Una política pública pendiente
En julio de 2020 la Unión Europea publicó su Estrategia del Hidrógeno, con el objetivo de acelerar el desarrollo del hidrógeno limpio como uno de los pilares de la transición hacia un sistema energético climáticamente neutro para 2050. Se estableció como meta pasar de la actual participación del 2 por ciento del hidrógeno en la matriz energética a un 13 por ciento en 2050.
El hidrógeno tendría un tercer lugar entre las medidas de mitigación a adoptar por la Unión Europea, como complemento de la electrificación directa y de la eficiencia energética. El hidrógeno limpio sólo resultará competitivo en aquellos sectores en los que la electrificación directa es técnicamente imposible o demasiado costosa, como en el caso de la aviación o el transporte marítimo.
Participación de las distintas medidas en las metas de descarbonización de la Unión Europea. Fuente: Agora Energiewende (2021).
En este mismo sentido, hasta mediados de 2022 más de 30 países (incluyendo Chile, Colombia, Uruguay y Paraguay) dieron a conocer su estrategia u hoja de ruta del hidrógeno. En Argentina, a pesar de los estudios realizados a instancias de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación y de los avances realizados en el diálogo multisectorial en el marco del Consorcio H2.Ar, no se ha formulado todavía una política pública para el desarrollo del hidrógeno. Por otra parte, desde agosto de 2021 se encuentra vencido el plazo de la Ley de Promoción del Hidrógeno No 26.123 de 2006, que nunca llegó a reglamentarse.
De acuerdo con información publicada por la International Energy Agency en 2021, la demanda de hidrógeno en Argentina ronda las 350.000 ton/año y se destina principalmente al proceso de refinación de petróleo, para reducir el contenido de sulfuro de los combustibles diésel; y a la industria química, especialmente para la producción de fertilizantes. Estos usos son cubiertos casi exclusivamente por hidrógeno producido a partir de hidrocarburos, sin captura ni almacenamiento de carbono. Prácticamente toda la producción se destina al autoconsumo y sólo un 2% del hidrógeno producido es comercializado.
En consecuencia, resulta oportuna la discusión acerca de algunas definiciones clave al momento de proponer una estrategia nacional del hidrógeno para Argentina. En primer lugar, cabe preguntar si las políticas de fomento se referirán únicamente al desarrollo del hidrógeno renovable o si los incentivos alcanzarán también al hidrógeno hipocarbónico de origen fósil. Otra cuestión a determinar es qué sectores o modelos de negocio serán objetivo de la política de fomento, por su potencialidad para colocar a Argentina en un rol competitivo en la transición energética mundial. Finalmente, desde el punto de vista de la preparación de la infraestructura necesaria para la creación de un mercado de hidrógeno, se incluyen algunas reflexiones acerca de los desafíos y oportunidades del ‘blending’, entendido como la mezcla de hidrógeno en la corriente de gas natural.
¿De qué color?
El hidrógeno es un átomo compuesto por un protón y un electrón. Es el elemento más ligero y más simple de la tabla periódica, y la sustancia más abundante del universo. Actualmente se utiliza un código de colores, que simplifica la clasificación del hidrógeno según la materia prima de la cual se obtiene, la fuente de energía y el proceso de producción. Cada tipo de hidrógeno tiene un costo de producción propio y una distinta valoración en cuanto a su aporte a la descarbonización.
Clasificación del hidrógeno según la fuente energética utilizada para su obtención y su proceso de producción. Fuente: SRU.
Wasserstoff im Klimaschutz (2021).
En particular, nos interesan las siguientes definiciones:
Hidrógeno gris: es producido a partir de gas natural u otros hidrocarburos ligeros como metano o gases licuados de petróleo mediante procesos de reformado por vapor. No se realiza captura de emisiones. Se estiman emisiones de alrededor de 10 toneladas de dióxido de carbono (CO2) por cada tonelada de hidrógeno en el caso del gas natural, 12 toneladas de CO2 para el crudo y 19 toneladas de CO2 para el carbón.Hidrógeno azul: se obtiene en forma similar al hidrógeno gris, pero se aplican técnicas de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS por las siglas en inglés de Carbon Capture, Utilization and Storage), lo que permite reducir hasta en un 95 por ciento las emisiones de CO2 generadas durante el proceso de producción. Por eso se lo llama también ‘hidrógeno hipocarbónico.Hidrógeno verde: se genera a partir de electricidad renovable, utilizando como materia prima el agua, mediante un proceso de electrólisis que separa el agua en sus dos componentes (hidrógeno y oxígeno). Incluye también al hidrógeno obtenido mediante el reformado de biogás o la conversión bioquímica de la biomasa, siempre que se cumplan pautas de sostenibilidad. Todas estas versiones son llamadas también ‘hidrógeno renovable’.
En la Estrategia Europea, se reconoce que el 96 por ciento del hidrógeno utilizado en 2020 provino de fuentes fósiles a partir de reformado con vapor. Para producir la transformación, se discute si el hidrógeno azul podría realizar un aporte relevante a la cuestión climática, o si solo sumaría costos a la producción del hidrógeno gris convencional, sin proveer un beneficio ambiental atendible. Al respecto, los países han dado distintas respuestas, según su matriz energética, la disponibilidad de recursos y otras consideraciones económicas. Los países europeos, especialmente Alemania, buscan fomentar casi exclusivamente el hidrógeno verde. En particular, desde la invasión de Rusia a Ucrania, con el aumento exorbitante del precio de los combustibles fósiles, la competitividad del hidrógeno verde se ha visto favorecida. En el ámbito latinoamericano, la Estrategia Nacional de Chile se refiere exclusivamente al hidrógeno verde, mientras que la Hoja de Ruta de Colombia tiene por objeto al hidrógeno de bajas emisiones: verde y azul.
En Argentina, con un sector de hidrocarburos que aún tiene mucho por aportar a la escena energética nacional, no caben dudas de que el hidrógeno azul debe ser considerado limpio o sustentable y deberá estar convocados a participar como vector de la innovación, a la par del hidrógeno verde.
Entre los hallazgos publicados por el Consorcio H2.Ar en 2021, se destaca que las reservas de gas de Vaca Muerta podrían producir más de 2100 millones de toneladas de hidrógeno, que es 20 veces la producción actual global de hidrógeno por año. Para que sea hidrógeno azul, debe lograrse una capacidad de almacenamiento geológico del CO2 de aproximadamente 20 gigatoneladas. Con un precio de gas natural de entre 3 y 5 US$/MMBTU, el costo actual proyectado del hidrógeno azul se ubicaría entre 1,4 y 1,8 US$/kg.
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 las emisiones (carbon pricing o impuestos al carbono). El desarrollo de CCUS, además de permitir que la actual producción de hidrógeno gris se torne azul, servirá para la descarbonización del sistema de gas natural en general, consolidando su vocación de combustible confiable para la transición.
¿Y qué hacemos con el hidrógeno?
El hidrógeno no es una fuente de energía primaria, sino un vector energético: es un producto que se obtiene a partir de un aporte de energía (renovable o no) y que cuenta con la particularidad de poder almacenar energía para posteriormente liberarla, cuando sea requerida. De tal modo, una vez obtenido el hidrógeno, éste puede transportarse y almacenarse para su uso en forma comprimida, líquida, o en otros productos como el amoníaco, el metanol o los combustibles sintéticos.
Usos finales: obtención de productos con hidrógeno. Fuente: SRU.
Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse (2021). Nota: Los procesos enmarcados en una línea punteada no están disponibles comercialmente.
El proceso por el cual se obtienen derivados del hidrógeno se llama, 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).
El PtX es un concepto que involucra diversos procesos posibles de conversión de energía (P) en una variedad de productos derivados (X), a través del hidrógeno. En el caso del hidrógeno verde, el proceso comienza con la obtención de hidrógeno en electrolizadores: a partir de fuentes renovables como la eólica, la solar, la hidroelectricidad u otras, se separa el agua (H2O) en moléculas de hidrógeno (H2) y de oxígeno (O). Este es sólo un primer paso. Luego, combinando el hidrógeno con nitrógeno o con carbono, se obtienen productos derivados, tales como amoníaco, fertilizantes, metanol, combustibles sintéticos u otros productos que amplían los campos de aplicación del hidrógeno, promueven el valor agregado, facilitan su logística y contribuyen a la descarbonización de sectores clave en el ámbito de la energía, el transporte y la industria.
En el mundo, se prevé que la mayor demanda de hidrógeno estará orientada al sector industrial. Esto surge de la necesidad de una producción descarbonizada de acero y productos químicos (incluyendo los plásticos), donde el hidrógeno se utiliza como reactivo o materia prima. Algunos escenarios también asignan la utilización del hidrógeno a industrias que requieren calor a altas temperaturas, pero esta demanda puede variar por la existencia de alternativas como la electrificación directa.
Estimación de la demanda mundial de hidrógeno a 2050 de acuerdo a diferentes pronósticos. Fuente: Agora Energiewende (2021).
La estrategia nacional deberá plantear distintos escenarios o alternativas para que las aplicaciones del hidrógeno contribuyan a los objetivos de sustentabilidad económica, social y ambiental, conforme a las características locales y a las oportunidades que se abren en el mercado global. ¿Qué haríamos con el hidrógeno en Argentina?
En primer lugar, deberíamos prever la transformación del hidrógeno gris en azul, mediante el desarrollo de tecnologías de CCUS, para destinar esa producción al consumo actual de las refinerías. Al mismo tiempo, la Patagonia argentina -con energía eólica barata, amplios espacios vacíos, disponibilidad de agua para la electrólisis y acceso directo al mar para la exportación- es uno de los mejores lugares del mundo para producir hidrógeno verde a gran escala. Este hidrógeno renovable podría tener como destino el mercado de exportación. Pero no sería hidrógeno verde transportado “a granel”, sino alguna de sus variantes PtX. Tanto por el mayor valor agregado que implica la industrialización como por los costos de transporte, las ventajas competitivas son mayores para la exportación de combustibles sintéticos para el transporte marítimo y la aviación, y de productos químicos como el amoníaco y el metanol. Mientras que Australia y Chile estarían apuntando al mercado asiático, el mercado europeo debería ser el objetivo de la producción de Argentina.
Esto va en línea con algunas de las conclusiones publicadas por el Consorcio H2.Ar, que estimó un potencial de producción de hidrógeno verde de 1000 Mton por año. En cuanto a los productos que se pueden obtener a partir de hidrógeno, (i) el amoníaco limpio podría competir con el amoníaco convencional durante esta década, aunque los impuestos al carbono ayudarían a acelerar la paridad; (ii) el metanol sintético a partir de hidrógeno y CO2 podría competir con el metanol convencional a 700 US$/ton a partir de 2030; (iii) para flotas de más de 50 unidades, los autoelevadores a hidrógeno ya compiten con los autoelevadores a batería. Sin embargo, el uso de hidrógeno para generación de calor a altas temperaturas está limitado por tener costos entre 4 a 6 veces mayores que el gas natural para la misma aplicación.
¿Cómo preparamos la infraestructura?
La experiencia derivada del retraso en la infraestructura que se necesita para monetizar el gas de los reservorios no convencionales de Vaca Muerta confirma que la cuestión de cómo transportar y almacenar el hidrógeno debería planificarse estratégicamente desde el comienzo.
La forma más económica de transportar hidrógeno en el ámbito local o regional es a través de ductos. De acuerdo con estudios realizados por la Comisión Europea, el costo nivelado del transporte de hidrógeno se estima entre 0,09 a 0,17 euros/kg cada 1000 kilómetros. El mapa siguiente muestra la red exclusiva para hidrógeno proyectada por la Unión Europea. Desde el comienzo de su implementación a mediados de la década de 2020, se proyectan unos 6800 kilómetros iniciales de ductos para 2030. Hacia 2040 la red de hidrógeno tendría 23.000 kilómetros, con un 75 por ciento integrado por gasoductos convertidos y un 25 por ciento por tubería nueva.
Unión Europea. Proyecto de infraestructura de hidrógeno a 2040. Fuente: Comisión Europea,
European Hydrogen Backbone Initiative, 2020.
También los operadores de transporte de gas de Alemania han presentado al regulador BundesNetz Agentur planes para la conversión de gasoductos. Hacia 2030, la red de transporte de hidrógeno de Alemania estaría compuesta principalmente por tuberías convertidas, mientras que solo alrededor de 100 kilómetros serían tuberías nuevas, construidas específicamente para hidrógeno. Todo esto implicaría inversiones de alrededor de 290 millones de euros para fines de 2025 (construcción de la red inicial), con un valor total de inversión de 660 millones de euros esperados para fines de 2030.
Alemania. Red inicial para Hidrógeno 2030. Fuente: FNB Gas.
En términos de planificación de infraestructura para hidrógeno, si los ductos constituyen el transporte más eficiente a nivel regional y si la conversión de gasoductos existentes es hasta 75% más económica que la construcción de ductos nuevos, no quedan dudas de que nuestro sistema de transporte de gas natural, existente y proyectado (incluyendo la infraestructura de gas en construcción) tiene algo que aportar a la transición energética, no sólo en términos de gas natural hasta 2050, sino de hidrógeno desde 2050 en adelante.
Para ello, hay que prepararse. El ‘blending’ puede ser un instrumento en esa dirección. El concepto de mezclar hidrógeno con gas natural no es nuevo. El gas manufacturado o ‘gas de ciudad’ -que se distribuía antes de la llegada masiva del gas natural- contenía entre 30 por ciento y 50 por ciento de hidrógeno y podía producirse a partir de brea, aceite de ballena, carbón o petróleo.
En las estrategias de hidrógeno globales (Unión Europea, Alemania, Reino Unido, Estados Unidos, Australia, entre otras), el blending aparece como una primera etapa en la transición hacia los mercados a escala de hidrógeno. El hidrógeno limpio a introducir en la corriente de gas natural puede impulsar proyectos de producción de hidrógeno verde a pequeña escala, aprovechando excedentes de energía no despachada por parques eólicos y solares. De este modo, podrían almacenarse -en concentraciones relativamente bajas- los excedentes de energía renovable, sin cambios significativos ni mayores riesgos asociados a la utilización de la mezcla de gases en las tuberías y en los artefactos de uso final.
En el mundo se está investigando la concentración adecuada de la mezcla, que puede variar significativamente según los sistemas de red y las composiciones de gas natural. Los límites máximos admitidos de volumen de hidrógeno en la corriente de gas van desde el 2 por ciento (cuando al final de la red hay aplicaciones de GNC vehicular) hasta el 20 por ciento (es la mezcla que se está probando en los proyectos piloto de Estados Unidos, Reino Unido, Australia). Actualmente, el máximo permitido en Australia es del 10 por ciento. El límite británico actual es del 0,1 por ciento. En 2023, después de completadas las pruebas piloto para la mezcla hasta el 20 por ciento, Reino Unido adoptará una definición regulatoria acerca de la mezcla. En la reglamentación prevista para la Unión Europea, a partir de octubre de 2025 los operadores de red transfronterizos estarán obligados a aceptar hasta un 5 por ciento de hidrógeno en la corriente de gas. Alemania resolvió no poner un tope general a la mezcla, sino analizar cada caso.
Alemania: límites recomendados de mezcla de H2 en la corriente de gas natural. Fuente: DVGW.
Cualquier grado de mezcla requiere estudios, pruebas y adecuaciones en el monitoreo y mantenimiento de los ductos existentes. Todo ello implica incurrir en costos adicionales, que deberán compararse con los beneficios de suministrar un gas más sostenible y bajo en carbono. En el marco de una transición justa y asequible, habrá que buscar también una forma adecuada para la financiación de los costos adicionales de distribuir un gas más verde.
Por todos estos desafíos, algunos estudios internacionales ponen en duda las bondades del blending. De acuerdo con Fraunhofer (2021), una mezcla de hidrógeno al 5% ya consumiría casi el 40% del suministro de hidrógeno verde (130 TWh), que resulta del objetivo europeo de contar con una capacidad de electrólisis de 40 GW en 2030. Un porcentaje de mezcla del 20% consumiría el 90% de la producción objetivo. Por otro lado, la demanda de hidrógeno para aplicaciones claramente eficientes supera los 130 TWh de capacidad de producción. Para Agora Energiewende (2022), la mezcla de hidrógeno renovable al 20% elevaría el precio mayorista del gas en aproximadamente un 33% y reduciría las emisiones solo en 7%. La mezcla obligatoria no sólo triplicaría el precio del gas, sino que -a partir de ciertos límites- provocaría mayores costos para la adaptación de la infraestructura y de los artefactos.
Tales estudios reflejan la realidad europea, que no necesariamente aplica a nuestro país, con sus ventajas comparativas en términos de recursos e infraestructura de gas natural. Realizadas las pruebas técnicas correspondientes y adoptados todos los recaudos en materia de seguridad y preservación de los materiales, instalaciones y artefactos, el hidrógeno podría ser admitido en las redes de gas de Argentina con el objetivo de contribuir a la descarbonización. En este sentido, también el biometano (cuya inserción ya ha sido prevista y autorizada en la norma de calidad NAG-602) podría contribuir a la descarbonización de la corriente de gas natural y recibir los mismos incentivos que el hidrógeno renovable o hipocarbónico. El blending, además de descarbonizar el fluido, permitiría orientar la infraestructura existente hacia las tecnologías del futuro, considerando que el mundo planea convertir las redes de gas en redes específicas para hidrógeno.
En cuanto a la financiación de los mayores costos que pudieren derivarse del blending, debería estudiarse la posibilidad de crear un mercado voluntario de cuotas de gas verde (con aporte de hidrógeno limpio y biometano), que aplique el concepto de “mezcla virtual” y permita la emisión de bonos o certificados verdes comercializables.
Un rol activo para el sector gasífero nacional
Cualquier estrategia para la transición energética, y particularmente para la incorporación del hidrógeno, debe basarse sobre las potencialidades e intereses nacionales. En Estados Unidos, de acuerdo con una publicación de S&P Global Market Intelligence (2021), las empresas de servicios públicos de gas natural anunciaron al menos 26 proyectos piloto de hidrógeno asociados a su mezcla con gas natural, a fin de contribuir a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y de mantener la vigencia de la industria del gas. La mayoría de los proyectos se encuentra en los Estados de las costas Este y Oeste, que tienen los objetivos climáticos más ambiciosos. Más de la mitad de los proyectos involucran la producción de hidrógeno verde.
Se trata de iniciativas privadas, que buscan generar un aprendizaje y establecer el impacto del hidrógeno en instalaciones y artefactos, antes de comprometer inversiones mayores. Por su parte, el gobierno norteamericano está aportando miles de millones de dólares en apoyo a la investigación y al desarrollo de proyectos de comercialización y producción de hidrógeno. HyBlend es un programa específico de apoyo a las pruebas de blending desarrollado por Departamento de Energía de los Estados Unidos. Un apoyo análogo reciben las pruebas de mezcla autorizadas por el OFGEM del Reino Unido, en el marco de los programas HyDeploy y Future Grid. En Australia las pruebas piloto de los operadores de red son co-financiadas por el gobierno a través de ARENA, la Australian Renewable Energy Agency.
En nuestro país, con una matriz energética primaria basada en más del 50% en gas natural, con un sistema gasífero maduro y con perspectivas de seguir creciendo en lo inmediato, resulta clave el compromiso del sector de hidrocarburos con la innovación que podría colocar a Argentina como actor energético global hacia 2050.
El desarrollo del hidrógeno azul -basado sobre procesos de reforming ya aplicados por la industria, pero con el desarrollo y la incorporación de CCUS- permitiría descarbonizar no sólo el hidrógeno gris, sino prolongar la sustentabilidad de todo el sistema de producción de gas natural. 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 se consolide internacionalmente como el combustible de la transición.
La mezcla de hidrógeno verde o azul en la corriente de gas natural mejoraría el desempeño ambiental del consumo final de gases, con la posibilidad de impulsar bajo un mismo incentivo la postergada inyección de biometano. Mientras que prácticamente no existen barreras técnicas para la mezcla del biometano, las redes actuales de gas natural solo toleran hasta cierto porcentaje de mezcla con hidrógeno. Además de la norma técnica que establezca los porcentajes de mezcla de hidrógeno autorizados, se requiere el desarrollo de una regulación o de un mecanismo de mercado que promueva la introducción de los gases de bajas emisiones en la red. Todo ello requiere un sistema confiable de estándares y certificaciones, para asegurar que los incentivos o los eventuales ‘certificados verdes’ tengan sustento en moléculas verdes reales.
Considerando que el hidrógeno reduce el índice de Wobbe, según la composición del gas en ciertas cuencas, el hidrógeno podría ayudar a mantener el gas natural dentro de las especificaciones. Asimismo, las pruebas y los avances en materia de blending permitirían empezar a pensar en la infraestructura existente y su conversión a hidrógeno en el largo plazo.
Todas estas razones autorizan a convocar al sector de gas natural para que participe activamente de la estrategia para la incorporación del hidrógeno limpio como vector para la transición energética. Además de anticipar el futuro energético a largo plazo para la inserción de Argentina en la economía global del net zero, los pasos que hay que dar desde ahora permitirán incrementar el nivel de sustentabilidad del sistema actual de gas natural y optimizar el rendimiento del sector antes de que nos sorprenda un mundo casi totalmente electrificado.
*Magister en Energía de la UBA, directora académica del CEARE y ex directora del Enargas.
La entrada El hidrógeno como vector para el compromiso del sector gasífero con la transición energética en argentina se publicó primero en EconoJournal.
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