Por Lavinia Tanase e Ignacio Herrera Anchustegui

 

 Un marco regulatorio europeo para el hidrógeno

 

Con base en la Estrategia Europea de Hidrógeno de julio de 2020, la Comisión Europea (‘la Comisión’) publicó el proyecto de Paquete Europeo sobre Hidrógeno y Gas Descarbonizado (en adelante ‘el paquete’) a mediados de diciembre 2021. Este incluye propuestas de reforma para el régimen del gas, con modificaciones para la Directiva y el Reglamento del Gas (en adelante la ‘DG revisada’ y el ‘RG revisado’) y las bases para la creación de los mercados de hidrógeno. Estas propuestas de cambio legislativo surgieron de la necesidad de adaptar la regulación europea del gas −vigente desde 2009− y el Tercer Paquete Energético, a los objetivos de la transición energética y las ambiciones climáticas de la Unión Europea (Revision of the third energy package for gas: Decarbonising the gas market (europa.eu))

La Comisión reconoce la importancia de impulsar la producción y uso de gases renovables y bajos en carbono como el biometano e hidrógeno en la transición energética como complementos al proceso de electrificación, sobre todo en ámbitos donde usar electricidad es muy difícil o costoso, como sucede con industrias con uso intensivo de energía o con el transporte pesado. En este sentido, los gases bajos en carbono, con la expansión de la producción de energía renovable, permitirán alcanzar los objetivos incluidos en ‘Fit for 55’.  También España ha reconocido la importancia de estos gases como nuevas fuentes energéticas en su Hoja de Ruta de 2020 y grandes empresas han decidido invertir con el objetivo de lograr una potencia instalada de electrolizadores de entre 300 MW y 600 MW para 2024, y 4 gigavatios para 2030.

Presentamos a continuación algunos rasgos generales de la propuesta, centrándonos en discutir los objetivos e instrumentos regulatorios que se usan para alcanzarlos y las medidas que afectan la infraestructura del transporte, especialmente las reglas relativas a la separación de las actividades de transporte del hidrógeno de su producción o comercialización (unbundling).

 

Los objetivos de un esquema flexible de gobernanza

El paquete persigue dos objetivos: i) fijar las bases legislativas para la descarbonización de los mercados de gas, y ii) establecer un mercado europeo para el hidrógeno. Adoptar un marco integral de gobernanza para el hidrógeno sería revolucionario y pondría a Europa al frente de la innovación regulatoria, en un área que se espera sea clave en la transición energética en el futuro. La piedra angular de este paquete regulatorio es la creación de incentivos que permitan una nueva infraestructura adecuada específicamente para lograr los objetivos del sector; específicamente, redes en las cuales el hidrógeno pueda ser transportado de manera eficiente desde su lugar de producción hasta su lugar de consumo.

El paquete trata de crear mercados de hidrógeno competitivos, basados en modelos como los que se han usado antes para la electricidad y al gas. Para ello, el paquete utiliza un sistema de excepciones con el fin de atraer inversión, particularmente del sector privado, para construir infraestructura transfronteriza que sea efectiva para el hidrógeno y los gases bajos en carbono. Adicionalmente, se crean incentivos para la reutilización de la infraestructura de gas natural para las redes de hidrógeno.

En cuanto a la descarbonización del gas, con la revisión del Reglamento y la Directiva del Gas, la ambición es garantizar que la regulación del sector del gas de la UE se actualice y permita al sector contribuir a una transición energética rentable, una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de al menos un 55 % para 2030 y la neutralidad climática para 2050, en consonancia con los objetivos climáticos. También encaja con recientes iniciativas como la propuesta de incluir ciertas actividades de gas como un «medio para facilitar la transición hacia un futuro predominantemente basado en las energías renovables.» EU Taxonomy: Commission begins expert consultations (europa.eu)

El paquete intenta combinar flexibilidad con progresividad, teniendo en cuenta el carácter incipiente de la cadena de valor del hidrógeno. El paquete contiene una aproximación gradual pero establece principios regulatorios claros para dar certidumbre a los inversores y evitar altos costos de regulación ex-post. También incluye cambios sustanciales en la DG revisada y el RG revisado, que serán integrados en dos fases: antes y después de 2030.

El 2030 será el año clave para la aplicación de las normas relacionadas con la infraestructura del hidrógeno. En particular, para las reglas de acceso para terceros, la separación (unbundling), las tarifas reguladas y las reglas relativas a la financiación de infraestructura transfronteriza para el hidrógeno. Las reglas aplicables antes de 2030 son flexibles y permiten a los Estados Miembros desviarse de las reglas generales (p. ej, el Artículo 31 de la DG revisada permite negociar el acceso de terceros a las redes de transporte de hidrógeno hasta 2030). A partir del 1 de enero de 2031, se aplicará un régimen regulatorio estricto: el acceso de los terceros será obligatorio y deberán ser aplicadas las reglas relativas a la separación de actividades en relación con el transporte de hidrogeno.

 

Áreas clave de la reforma

El proyecto de paquete contiene reglas para promover la construcción de la infraestructura necesaria para la explotación del hidrógeno en un marco de mercado

V., The Gas Package: An overview with Augustijn Van Haasteren – YouTube

Son de gran importancia:

  • La aprobación de la Directiva y el Reglamento del gas para dar cabida al hidrógeno y al biometano como gases bajos en carbono y permitir la reutilización de la infraestructura existente de gas.
  • El diseño de un mercado y reglas de juego para el hidrógeno (reglas de acceso para terceros, tarifas, separación del transporte, prohibición de contratos de gas a largo plazo más allá de 2049).
  • La creación de la red europea de operadores de red para el hidrógeno (European Network of Network Operators for Hydrogen, ‘ENNOH’) para promover una infraestructura dedicada al hidrógeno, lograr la coordinación transfronteriza, construir interconectores y crear reglas técnicas especializadas.
  • La creación de normas sobre coordinación transfronteriza (límite del 5% para mezclas de hidrógeno en puntos de interconexión transfronteriza a partir del 1 de octubre de 2025).
  • La evaluación de la infraestructura (TYNDP, NDP, NECP).
  • Las reglas relativas a la protección del consumidor, basadas en las que se aplican actualmente a los mercados de electricidad, de manera que se faciliten el cambio de proveedores y la comparación de precios, y que se generen datos sobre el consumo.
  • Un sistema de certificación para gases renovables y de bajo carbón en sintonía con las reglas de la Directiva de Energía Renovable y que se aplica a gases renovables. Directiva (EU) 2018/2001 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (DO [2018] L 328/82).
  • Las medidas en torno a la revisión del Reglamento del Gas (Artículo 67) en lo relacionado con la seguridad del suministro, sugeridas ahora para abarcar gases renovables y de bajas emisiones de carbono, así como la introducción de reglas adicionales en ámbitos críticos, a saber, la ciberseguridad y las interrupciones del suministro.
  • Incluir el almacenamiento de gas en las evaluaciones de riesgo energético.

 

Sugerencias para el acceso a la infraestructura y la separación del transporte de hidrógeno

Hay dos asuntos relacionados con el acceso a la infraestructura particularmente polémicos: la separación de actividades y las tarifas (The Commission’s new Gas and Hydrogen Package – Youtube)

El objetivo es aprender de la experiencia en los mercados de gas y electricidad, donde tras muchos años de procesos escalonados se logró un mercado abierto a la competencia para conseguir que, en el caso del hidrógeno, se pueda disfrutar de mercados competitivos desde el principio.

De conformidad con el paquete, las redes de transporte de hidrógeno serán fundamentales para su utilización tanto en tierra como en altamar. Sin embargo, como sistemas de transporte, estas son redes que requieren de mucha inversión y con características cercanas a las de un monopolio natural. La experiencia regulatoria en gas y en electricidad en materia de redes muestra la importancia de asegurar el acceso libre y no discriminatorio a las infraestructuras de tránsito para poder crear garantías de competencia efectiva. Además, esta misma experiencia muestra la necesidad de introducir reglas de separación de actividades incluso en industrias en crecimiento para asegurar competencia efectiva e independencia entre las funciones de producción y de transporte (Considerando 66 de la DG revisada)

Como mencionamos, el paquete reconoce la compleja tensión entre promover la inversión y crear mercados competitivos. Buscando un punto medio, las reglas crean un sistema a dos niveles para la liberalización de la infraestructura, especialmente en lo relativo a las reglas de separación, el acceso para los terceros y las tarifas.

El capítulo IV de la DG revisada versa sobre reglas relativas al acceso de terceros a la infraestructura de gas natural e hidrógeno. En este punto el Artículo 31 sobre acceso a las redes de hidrógeno es de particular importancia. En principio, los Estados Miembros deben garantizar que el acceso a las redes se conceda con base en un sistema de tarifas objetivo y no discriminatorio para los terceros, como el que se aplica para la electricidad y el gas. Sin embargo, se prevé una excepción: los Estados Miembros podrán, hasta el 31 de diciembre de 2030, permitir la implementación de un sistema negociado para el acceso de terceros a las redes de hidrógeno. La propuesta simplemente dice que los usuarios de las redes de hidrógeno podrán negociar su acceso y que dichas negociaciones deben llevarse a cabo de buena fe.

La separación de las actividades de producción y suministro de hidrógeno de las actividades de transporte (unbundling)es un tema controvertido regulado en el capítulo IX de la DG revisada. Estas reglas señalan que, hasta el 31 de diciembre de 2030, no se impone ningún tipo de separación de actividades para los gestores de hidrógeno, lo cual incluye la separación patrimonial (ownership unbundling), y la de los gestores del transporte independiente (ITO) o los gestores de red independientes (ISO).

Unbundling in the European electricity and gas sectors – FSR (link). Para una discusión sobre el tema de separación y competencia ver: Transmission Networks in Electricity Competition: Third-Party Access and Unbundling – a Transatlantic Perspective (Acceso a las Redes de Transmisión de Electricidad y Separación Efectiva: Una Perspectiva Transatlántica). Herrera Anchustegui, Ignacio; in Ruiz Peris, Juan Ignacio, Cerdá Martínez-Pujalte, Carmen (ed) “Competencia en mercados con recursos esenciales compartidos: telecomunicaciones y energía” (Thomson-Aranzadi, 2019), disponible en: https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=3159458.

El propuesto Artículo 62 de la DG revisada, referente a la separación de los gestores de redes de hidrógeno, establece que los Estados Miembros deben asegurar que un año después de la entrada en vigor, los gestores de las redes de hidrógeno  cumplan con la separación de actividades según las reglas aplicables a los gestores de transporte para gas natural. Esto significa que el régimen de separación efectiva y patrimonial sería la regla predeterminada para los gestores de hidrógeno.

El Artículo 62(4) de la DG revisada señala que el modelo para gestores independientes de transmisión (ITO) es válido únicamente hasta el 31 de diciembre de 2030. Hasta esta fecha, los Estados Miembros podrán designar un operador independiente para las redes integradas de hidrógeno, de conformidad con las reglas aplicables para los ITO en el régimen del gas natural.

Al mismo tiempo, el paquete propone modelos de separación contable y legal, los cuales se podrían aplicar cuando un operador de gas natural se convierta en un operador de hidrógeno.

  • Separación jurídica – El Artículo 63 de la DG revisada establece que cuando un gestor de red es parte de una empresa activa en la transmisión o distribución de gas natural o electricidad, deberá ser independiente al menos jurídicamente.
  • Separación contable – el Artículo 64 de la DG revisada establece que los Estados Miembros deben garantizar que todas las cuentas de los gestores de hidrógeno se lleven de conformidad con el Artículo 69 de la misma directiva. De acuerdo con esta regla, los gestores de redes que deseen convertirse en operadores de redes de hidrógeno deberán mantener una contabilidad separada entre las actividades de gas natural e hidrógeno, e implementar actividades para asegurar una fijación eficiente y transparente de tarifas. Esta separación de cuentas debe ser hecha tal como si las actividades fueran a ser realizadas por dos empresas separadas, con la finalidad de evitar la discriminación, el subsidio cruzado de actividades, y la distorsión de la competencia (Artículo 69(3)). Esta separación se ve reflejada también en la separación regulada de las bases de activos de los gestores de hidrógeno y gas natural, tal cual como lo establece el Artículo 4 de la DG revisada.

Después de 2030, el paquete propone imponer el modelo de la separación patrimonial como regla principal, con la posibilidad de aplicar el régimen del ISO como una excepción, siempre y cuando en la fecha de entrada en vigor del paquete la red de hidrógeno haya pertenecido a una empresa verticalmente integrada (Artículo 62(3) de la DG revisada). Adicionalmente, el modelo ITO no será una opción viable para gestores de redes de hidrógeno. Esta preferencia por el modelo de separación patrimonial replica las reglas para la electricidad en vigor desde 2009, en las que toda infraestructura nueva debe ser separada a través del sistema de separación patrimonial (Comisión Europea, Nota Interpretativa sobre la Directiva 2009/72/CE y la Directiva 2009/73/CE: The Unbundling Regime, p. 5)

La razón por la cual se excluye el modelo ITO a partir de 2030 parece ser el deseo del legislador de tener un “nuevo comienzo” en materia de control de infraestructura. Esto es una novedad a la hora de ser aplicado al control de redes en mercados en su fase naciente, como el del hidrógeno. Después de todo, el objetivo de la Comisión es hacer de Europa la primera región del mundo con una regulación holística aplicable a un mercado líquido y competitivo para el hidrógeno. Adicionalmente, de acuerdo con la Comisión, otra razón de importancia para eliminar el modelo del ITO sería la menor necesidad de ejercer una amplia supervisión por parte de las autoridades energéticas, en comparación con los controles necesarios sobre los modelos ITO actualmente aplicados en Europa.

The Gas Package: An overview with Augustijn Van Haasteren – YouTube; The Commission’s new Gas and Hydrogen Package – Youtube

 

Reglas especiales para la infraestructura del sector privado y las redes confinadas geográficamente

Durante este período de transición, hasta 2030, el Artículo 47 de la DG revisada propone que las redes privadas de hidrógeno existentes estén temporalmente exentas de las reglas de separación y acceso de terceros, lo que ayudaría a movilizar capital privado. Esto significa que los Estados Miembros pueden decidir conceder una excepción a las normas de acceso para terceros, la regulación de tarifas, la separación de patrimonial, legal y de cuentas, así como también respecto de las normas sobre participación en ENNOH, a las redes de hidrógeno privadas que pertenezcan a una empresa verticalmente integrada en la fecha de entrada en vigor del paquete. Dicha excepción deberá ser limitada en el tiempo, expirará a más tardar el 31 de diciembre 2030 o antes, si: i) la red de hidrógeno está conectada a otra red de hidrógeno; ii) la red de hidrógeno o su capacidad se expande; iii) si la empresa verticalmente integrada solicita al regulador terminar con la excepción y dicha solicitud es concedida.

Adicionalmente, el Artículo 48 de la DG revisada propone excepciones a la separación de redes locales (‘geográficamente confinadas’) que tengan un único punto de entrada y tengan opciones limitadas de salida hacia los usuarios comerciales o industriales sin perjuicio de la aplicación de las reglas de acceso y de tarifas. Esta excepción será aplicable hasta al menos el 31 de diciembre de 2030. A partir del 1 de enero de 2031, la derogación dejará de estar en vigor si una de las siguientes condiciones se cumple: i) cuando un productor competidor de hidrógeno quiera obtener acceso a la red; ii) cuando la red exenta se conecte a otra red de hidrógeno.

 

¿Flexibilidad insuficiente?

La transposición de los modelos regulatorios del gas natural y la electricidad al hidrógeno, sin más cambios adicionales y flexibilidad más allá de 2030 está suscitando debate. Por un lado, se reconoce que un régimen regulatorio claro y sin excepciones puede generar una seguridad jurídica que atraiga inversiones y dar lugar a menores costos administrativo al aliviar la carga de control (como se da en el caso del modelo del ITO). Sin embargo, es importante destacar que estos modelos regulatorios se han aplicado de manera gradual en los mercados de electricidad y gas en tres paquetes de reglas (1996-1998, 2003 y 2009), y que estos eran mercados relativamente maduros y con suficientes interconexiones en Europa. En estos casos, y aún bajo esas circunstancias, el proceso regulatorio se hizo paso a paso y de manera flexible.

Como han señalado algunos actores, el mercado del hidrógeno se encuentra en una fase embrionaria y que las normas deben irse adaptando en forma paralela con su evolución (Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y Consejo de los Reguladores Europeos de la Energía (CEER). Estos actores son de la opinión que la separación patrimonial debe ser el modelo por excelencia para la infraestructura de transporte de hidrógeno, utilizando medidas como la separación jurídica y contable como una medida mínima hasta alcanzar, de manera gradual, la separación de propiedad. ACER, de hecho, ve más beneficios en un enfoque gradual que en una fecha límite para la flexibilidad en 2030.

Adicionalmente, debido a que los mercados nacionales pueden evolucionar de maneras diferentes, los Estados Miembros pueden regular estos asuntos con mayor detalle y de acuerdo con circunstancias propias, de acuerdo con el principio de subsidiariedad. Al mismo tiempo, la diferente velocidad en la formación de los mercados de hidrógeno (mayor velocidad en el Norte y menor en el Este, por ejemplo), es otra de las razones por las cuales ACER duda de que el 2030 sea el “año del Big Bang,” en el que este cambio deba realizarse en todos los Estados Miembros, o que los mercados de hidrógeno sean suficientemente maduros como para imponer reglas estrictas de separación más allá de 2030.

 

¿Quién va a pagar los costos de la infraestructura del hidrógeno?

El Artículo 4 de la DG revisada permite la subvención cruzada de redes de hidrógeno con las ganancias de explotación de las redes de gas natural, siempre y cuando se haga de manera transparente y con ciertas condiciones, a saber: i) que el coste sea asumido únicamente por los usuarios locales; ii) la subvención cruzada debe ser limitada en el tiempo; iii) la subvención cruzada está sujeta a aprobación regulatoria. Estos límites parecen razonables debido a que la infraestructura de hidrógeno todavía no existe y es un pilar indispensable para un mercado maduro.

ACER y el CEER consideran que se debe impedir la subvención cruzada entre usuarios de diferentes redes (también conocida como mutualización del coste), más aún cuando se trata de diferentes tipos de usuarios en un mismo sector (gas e hidrógeno) o en sectores diferentes. Estas agencias sostienen que los costes de desarrollo de las redes de hidrógeno deben ser financiados exclusivamente por sus respectivos usuarios. Sin embargo, ACER y el CEER están de acuerdo con que, para fomentar un sistema energético descarbonizado, debe existir alguna forma de apoyo económico. Desde una perspectiva regulatoria, una opción para la financiación inicial puede ser la creación de subsidios temporales, por ejemplo, a través de mecanismos en los que una porción de los costes recuperables pueda ser luego trasladada a los usuarios posteriores de la red de hidrógeno. Si, no obstante, los responsables políticos optan por subvenciones cruzadas para promover el desarrollo y el despliegue del hidrógeno, la ACER y el CEER consideran que debe desarrollarse desde el principio y aplicarse un marco regulador adecuado para las excepciones temporales al principio de evitar las subvenciones cruzadas. Aun cuando ACER está de acuerdo con los límites impuestos en el paquete, también ha argumentado que se necesita una perspectiva integrada para el sistema, para encontrar el diseño óptimo de los esquemas de apoyo, haciendo hincapié en que la transparencia en la lógica económica y política pública, así como en el monto de las subvenciones cruzadas, es clave.

 

Reflexiones finales

El borrador de paquete de gas e hidrógeno es un importante paso adelante para preparar y fomentar la transición energética, promoviendo la incorporación de gases de bajas emisiones de carbono en ella, y para crear el primer mercado de hidrógeno.

Las reglas propuestas reconocen la necesidad de bridar flexibilidad  dentro del marco regulatorio aplicable a las redes de transporte. Aquí, las reglas de separación, acceso para terceros y las tarifas son elementos centrales y al mismo tiempo sujetos a intensas discusiones. Un enfoque regulador gradual y flexible pareciera ser clave en el desarrollo del mercado de hidrógeno y su infraestructura, y ser una pieza que permita la movilización de recursos financieros y técnicos en esta primera fase del sector del hidrógeno. Demasiada flexibilidad (y subvenciones cruzadas) puede, sin embargo, llevar a Europa a un mercado poco competitivo y a problemas de ineficiente asignación de costes. El debate sobre estos temas apenas ha comenzado.


* Agradecemos a Leigh Hancher, Carsten Zatschler y Catalina Vallejo los comentarios hechos a un borrador anterior y a Tollef Heggen su ayuda en la investigación. Los errores y omisiones son únicamente nuestros.

Esta entrada es una versión editada y traducida de una publicación sobre el mismo tema y disponible aquí

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