La molécula más pequeña del universo conocido es la nueva estrella del firmamento energético. La imperiosa necesidad europea de abastecimiento seguro de energía ambientalmente limpia está impulsando el uso y la producción de hidrógeno en todos los eslabones de la cadena productiva. Pero no todo estan fácil como parece y tanto la actual configuración de la matriz energética como los principios de la termodinámica imponen restricciones al uso masivo del más abundante gas del universo y que seduce a millones en el primer mundo.
Se atribuye al excéntrico y riquísimo Sir Henry Cavendish el descubrimiento en 1766 de la composición del agua: concluyó que se trata de una sustancia compuesta por aire deflogistizado unido al flogisto.
El flogisto era una hipotética sustancia que representaba la inflamabilidad y toda materia susceptible de sufrir combustión contenían flogisto y todo proceso de combustión consistía, básicamente, en la pérdida de dicha sustancia.
Años más tarde Lavoisier, empeñado en desacreditar la teoría, investigó la composición del agua y comprobó que son dos las sustancias que la componen y las bautizó como hidrógeno (H2) y oxígeno (O2). Pero no fue sino hasta principios del siglo XX que se empezó a investigar el uso del H2 como combustible.
Mucho se ha dicho ya sobre el H2, pero resulta ineludible mencionar sus características. Es el primer elemento de la tabla periódica, el más liviano y abundante del universo, suponiendo más del 75 % de la materia conocida y más del 90 % en número de átomos. De hecho, Júpiter y Saturno están compuestos en 90% de hidrógeno.
El H2 se presenta en forma de molécula diatómica y rara vez se lo encuentra en estado libre en el planeta tierra, siempre aparece combinado con otros elementos como el agua o compuestos orgánicos.
El H2 es altamente inflamable y requiere de menor energía que la nafta o el gas natural para encenderse. Por su extrema volatilidad tiende a difundirse a gran velocidad, impidiendo que se formen grandes concentraciones como puede suceder con otros gases como el butano.
Se puede almacenar comprimido o criogénicamente a una temperatura de licuefacción extremada mente baja (–253°C a presión atmosférica contra –162°C del metano) temperatura muy cercana al cero absoluto ( –273,15 °C) que es la menor temperatura, que en teoría, podría existir. En estado líquido tiene una densidad aproximadamente 780 veces mayor que en su forma gaseosa.
El hidrógeno tiene un poder calorífico superior al del metano (principal componente de nuestro archiconocido gas natural) en términos de energía por unidad de masa. El poder calorífico del hidrógeno es de aproximadamente 141,8 megajoules por kilogramo (MJ/kg), mientras que el del metano es de 55,5 megajoules por kilogramo (MJ/kg).
No obstante, la masa molar del metano (CH4) es de aproximadamente 16,04 gramos por mol, la masa molar del hidrógeno (H2) aproximadamente 2,02 gramos por mol.
La densidad del aire es de 1.2 kg/m³ a temperatura y presión estándar, mientras que la densidad del hidrógeno es de 0.084 kg/m³ en las mismas condiciones. Esto significa que el hidrógeno es aproximadamente 14 veces más liviano que el aire, se dispersa muy velozmente, por lo tanto, tiene una gran capacidad para elevarse en la atmósfera.
A propósito de esto, cuenta la tradición oral, que la aversión popular al hidrógeno se inició en mayo de 1937 con el incendio el gigantesco zeppelin alemán Hindenburg, de 245 mt de largo y 41 de ancho, en un aeródromo de New Jersey, EE.UU.
El saldo fue de 37 muertos y muchos heridos. El hidrógeno habría sido el responsable de esa tragedia y nada hubiese sucedido si el gas para elevar el Zeppelin hubiese sido el helio.
Pero los embargos impuestos a Alemania tras el tratado de Versalles, impidieron la transferencia tecnológica para fabricarlo, lo que inclinó a los alemanes a utilizar hidrógeno.
El impacto mundial fue enorme en una de las primeras grandes catástrofes en ser transmitidas en vivo por radio y filmada en directo. Así nació la mala fama del H2 que aún se mantiene entre algunos escépticos.
Usos y producción
El H2 se puede producir de diversas formas, mediante “reforming” del gas natural, a partir de biomasa, la electrólisis de sales fundidas, entre otros procedimientos. Pero el método más común para producir hidrógeno verde es la electrólisis del agua, lo que implica la división de las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno mediante el uso de electricidad. El hidrógeno gaseoso producido, puede ser recolectado y almacenado para su uso posterior.
El H2 tiene múltiples usos en procesos industriales que no pueden electrificarse, en la industria química en la producción de amoníaco, metanol, hidrocarburos y otros productos y podría también sustituir al gas o complementarlo mediante un blend y también en diversos campos de la investigación científica, como la física, la química y la biología.
Se lee habitualmente en los medios sobre las fantásticas posibilidades del H2 y su uso en el transporte de pasajeros y carga mediante la utilización de celdas de combustibles o mediante inyección directa en ambos casos con cero emisiones.
La combustión directa de hidrógeno es análoga a la de la nafta, diésel o el GNC en motores de ciclo Otto pero en lugar de quemar esos combustibles, quema hidrógeno.
La tecnología de celdas de combustibles para vehículos está muy desarrollada por varios países incluyendo a Corea, donde los camiones ya ruedan motorizados por celdas de combustibles, pero restan dos pequeños detalles: la producción continua de H2 para abastecer ese potencial mercado y el desarrollo de una cadena de distribución, que no se construye de un día para otro.
Un dato que no es menor: la producción de H2 requiere de agua dulce, por lo que los ecologistas no tardarán en poner el grito en el cielo en busca de un peaje en forma de licencia social porque saben que la producción de H2 a partir de agua salada requerirá de energía adicional para desalinizar y sólo Dios conoce el costo de ese proceso.
¿Porqué ahora?
La guerra en Ucrania impactó fuertemente en el esquema energético de Europa. En ese contexto, las medidas tomadas por Estados Unidos contra Rusia en forma de sanciones y bloqueo a las exportaciones de energía, alimentos y fertilizantes, han generado un fuerte aumento en los precios internacionales de esos productos, obligando a los EE.UU. y a Europa a desembolsar cifras astronómicas en subsidios, lo que ha llevado a una inflación mundial sin precedentes.
Las cifras del impacto de los recortes y sanciones a Rusia no son menores: exporta unos 8 millones de barriles al día (MMb/d) de crudo, (casi el 8% de la producción mundial) de los cuales Europa importó hasta el inicio de la guerra unos 2,5 MMmb/d y una cifra similar en derivados: diésel, fueloil, gasolinas y otros productos refinados. Rusia además produce unos 1.900 MMm3/d de gas natural (cifra anterior al conflicto) de los que exportaba en forma de gas seco por ducto a Europa unos 550 MMm3/d, además de unas 38 millones de toneladas de GNL, algo así como 150 MMm3/d adicionales. Pudieron además incorporar otros 150 MMm3/d más, pero el detonado gasoducto Nordstream II quedó fuera de servicio.
Las cifras hablan por si mismas, el conflicto reveló la enorme dependencia de Europa de la energía foránea, en particular del gas ruso, pero también puso al desnudo la insuficiencia de las energías renovables para abastecer a la industria y el confort europeo.
En el marco de un escenario muy complejo, se cometiron errores estratégicos fuera de toda lógica: en Alemania, el lobby del carbón con la ayuda de los “verdes” logró desactivar las últimas centrales nucleares, disparando la producción y consumo de carbón a cifras récord.
Es decir, buena parte de los automóviles eléctricos germanos se mueven con electricidad producida con carbón, al menos hasta 2035 fecha impuesta para cesar la producción de vehículos de combustión interna, menos los híbridos.
Mientras crece la desesperación y el apuro, se mantiene vivo el discurso de “cambio climático” y “calentamiento global”. Es por eso que 253 años después, la dirigencia política europea redescubre al hidrógeno y van por él como Jasón detrás del vellocino de oro y lo proponen como salvador del medioambiente y de Europa.
Estimaciones moderadas (Agencia Internacional de Energía (AIE), indican que la demanda potencial de hidrógeno verde en el transporte, la industria y la generación de energía podría alcanzar los 500 millones de toneladas para el año 2050.
Esto representaría alrededor del 15% de la demanda total de energía en todo el mundo. La AIE también estima que la producción de hidrógeno verde podría representar hasta el 22% de la producción total de hidrógeno en 2050, frente al 0,1% en 2020.
Es cierto que el H2 tiene la ventaja ambiental de no emitir gases de efecto invernadero, característica que lo convierte en un complemento ideal para reducir la huella de carbono.
Pero quienes trabajan con electrones y moléculas están muy preocupados por la reinvención de ciertos mitos y también por los peligros que presenta la denominada “economía del hidrógeno”.
Todo indicaría que los ansiosos “verdes” europeos están exagerando el rol que el hidrógeno tendrá en el futuro, podría decirse que la molécula más pequeña del universo estaría ocupando un protagonismo desmesurado en las portadas de los medios de comunicación y en la agenda verde. Pero la incorporación del H2 a la matriz energética tanto gasífera como eléctrica, como veremos más adelante, tiene sus restricciones económicas, técnicas y si se quiere, filosóficas.
Cosas veredes, Sancho
En respuesta a la Ley de Reducción de la Inflación aprobada en Estados Unidos, la Unión Europea (UE) destinará EUR 225.000 millones en subsidios estatales a distintas industrias y el H2 es uno de los objetivos centrales.
La UE se ha fijado el ambicioso objetivo de incorporar 20 millones de toneladas métricas de hidrógeno en la matriz europea para 2030. Para ello Bruselas trabaja en una regulación que establece qué debe considerarse como “hidrógeno renovable”, por lo que exigiría que para 2028 el hidrógeno se electrolice usando energía sólo de fuentes renovables como molinos de viento o paneles solares. Bruselas considerará “verde” el hidrógeno producido con energías fósiles si emite un 70% menos que el gas natural.
A estos planteos, el Wall Street Journal realizó algunos cálculos en función de los objetivos de Bruselas y según el tradicional medio neoyorquino, el consumo actual de H2 en Europa es de unos 6,5 millones de toneladas métricas, la mayoría utilizadas en la industria y producidas a partir de combustibles fósiles.
Producir un millón de toneladas métricas de hidrógeno requeriría 11 gigavatios de capacidad instalada para energía eólica marina, 22 gigavatios de energía eólica terrestre o 52 gigavatios de energía solar, según S&P Global Commodity Insights.
Esa es la potencia instalada requerida, sin atender al factor de despacho ya que se trata de generación intermitente.
La capacidad instalada en Europa hoy es de 17 gigavatios para energía eólica marina, 188 gigavatios para energía eólica terrestre y 196 gigavatios para energía solar. Dicho de otra manera, alcanzar el objetivo de producción nacional de hidrógeno limpio de la UE en 2030 requeriría alrededor de 500 teravatios–hora de electricidad adicionales.
Eso es más o menos equivalente al consumo de energía anual actual de Alemania. Dado que la producción de energía renovable en toda la UE actualmente alcanza los 1.100 teravatios–hora, producir tanto hidrógeno requeriría aumentar las energías renovables en un 44 %.
Lo que aún resulta incomprensible es que Bruselas piensa excluir a la nuclear, la fuente energética más adecuada para producir H2, garantizando de este modo, que los subsidios se destinen a energías renovables intermitentes.
El H2 en la matriz
No todas las matrices energéticas son uniformes ni todas tienen la necesidad imperiosa de descarbonizar, ni tampoco todas son dependientes de energía foránea. Entendiendo por descarbonizar, reducir la cantidad de hidrocarburos de origen fósil en la matriz energética mediante la introducción de combustibles con menor impacto en el medio ambiente.
El hidrogeno puede contribuir a esos objetivos, pero todo dependerá de la fuente que lo produzca: el hidrógeno será tan verde como verde sea la fuente de energía para hidrolizar el agua.
En aquellos países dependientes de la energía importada que necesitan reducir la dependencia externa, el H2 podría contribuir a reducir la demanda de hidrocarburos para generación produciendo hidrógeno cuando hay energía limpia excedente, en el valle de la demanda, almacenarla y despacharla cuando sea necesario. Pero esto no necesariamente será económicamente viable o práctico. ¿Es posible y probable aplicarlo en esa forma a la matriz argentina?
No resulta difícil imaginar que el hidrógeno podría producirse con energía proveniente de fuentes renovables –o nuclear– durante el valle de la demanda, almacenarlo y usarlo como combustible para generación en el pico de la demanda, de modo análogo al que opera una planta de peak shaving de GNL para el sistema gasífero o con una función similar a una represa de bombeo o reversible en el sistema eléctrico: acumulando energía para despacharla cuando la demanda lo requiera.
No es ocioso reiterar que el hidrógeno es una fuente de energía secundaria, es decir, es una forma de energía que requiere de energía para su producción.
El H2 es un “vector energético”, denominación que reciben los dispositivos y las sustancias que tienen capacidad de almacenar energía para liberar en forma controlada.
Y este no es un detalle menor: su condición de energía secundaria, de vector, lo convierte en un elemento que difícilmente compita directamente con las fuentes de energía primaria como el gas, la energía hidroeléctrica o la nuclear.
En general se estima que se requieren alrededor de 50 a 60 kilovatios–hora (kWh) de energía eléctrica para producir 1 kilogramo de hidrógeno mediante la electrólisis del agua, dependiendo del tipo de tecnología utilizada, la fuente de energía eléctrica y la eficiencia del proceso. Pero un kg de hidrógeno produciría alrededor de 25 a 30 kWh de energía eléctrica. Si además se decidiese transportar el H2 por ducto, las pérdidas energéticas podrían ascender hasta el 70%.
El problema es que las fuentes de producción eólica o solar, tienen prioridad de despacho, por lo que toda nueva inversión en la materia no modificaría la ecuación actual a menos que se trate de plantas aisladas del sistema interconectado: las redes de alta tensión son extremadamente caras.
Argentina y la descarbonización
En 2014 la NASA lanzó un satélite de observación de la Tierra para rastrear las emisiones de dióxido de carbono de más de 100 países de todo el mundo.
El proyecto piloto ofrece una nueva y poderosa mirada al dióxido de carbono (CO2) que se emite en estos países y cuánto es eliminado de la atmósfera gracias a los bosques y otros “sumideros” que absorben carbono dentro de sus fronteras.
A partir de la información obtenida, la NASA confeccionó un mapa para mostrar las regiones del mundo que generan más emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Los informes elaborados muestran que la Argentina en uno de los estados que captura más carbono del que emite.
En oportunidad de la participación argentina en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26), en 2021 el presidente Alberto Fernández reclamó el canje de deuda por acción climática y la nueva asignación de Derechos Especiales de Giro (DEG) para la mejora del ambiente.
En la misma línea, en marzo pasado, el ministro Sergio Massa dijo “Mi país es deudor financiero de los más complicados a nivel global, pero es uno de los principales acreedores ambientales, y esa ecuación en algún momento, en algún lugar, la vamos a tener que poner sobre la mesa” y criticó a Europa por pedir transición energética mientras sigue comprando carbón, señaló en el marco del encuentro de banco de desarrollo CAF realizado en Chile.
La Argentina es un país altamente gasificado y a pesar de poseer una matriz energética limpia, sigue las tendencias europeas en descarbonización.
Todo indica que, una visión objetiva de la matriz energética total, podría concluir que las políticas públicas en materia ambiental deberían poner el foco de la descarbonización en el transporte de cargas y pasajeros, donde aún se utiliza mucho gasoil que en buena parte es importado y que impacta no sólo en el ambiente sino en la balanza comercial, famélica de dólares. No obstante, se ha puesto el ojo en el mercado de gas natural, el que –teóricamente– permitiría la inyección de importantes volúmenes de H2 con el objetivo de “descarbonizar” la matriz energética reduciendo las emisiones del sistema de transporte y distribución de gas por redes, mercado gigantesco para la producción de H2.
De hecho, la Secretaría de Asuntos Estratégicos dependiente de la Presidencia de la Nación, ya armó la Mesa Intersectorial del Hidrógeno con actores públicos y privados para elaborar una “Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno”. Los argentinos amamos las novedades tecnológicas y seguimos a rajatabla las tendencias de Europa, aunque éstas no sean del todo funcionales a nuestros intereses.
Los grandes industriales tienen la necesidad –a priori– de descarbonizarse para poder colocar sus productos en el exterior. En forma permanente se imponen barreras arancelarias y paraarancelarias a los productos fuera de los mercados europeo y norteamericano y son muchas las empresas exportadoras que dependen en gran medida de combustibles fósiles para su producción.
Algunas de las grandes empresas del país que consumen gas en grandes volúmenes y no pueden convertirse –como el cemento o el acero– requieren descarbonizarse de alguna manera, para colocar su producción en los exigentes mercados internacionales, pero cambiar el sistema productivo resulta técnicamente caro y muy difícil. Otras requieren descarbonizar simplemente por branding.
Una de las alternativas es producir energía renovable eólica o solar e inyectarla al sistema. El H2 podría cumplir el rol al incorporarlo a la vena gaseosa utilizando al gas natural como portador del H2 que será consumido por todos, pero el crédito será de la industria que lo pague. Todo dependerá del porcentaje que ocupen los hidrocarburos en su matriz productiva y cuán verde su producción.
Viabilidad
Desde el punto de vista de la viabilidad económica cualquier proyecto privado deberá ser analizado muy finamente y bajo una premisa inalterable: el H2 es una fuente de energía secundaria, por lo que al igual que los biocombustibles o las fuentes de energía renovables como la eólica o la solar, el H2 para competir con las fuentes primarias tradicionales requerirá de algunas “ventajas” normativas, esto en lenguaje llano significa subsidios, exenciones impositivas, aduaneras y algo más.
Sin embargo, la Argentina tiene un pesada deuda en moneda dura y una crónica falta de financiamiento. Al parecer, casi todos los sectores de la política argentina han tomado consciencia de la situación y de la necesidad de reducir los subsidios, por tanto no se vislumbra a priori la posibilidad de subsidios al H2, la alternativa será un esquema de competencia.
El mercado
Desde el punto de vista del mercado del H2 para los grandes jugadores internacionales –aquellos que no tienen limitaciones para la obtención de fondos– el sistema de Transporte y Distribución de gas por redes se presenta como el plato principal.
Pero ¿Cuánto se puede inyectar? Documentos y papers de Europa y EE.UU. señalan porcentajes absolutamente disímiles que van desde el 5% al 20% pero todos sin mucho fundamento técnico.
Uno de los métodos para calcular el porcentaje de H2 (u otros gases) que puede inyectarse en las redes de transporte o distribución de gas natural de la Argentina, está dado en las normas que definen y regulan la calidad del mismo.
En este sentido, la NAG 602, que establece que el gas debe estar compuesto “mayoritariamente por metano” además de mantener el poder calorífico en una banda de entre 8.850 y 10.200 Kclal.
¿Pero ese método es suficiente para conocer el quantum? Según los cálculos realizados en base a las normas escritas, el volumen de hidrógeno que podía inyectarse en el sistema argentino dan cifras extremadamente atractivas para cualquier plan de negocios enfilado a la producción de H2.
Un eventual 10% de inyección en el sistema de transporte de la Argentina significa la apetitosa cifra de 14 millones de M3/d.
Por otra parte, los porcentajes de mezcla de H2 en las redes de transporte estarán condicionados, por la riqueza del gas natural: cuanto más “seco” o más pobre sea el gas natural, menor será el volumen de H2 admitido en el sistema porque la masa molar del H2 es ocho veces menor que la del H2. No obstante, la última palabra la tendrá el organismo regulador.
El Consorcio H2.ar liderado por Y–Tec, menciona en un documento reservado, que sería posible inyectar un eventual 9% de hidrógeno en el sistema, pero se desconoce los fundamentos con los que se arribó a esa cifra.
Un cálculo somero, en base a una hipotética inyección del 9% da como resultado que se debería aumentar un 40% de la potencia de compresión para mantener el mismo flujo energético. La suma de la potencia instalada en los sistemas de TGS y TGN alcanzan 1,3 millones de HP, los números son elocuentes.
Como vemos, además de los problemas financieros y de mercado, las leyes de la física dan un baño de realidad sobre los proyectos de negocios en base a la inyección de H2 en el mercado gasífero.
Seguridad
¿Porqué el 9 y no el 18 o el 5%? ¿no hay efectos negativos o peligrosos por debajo de esos porcentajes?
En materia de seguridad, la inyección de H2 en las redes existentes implicará minuciosos estudios. La molécula de H2 es cuatro veces más pequeña que la del metano y no se conocen debidamente sus efectos en las microfisuras, normales en gasoductos.
Muchas de estas microfisuras pueden ser estables con metano, pero volverse inestables por la acumulación de moléculas de H2.
Esta acumulación puede debilitar la estructura del acero y podría generar tensiones internas que aumentan la susceptibilidad del acero a la fractura por fatiga.
Este fenómeno se conoce como fragilización por hidrógeno y puede ser particularmente peligroso en estructuras de acero críticas, como uniones de soldadura, válvulas o sellos.
Para prevenir la fragilización por hidrógeno, se pueden utilizar técnicas como el tratamiento térmico posterior a la soldadura y también se pueden aplicar revestimientos protectores y materiales resistentes a la corrosión, así podría limitarse el ingreso de moléculas de hidrógeno en las microfisuras, aliviando las tensiones internas en el acero.
Además, los gasoductos no están construidos por acero uniforme, sino que fue evolucionando con los años, por lo que están construidos con diferentes composiciones, con diferentes reacciones a los problemas que causa la diminuta molécula lo que obligará a revisar tramo por tramo.
Inversión en ciencia
A no desesperarse y para poner el asunto en perspectiva, tengamos en cuenta que en Europa, el presupuesto para la investigación y desarrollo asciende a EUR 80 mil millones anuales.
En los Estados Unidos, el presupuesto federal para investigación y desarrollo fue de aproximadamente US$ 150 mil millones en 2022, buena parte de esas inversiones se destina al estudio de materiales, pero paradójicamente los efectos del H2 sobre los aceros, polímeros, válvulas y sellos, aun no fueron estudiados debidamente.
Hasta donde sabemos, ningún sistema de transporte en alta presión en el mundo, ha inyectado hidrógeno en los porcentajes que se barajan y aparentemente, nadie quiere ser el primero.
En redes de transporte con miles de kilómetros de longitud y muchas décadas de antigüedad como las argentinas, la inyección de H2 traería un aumento importante de los costos de mantenimiento y readecuación.
Los mayores costos siempre se trasladan a tarifas. El asunto podría incluso, modificar el modelo de negocios de las licenciatarias.
Normas sobre hidrógeno
Además de las normas NAG 602 existen otras alrededor del mundo. La norma B31.12, publicada por la American Society of Mechanical Engineers (ASME), establece requisitos bastante estrictos para el diseño, construcción, inspección, operación y mantenimiento de sistemas de ductos para el transporte y distribución de hidrógeno gaseoso.
Otra norma muy conocida en nuestro medio es la API 5L y si bien no está específicamente diseñada para el transporte de hidrógeno, no incluye requisitos específicos para su manejo y sus recomendaciones generales para la selección de materiales y las pruebas de calidad pueden ser aplicables al transporte de este gas.
La norma cubre los sistemas de tuberías que operan a presiones de hasta 10.000 psi y temperaturas de hasta 150°F. También establece requisitos específicos para materiales, componentes, tipo de soldadura, pruebas, purga y ventilación de los sistemas de ductos de H2. Las exigencias de la norma son extremadamente altas.
Algunas versiones recientes de la norma (como la API 5L 46ª edición) incluyen ciertas recomendaciones para el transporte de hidrógeno. Sugiere que se evite el uso de tuberías con costuras para el transporte de hidrógeno, ya que las costuras pueden ser susceptibles de fallas y agrietamiento por hidrógeno y que se realicen pruebas adicionales para detectar la presencia del H2. La norma sugiere también tomar medidas para prevenir la acumulación de hidrógeno ya que el gas puede formar mezclas explosivas en ciertas concentraciones. Por su parte, Europa tiene la norma EIGA Doc. 135/17 que establece las pautas (recomendaciones) para el uso seguro del hidrógeno, con el objetivo de minimizar los riesgos y garantizar la seguridad en las operaciones que involucran este gas.
Distribución
En redes de baja o media presión, el hidrógeno puede tener un efecto más limitado en los materiales de las tuberías y equipos, aunque aún pueden ocurrir problemas de corrosión, con el cobre como víctima. Otros problemas a resolver están en otras áreas, en particular la seguridad. Los porcentajes de mezclas que se barajan no modificarían el índice de Wobbe, pero el gas con hidrógeno tendrá una inflamabilidad mayor, por lo que se deberán rever algunas normas de seguridad. Es paradójico que el manejo de H2 sea tan conocido en refinerías, petroquímicas y otras industrias pero que su comportamiento no se haya estudiado en profundidad en redes de transporte y distribución de gas natural domiciliario. Claro que las condiciones de operación y vida útil son bien diferentes en esos ámbitos.
¿Conclusiones?
No hay una conclusión definitiva y tampoco una última palabra en materia de alcances y posibles usos de hidrógeno, al menos para nuestro país. En breve, la Argentina --en uno de sus tantos ciclos económicos-- será excedentaria en energía primaria, en particular de gas natural, por lo que las exportaciones de H2 son una muy buena posibilidad de ingresos para empresas y fisco argentino. Pero no es difícil concluir que el uso de H2 en el mercado estaría restringido tanto por la fuente de producción como por los precios del gas natural.
Cabe recordar que en noviembre de 2021, el gobierno anunció un acuerdo de inversión con la empresa australiana Fortescue por US$ 8.400 millones de dólares para la explotación y exportación de hidrógeno verde en el país. Si bien el anuncio resultó ser como el producto de la combustión de H2, otras empresas se mostraron interesadas en estudiar el asunto. Salto Grande analiza la posibilidad de producción y/o participación en proyectos de producción de hidrógeno, algo que parece a priori razonable para una represa hidroeléctrica de paso, es decir que en ocasiones debe dejar pasar el agua sin turbinar.
Una mirada rápida indica que si no mejora la situación financiera de la argentina y se arriba a un acuerdo que aliviane las obligaciones de la deuda, se mejore la balanza energética y se termine la sequía, el avance del H2 en nuestro medio, estará en manos exclusivamente de los inversores privados.
Equipo de redacción E&N
