Renovables

De la promesa del hidrógeno verde a la realidad Argentina: cuál es el plan para aprovechar ese recurso

El negocio de la explotación y venta de hidrógeno se planifica sobre un terreno fangoso como el argentino. Sin embargo, la oportunidad está y ya hay algunos que se animan a explorar su potencial.

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En la agenda mundial destinada a mitigar el cambio climático, el desarrollo de energías limpias, que no emitan dióxido de carbono, es una variable clave. De todos los recursos renovables, el hidrógeno verde se encuentra en la actualidad en una etapa de ensayo de tecnologías donde la ecuación costos-beneficios se vuelve determinante para su nivel de producción.

La Argentina se ha sumado también a este compromiso global impulsando el crecimiento de los vectores eólico y fotovoltaico, y avanzando con mucha cautela en la experimentación con el hidrógeno. Por lo pronto, sólo existe en el país un proyecto concreto de desarrollo de esta energía, nacido a partir del plan de inversión de US$ 8000 millones en la provincia de Río Negro por parte de la empresa australiana Fortescue Future Industries.

El segundo foco se ubica en Tierra del Fuego, donde la gobernación intenta impulsar la actividad a partir de los beneficios del régimen de promoción industrial, que implica la exención de los impuestos al Valor Agregado, Ganancias y Aranceles de Importación.

El país tiene un enorme potencial a partir de la disponibilidad de recursos naturales para la producción de hidrógeno verde, pero el desarrollo de los proyectos energéticos a largo plazo y su relevante inversión de capital se ven jaqueados por una normativa endeble, en un escenario de falta de seguridad jurídica y un contexto macroeconómico que vuelve inviable el negocio, al menos en la actualidad.

La ventaja que tiene este combustible es que puede ser transportado y exportado.

Por lo pronto, la Secretaría de Energía de la Nación diseñó y publicó en septiembre la Estrategia Nacional de Hidrógeno, una hoja de ruta en la cual se señalan objetivos, tiempos y factibilidades del negocio. El plan, que cuenta con siete ejes, contempla hacia 2050 una producción doméstica total de 5 millones de toneladas anuales de hidrógeno de bajas emisiones, de las cuales el 20 por ciento sería destinado al mercado interno y el 80 por ciento a la exportación.

Para lograrlo es imprescindible multiplicar por 11 la generación de energía renovable actual y duplicar el total de la generación energética en el país. El desarrollo de la industria estará centrado en polos productivos y requerirá una fuerte transformación de la infraestructura en corredores viales y puertos. La actividad podría generar 80.000 puestos de trabajo calificados.

Los expertos coinciden en que el plan tiene mucho de aspiracional y escaso anclaje en la realidad. "Es una estrategia con objetivos que la verdad que hoy por hoy no tienen correlato con la actualidad. En este momento no hay nada. Existe una gran incertidumbre. El marco es la transición energética, que va cambiando según los momentos históricos y las situaciones. A veces la energía verde parece despuntar como contundente y luego se debilita y ganan fuerza los fósiles nuevamente", explica el doctor Francisco Romano, socio de Energía del Estudio Pagbam y director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.

Romano recalca la existencia del "trilema de la energía", que consiste en "un triangulito donde hay tres fuerzas que cobran preponderancia según momentos históricos: sustentabilidad, ser amigable con el ambiente; precio razonable, que se pueda acceder a un precio debidamente lógico que permita abastecer la demanda interna; y seguridad, es decir tener la certeza de que habrá continuidad en el abastecimiento".

La generación de hidrógeno surge a partir de un fenómeno químico eléctrico que es la electrólisis, que tiene, por un lado, al agua como suministro y a la energía eléctrica por el otro. "Cualquier fuente de energía eléctrica es susceptible de ser utilizada para la generación de hidrógeno. El tema es que esa fuente de generación de electricidad sea lo más verde posible o verde en su totalidad. Y después, cómo se trabaja sobre los residuos para poder ponerle una etiqueta verde", señala Diego Calvetti, socio líder de Energía de KPMG Argentina.

Los negocios que vienen

La base del negocio energético del hidrógeno es el encuadre normativo, el marco legal que les permita a los inversores contar con la tan mentada seguridad jurídica en un país acostumbrado a romper las reglas, cualquiera que estas fuesen.

Así que, en paralelo a la Estrategia diseñada por la Secretaría de Energía, corre una ley que aún aguarda ser reglamentada. Según Calvetti, existe una ley al fomento del uso del hidrógeno, pero nunca llegó a reglamentarse, con lo cual no tiene aplicación práctica. "En los últimos dos años hubo un intento de revivir y actualizar esta ley a partir de las inversiones de Fortescue", aclara.

Y agrega: "Hundir capital en el país por un largo tiempo y esperar su recupero requiere de la existencia de un marco legal, una seguridad jurídica y ciertos beneficios que pueden ser impositivos o cambiarios. Eso seguramente puede producir una aceleración de este tipo de proyectos. ¿Cómo voy a generar esta inversión en un contexto de múltiples tipos de cambio y restricciones al flujo de capitales? Ahí está un poco donde se encierra la problemática. Están a la expectativa de tener reglas de juego más claras para su modelo de negocios y ver cuál puede ser la tasa de retorno del producto".

El país tiene un enorme potencial a partir de la disponibilidad de recursos naturales para la producción de hidrógeno verde.

De acuerdo a las características del mercado interno, el negocio de la producción de hidrógeno sería netamente exportador. "El plan prevé a 2050 una producción total de 5 millones de toneladas de hidrógeno verde, de las cuales 1 millón sería para el consumo interno -recalca Damián Dotto, director líder de Energías Renovables de KPMG Argentina-. La ventaja que tiene este combustible es que puede ser transportado y exportado. A partir de ahí hay dos opciones: se hace por vía gasoducto o mayormente por barco. La Argentina estaría centrada en esta última posibilidad".

Otro de los beneficios del hidrógeno es la estabilidad en el precio, ya que no experimenta la volatilidad que, por el contrario, sufre el gas natural licuado, que pasó de US$ 11 el millón de BTU a US$ 4. "Son volatilidades que afectan los planes de inversión porque, obviamente, cuando está a 4 nadie quiere poner plata para hacer el negocio y cuando está a 11 todos quieren poner plata", subraya Calvetti.

"El gran objetivo de todos estos proyectos es la exportación -agrega el especialista de KPMG-. La Argentina no tiene un mercado interno que pueda absorber una producción de hidrógeno. No tiene la infraestructura montada para poder transportar ese hidrógeno como sí tenemos los gasoductos. Es decir, necesitaría una inversión adicional si quisiera montar pipeline que lo pudiera transportar de alguna forma. Tampoco tenemos una industria que experimente un proceso de conversión hacia la utilización de hidrógeno. No lo estamos utilizando como potencial reemplazo de la gasolina. Hoy está pensado sólo para su exportación".

Una vez más, el negocio de la explotación y venta de hidrógeno se planifica sobre un terreno fangoso como el argentino, que multiplica la incertidumbre. Romano recalca que hoy en día "en el mercado puro y duro no es económico producir hidrógeno verde. Sus alternativas son más económicas en el mercado. Ahí viene el problema de la necesidad de que los Estados, si quieren seguir adelante con sus compromisos de acuerdos internacionales, estén dispuestos a brindar subsidios. Por eso es importante la ley".

"Los inversores miran cómo se baja el costo nivelado promedio de la producción del hidrógeno -enfatiza el especialista, director de la diplomatura en gestión de Hidrógeno de la Universidad Austral-. Hay que bajarlo a US$ 2. En España estaría en US$ 4. La Argentina estaría en US$ 7, es muy alto para que tenga sentido económico. Un buen subsidio en un país estable que reduzca el costo sería suficiente. En la Argentina falta la parte macroeconómica, no hay dólares y hay control de cambios. Ahí no le cerraría a nadie un negocio así".

El hidrógeno se clasifica por colores de acuerdo a su origen. El azul, que se produce a partir del gas natural; el verde, nacido de la electrólisis desde fuentes renovables; y el rosa, que toma la energía para el proceso desde la generación nuclear. En todas ellas la Argentina tiene potencial, pero al momento de hilar fino, considerar el impacto ambiental y maximizar la renta, existen algunas diferencias.

En el enfoque de Alejandro Einstoss, economista, consultor en Energía e integrante del Instituto Argentino General Mosconi, "el país tiene principalmente dos posibilidades: el hidrógeno azul y el verde. El primero sería un hidrógeno que va a emitir gases de efecto invernadero. La Argentina tiene mucho potencial en energía renovable y por lo tanto podría pensar en la instalación de generación dedicada a la producción de hidrógeno verde".

El hidrógeno azul se muestra tentador a partir del excedente de producción de gas natural surgido desde Vaca Muerta, pero hay sus reparos. Calvetti remarca que a partir del gasoducto Néstor Kirchner "existe la posibilidad de transformarse en un jugador regional a nivel exportaciones, también con las reversiones de los gasoductos del norte, aprovechar el declino de producción de Bolivia. También hay gasoductos que van hacia Chile, y mismo de Buenos Aires hacia Montevideo. En ese sentido es una oportunidad. Pero la Argentina tiene una mayor factibilidad en generar proyectos ciento por ciento verdes. Es más factible aprovechar todo lo que es eólico para hacer hidrógeno. En la Argentina la tasa de utilización del recurso eólico es del 70 por ciento, en el resto del mundo es del 40 o 50 por ciento. Eso marca la disponibilidad del recurso. De 100 días el recurso está disponible y genera electricidad. Me parece mucho más sano para la industria ese aprovechamiento".

El azul también quedaría relegado, al menos en un primer momento, ya que su producción requiere además la inversión en tecnología que permita la captura y el almacenamiento del dióxido de carbono con el fin de no contaminar el ambiente. Y el rosa, pese a que el país cuenta con el conocimiento y el desarrollo de la energía nuclear, también quedaría descartado a partir de su impacto en el medioambiente y porque las instalaciones deberían estar ubicadas en las cercanías de alguna planta de energía atómica que les brinde la energía para realizar la electrólisis.

Dónde está la demanda

La logística para la exportación del hidrógeno tiene al transporte marítimo como factor principal. Al menos esa sería la vía principal para que la Argentina pudiera vender la producción a otros continentes. "También es otra la escala de inversión para exportar. Son otros los tiempos -asegura Einstoss-. Una planta de licuefacción de gas natural puede llevar 8 años entre que se planifica y se pone en operación, y en estos proyectos se habla de tiempos menores y de otra intensidad de capital".

La principal demanda de hidrógeno como fuente de energía tiene como protagonista a Japón y las economías del sudeste asiático, que suelen abastecerse desde Australia. Por otra parte, la guerra entre Ucrania y Rusia ha venido a reconfigurar el mapa energético de Europa, principalmente de Alemania, la locomotora del Viejo Continente.

"Alemania va en búsqueda de reemplazar el gas por el hidrógeno -dice Dotto-. Tiene un gran desarrollo de la industria y necesita fuentes de energía. Anunciaron un conducto desde España y Portugal para abastecer a Alemania con hidrógeno mediante una inversión de 2500 millones de euros".

La viabilidad del negocio de producción y exportación de hidrógeno requiere, a manera de conclusión, sopesar diversas alternativas. En la actualidad el escenario surge inmaduro. "El sector tiene mucho para aportar pero hoy para la Argentina está en la etapa del prototipo -subraya Einstoss-. No tenemos un desarrollo lo suficientemente importante como para pensar en dar el salto al mundo".

El otro vector relevante tiene que ver con el manejo de los tiempos al momento de ejecutar la inversión. "En renovables la curva de tecnología tira los precios y los costos hacia abajo de una forma muy acelerada. Entonces dependiendo en qué momento se entra en la tecnología se puede encontrar con sobrecostos. Pero si esperan un poco más, con la evolución de la tecnología esos costos caen en forma abrupta. Es lo que ocurrió con el recurso fotovoltaico, que al comienzo era una tecnología muy cara y hoy tiene una curva de costos totalmente descendente. El timing es fundamental para maximizar la rentabilidad en proyectos donde se hunde capital a 50 años", concluye Calvetti.

Esta nota se publicó originalmente en el número 359 de revista Apertura.

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