la prima fija, pueden pasar muchas cosas, entre otras, la variación del precio del hidrógeno de origen fósil.
Los precios del hidrógeno fósil pueden fluctuar debido a factores como el precio del gas natural y las políticas energéticas. La volatilidad de los precios del hidrógeno fósil puede generar incertidumbre en el mercado y afectar la competitividad del hidrógeno renovable. Si el precio del hidrógeno fósil baja significativamente después de la subasta, los productores de hidrógeno renovable podrían enfrentarse a serias dificultades. Si recibes una prima calculada en el momento actual para producir hidrógeno y, después de diez años, cuando empiezas a cobrar la prima a medida que vendes el hidrógeno, el precio del hidrógeno fósil es más bajo que tus costos de producción más la prima, entonces, tendrás pérdidas.
Ante esta posibilidad, solo hay dos soluciones: realizar un ajuste periódico de la prima en función de las condiciones del mercado a lo largo del tiempo; o utilizar coberturas financieras para protegerse de la volatilidad del precio del hidrógeno. Para la primera, será necesario que la autoridades creen los mecanismos de ajuste que permitan revisar y adaptar la prima en función de las fluctuaciones del precio del hidrógeno fósil y asegurar que la diferencia de costos entre el hidrógeno renovable y el fósil se mantenga dentro de un rango competitivo. La ausencia de este ajuste de la prima podría desincentivar la inversión y producción del hidrógeno renovable, por lo tanto, veremos en el futuro qué soluciones se adoptan para combatir la volatilidad de los precios.
La segunda solución, que consiste en utilizar instrumentos financieros como contratos de futuros, opciones y swaps para cubrirse contra las fluctuaciones de precios, no es una opción despreciable, pues con ello se garantiza al productor la estabilidad de los precios, permitiéndole competir con los combustibles fósiles. Por ejemplo, operando con contratos de futuro de gas natural, ya que el precio del hidrógeno fósil está vinculado al precio del gas natural. Si el precio del gas baja en el futuro, las pérdidas en la venta física del hidrógeno se compensarían con las ganancias en el contrato de futuros.
En conclusión, para protegerse de la volatilidad del precio del hidrógeno fósil, será imprescindible ligar el hidrógeno renovable a instrumentos financieros, pero esta necesidad será todavía mayor con el hidrógeno verde importado, en virtud que se espera que, para el año 2026, el hidrógeno verde se incluya en el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (MAFC/CBAM).
Eduardo Espejo Iglesias
FIDE Tax & Legal
