Por Griselda Lambertini *
No importan los colores, sino las emisiones
Desde 2021, la proliferación en Argentina de estudios, conferencias, talleres, foros, consorcios, cooperaciones internacionales, incluso carreras universitarias de posgrado dedicadas específicamente al hidrógeno, en su diversas denominaciones y colores, nos obliga a recuperar el eje para cuestionar algunos mitos y darle un tratamiento adecuado a las oportunidades que el hidrógeno representa para nuestro país.
¿Qué es el hidrógeno? ¿Cómo se produce? ¿Para qué sirve?... Los agentes del sector energético o industrial ya no se atreven a formular estas preguntas básicas, aunque algunos aún creen que se trata de una actividad extractiva, como la de los hidrocarburos o la minería. Digamos, al solo efecto de avanzar, que el hidrógeno es el elemento más ligero y más simple de la tabla periódica, la sustancia más abundante del universo y que, en la era de las descarbonización, cuenta con la enorme ventaja de no emitir ningún tipo de gases de efecto invernadero: su combustión solo libera agua.
Fig. 1 – Planta de hidrógeno verde en Alemania. Fuente: fotografía tomada en Enertrag, 2022.
El hidrógeno puede obtenerse a partir de distintas materias primas y mediante diferentes procesos, que utilizan tanto combustibles fósiles como fuentes renovables. Los procesos más conocidos son el reformado de gas natural o la gasificación del carbón, con factores de emisión de 9,5 kilos de dióxido de carbono equivalente por kilo de hidrógeno (kgCO2eq/kgH2) para el gas natural y de 20 kgCO2eq/kgH2 para el carbón, llamados en la jerga “hidrógeno gris” e “hidrógeno negro” respectivamente. Cuando a estos procesos se les aplican técnicas de captura, almacenamiento (y tal vez uso) de carbono (CCSU, por sus siglas en inglés), los factores de emisión pueden oscilar entre 1 y 2 kgCO2eq/kgH2 (“hidrógeno azul” o “de bajas emisiones”).
Otra tecnología ampliamente difundida y comercialmente disponible es la electrólisis, que utiliza energía eléctrica para separar el agua en oxígeno e hidrógeno. Cuando la electricidad aplicada es de fuentes renovables (eólica, solar), las emisiones son prácticamente nulas (“hidrógeno verde” o “renovable”). También se considera renovable al hidrógeno obtenido a partir de biomasa, siempre que su ciclo complete resulte carbono neutral. Definidos a grandes trazos los principales procesos de obtención, resulta oportuno cuestionar la relevancia de la clasificación por colores. Lo que importa -si el objetivo es contribuir a la mitigación de los efectos del cambio climático- son las bajas emisiones de toda la cadena de obtención y uso. El hidrógeno “renovable” o “verde” obtenido a partir de biomasa lo demuestra: si se utiliza biomasa boscosa, debe considerarse la pérdida de la función de almacenamiento de dióxido de carbono de los bosques; en el caso de la biomasa cultivada, suelen emitirse gases de efecto invernadero en ocasión del cultivo (por ejemplo, durante la fertilización), así como en el procesamiento y en el transporte. Cuando el balance de emisiones derivado del ciclo completo de la biomasa deja de ser carbono neutral, queda desdibujada su característica renovable o “verde”.
Incluso, desde un punto de visto económico y regulatorio, tampoco tiene sentido la competencia por el mercado y por los incentivos entre “hidrógeno verde” e “hidrógeno azul”. Favorecer una tecnología respecto de otra resulta razonable en la medida en que se certifique el correspondiente impacto positivo en la disminución de la huella de carbono. Se trata de cuantificar las emisiones para promover su reducción. Y si tal reducción se efectiviza mediante la aplicación de técnicas de CCUS, bienvenida la difusión de esta tecnología que ayudará también a prolongar el uso del gas natural como combustible limpio para la transición energética.
Por cierto, la discusión en torno a la admisión del hidrógeno azul en el marco de las estrategias nacionales y de las leyes de fomento se inserta en un debate más amplio relacionado con la aceptabilidad del gas natural como combustible de transición. Sin embargo, creemos que esa discusión ya ha sido resuelta. La amenaza a la seguridad energética europea en el contexto de la invasión rusa a Ucrania visibilizó el valor del gas natural, cuando las renovables no alcanzan, el recurso nuclear es cuestionado y sólo queda como alternativa el carbón.
En nuestro continente, en ocasión de las ponencias y debates llevados a cabo durante la Semana de la Energía organizada recientemente por la OLADE y el BID en la ciudad de Panamá (12 al 16 de diciembre de 2022), quedó en claro que cada país o cada región seguirá un camino propio hacia la descarbonización. Encarar la transición energética para ir hacia sistemas más limpios y flexibles no implica abandonar de un día a otro las fuentes que hoy están presentes en la matriz.
En muchos países de América Latina y el Caribe se seguirá utilizando gas natural para reemplazar otros combustibles fósiles más contaminantes en la generación eléctrica, en el transporte terrestre y fluvial, y para calefacción. Incluso, el gas natural se presenta como el combustible que permitirá dotar de estabilidad a los sistemas que se integren regionalmente para optimizar sus respectivas dotaciones de fuentes renovables. La integración energética cumplirá funciones de gran almacenamiento regional para las fuentes eólica, solar e hidráulica, con el respaldo del gas natural para resolver, no sólo la intermitencia de las renovables o una baja hidraulicidad, sino también para reemplazar carbón y derivados de petróleo.
Fig. 2 – Potencialidad solar y eólica del Cono Sur latinoamericano. Fuente: La red del futuro, BID 2017.
Sobre esta base, en un país con un sector de gas natural maduro y con enormes posibilidades de expansión, no parece coherente descartar la coexistencia del hidrógeno renovable con el de bajas emisiones o hipocarbónico, que puede obtenerse a partir de esta materia prima que en Argentina se presenta como abundante y a precios asequibles. Las proyecciones indican que, en un futuro no lejano, el precio del hidrógeno azul en Argentina resultaría competitivo con el precio del gas oil y podría, en tal caso, reemplazar a este combustible en la generación térmica con significativas ventajas ambientales.
Esto implica que, al menos en una primera etapa, los incentivos deberán dirigirse no sólo a la producción de hidrógeno mediante electrólisis, sino también a la promoción de la tecnología y de la infraestructura necesaria para la captura, almacenamiento y uso del carbono. El proceso de CCUS implica un costo adicional para la obtención del producto, que debería ser apoyado mediante la creación de un mercado voluntario de certificados verdes o mediante regulaciones que penalicen en forma efectiva las emisiones de carbono. La captura, el uso y el almacenaje del carbono, así como el control de las emisiones de metano, son dos tecnologías necesarias para que el gas natural pueda ser considerado internacionalmente como el combustible de la transición.
Fig. 3 – Derivados del hidrógeno. Fuente: SRU, Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse, 2021.
En tal sentido, a largo plazo cabe esperar una transición o reemplazo de gases: del gas natural a otros gases renovables, sintéticos, hipocarbónicos, de bajas emisiones.
El hidrógeno de tales características (verde o azul) aparece como uno de los gases del futuro, junto con el biogás, el biometano y otros gases sintéticos. Mientras, nos toca planificar cómo optimizamos la puesta en valor de nuestras reservas de gas natural, y cómo nos preparamos tecnológica y regulatoriamente para la introducción de los gases nuevos, con mecanismos de certificación y trazabilidad que den sustento al esfuerzo de adaptación.
Un complemento de la electrificación directa y una materia prima industrial
Desde mediados de 2020, a pesar de la pandemia y el aislamiento, los países de la Unión Europea dieron a conocer, prácticamente en serie, sus estrategias nacionales y hojas de ruta para el desarrollo del hidrógeno renovable. Habían sido precedidos por Japón en 2017 y por Corea del Sur y Australia en 2019. En América Latina, Chile fue el precursor en 2020, seguido por Colombia, Uruguay y Paraguay.
Sin embargo, de acuerdo con las metas que plantean las estrategias, hacia 2050 el hidrógeno podría representar entre el 14% y el 22% de la oferta mundial de energía. Todo indica que más que una matriz energética basada en hidrógeno, lo que se prevé es su utilización como complemento de la electrificación directa y como insumo para una industria en tránsito hacia la descarbonización. En el sector energético, el hidrógeno sólo aplicaría para aquellos usos en los que la electrificación directa no es técnicamente posible o es muy costosa, como en el caso de los combustibles para aviación o transporte marítimo.
En el sector industrial, se espera un uso del hidrógeno como materia prima o reactivo para la producción descarbonizada de acero y productos químicos.
En efecto, la Estrategia del Hidrógeno publicada en julio de 2020 por la Unión Europea estableció como meta pasar de la actual participación del 2% del hidrógeno en la matriz energética a un 13% en 2050.
El hidrógeno tendría un tercer lugar entre las medidas de mitigación a adoptar, después de la electrificación directa y de la eficiencia energética. Como meta para 2030, Europa se propone contar con 40 GW de capacidad de electrólisis para producir 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable. Además, espera importar 10 millones de toneladas adicionales de países asociados. Esto, porque los países europeos no cuentan con espacio suficiente para instalar la cantidad de aerogeneradores ni de paneles solares que se requieren para alcanzar sus objetivos de hidrógeno verde.
La misma situación se da en países como Japón y Corea del Sur. El hidrógeno obtenido mediante electrólisis con fuentes renovables no sólo requiere recursos solares y eólicos con altos factores de capacidad, sino enormes espacios disponibles como los que tenemos en la Patagonia argentina. La disponibilidad de agua (puede utilizarse agua de mar, previa desalinización sin costos significativos) y la existencia de puertos completan las condiciones óptimas para un potencial despliegue del hidrógeno renovable en el país.
De tal modo, el requerimiento energético e industrial de los países desarrollados, pero con recursos renovables de bajo factor de capacidad o sin grandes espacios libres para la instalación de parques energéticos, representa una oportunidad para los países del sur.
De las moléculas a los derivados
Ni una actividad extractiva ni una fuente de energía primaria. El hidrógeno es un producto que se obtiene a partir de un aporte de energía (renovable o no) y que puede transportarse y almacenarse para su uso en forma comprimida, líquida o en otros productos como el amoníaco, el metanol o los combustibles sintéticos.
Una vez obtenida la molécula de hidrógeno, mediante su combinación con nitrógeno se obtiene amoníaco (y a partir del amoníaco, fertilizantes); y mediante reacción química con carbono de fuentes sustentables se obtienen metanol, combustibles sintéticos y otros productos que amplían los campos de aplicación del hidrógeno de bajas emisiones, promoviendo el valor agregado, facilitando su logística y contribuyendo a la descarbonización de sectores clave en el ámbito de la energía, el transporte y la industria. El proceso por el cual se obtienen derivados del hidrógeno se denomina en la jerga internacional Power-to-X (PtX), representando la X cualquier producto con hidrógeno. Cuando se obtienen combustibles líquidos sintéticos, se los llama Power-to-Liquids (PtL); y cuando son otros gases sintéticos, es Power-to-Gas (PtG).
De acuerdo con las proyecciones de estudios europeos, Argentina es uno de los países con mejores condiciones para la producción de hidrógeno renovable (que es el que requiere la Unión Europea). Las dificultades para transportar una molécula de tan baja densidad y los costos que implica su licuefacción (a temperaturas mucho más bajas que las que se requieren para convertir gas natural en GNL) hacen que para nuestro país la oportunidad de negocio no esté en la exportación de hidrógeno, sino en la exportación de derivados.
En principio, la forma más económica de transportar la molécula es a través de ductos, condición que podrían cumplir respecto de Europa los países del norte de África.
De acuerdo con estudios realizados por la Comisión Europea, el costo nivelado del transporte de hidrógeno por ductos se estima entre 0,09 a 0,17 euros/kg cada 1000 kilómetros. Sin embargo, nuestra posición transatlántica justifica que los países europeos estén proyectando importar desde el Cono Sur los productos derivados como el amoníaco, el metanol, la urea, los combustibles sintéticos. Para nosotros, la buena noticia es que esto garantizaría el desarrollo de toda la cadena industrial y logística en nuestro territorio. Y por eso decimos también que -más que un vector energético- el hidrógeno es para Argentina una oportunidad de desarrollo industrial.
Un vector energético, pero sobre todo una oportunidad de desarrollo
A partir de los elementos anteriores, podemos soslayar algunos mitos y esbozar la definición de un rol adecuado para el hidrógeno de bajas o nulas emisiones en nuestro país. La descarbonización del sector energético en Argentina se alcanzará mediante una progresiva electrificación y un mantenimiento (aunque decreciente) de la participación del gas natural, sector que deberá internalizar las tecnologías que permitan el control de las emisiones de carbono y las fugas de metano.
Al mismo tiempo, la integración regional permitirá crear las condiciones materiales y comerciales para que los países del Cono Sur latinoamericano compartan sus variadas y poderosas fuentes de recursos hidráulico, eólico y solar, complementadas por el gas natural como respaldo de la intermitencia y reemplazo de otros fósiles.
Por su parte, el hidrógeno de bajas emisiones tendría un lugar en la descarbonización de procesos industriales nacionales, como en la industria del acero, del cemento, de los fertilizantes. Incluso, cuando los precios del hidrógeno azul resulten competitivos con los del gas oil, podría operarse un reemplazo, muy favorable en términos ambientales, de combustibles para generación eléctrica.
No está clara aún la eficiencia de la mezcla de hidrógeno en la corriente de gas natural, aunque la creación de un mercado voluntario de gases renovables o hipocarbónicos (incluyendo al biometano) podría dar inicio a la curva de aprendizaje para la transición a largo plazo del gas natural a gases renovables.
Finalmente, el hidrógeno verde -para el cual Argentina presenta condiciones geográficas y climatológicas óptimas tanto en Patagonia como en la Puna- más que un vector energético, se presenta como una oportunidad de desarrollo industrial mediante la producción y exportación de productos derivados a los países de la Unión Europa que carecen de recursos naturales y superficies para abastecer sus metas de consumo.
*Abogada, Politóloga, Magister en Energía CEARE - UBA Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA
