Cómo una refinería dijo que sí

En noviembre de 2024, una refinería a las afueras de Bilbao tomó una decisión que la mayoría de sus homólogas europeas todavía no puede tomar. El consejo de Petronor dio luz verde a un electrolizador de 100 megavatios, una de las mayores plantas de hidrógeno verde en superar ese umbral en la Unión Europea. Ni cinta, ni alharacas sobre un futuro de energía limpia. Solo una decisión final de inversión, el momento en que un proyecto deja de ser una presentación de diapositivas y se convierte en una obra.

Esa distinción importa más que antes. Hace tres o cuatro años, los anuncios de hidrógeno llegaban cada semana, cada uno más grande que el anterior. La brecha entre lo que se anunciaba y lo que se construía se ha convertido desde entonces en el número más honesto del sector. De los 27 proyectos del programa Hy2Use de la UE que respondieron a una encuesta reciente, solo seis habían alcanzado una decisión final de inversión. El resto sigue hablando.

Un webinar de RENMAD organizado por ATA Insights, "How green hydrogen projects can reach FID in Europe", reunió en una misma sala a tres personas que de verdad mueven el dinero: un inversor, un banquero y la refinería que llegó al sí. Lo que describieron fue menos una historia de tecnología que una historia sobre disciplina. Los proyectos que sobreviven parecen negocios. Los que no, parecen ambiciones.

El bombo se acabó, y esa es la buena noticia

Ya puede decirse en voz alta. El bombo del hidrógeno se ha terminado.

"El hidrógeno ha dejado atrás con creces la fase del bombo", dijo Alexandru Floristean, socio operativo de Hy24, la primera gestora de capital privado del mundo dedicada por completo al hidrógeno. "El pico del bombo fue 2021 y 2022, más o menos cuando la normativa de la UE estaba a punto de adoptarse. Desde entonces ha habido mucha maduración en los proyectos, en la que la emoción inicial chocó con la realidad de lo difícil que es alcanzar la FID." Su firma ha levantado más de dos mil millones de euros y tiene más de cinco gigavatios de capacidad de electrólisis en desarrollo avanzado por toda Europa, de los cuales unos 1,3 gigavatios ya han superado la decisión y están en construcción. Eso sitúa a Hy24 en la rara posición de ver todo el mercado a la vez, desde el acero en Suecia hasta el combustible marítimo o las refinerías españolas.

El desplome del bombo hizo algo útil. Despejó el campo. Lo que queda, argumentó Floristean, es un "valle" que solo cruzan los proyectos bien construidos. Jordi Carreras, vicepresidente del equipo de asesoramiento en transición hacia una economía baja en carbono de BBVA, se mostró de acuerdo y lo calificó de buena noticia. "Lo que estamos viendo ahora es este valle donde los mejores proyectos sí alcanzan la FID", dijo, "lo cual es muy bueno, porque podemos aprender de ellos y ayudar a todo el ecosistema con proyectos sólidos, con buenos fundamentos, a seguir adelante y producir la molécula limpia que todos queremos."

Entonces, ¿qué separa a los proyectos que cruzan de los que se quedan atascados? Si quitas la jerga, hay tres cosas que reaparecen una y otra vez: un comprador real, una norma por la que valga la pena apostar y un dinero cuyos plazos encajen.

Un comprador, no una esperanza

La mayoría de las dificultades para construir una planta de hidrógeno no son nuevas. El suelo, la conexión a red, los permisos, la construcción, incluso la estructura financiera de deuda de proyecto más capital: son problemas que el mundo industrial resolvió hace décadas. "Los promotores de proyectos saben exactamente cómo lidiar con eso", dijo Floristean, "y, francamente, también lo saben los bancos, y también los inversores de capital."

La parte genuinamente nueva es el plan de negocio, y en el centro del plan de negocio se sienta el comprador. Floristean fue contundente sobre el lugar que ocupa en el ranking. "Me guardé lo mejor para el final. Un contrato de compra sólido. Cuando construyes un modelo de negocio sobre la base de la regulación, o existes o no existes según tengas o no un comprador dispuesto a acompañarte hasta el final."

Un banco mira a ese mismo comprador con una lente más estrecha. Carreras expuso qué hace que uno sea aceptable. "Como banco, lo que queremos es certeza sobre los ingresos, incertidumbre sobre el coste", dijo, "para poder recuperar el dinero que prestamos." En la práctica eso significa un contrato de compra de al menos diez años, redactado con cláusulas take-or-pay o estructuras de tolling que saquen el riesgo de mercado de la ecuación, y respaldado por un comprador con un balance con grado de inversión. Un apretón de manos y un memorando de entendimiento no financian una planta.

Aquí es donde la planta de Petronor tiene una ventaja estructural que pocos proyectos independientes pueden igualar. El comprador es la propia refinería. Borja Martín, project manager de transición energética en Petronor y vicepresidente del grupo de trabajo Hy2Use dentro del programa IPCEI de la UE, explicó que la molécula nunca tiene que buscar mercado. "Nuestro proyecto de 100 megavatios, y Petronor en sí, es el principal consumidor, usando hidrógeno renovable para la descarbonización de nuestra actividad", dijo. La refinería ya es una gran consumidora de hidrógeno y, lo que es crucial, está sujeta a obligaciones bajo la Directiva de Energías Renovables. Tiene que comprar hidrógeno verde. La planta simplemente lo suministra.

La norma que paga la molécula

Esa obligación es el motor silencioso bajo casi todas las plantas de hidrógeno europeas que han llegado a una decisión. El valor del hidrógeno verde hoy no viene sobre todo del mercado. Viene de una ley.

Floristean lo detalló al responder a una pregunta del público sobre si son las subvenciones a la operación, y no la regulación, lo que de verdad impulsa el sector. "Para ser extremadamente claro sobre el motor de la inmensa mayoría de los proyectos que han alcanzado la FID: es la aplicación de la Directiva de Energías Renovables", dijo. "Es un mandato, una obligación para los suministradores de combustible de integrar cantidades mínimas de RFNBO en los combustibles que venden en un país determinado. En la ruta de la refinería, la capacidad de consumir hidrógeno dentro de una refinería en la producción de combustibles convencionales y biocombustibles es la forma económicamente más eficaz de cumplir esa obligación."

RFNBO es el término de la UE para el hidrógeno renovable y sus derivados. La directiva obliga a los suministradores de combustible a mezclar una cuota mínima o a pagar penalizaciones, lo que significa que pagarán una prima por la molécula. Las ayudas públicas, en esta lectura, no son el premio. Son un edulcorante. Floristean fue enfático en que las tan criticadas subastas del European Hydrogen Bank nunca pretendieron cubrir por sí solas toda la brecha de coste entre el hidrógeno gris y el verde. "Ni siquiera se acercan", dijo, y calificó la subvención de "guinda del pastel". La directiva es el pastel.

Lo que convierte el lento despliegue de la directiva en el mayor freno del sector. La UE aprobó la norma. Después, los Estados miembros tienen que transponerla a su legislación nacional, y la mayoría no lo ha hecho. "La mayor barrera que ha frenado el desarrollo del sector, con diferencia, ha sido el retraso en la transposición de la Directiva de Energías Renovables por toda Europa", dijo Floristean. Se está pidiendo al capital, a la deuda y a los compradores que comprometan capital sobre la base de una regulación que, en la mayoría de los países, ni siquiera se ha presentado.

Un país es la excepción, y el contraste es enorme. "El único que hizo un trabajo espectacular al transponer la directiva, con un año de retraso también, todo hay que decirlo, es Alemania", dijo Floristean. "Alemania ha transpuesto por completo la Directiva de Energías Renovables, con objetivos claros en 2030 y hasta 2040, dando visibilidad de mercado durante 15 años y reduciendo el riesgo de los proyectos." Espera una oleada de decisiones en Alemania y en Dinamarca, que construirá para abastecer a Alemania apoyándose en esa visibilidad. España, en cambio, tiene un borrador y una promesa. La transposición se prometió para el verano, pero no se ha presentado. Hasta que lo haga, los promotores españoles están adivinando la demanda más allá de 2030.

Dinero que llega a tiempo

El tercer ingrediente es el menos glamuroso y, en el orden equivocado, el más letal. Un comprador y una norma no valen nada si el capital no aparece cuando se necesita.

Carreras describió cómo dimensiona un banco su préstamo en la práctica: tomas el contrato de compra, el paquete de construcción, la tecnología y el plan de operación; los pasas por los ratios estándar de cobertura del servicio de la deuda; y solo entonces decides cuánta deuda pueden soportar los flujos de caja. Insistió en un punto que mata más proyectos que ningún otro. El capital y la deuda tienen que moverse juntos. "Es muy importante que los plazos estén alineados", dijo, "dado que no se alcanzará el cierre financiero hasta que tengas todas las fuentes de capital bien alineadas, avanzando en paralelo y listas para activarse donde haga falta." Un proyecto con deuda comprometida pero sin capital, o con dinero de subvención que aterriza un año después de las facturas de construcción, nunca cierra.

La planta de Petronor muestra cómo es esa alineación en la práctica. La brecha de financiación se cubrió con unos 160 millones de euros de apoyo a través del esquema IPCEI, canalizados por medio del IDAE en España. "Esto fue esencial para lograr la viabilidad económica", dijo Martín. Mejor aún, las condiciones permitieron a la compañía disponer de la subvención por adelantado en lugar de esperar a hitos. "Las condiciones que ofreció el IDAE nos permitieron recibir el anticipo íntegro de la subvención, y esto mejoró significativamente la liquidez del proyecto." El dinero que llega pronto vale más que el dinero que llega correctamente pero tarde.

Alrededor de ese núcleo se colocó el resto del rompecabezas, ensamblado al mismo tiempo y no en secuencia: la tecnología con el riesgo reducido junto al fabricante del electrolizador y el laboratorio tecnológico de Repsol, los permisos asegurados con el operador de red y el Gobierno Vasco, y todo el esfuerzo anclado en el Corredor Vasco del Hidrógeno, un clúster que conecta a productores con usuarios dentro de un radio de 40 kilómetros de la refinería. El resumen de la lección por parte de Martín fue sencillo. Para llegar a una decisión, los seis elementos —financiación, demanda, alianzas, estructura financiera, tecnología y regulación— "deben confluir de forma simultánea". No en una fila ordenada. A la vez.

Qué tienen en común los supervivientes

Martín señaló una señal de alarma que el sector no deja de ignorar. En una ronda de subasta del Innovation Fund, varios promotores pujaron de forma tan agresiva que ganaron el apoyo y luego se retiraron, incapaces de cuadrar los números al precio que habían ofrecido. Ganar una subvención no es lo mismo que tener un proyecto viable, y una subasta competitiva que premia la puja más baja puede entregar premios a plantas que nunca se construirán. El propio presupuesto de subasta-como-servicio de España, apuntó Martín, quedó infraadjudicado. Lo difícil no es repartir el dinero. Es diseñar el apoyo de modo que los proyectos viables puedan de verdad pasar a construcción.

Ese es el hilo conductor que conecta a un inversor en Bruselas, a un banquero en Madrid y a una refinería en Bilbao. La generación del bombo perseguía escala y anuncios. Los supervivientes hacen algo menos emocionante y mucho más difícil. Encuentran un comprador que está obligado por contrato a llevarse la molécula, anclan los ingresos a una norma que de verdad se ha convertido en ley, y alinean deuda, capital y subvenciones para que se activen a la vez. Todo lo demás, como dijo Floristean, el sector ya sabe hacerlo.

La siguiente prueba es si las normas alcanzan a los proyectos. Alemania ha dado a sus promotores un horizonte de 15 años. España ha dado a los suyos un borrador y un plazo que no deja de resbalar. Las plantas están listas. La pregunta es si la ley llegará a tiempo, o con una elegante tardanza.

Petronor llegó al sí porque, por una vez, todo encajó en el mismo momento. La verdad incómoda para el resto de Europa es que el sí nunca fue una cuestión de tecnología. Fue una cuestión de si alguien se había molestado en construir un negocio.