Como os contábamos en el artículo de Planes europeos en el sector del Hidrógeno, desarrollar una economía basada en el hidrógeno es fundamental para alcanzar los objetivos climáticos marcados por la Unión Europea. Para lograrlo, es imprescindible implementar políticas que impulsen tanto la creación de mercado como la neutralidad tecnológica, garantizando que el hidrógeno utilizado sea verdaderamente sostenible.
En los últimos meses, hemos visto cómo el impulso normativo europeo está transformando el panorama energético. En artículos anteriores analizamos la hoja de ruta regulatoria del hidrógeno (Planes europeos en el sector del Hidrógeno) y sus implicaciones en sectores como clave como la industria, el transporte marítimo (FuelEU Maritime: ¿Consumirán RFNBOs los barcos en Europa?) o el sector de la aviación (ReFuelEU Aviation: La llave al mercado del SAF)
En este artículo responderemos a la pregunta: ¿Cuándo puede un combustible ser realmente considerado como un carburante líquido o gaseoso renovable de origen no biológico (RFNBO, por sus siglas en inglés)?
¿Es tu combustible un RFNBO?
Para responder a cuándo un combustible puede considerarse realmente como un carburante líquido o gaseoso renovable de origen no biológico (RFNBO), debemos analizar en detalle el Reglamento Delegado (UE) 2023/1184, una pieza clave que establece las normas técnicas necesarias para que estos combustibles sean reconocidos oficialmente como renovables.
Ilustración 1. Esquematización de una planta de hidrógeno renovable
El Acto Delegado nace como complemento a la Directiva de Energías Renovables (RED II), y su objetivo es definir las condiciones bajo las cuales la electricidad utilizada en la producción de carburantes líquidos y gaseosos de origen no biológico (RFNBO) puede considerarse 100% renovable.
Este reglamento no solo aporta claridad jurídica, sino que también establece un marco esencial para el desarrollo de proyectos de electrólisis, ya que marca la línea entre el hidrógeno convencional y el hidrógeno “verde” reconocido oficialmente por la UE.
Esta distinción es crucial: solo el hidrógeno que cumpla con estas condiciones podrá ser contabilizado para cumplir con las cuotas obligatorias establecidas por normativas como FuelEU Maritime, ReFuelEU Aviation o RED III. Además, solo los combustibles reconocidos como RFNBO podrán optar a ayudas públicas o acceder a determinados mercados regulados.
Uno de los mayores retos normativos es asegurar que el hidrógeno verde no sustituya electricidad renovable ya existente, sino que la complemente. Pero ¿cómo se puede asegurar esto? La respuesta es simple, el reglamento define tres pilares esenciales: adicionalidad, correlación temporal y correlación geográfica.
Requisitos para contabilizar la electricidad renovable
Ilustración 2. Generación de energía eólica y fotovoltaica
Adicionalidad
Uno de los principios fundamentales del Acto Delegado RFNBO es la adicionalidad, un concepto que garantiza que la electricidad utilizada en la producción de hidrógeno renovable no compita con la ya existente para otros usos renovables, sino que provenga de nueva capacidad instalada específicamente para este fin.
Concretamente, el reglamento establece que la electricidad renovable utilizada para alimentar un electrolizador debe cumplir los siguientes criterios:
- Proceder de una instalación renovable nueva, que haya comenzado a operar como máximo 36 meses antes de la puesta en funcionamiento del electrolizador.
- No haber recibido ayudas públicas significativas, como subvenciones a la inversión, salvo ciertos casos exentos como ayudas reembolsables o aquellas destinadas a proyectos piloto e innovación tecnológica.
Este requisito busca evitar que se maquillen como “verdes” consumos eléctricos que en realidad desplazan el uso previo de renovables en la red. En su lugar, tiene como objetivo promover una expansión real de la generación renovable que acompañe el crecimiento del hidrógeno.
Podemos preguntarnos, ¿por qué es tan importante este criterio? Pues garantiza que la producción de hidrógeno no afecte negativamente a la disponibilidad de electricidad renovable para otros sectores clave, como el residencial, la industria o la movilidad eléctrica. Cabe destacar que, la Comisión Europea, consciente de la necesidad de impulsar rápidamente la puesta en marcha de proyectos ha incluido una fase transitoria. Así, los electrolizadores que entren en operación antes del 1 de enero de 2028 estarán exentos de cumplir con los criterios de adicionalidad y de no subvención hasta el 1 de enero de 2038.
Esto implica que los proyectos iniciados en esta década tendrán una ventana de 10 años para adaptarse plenamente a los requisitos más estrictos. Esta medida pretende reducir barreras de entrada en el corto plazo y dar tiempo a madurar el ecosistema de producción de hidrógeno renovable en Europa.
Ilustración 3. Paneles fotovoltaicos
Correlación temporal
Además de la adicionalidad, el Reglamento Delegado también establece criterios de correlación temporal, es decir, condiciones que aseguran que la energía renovable consumida por el electrolizador se haya generado en un momento cercano —o simultáneo— al de su consumo.
Este requisito nace de la preocupación de evitar que se adquiera energía verde en un momento del día (o del año) en el que hay excedente, para después consumir electricidad de origen fósil cuando esa fuente renovable ya no está disponible.
Para este criterio, la Comisión Europea establece dos fases:
- Fase 1: hasta 2029 – Correlación mensual
Hasta el 31 de diciembre de 2029, el reglamento permite una correlación más flexible: la producción de hidrógeno deberá coincidir con el mismo mes natural en que se haya generado la electricidad renovable asociada.
Esta fórmula facilita la viabilidad inicial de los proyectos, especialmente en sistemas eléctricos donde no existe una trazabilidad horaria precisa o donde aún no se han desarrollado plenamente los mercados de certificados horarios de origen.
- Fase 2: a partir de 2030 – Correlación horaria
A partir del 1 de enero de 2030, entra en vigor un requisito más estricto: la producción de hidrógeno deberá corresponderse hora a hora con la generación de electricidad renovable contratada o adquirida.
Esto implica que el productor deberá acreditar, por ejemplo, que el hidrógeno generado entre las 14:00 y las 15:00 horas se ha producido utilizando electricidad generada durante esa misma franja horaria, y no antes ni después.
Este enfoque tiene como objetivo asegurar que realmente el RFNBO se produce cuando hay disponibilidad de renovables en el sistema eléctrico.
Además, el Reglamento también establece una excepción interesante: si durante determinadas horas el precio horario de la electricidad es inferior a 20 €/MWh, se considera que hay exceso de renovables en el sistema. En estos casos, el hidrógeno producido durante esas horas podrá considerarse como renovable, aunque no se cumpla estrictamente la correlación horaria.
Correlación geográfica
El tercer pilar definido por el Acto Delegado para que un combustible sea considerado como RFNBO es la correlación geográfica. Este criterio busca garantizar que la electricidad renovable utilizada en la producción de hidrógeno no solo sea nueva (adicional) y generada en el momento adecuado (temporal), sino también en una ubicación que tenga sentido desde el punto de vista del sistema eléctrico.
Es decir, no se puede utilizar energía solar generada en otro país o en una zona sin conexión directa con el electrolizador, y contabilizarla como renovable en la producción de hidrógeno local. Esto puede generar la siguiente cuestión, ¿cómo se cumple la correlación geográfica?
La respuesta es clara, para que la electricidad pueda contabilizarse como 100% renovable en este contexto, debe cumplirse al menos una de las siguientes condiciones:
- Que el electrolizador y la planta renovable estén ubicados dentro de la misma zona de ofertas del mercado eléctrico.
- Que ambas instalaciones estén en zonas de ofertas interconectadas donde la zona del electrolizador tenga un precio medio igual o superior al de la zona de generación renovable.
- Que el suministro proceda de una instalación offshore directamente interconectada con la red donde opera el electrolizador.
Ilustración 4. Instalación eólica offshore
Las reglas para contabilizar la electricidad como renovable están claras, pero ahora surge una pregunta clave para los desarrolladores de proyectos: ¿cómo conseguimos este suministro eléctrico renovable cumpliendo con todos estos requisitos?
Aquí es donde entra en juego uno de los apartados más relevantes del reglamento: los dos posibles escenarios de suministro de electricidad renovable, que permiten a los promotores elegir el modelo que mejor se adapte a su caso.
¡Te los explicamos!
Suministro de electricidad renovable
El Reglamento Delegado (UE) 2023/1184 contempla dos escenarios posibles para considerar la electricidad utilizada como 100% renovable: mediante conexión directa a una planta renovable, o a través del uso de la red eléctrica bajo ciertas condiciones estrictas.
Conexión directa con una planta renovable
Ilustración 5. Planta de generación renovable, tanto solar como eólica
En este modelo, el electrolizador se conecta físicamente a una instalación renovable (solar, eólica, etc.) mediante una línea directa. Esto implica:
- Que la electricidad consumida proviene exclusivamente de esa instalación renovable.
- Que, si la planta también está conectada a la red, se debe garantizar mediante sistemas de medición inteligente y verificación horaria que no se ha utilizado electricidad de la red.
- Que la instalación generadora debe cumplir los criterios de adicionalidad (ser nueva y sin ayudas públicas) y de correlación temporal y geográfica.
Este enfoque es ideal para proyectos tipo “isla” (off-grid) o para instalaciones industriales donde se busque un control total del flujo energético. Además, simplifica la trazabilidad, aunque puede requerir más inversión inicial en infraestructura.
Electricidad extraída de la red
Ilustración 6. Torre de alta tensión
El Reglamento también permite el suministro de energía a partir de la red, sin embargo, para que esta electricidad se considere 100% renovable, debe cumplirse uno de los siguientes cuatro supuestos:
A. Alta cuota renovable en la zona de subastas
Si el área del sistema eléctrico donde se encuentra el electrolizador registró, en el año anterior, más del 90% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, se considerará automáticamente que la electricidad consumida es renovable.
B. Baja intensidad de emisiones (menos de 18 gCO₂eq/MJ)
Si la intensidad media de carbono de la red es muy baja, se permite contabilizar la electricidad como renovable siempre que se cumplan tres condiciones adicionales:
- Se haya firmado un contrato de compraventa de electricidad renovable (PPA).
- Se acredite la correlación temporal entre generación y consumo.
- Se cumpla con la correlación geográfica.
C. Evitar el curtailment de renovables
En determinados sistemas eléctricos, puede ocurrir que las renovables disponibles no se inyecten a la red por falta de demanda o por congestión en la infraestructura. Esta situación se conoce como curtailment (o recorte de generación renovable).
El reglamento contempla que, si el electrolizador opera justo en esos momentos, ayudando a absorber esa electricidad renovable que de otro modo se perdería, su consumo podrá contabilizarse como 100% renovable.
Este enfoque permite maximizar el aprovechamiento de la capacidad renovable existente, especialmente en regiones con alta penetración de solar o eólica, y donde el almacenamiento energético aún no está plenamente desarrollado.
D. Cumplimiento de los tres criterios de electricidad renovable
Finalmente, la opción más estructurada es emplear electricidad que cumpla los tres criterios definidos en el reglamento:
- La electricidad proviene de una planta nueva, sin subvención (adicionalidad).
- Se cumple la correlación geográfica entre el generador y el electrolizador.
- Se respeta la correlación horaria (a partir de 2030) entre generación y consumo.
Conclusiones
Ilustración 7. Electrolizadores PEM
Con el Acto Delegado RFNBO, la Comisión Europea no solo aclara cómo debe producirse el hidrógeno verde, sino que fija un estándar internacional. La correcta aplicación de esta norma será determinante para cumplir los objetivos climáticos europeos y para el éxito de iniciativas como FuelEU Maritime o FuelEU Aviation, que exigen el uso de un porcentaje creciente de combustibles renovables certificados.
Además, este acto no es meramente técnico. Tiene implicaciones directas para:
- Promotores de electrolizadores, que deben demostrar el cumplimiento hora a hora.
- Comercializadores de hidrógeno, que requieren garantías de origen válidas.
- Sectores obligados por reglamentos como FuelEU Maritime, que solo podrán usar RFNBOs certificados.
Y, sobre todo, representa la piedra angular del mercado europeo de hidrógeno renovable: un sistema sólido, verificable y trazable, que evite el greenwashing y asegure que cada molécula de H₂ verde tenga un impacto positivo y medible.
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Bibliografía
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