El hidrógeno verde se plantea desde hace años como la alternativa  energética para descarbonizar la industria u otros sectores de difícil electrificación, como el transporte marítimo o aéreo. Para ello, el sector energético y los gobiernos andan enfrascados en el desarrollo de su producción masiva y en una red para su transporte y distribución como el H2Med, el milmillonario proyecto para transportar este novedoso "vector energético" desde Portugal hasta el centro de Europa previsiblemente a partir de 2030, cuando España espera estar en disposición de producir toneladas de este gas renovable para consumo interno y también para exportar. 

Sin embargo, sobre todos estos planes planea una importante de duda. De momento, no es posible determinar a ciencia cierta cuánto cuesta el hidrógeno verde y si será una energía competitiva frente a las que está llamada a sustituir, sobre todo el gas. Desde principios de año, el Mibgas -el operador del mercado ibérico del gas- se han puesto manos a la obra para desentrañar el misterio y elaborar para finales de este año el primer índice español de precios, que quiere que también sea válido para Portugal.

Durante la crisis de precios, el seguimiento diario que hace Mibgas del resultado de las transacciones diarias y a largo plazo del gas en la Península Ibérica que determinaban su precio se abrió desde el reducido círculo del sector de la energía a una audiencia más amplia, preocupada por una escalada que llegó a elevar el MWh por encima de los 300 euros en algunos días de agosto de 2022. Ahora, esta misma entidad responsable de los mercados del gas de España y Portugal ha empezado a trabajar de forma sistematizada para dar con una manera adecuada de calcular el precio del hidrógeno verde. 

Para determinar su precio, Mibgas inició a principios de este año un ejercicio de análisis del mercado, desde el lado de la oferta y de la demanda, y creó un grupo de trabajo formado por 37 expertos, productores y compradores de electricidad renovable, que tienen la intención de reunirse cada trimestre, con una próxima reunión previsiblemente en mayo, en vistas a poder presentar conclusiones a finales de este año.

Precio único para Iberia

El objetivo, además, es fijar un único precio para los dos países, según explicó el presidente del Mibgas, Raúl Yunta, en un reciente encuentro organizado por el Club Español de la Energía, precisamente para examinar la directiva sobre gases renovables que en breve terminará de aprobar la UE, para crear y ordenar el mercado de nuevas energías renovables como el biometano y el hidrógeno renovable. "Queremos que haya un precio único para Iberia", dijo.

El deseo de que, como ocurre con el gas natural, el hidrógeno tenga un mismo precio en los dos países es una de las conclusiones a las que se llegó en la primera reunión, en marzo, en la que se decidió una metodología que tendrá en cuenta el coste de producirlo y el precio mínimo al que los productores estarían dispuestos a venderlo y, en el otro extremo de la cadena, el precio máximo que estarían dispuestos a pagar por él los compradores.

En la pata de la producción, se asumen las dificultades relacionadas con los tipos de electrolizadores -necesarios para separar, con electricidad renovable, los átomos de hidrógeno del oxígeno en la molécula de gas- o con en relación a la implicación en el proceso de la energía eólica o fotovoltaica. Por lo que se refiere a la parte de la oferta, de los compradores y la cantidad que están dispuestos a pagar por el hidrógeno, tampoco será fácil y por eso el grupo de trabajo del Mibgas incorpora a "off-takers muy relevantes", dijo Yunta, en alusión a los sujetos que se dedican a comprar al por mayor la electricidad que generan las plantas renovables. Se estudiarán los precios pactados en contratos bilaterales de compra, en subastas y en plataformas de negociación como la que, por ejemplo, podría crearse en la UE en virtud de la nueva directiva de gases renovables.

Índice transparente y por tierra

El resultado de este grupo de trabajo organizado por el Mibgas será el primer índice de precios del hidrógeno verde en España, "transparente" y compartido con todos los actores del mercado. También permitirá superar las estimaciones que hace un par de años se hacían desde el Ministerio de Transición Ecológica con motivo de la firma en Alicante del acuerdo político entre  Portugal, España y Francia sobre el H2M.

La estimación genérica -y evidente- que se hacía entonces es que el hidrógeno será más competitivo -es decir, más barato- cuanto menos distancia exista entre el lugar de producción y el de consumo y que, como sucede con el gas que llega a España desde el norte de África, por ejemplo, será más barato si se transporta por tubería que si es necesario fletar un barco, como ya hay planes para hacer, mezclado en amoniaco, por ejemplo desde las plantas de Cepsa en Huelva al puerto holandés de Rotterdam. 

Al por mayor y como ya sucede con el gas natural, el transporte del hidrógeno verde por tubería -hidroducto en este caso- es más barato que por barco cuando se trata de distancias no muy grandes. Es a partir de los 2.500 kilómetros cuando las tornas se invierten y el transporte por barco es más barato que por tubo. En este punto, España y el norte de África estarían a menos de esa distancia. Entre Barcelona y Marsella, hay una distancia por mar de 338 kilómetros; entre Argel y Livorno, por ejemplo, de 1.075.

Sin embargo, el Mibgas no tendrá en cuenta elaborar su índice ibérico las estimaciones sobre el coste que tendría transportar el hidrógeno por barco, una vía que iría más allá del mayor proyecto que existe en este momento en la UE, la creación de una red de conductos que discurrirá por tierra, a excepción de momento del BarMar, el recorrido submarino entre Barcelona y Marsella. Fuentes al tanto del trabajo de este grupo de trabajo afirman que no se tendrán en cuenta costes del transporte para no hacer todavía más "creativo" un primer índice ibérico sobre un mercado del hidrógeno verde que todavía no ha arrancado de forma definitiva.

Se espera que España y Portugal estén en disposición de producirlo a escala masiva dentro de unos años, gracias a sus buenas condiciones de sol y viento, para hacer funcionar las plantas fotovoltaicas y eólicas que suministren de la electricidad renovable que requiere el proceso. Mibgas parte de la idea de que estas "buenas condiciones" de partida en la Península tienen que demostrar que el hidrógeno verde es competitivo. De momento, a esta energía le cuelga el sambenito de que es mucho más caro que los combustibles fósiles y que, de esa manera, la industria y otros sectores difícilmente se lanzarán a recurrir a él. Hace un año y medio, cuando Portugal, España y Francia firmaron en Alicante el acuerdo político sobre el H2Med, los cálculos del Ministerio de Transición Ecológica era que el hidrógeno verde iba acortando progresivamente la brecha de precio, ayudado además por el elevado coste de los combustibles fósiles durante la crisis energética.

En 2020, calculaba que un kilo de gas natural costaba alrededor de 1,5 euros, uno de hidrógeno azul -que se obtiene a partir de él-, unos dos euros y el hidrógeno verde se disparaba hasta los siete u ocho euros el kilo. Sin embargo, dos años después, el precio hidrógeno verde se había aproximando cada vez más al gas y al hidrógeno azul, según estimaciones del Ministerio, que ya detectaba una aproximación del precio del hidrógeno que se obtiene a partir del gas y de fuentes renovables, a unos cinco euros el kilo en ambos casos. En este momento, con la crisis energética en remisión y los precios del gas normalizados, habría que determinar qué incidencia tienen los avances técnicos y el abaratamiento de costes en la generación de hidrógeno verde para evitar que, como sería lógico pensar, la distancia se vuelva a ampliar en detrimento del hidrógeno verde.