Mitigating business risks from renewable PPA power sourcing uncertainties for European green hydrogen production: Robust system design, regulatory adjustments and offtake flexibility

Resumen Técnico: Mitigación de Riesgos Empresariales derivados de las Incertidumbres en el Suministro de Energía mediante PPAs Renovables para la Producción Europea de Hidrógeno Verde

Planteamiento del Problema
El aumento de la producción local de hidrógeno verde en la Unión Europea está rezagado respecto a sus ambiciones oficiales, obstaculizado significamente por reglas regulatorias excesivamente estrictas sobre el abastecimiento de energía renovable. Específicamente, la interacción entre el criterio de adicionalidad (que requiere que los Contratos de Compra de Energía o PPAs provengan de plantas renovables de nueva construcción comisionadas en los últimos 36 meses) y las reglas de correlación temporal (que requieren un emparejamiento horario entre la producción y la inyección en red) crea riesgos comerciales sustanciales para los operadores de electrolizadores. Debido a que los PPAs de nueva construcción son típicamente contratos a largo plazo con fluctuaciones de inyección interanuales dependientes del clima, los operadores enfrentan un riesgo de volumen: deben cumplir con acuerdos de toma de productos fijos y con restricciones temporales (por ejemplo, para las industrias del acero o química) mientras dependen de una fuente de energía poco fiable y fluctuante. Esta incertidumbre pone en peligro la viabilidad de los proyectos, aumenta los costes de producción y retrasa las decisiones de inversión.

Metodología
El estudio emplea un modelo de optimización lineal de un sistema de producción de hidrógeno verde que comprende un electrolizador de Membrana de Intercambio Protónico (PEM), almacenamiento de hidrógeno (caverna de sal o tanque de presión) y diversas opciones de PPA renovable (eólica terrestre, eólica marina y fotovoltaica a escala de servicios públicos). El modelo minimiza los costes anualizados totales (CAPEX, OPEX y costes de PPA) para satisfacer una demanda anual de hidrógeno predefinida de 36.500 toneladas.

El análisis se realiza en dos zonas de licitación europeas: Alemania (DE) y España (ES), utilizando datos de resolución horaria sobre un horizonte de un año. Para evaluar el impacto de las incertidumbres interanuales inherentes a los PPAs a largo plazo, el estudio utiliza un conjunto de datos de 25 años climáticos históricos. Se aplican tres paradigmas de diseño distintos:

1. Diseño de Referencia: Optimización basada en un único año de referencia "medio", testeado posteriormente contra los otros 24 años para evaluar los riesgos de incumplimiento de la toma de productos.
2. Sobredimensionamiento de PPA: Aumento de la capacidad de PPA en un 10% y un 20% para compensar los años de subproducción.
3. Diseño Robusto: Una optimización de "perspectiva perfecta" a través de los 25 años para determinar el diseño de sistema con coste óptimo que garantice el cumplimiento de la toma de productos en cada escenario.

Además, el estudio evalúa cinco modificaciones del sistema para probar estrategias de mitigación de riesgos:

• Aumento de los costes de almacenamiento (reemplazando cavernas de sal por tanques de presión).
• Diferentes zonas de licitación (comparando DE y ES).
• Relajación de las reglas de correlación temporal (cambiando de emparejamiento horario a mensual, permitiendo la integración limitada de electricidad de la red).
• Aumento de la flexibilidad de la toma de productos (eliminando restricciones de tiempo en la entrega o permitiendo contratos de tipo "pagar según producción").

Resultos Clave

• Impacto de la Adicionalidad y las Fluctuaciones Interanuales: Bajo el diseño de referencia estándar con correlación horaria, el 64% de los 25 años analizados resultó en incumplimientos de los acuerdos de toma de productos en Alemania, con hasta un 5,5% de la demanda no satisfecha. En España, esta cifra aumentó al 84% debido a la falta de opciones de eólica marina y a una cartera fuertemente sesgada hacia la fotovoltaica, la cual exhibe una mayor volatilidad interanual.
• Medidas de Mitigación del Operador:
  • Sobredimensionamiento de PPA: El simple sobredimensionamiento de los PPAs en un 10% redujo los años de incumplimiento al 8%, pero se requirió un sobredimensionamiento del 20% para eliminar por completo los acuerdos incumplidos. Sin embargo, esto aumentó significativamente los Costes de Suministro de Hidrógeno In Situ (OHSC) hasta en 0,96 €/kgH2 y amplió la variabilidad de los costes.
  • Diseño Robusto: La medida más rentable para el operador no fue el simple sobredimensionamiento, sino una combinación de diversificación de PPA (integrando eólica marina en Alemania) y aumento del tamaño del almacenamiento. Este enfoque logró la robustez con niveles de OHSC comparables al sobredimensionamiento del 10%.
  • Costes de Almacenamiento: Los mayores costes de almacenamiento (por ejemplo, tanques de presión) forzaron una reducción en la capacidad de almacenamiento, lo que a su vez necesitó la integración de eólica marina, más cara pero más fiable, para mantener la robustez, aumentando finalmente el OHSC.
• Ajustes Regulatorios (Correlación Temporal Relajada): Cambiar de correlación horaria a mensual (permitiendo la integración de la electricidad de la red) redujo notablemente los años de toma de productos incumplidos (del 64% al 24% en el diseño de referencia) y redujo el OHSC hasta en 0,6 €/kgH2. Sin embargo, la eficacia de esta medida es altamente sensible a los precios de la electricidad de la red; ante precios bajos, el sistema depende más de la red, lo que puede aumentar la intensidad de emisiones, aunque generalmente se mantiene por debajo del umbral de ahorro del 70% respecto al hidrógeno gris, excepto en escenarios específicos de precios bajos.
• Flexibilidad de la Toma de Productos: Introducir perfiles de toma de productos con flexibilidad temporal (eliminando restricciones horarias o permitiendo entregas de tipo "pagar según producción") resultó altamente efectivo. Eliminó la necesidad de almacenamiento de hidrógeno en algunos escenarios y redujo el OHSC en 0,49–0,52 €/kgH2. También permitió que el exceso de energía de los PPA se utilizara para la producción adicional de hidrógeno, reduciendo aún más los costes y mitigando los riesgos de volumen.

Significancia y Reivindicaciones
El artículo afirma abordar una brecha crítica en la literatura existente al desplazar la perspectiva del análisis a nivel de sistema hacia la perspectiva del operador del electrolizador, cuantificando específicamente cómo el criterio de adicionalidad y los contratos de PPA a largo plazo interactúan para crear riesgos de volumen.

Los autores argumentan que el marco regulatorio actual, particularmente las estrictas reglas de correlación temporal combinadas con la adicionalidad, crea una "brecha de implementación que se ensancha" donde incluso los proyectos subvencionados carecen de viabilidad económica. El estudio sugiere que:

1. Ajustes Regulatorios: Extender la regla transitoria de correlación temporal relajada (actualmente establecida para proyectos pioneros hasta 2030) podría reducir significativamente los riesgos de volumen y los costes de producción sin violar los umbrales de emisiones, siempre que los precios de la electricidad de la red se mantengan moderados.
2. Flexibilidad de la Toma de Productos: Fomentar acuerdos de toma de productos flexibles (por ejemplo, contratos de pagar según producción) es un factor crucial para que los operadores mitiguen los riesgos sin incurrir en los altos costes de un almacenamiento masivo o la sobrecompra de PPA.
3. Diseño del Sistema: Para los operadores, el camino hacia la robustez reside en la diversificación de la cartera de PPA y el dimensionamiento estratégico del almacenamiento, más que en el simple sobredimensionamiento de la capacidad.

Los hallazgos están destinados a informar la revisión prevista de las reglas de abastecimiento de energía por parte de la Comisión Europea en 2026, ofreciendo argumentos basados en la evidencia para realizar ajustes que puedan acelerar el aumento de la producción de hidrógeno verde en Europa, cerrar la brecha de implementación y mejorar la independencia energética.