REFLEXIONES EN TORNO AL NUEVO PROYECTO DE LEY DE HIDRÓGENO
(Esto que sigue lo escribí antes de que el Poder Ejecutivo presentara formalmente su proyecto al Congreso, en mayo de 2023. De cualquier forma, el proyecto presentado coincide punto por punto con lo que trascendió del último borrador de febrero de 2023, sobre el que basé mi análisis.)
En este posteo aporto mi mirada sobre los términos en que debería plantearse la discusión en torno a la «ley de Economía del Hidrógeno».[1] Se trata de una versión extendida de las notas publicadas recientemente en el blog del Observatorio Petrolero Sur,[2] gracias al trabajo de edición de Hernán Scandizzo, compañero con el que venimos investigando estos temas desde hace un par de años.
Argentina cuenta
(desde 2006) con una Ley de Promoción del Hidrógeno, la Ley Nacional N° 26.123,
que nunca fue reglamentada, y con un Plan Nacional del Hidrógeno (desde 2014), que
nunca fue implementado, y que debía ser el insumo para la Reglamentación de esa
Ley de Promoción.[3]
La Ley N°
26.123, que hoy el Gobierno Nacional busca reemplazar, establece un régimen de
promoción fiscal que comprende a los sujetos que se dediquen a la producción y
el uso de hidrógeno por 15 años
(artículos N° 17 y 21).[4]
Los beneficios promocionales figuran en su artículo N° 17 y son los siguientes:
1) En lo referente al Impuesto al Valor Agregado y al Impuesto a
las Ganancias, será de aplicación el tratamiento dispensado por la Ley N° 25.924
y sus normas reglamentarias, a la adquisición de bienes de capital y/o a la
realización de obras que se correspondan con los objetivos del presente
régimen.
2) Los bienes afectados a las actividades promovidas por la
presente ley, no integrarán la base de imposición del Impuesto a la Ganancia
Mínima Presunta establecido por la Ley N° 25.063, o el que en el futuro lo
complemente, modifique o sustituya, hasta el tercer ejercicio cerrado,
inclusive, con posterioridad a la fecha de puesta en marcha del proyecto
respectivo.
3) El hidrógeno producido por los sujetos titulares de los
proyectos registrados por la autoridad de aplicación utilizado como combustible
vehicular, no estará alcanzado por el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos
y el Gas Natural establecido en el Capítulo I, Título III de la Ley N° 23.966,
texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el Impuesto al Gas Oil, Ley N°
26.028, ni por la tasa de Infraestructura Hídrica establecida por el Decreto N°
1381/01.
Un aspecto
importante de la Ley N° 26.123 es que beneficia únicamente a los proyectos de
hidrógeno que planteen un uso energético del mismo (no como insumo industrial).
El artículo 19 lo expresa claramente: «No estará alcanzado por los beneficios
de la presente ley el uso del hidrógeno como materia prima en procesos
destinados a usos químicos o petroquímicos como destino final, ni el empleado
en todos aquellos procesos que no tengan directa relación con el uso energético
establecido en los objetivos del presente régimen.» (Se entiende que los
proyectos de producción para uso no energético son excluidos.). Esto marca
una diferencia importante con respecto a todas las propuestas de modificación que vinieron
después (algunas de las cuales menciono en este posteo), y seguramente también con el proyecto de ley que presentará próximamente el Gobierno Nacional.
El nuevo proyecto de ley
El proyecto de ley de Economía del Hidrógeno que presentará el Gobierno Nacional contempla una serie de beneficios
promocionales para las empresas. Mi objetivo aquí no es analizar esos beneficios, sino proponer una serie de criterios de admisibilidad, basados
en la sostenibilidad, el valor social y los beneficios ecológicos de los proyectos, condiciones
que considero excluyentes para su incorporación a ese régimen de promoción.
En efecto; una ley
nacional de hidrógeno no debería apuntar solo a dar seguridades a los empresarios;
en todo caso (sobre todo), las seguridades las debería dar al conjunto de la población:
la seguridad de que el desarrollo de esta nueva industria no supondrá la
expulsión de población rural y comunidades originarias de los territorios; la
seguridad de que la del hidrógeno es una industria sostenible en un sentido
fuerte, y que la misma contribuirá a mejorar las vidas humanas presentes sin
comprometer las vidas humanas futuras, las vidas no humanas presentes y
futuras, y la salud del planeta; la seguridad de que las innovaciones
tecnológicas de les científiques argentines serán tomadas en cuenta desde un
comienzo, en la medida de lo que elles estimen factible, sin perjuicio de la
posibilidad de establecer acuerdos de cooperación internacional respetuosos de
los tiempos e idiosincrasia de los laboratorios científicos nacionales.
En primer
lugar, y antes de abocarnos de lleno a estos criterios de admisibilidad que
mencioné, hay que decir que, previo a la sanción de un marco
regulatorio (el proyecto de ley del gobierno es básicamente eso),
Argentina debería contar con una Estrategia
Nacional del Hidrógeno (ENH) y
una Hoja de Ruta del Hidrógeno (HRH) que vincule la Estrategia con la
ejecución mediante un plan de acciones concretas (en realidad, varios de los
puntos que desarrollo abajo corresponden a una Estrategia o a una Hoja de
Ruta[5]),
la cual obviamente debería estar en línea con los objetivos climáticos asumidos
por el país ante la comunidad internacional. Es más: es la propia Hoja de Ruta
la que debería designar los instrumentos económicos para el fomento del hidrógeno
y establecer las líneas generales del marco regulatorio.
Más aún: esa
Estrategia y esa Hoja de Ruta deberían tener como marco un Plan de Transición Ecosocial (PTE), un PTE que parta del
reconocimiento de la gravedad de la (doble) crisis (ecológica y energética) que
enfrentamos; que asuma los límites biofísicos del planeta y acepte los valores
propios de la Naturaleza; un PTE democráticamente diseñado y acordado que
suponga un modelo productivo distinto al actual; un PTE que tienda a la
soberanía alimentaria y energética respetando plenamente los derechos humanos y
sociales. Sobra decir que la ENH y HR deben ser consistentes con el PTE. Por
ejemplo, con respecto a la soberanía alimentaria: si esos dos primeros
documentos no cuestionan el actual modelo agroindustrial, si sólo contemplan
una forma distinta de obtener el hidrógeno para la síntesis del amoníaco con
que fabricar fertilizantes, lo que terminará sucediendo será, simplemente, un
aumento en el costo de producción de cierto tipo de alimentos, ya que los
fertilizantes nitrogenados a base de hidrógeno limpio (verde o azul) serán sin
duda más caros que los producidos a base de hidrógeno sucio (gris o marrón)
(para una descripción de los distintos tipos de hidrógeno según su modo de
obtención, ver Aldana Rivera y León Peñuela, 2022, p. 17, Tabla 2). Lo mismo
con relación a la energía: si no se piensa en un cambio profundo del sistema
energético, si no se lo desmercantiliza, la simple introducción del hidrógeno
en la matriz solo conducirá a un encarecimiento del costo de la energía,
pudiendo agravar la (ya grave) desigualdad energética que padece nuestro país
(y muchos países del mundo).[6]
Un PTE debería ser el marco en el que se desarrolle una ENH y una HRH: una ENH
y una HRH que giren en torno a tres preguntas fundamentales: hidrógeno: cuánto,
cómo y (sobre todo) para qué.
Son seis los países de la región que ya cuentan con su Estrategia en el caso de Chile y Costa Rica (EHVCosta Rica), y con su Hoja de Ruta en el caso de Uruguay, Paraguay y Colombia (Aldana Rivera y León Peñuela, 2022, p. 42). En julio de 2023 Ecuador presentó, en un mismo documento, su Hoja de Ruta y Estrategia (Gobierno de Ecuador).
Costa Rica, Uruguay, Paraguay, Ecuador y Chile ha optado por el hidrógeno verde (es decir hidrógeno producido por electrólisis empleando fuentes renovables). Colombia en cambio apuesta por el hidrógeno «limpio» y «bajo en emisiones» (verde y azul respectivamente). Igualmente, Argentina sueña con la producción de hidrógeno verde, azul y rosa (esto puede verse en distintos documentos, más o menos oficiales), y el proyecto de ley del gobierno plasma esa opción.[7]
Si bien sigo pensando
que la apuesta por el hidrógeno azul forma parte de una estrategia de «lavado verde» (o greenwashing) de las petroleras (Salgado
y Scandizzo, 2021), aquí no lo excluyo, aunque dejo en claro que sus beneficios
climáticos son, cuanto menos, dudosos. En cambio, sí excluyo al hidrógeno gris y
marrón por contaminante, y sostengo que su producción debería abandonarse
cuanto antes. Por lo tanto, mi opinión es que los proyectos de hidrógeno gris y marrón no deberían ser comprendidos
bajo el régimen de promoción, y de hecho, el proyecto del Gobierno Nacional
no los incluye (como vimos, solo comprende al hidrógeno verde, azul y rosa).[8]
Sin embargo, una cosa es no promocionarlos y otra muy distinta promover su
abandono, y no parece que la intención del gobierno sea abandonar la producción
de hidrógeno sucio en el corto o mediano plazo.
¿Por qué una ley nacional? ¿Realmente hace falta?
La Ley N°
26.123 declara de interés nacional
la producción y uso del hidrógeno. Su artículo N° 1 puntualiza: «Declárase de
interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y
aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía.» Y su artículo N°
8: «Toda actividad orientada al uso del hidrógeno como combustible o
vector de energía, requerirá autorización de la autoridad de aplicación.»
En el proyecto de
Ley Nacional de Regulación y Fomento del Hidrógeno presentado por la senadora por
Río Negro Silvina García Larraburu (proyecto S-2.198/2022) hay también una
declaración de interés nacional explícita: artículo N° 1: «Declárase de
interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y
aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía.» Pero va más
allá; copiando el modelo de la actividad nuclear plasmado en la Ley N° 24.804,
establece que: artículo N° 14: «Declárase sujeta a
jurisdicción nacional la regulación y fiscalización de la actividad de
producción, almacenamiento, conversión, los sistemas de distribución de
Hidrógeno, y el uso del hidrógeno como combustible o vector de energía.» Artículo N°
15: «Toda actividad orientada a la producción, almacenamiento,
conversión, los sistemas de distribución y uso del hidrógeno como combustible o
vector de energía, requerirá
autorización de la autoridad de aplicación.» El artículo N° 17, deja en claro el
rol de las provincias en todo este asunto: «Todo nuevo emplazamiento de una instalación
de producción, almacenamiento, y/o conversión, o que utilicen el Hidrógeno como
combustible o fuente de energía, deberá estar inscripta en el registro público,
y contar con la licencia que autorice su localización, otorgada por la
Autoridad de Aplicación, con la aprobación del Estado provincial donde se
proyecte instalar el mismo.» Esto es calcado del artículo N° 11 de la Ley N° 24.804
que regula la actividad nuclear: «todo nuevo emplazamiento de una
instalación nuclear relevante deberá contar con la licencia de construcción que
autorice su localización, otorgada por la Autoridad Regulatoria Nuclear con la
aprobación del Estado provincial donde se proyecte instalar el mismo.»
Mientras que en
el caso de la actividad nuclear el gobierno nacional ejerce la regulación y la fiscalización
a través de la
Comisión Nacional de Energía Atómica y de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el
proyecto de la senadora García Larraburu contempla que esas funciones sean
ejercidas a través de una Comisión Nacional del Hidrógeno, conformada por
representantes de estamentos gubernamentales y estatales (artículos N° 2 y 5).
Desconozco si
esta declaración de interés nacional figura en el borrador del proyecto del Gobierno
Nacional, pero, en mi opinión, la regulación
nacional es pertinente (y conveniente), por razones de orden geopolítico
interno o estratégico, pero sobre todo por
razones ambientales. En materia ambiental (pero no solo en ella), los proyectos
productivos de escala regional deberían ser evaluados a esa escala; pocos
ríos nacen y terminan en una misma provincia; los biomas abarcan extensas
regiones que trascienden los límites provinciales; los tendidos eléctricos y
los ductos lo mismo, los efectos climáticos de los GEI ni hablar. En cuanto al
hidrógeno, tal vez no puedan evitarse los proyectos provinciales, es decir,
aquellos no regulados por el gobierno nacional (o sí, si termina prevaleciendo
la posición de la senadora García Larraburu), pero sí impedir su ingreso al
régimen de promoción. (Entre nos: sin los beneficios que supone ese régimen, es
seguro que esos proyectos, al menos aquellos que apunten a producir hidrógeno solo
para abastecer la demanda de terceros países, no podrán sostenerse.)
Proyecto de Ley de promoción.
El proyecto de
ley del ejecutivo contempla una serie de incentivos fiscales, algunos de los
cuales trascendieron por la prensa. En realidad, trascendieron dos versiones
del borrador del proyecto: una en septiembre de 2022[9]
y otra en febrero de 2023.[10]
Si bien esta última es, con seguridad, la que más se acerca al proyecto definitivo del Gobierno
Nacional, aquí las tomo en cuenta a ambas, con el objeto de mostrar la evolución del borrador original.
Extensión del régimen de promoción. El proyecto en sus ambas versiones de septiembre de 2022 y
febrero de 2023 extiende la duración del régimen de promoción por un periodo de
30 años (coincidente con el periodo
de estabilidad fiscal) (no me queda claro si a partir de la aprobación del
proyecto o de su incorporación al régimen). Esto es más que en la Ley N°
26.123/2006, en donde el régimen es por 15
años. Quince años es también lo
que establece el proyecto de ley de la senadora García Larraburu (artículo N° 21).
El proyecto del diputado Menna, como dijimos, otorga el beneficio de la
estabilidad fiscal por 20 años.
En la versión de febrero de 2023 se señala que los beneficios del
régimen de promoción alcanzarán también a las nuevas plantas de energía nuclear destinadas
principalmente a la producción de hidrógeno (rosa).[13] Esto es absurdo: nunca habrá plantas nucleares destinadas
PRINCIPALMENTE a la producción de hidrógeno. En el mejor de los casos, habrá
plantas nucleares que destinen parte de la electricidad generada a la
producción de hidrógeno, sobre todo cuando la prioridad de despacho la tengan
las renovables, pero es disparatado promocionar la instalación de nuevas
centrales con el solo (o principal) propósito de generar hidrógeno (el más caro
de todos los hidrógenos, sin hablar de los inocultables impactos negativos de la industria
nuclear). En resumen: debería procurarse
que el hidrógeno no sea usado como pantalla para beneficiar al (siempre necesitado) sector nuclear.
La provincia de Jujuy, mediante la Ley N° 6.303/2022,[14]
ha previsto un régimen de promoción (por supuesto, a nivel provincial) que
incluye lo siguiente (artículo N° 10):
1-Exención de Ingresos Brutos.
2-Exención al Impuesto de Sellos.
3-Prioridad para recibir apoyo de los fondos de promoción de
inversiones vigentes o a crearse en la Provincia.
4-Eximición de tributos Provinciales y/o Tasas Municipales.
Condiciones para acceder a los beneficios
del régimen de promoción:
Para proyectos de hidrógeno en general:
1) Deberían ser admisibles sólo aquellos
proyectos orientados principal o exclusivamente a la producción de hidrógeno
para el consumo local.
Los países de
la región (quizás con la excepción de Paraguay) ven en el hidrógeno un producto
exportable a los países centrales. En todo caso, el mercado interno se
considera necesario solo para desarrollar experiencias piloto que permitan
completar la curva de aprendizaje y alcanzar la escala requerida para la
exportación. Es lógico: en nuestros países, sobre todo en los últimos años, son corporaciones las que promueven la producción del hidrógeno; empresas
transnacionales patrocinadas (de forma más o menos visible) por las embajadas
de los países donde se encuentran sus casas matrices y el sector financiero
(Aldana Rivera y León Peñuela, 2022, p. 44 y ss). El hidrógeno puede ser un
buen negocio para esas corporaciones, pero solo si lo venden en los países centrales,
sobre todo en la Eurozona o en Asia, los potenciales grandes consumidores,
que son los que en definitiva podrán pagarlo bien. En todo caso, aquí, en los
países periféricos, se buscará producirlo barato.
Veamos ahora
cómo piensan orientar la producción de hidrógeno aquellos países de la región
que ya cuentan con sus hojas de ruta o estrategias nacionales. O al menos
veamos qué hay escrito en sus hojas de ruta o estrategias nacionales.
Chile. La Estrategia Nacional de Hidrógeno
Verde de Chile plantea una fase inicial (2021-2025) de reemplazo del amoníaco importado por amoníaco verde local
y del hidrógeno gris utilizado en las refinerías por hidrógeno verde, el
consumo domiciliario y el uso en transporte de larga distancia; una segunda
fase (2025-2030) de
ampliación hacia otros usos (por ejemplo la fabricación de explosivos para
minería) y el inicio de la exportación, y una tercera fase (con posterioridad
al 2030) que marca el inicio de la exportación a gran escala (p. 12). La Hoja
de Ruta chilena plantea que, para 2035, el total de lo exportado duplique en
cantidad lo consumido localmente.[15]
Más allá de lo
escrito en la Estrategia Nacional (que, dicho sea de paso, fue ideada, impuesta
y aprobada en tiempos de pandemia, sin la posibilidad de un amplio debate
ciudadano), activistas socioambientales como Lucio Cuenca, director del
Observatorio Latinoamericano de Conflictos Ambientales (OLCA), han denunciado
el carácter eminentemente exportador de los proyectos de hidrógeno verde a
implementarse en este país.[16]
Costa Rica. El país ha presentado en julio de 2023 su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde 2022-2050. El objetivo principal del documento es la descarbonización de la economía del país, como está dicho ya en el mismo prólogo. La producción de hidrógeno verde se halla articulada con su NDC de 0 emisiones hacia el 2050 y con los ODS. Se plantea la descarbonización del sector del transporte y la industria, la creación de un hub de hidrógeno y la exportación. La exportación se plantea en tres fases, en la primera de las cuales se deberá evaluar el potencial de exportación (p. 58). En cuanto a la exportación, el país corre con la ventaja de poseer salidas a los dos océanos. De todas formas, las expectativas están puestas sobre todo en la activación de la demanda interna. Como Costa Rica posee una matriz eléctrica totalmente renovable (casi 99%, siendo un 72% hidroeléctrica), se evalúa que la producción de hidrógeno verde podría comenzar con proyectos piloto utilizando electricidad de la red (el excedente). En el documento, se modelan dos escenarios: un desarrollo acelerado, y un escenario más conservador, el desarrollo del hidrógeno Business as Usual (BAU). Atendiendo a los costos de producción del hidrógeno, se prevé una primera etapa (hasta 2030) utilizando la red eléctrica, una segunda etapa (2030-2040) con electricidad mayormente eólica, y una tercera (post 2040) mayormente fotovoltaica (p. 42). Se pretende reemplazar el hidrógeno de uso industrial y emplearlo como generador de calor industrial, y en el sector del transporte. Se contempla la utilización de eventual de agua desalinizada, a pesar de la abundancia de agua dulce en el país. Costa Rica pretende producir hasta 20.000 toneladas anuales de hidrógeno verde para 2030 y llegar a las 420.000 toneladas hacia el 2050.
Uruguay. La Hoja de Ruta uruguaya es similar a la chilena, aunque aquí la producción destinada a los mercados interno y externo comienza en forma más o menos simultánea (fases 1-3, p. 37). Para el 2030, el documento estipula la sustitución del 20% de la urea actualmente importada por urea verde de producción local, y la exportación de hidrógeno y derivados por un total de 95 millones de dólares. Para 2040, se proyecta la sustitución de urea importada en un 80%, y la exportación de hidrógeno y derivados por un valor de 1.400 millones de dólares (en la Hoja de Ruta oriental, el «salto exportador» es a partir de 2030, la «fase 3» de la Hoja de Ruta) (pp. 31, 35, 37). (Lo mismo para el transporte: la Hoja de Ruta de Uruguay contempla para las próximas décadas un creciente consumo de hidrógeno en el sector del transporte, p. 31-32.)
Hago aquí un
comentario acerca de la Hoja de Ruta de Uruguay que ilustra muy bien el
espíritu de negocios corporativos que anima a los países de la región que han
iniciado el camino del hidrógeno verde. En el capítulo 8 «identificación de
riesgos para el desarrollo del sector» (p. 42), el documento identifica los
siguientes riesgos políticos/sociales (N° 7 y 8 respectivamente): «Baja
aceptación de infraestructura logística en zona este» y «Baja
aceptación de proximidad de H2 y NH3 en áreas urbanas.»
En realidad, ambos riesgos remiten a uno solo: el de que no se obtenga la
licencia social para los proyectos. Lo que debería ser una condición previa (la
certeza de contar con licencia social), se presenta aquí como un riesgo. Como
acciones de mitigación al riesgo N° 7, la hoja propone: «Crear conciencia
nacional y branding alrededor del
potencial de la industria del hidrógeno verde. Ejecutar proceso de participación
temprana.» En buen criollo rioplatense: hacer propaganda desde temprano. (Como
se ve, por momentos, más que un documento gubernamental, la Hoja de Ruta
uruguaya parece un memo de una empresa.) Hay que decir, y esto
explica mucho, que la Hoja de Ruta uruguaya se basó en un estudio solicitado a
la consultora internacional McKinsey & Company financiado por el BID y
publicado en 2021. La misma consultora que, según Lucile Daumas de las redes Attac (Asociación por la Tasación de
las Transacciones financieras y por la Acción Ciudadana) y el CADTM (Comité para la Abolición de las
Deudas Ilegítimas), es «conocida por
trabajar para las principales transnacionales y asesorar a unos 50 gobiernos en
la implementación de políticas elaboradas por instituciones financieras
internacionales como el FMI y el Banco Mundial».[17] McKinsey & Company también jugó un rol fundamental en la
elaboración de la Estrategia Nacional de Chile,[18]
y posiblemente lo haga también en la de Argentina, habida cuenta de la
participación de la consultora en foros patrocinados desde el gobierno
nacional.[19]
Paraguay. Paraguay posee una matriz eléctrica
casi 100% renovable, y es excedentario en cuanto a la generación de
hidroelectricidad (su excedente, de casi un 71%, es exportado a los países
socios de emprendimientos binacionales, p. 11). La Hoja de Ruta paraguaya del
hidrógeno verde apunta en especial al consumo interno, particularmente al
sector del transporte, sobre todo al transporte de carga fluvial (Paraguay
posee la tercera flota de barcazas del mundo en orden de importancia, p. 12). A
diferencia de otros países de la región, Paraguay no sueña con exportar su
hidrógeno al mundo. Sin dar mayores precisiones, su Hoja de Ruta contempla la
posibilidad de abastecer de hidrógeno a otros países de Latinoamérica y el
Caribe, y, particularmente a Brasil, de productos derivados del hidrógeno (p.
32).
Colombia. Al igual que Argentina y Ecuador, y a diferencia de Chile, Costa Rica, Uruguay, y Paraguay, Colombia es productor (mejor dicho extractor) de combustibles fósiles. De hecho, es uno de los mayores exportadores de carbón a nivel mundial, y además posee importantes reservas de gas natural. Por lo tanto, es lógico que apueste a la producción de hidrógeno «bajo en emisiones», azul a partir del carbón, y por supuesto verde. Primero piensa producir hidrógeno azul procurando la descarbonización temprana de la industria existente (lo que en su Hoja de Ruta se indica como fase de aplicación en industrias existentes, por ejemplo, minería e industria del gas (Aldana Rivera y León Peñuela, 2022, p. 61:), esto hasta tanto madure el hidrógeno verde (p. 13) y se vuelva competitivo (lo que ocurriría recién en 2030) superando al azul (recién hacia 2040) (p. 17). El despliegue inicial del verde (los primeros proyectos piloto) se efectuarán con energía eléctrica tomada directamente de la red (la matriz eléctrica de Colombia es casi un 70% renovable[20]). Hacia 2030, Colombia espera reemplazar por hidrógeno de bajas emisiones 120.000 de las 150.000 toneladas que se consumen actualmente con distintos usos industriales, mayormente refinación de combustibles y producción de fertilizantes (p. 18). Entre 2040 y 2050, se prevé la consolidación de nuevos usos (transporte pesado y energía). Reducción paulatina de las exportaciones energéticas basadas en fósiles y compensar esa reducción con la exportación de hidrógeno (lo que en su Hoja de Ruta se indica como fase de aplicación disruptiva, Aldana Rivera y León Peñuela, 2022, p. 62) (p. 24), la cual comenzaría a partir de 2030 (p. 26).
Ecuador. La Estrategia y Hoja de Ruta de Ecuador fueron diseñadas por la Consultora Alemana Fichtner. Las mismas apuntan solo al hidrógeno verde, aunque, como veremos, con aplicaciones en el sector petrolero (a diferencia de Colombia y la Argentina, Ecuador NO apuesta al hidrógeno azul). La E y HR prevé tres fases: una Fase inicial (hasta 2025); una Fase de despliegue a mediano plazo (hasta 2030); y una Fase de lanzamiento a largo plazo (más allá de 2030). Para producir todo ese hidrógeno renovable, Ecuador prevé duplicar la capacidad instalada de generación eléctrica al 2030 e incrementarla en un factor de 4 a 7 al 2050. Por lo que trascendió en los comunicados de prensa del propio gobierno, Ecuador piensa aprovechar el hidrógeno verde como combustible para transporte y plantas de electricidad, en la industria, como insumo para fertilizantes nitrogenados y producción de metanol, en refinerías para la refinación de petróleo y en plantas petroquímicas para la producción de plásticos, en metalúrgica, en producción de alimentos, acero, vidrios, y eventualmente potenciarlo como producto de exportación.
Argentina. Como comenté, Argentina no posee una Estrategia ni una Hoja de Ruta (nota: esta estrategia nacional fue presentada en setiembre de 2023, tiempo después de este posteo. Mi posteo con relación a la estrategia nacional argentina puede encontrarse acá Rionegrosinmargen); sin embargo, dos provincias cuentan con su Plan Estratégico: Río Negro y Tierra del Fuego.
Río Negro. El «Plan Estratégico Hidrógeno Verde Río
Negro» fue elaborado
en 2021 sobre la base de un Estudio de
Pre-factibilidad que el Instituto Fraunhofer de Alemania realizó por
encargo de las autoridades de la provincia (de hecho, el estudio alemán está
incorporado al plan provincial como su capítulo 2). Este estudio posee semejanzas
con la estrategia chilena en el sentido de plantear una etapa inicial de
producción para el mercado local (a partir de 2024) y una etapa exportadora
recién a partir de 2030 (Salgado y Scandizzo, 2021). En cambio, el proyecto de
la multinacional australiana Fortescue
Future Industries es netamente exportador desde un comienzo: no plantea en
absoluto una fase de producción para consumo interno. Este último proyecto, del
cual se conocen solo sus trazos más gruesos a partir de la sanción de la Ley Provincial
N° 5.560, ha sido incluido en la actualización del Plan Estratégico que la
provincia realizó en agosto de 2022 (en su capítulo 8), aunque, como comenté,
poco tiene que ver con el estudio de Fraunhofer.
Tierra del Fuego. La provincia
encargó a la consultora FRACTAL ARG S.R.L. un «Estudio integral para la
determinación de la viabilidad del desarrollo de proyectos de inversión para la
producción y comercialización de Hidrógeno “azul” y “verde”, y de proyectos
derivados, en la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico
Sur», el cual fue presentado formalmente en 2021. La parte 3 de este estudio contiene una «Hoja de Ruta para el desarrollo de un plan
estratégico de proyectos de hidrógeno y sus derivados en la provincia de Tierra
del Fuego A.I.A.S.» En octubre de 2022, este estudio integral fue
señalado por las autoridades provinciales como su «Plan Estratégico
Provincial para el Desarrollo del Hidrógeno Verde, Azul y Proyectos Derivados».
El Plan Estratégico fueguino no contiene un cronograma para la producción
de hidrógeno en cuanto a su destino de mercado. No prescribe, por caso, apuntar
primero al mercado interno y luego al externo, o a la inversa (el estudio se
encuentra más enfocado a establecer las localizaciones de la infraestructura, a
brindar un detallado estudio de costos de producción, y a proponer una variedad
de beneficios económicos para los proyectos). En todo caso, deja pendiente ese
punto en función de cómo se vaya dando la demanda de hidrógeno y sus derivados
a nivel local y global. La orientación sí es claramente exportadora en el caso
de la producción de algunos de sus derivados, sobre todo el amoníaco verde, tal como figura en el modelo de
negocios propuesto (p. 225 y ss, p. 233). Por último, el estudio de FRACTAL ARG S.R.L. contempla la producción de hidrógeno verde a partir de agua dulce
obtenida de plantas de desalinización (p. 226).
La firma estadounidense
MMEX Resources
Corporation anunció recientemente una inversión de 500
millones de dólares en un proyecto que contempla la producción de hidrógeno
verde a partir de energía eólica y su transporte en forma de amoníaco
(Scandizzo y Salgado, 2022). En boca del propio gobernador de Tierra del Fuego
Gustavo Melella, el objetivo final de
este proyecto es exportar a Europa y Asia.[21]
En suma, y
volviendo al punto: mi propuesta es incluir bajo el régimen de promoción solo
aquellos proyectos que prioricen el mercado interno, y que contemplen la
exportación a países de la región en el marco de acuerdos de integración.
2) Obviamente, para que el punto anterior tenga sentido, primero (o simultáneamente) debería potenciarse ese mercado interno, hoy circunscripto al uso industrial. Insisto: antes de pensar en una ley o marco regulatorio Argentina debería contar con una Estrategia Nacional del Hidrógeno y una Hoja de Ruta del Hidrógeno (IRENA, 2020, p. 20). Esa Estrategia Nacional u Hoja de Ruta, podría, por caso, establecer una meta para que, a partir de cierto año, las refinerías y plantas de fertilizantes dejen de utilizar hidrógeno gris o marrón (como propone Ecuador), o gradualmente a medida que la oferta de hidrógeno limpio (verde o azul) aumente, penalizando las emisiones de CO2 (en suma, la ENH y la HRH deberían ser claras en cuanto a la fecha de caducidad del hidrógeno gris y marrón). Actualmente se consumen en nuestro país más de 400.000 toneladas de hidrógeno (gris) de uso industrial (refinación del petróleo, producción de fertilizantes nitrogenados, etc.), una cifra nada despreciable (representa un 9% de la producción de hidrógeno en toda América Latina, Royón, 2023, p. 16). Se podría empezar por ahí, por «enverdecer» ese hidrógeno, hasta tanto esté claro cuáles serán los usos del hidrógeno como vector energético (porque al día de hoy no lo está). Como se señala en un informe elaborado por la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER, 2021, p. 12) «Actualmente Argentina utiliza más de 400.000 toneladas anuales de hidrógeno para distintos procesos industriales que bien podrían ser del tipo “verde” para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y además aumentar la eficiencia de sus ciclos de producción.» (El subrayado es mío.) El proyecto del diputado Menna (Art. 4 inciso d), contempla que, para el 2030, el porcentaje de consumo nacional de hidrógeno de origen renovable, debería alcanzar un mínimo del treinta y cinco por ciento (35%). (El proyecto del diputado Menna se circunscribe al hidrógeno renovable o verde.) El proyecto de ley del gobierno prevé que ese hidrógeno gris que actualmente se produce (aquellas 400.000 toneladas), pase a ser azul, aunque las empresas no están obligadas (ni lo estarán, según parece) a implementar métodos de captura y almacenamiento de carbono (Royón, 2023, pp. 16-17).
3) Tema
derechos humanos. Los proyectos de hidrógeno en todas sus etapas, desde la
instalación de los parques eólicos o solares, la instalación de infraestructura
para la captura y almacenamiento de CO2, la instalación de los
almacenamientos temporales o permanentes de CO2 e H, el tendido del
sistema de transmisión eléctrica y las plantas transformadoras, la instalación
o ampliación de gasoductos, acueductos e hidroductos, embalses, puertos,
terminales, etc.), deberían contar con
el consentimiento previo, libre e informado (CPLI) de las comunidades
originarias potencialmente afectadas, y no deberían establecerse en o afectar
áreas naturales protegidas, o áreas ambientalmente sensibles, como humedales,
bosques nativos, áreas de reproducción o alimentación o tránsito de especies
protegidas, etc. Los proyectos que
se acojan al régimen de promoción tampoco podrían instalarse en un área
protegida nacional, provincial o municipal, cuyo plan de manejo haya sido
modificado en un sentido regresivo (modificación que podría entenderse como
una maniobra para asegurar la obtención de la licencia ambiental por parte del
gobierno nacional, provincial o municipal) o a la modificación de una norma en
ese mismo sentido (el objetivo de esto es que el desarrollo del proyecto no
suponga una vulneración del principio de no regresividad consagrado en el
Acuerdo de Escazú y en la legislación nacional). Los proyectos que aspiren a
ingresar al régimen de promoción no
deberían estar vinculados con denuncias fundadas sobre incumplimiento del
Acuerdo de Escazú, sobre el acceso a la información, la participación
pública y el acceso a la justicia en asuntos ambientales, aprobado por
Argentina por Ley Nacional N° 27.566.
4) Los
proyectos deberían contar con una
Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) que contribuya a identificar los
impactos ambientales y evaluar los efectos acumulativos que puedan surgir de
una política o plan nacional sostenida para esta actividad (Kazimierski, 2021).
Esta recomendación figura (a nivel provincial) en el estudio encomendado a
la consultora FRACTAL ARG S.R.L. por la provincia de Tierra del Fuego, A.I.A.S.
(FRACTAL ARG S.R.L., 2021, p. 243). El Informe de CADER (2021, p. 18) se
refiere indirectamente a este punto, advirtiendo que no hay claridad sobre si los proyectos de hidrógeno
requieren una evaluación o una declaración en su fase inicial.
5) La ley
debería contemplar una certificación de
origen. En principio, y de mínima, podría pensarse en una etiqueta que distinga los distintos tipos de
hidrógeno (verde, azul, rosa). Esto está previsto en el proyecto del
diputado Menna. En su artículo N° 9, inciso n, una de las funciones y
atribuciones de la Autoridad de Aplicación en su proyecto de ley es la de «aprobar
las normas para la certificación del hidrógeno de origen renovable y del
hidrógeno de bajas emisiones, teniendo en consideración su homologación con la
normativa internacional vigente en la materia». También podría
pensarse en una certificación que dé
cuenta de la huella de carbono del hidrógeno considerando todo su ciclo de
vida (cantidad de CO2eq emitida por unidad de peso de hidrógeno
producido), lo que estaría más acorde con el objetivo de descarbonización que, seguramente, figurará entre los objetivos del proyecto de ley del gobierno. Este
tipo de certificaciones también son contempladas en la Hoja de Ruta de Colombia
(p. 31), la cual además prevé un sistema de monitoreo de esas emisiones. De
acuerdo con la presentación de la secretaria de Energía de la Nación Flavia
Royón en el Foro Global de Hidrógeno realizado en mayo de 2023 en Bariloche,
ambos tipos de certificación, de origen y de emisiones de GEI, estarán
presentes en el proyecto de ley oficial (Royón, 2023, p. 6)
Sin duda esta
certificación o etiqueta resultará útil a los consumidores (a toda la sociedad,
en definitiva) ya que les permitiría conocer el real «grado de
limpieza» del hidrógeno que consumen (no es lo mismo hidrógeno verde
producido con eólica offshore que con
eólica onshore o con fotovoltaica, o con
electricidad tomada de la red eléctrica, o de un nuevo parque eólico o solar[22]).
De máxima, podría pensarse en una certificación amplia que tome en cuenta aspectos ambientales en su conjunto, como emisiones de GEI, pérdida de biodiversidad, consumo de agua, desplazamiento de comunidades etc, etc.
6) Argentina
actualizó en 2020 su Contribución Determinada a Nivel Nacional de 2016 (NDC por
sus siglas en inglés, Nationally
Determined Contribution), comprometiéndose a no exceder la emisión neta de
359 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2e)
para el año 2030, aplicable a todos los sectores de la economía. (Sin duda, una
ambición muy modesta: en el año de referencia 2016 las emisiones fueron de 364
MtCO2e.) Como el del hidrógeno bajo en emisiones es una nueva industria, no
contemplada al momento de actualizar la NDC, debemos tener la seguridad de que el despliegue de proyectos de producción de hidrógeno bajo en emisiones no ponga en riesgo
el cumplimiento de esa meta, ya que la instalación de los sistemas renovables
demandará combustibles fósiles en cantidades importantes, al igual que la
instalación de las plantas de producción y almacenamiento de hidrógeno.
Si bien en la
NDC se menciona que la transición se hará, entre otras cosas, «desarrollando la
cadena productiva del hidrógeno» (p. 7 resumen), no está claro en qué medida la
instalación de miles de aerogeneradores y paneles solares para la producción de
cientos de miles o millones de toneladas de hidrógeno for export aportará a los objetivos climáticos que el país se
autoimpuso para el mediano plazo. De cualquier forma, esas menciones al
hidrógeno que figuran en la NDC (poquísimas, por otra parte) se encuentran en
la parte del documento titulada «Visión 2030», la cual, según sus propios autores,
«se presenta a modo informativo, no forma parte de la meta de la Segunda NDC,
está basada en la mejor ciencia disponible, y fue elaborada teniendo en cuenta
las circunstancias nacionales como punto de partida» (p. 19). De lo anterior
queda claro, entonces, que las emisiones de CO2eq generadas por la industria del hidrógeno bajo en emisiones en el escenario del país de los
próximos años NO han sido consideradas en la NDC.
La mayor parte
de la huella de carbono de un parque eólico corresponde a la fase de extracción
y procesado de los materiales (entre un 68% y un 85% del total), y rangos
menores que no superan el 15% corresponden a la fabricación, construcción y
operación y mantenimiento.[23]
Como los próximos años son decisivos para el cumplimento de los objetivos
climáticos, así como también para el despliegue de la industria del hidrógeno, las empresas deberían informar las
emisiones totales estimadas para sus proyectos: desde la instalación de la
infraestructura hasta comenzada la fase de producción, sobre todo para el año
2030 y con posterioridad. (Podría pensarse en una certificación de emisiones
anuales: las de los primeros años serán sin dudas más intensas, ya que abarcan
la instalación de la infraestructura.) De acuerdo con el valor informado, la AA
podría decidir moderar la escala o directamente rechazar la incorporación del
proyecto al régimen de promoción. (En principio, aquí no se tomarían en cuenta
las emisiones de la extracción de los minerales, porque estas emisiones se
computarán seguramente en los países en los que se desarrolle la minería.)
Cabe destacar
que la vida útil de los aerogeneradores y de los paneles solares es apenas de
25 a 30 años, de modo que el «pico» de emisiones de CO2 que provoca la extracción y refinado
de los materiales, así como la fabricación, construcción, operación y
mantenimiento de esa infraestructura renovable, no es «por única vez», sino que se repite
transcurrido ese lapso.
En la página 8
de la NDC se indica: «Finalmente, se considera que el seguimiento y monitoreo
doméstico del progreso de la Segunda NDC es esencial para alcanzar la efectiva
implementación de la acción climática, tanto a nivel nacional como global.» Aquí
propongo, ni más ni menos, tomarnos en serio ese seguimiento y monitoreo, al
menos con respecto al desarrollo de la industria del hidrógeno.
Según parece, en
el borrador del proyecto de ley del gobierno hay un punto dedicado al control
de las emisiones. Así lo refiere el diario «Río Negro»: «Las empresas que desarrollen algún
proyecto contarán
con beneficios fiscales y serán controladas de forma regular en
el cumplimiento de pautas que hacen a las condiciones de producción, avance de
las obras, las fuentes de energía, las materias primas utilizadas y el nivel de
emisiones de carbono que se establezcan.»[24]
7) Se deberían tomar en cuenta las fugas a lo
largo de toda la cadena desde la obtención del hidrógeno hasta su
almacenamiento en forma líquida o gaseosa, pasando por su transporte. La
Autoridad de Aplicación debería contabilizar las fugas de hidrógeno y penalizarlas
por encima de un determinado valor, que podría ser de un 5% para el hidrógeno
verde, y de un valor que resulte de la aplicación de una fórmula que tome en
cuenta las fugas de metano declaradas, para el azul (ver más adelante). Al
margen de la pérdida de rentabilidad que las fugas de hidrógeno suponen para
las empresas, investigaciones recientes destacan el impacto climático (negativo)
del hidrógeno en la atmósfera. Anteriormente a esas investigaciones, esos
efectos eran subestimados, porque solo se tomaba en cuenta la presencia de
hidrógeno en la tropósfera (hasta los 10—15.000 metros) y su efecto en el largo plazo (cerca de
los 100 años). Sin embargo, tal como se indica en esas publicaciones, si se
consideran los efectos combinados en la tropósfera y en la estratósfera (desde los 10—15.000 metros hasta
los 45—50.000), y se considera el corto plazo (dos o tres décadas), el
potencial de calentamiento del hidrógeno se incrementa dramáticamente (Ocko y
Hamburgo, 2022). En el mismo sentido, una investigación reciente liderada por
Matteo Bertagni del Instituto Ambiental High
Meadows de la Universidad de Princeton (EEUU), publicada en la
prestigiosa revista Nature communications,
indica que el hidrógeno verde puede
mitigar el metano atmosférico si las pérdidas de hidrógeno a lo largo de la
cadena de valor están por debajo del 9 ± 3 %. Por su parte, el hidrógeno
azul puede reducir las emisiones de metano solo si las pérdidas de metano están
por debajo del 1% y las fugas de hidrógeno por debajo del 4,5%. [25]
En suma: si no se
toman recaudos con respecto a esto, la producción a gran escala de hidrógeno
(de cualquier color) podría ir en contra de los objetivos climáticos globales. Y
a Argentina le cabe aquí una enorme responsabilidad: recordemos que nuestro
país aspira ser «la Arabia Saudita del hidrógeno verde».[26]
(Aunque, claro, no es el único: también aspiran serlo Australia,[27]
Islandia y Canadá,[28]
dentro de Canadá Quebec,[29]
Brasil,[30]
dentro de Brasil Ceará,[31]
Hawái,[32]
Italia,[33]
Chile[34]
¡y hasta la propia Arabia Saudita![35])
Se podría
considerar una etiqueta o
certificación que informe el porcentaje de hidrógeno fugado a lo largo de la
cadena; un certificado o etiqueta renovable periódicamente.
8) En una
entrevista concedida a «El Cohete a la Luna»[36] Eduardo Dvorkin, miembro del Directorio de Y-Tec, a la pregunta «¿Qué
expectativas le genera el proyecto de producción de hidrógeno verde que hay en
la provincia de Río Negro?» respondió lo siguiente: «Si nosotros importamos los generadores
eólicos e importamos los electrolizadores para exportar hidrógeno verde,
estamos exportando el viento de la Patagonia. Es decir, no estamos exportando
conocimiento argentino ni estamos exportando lo que tiene más valor. De nuevo
estamos en el esquema muy parecido al de exportar soja. Son esos esquemas los
que yo creo que tenemos que superar.»
Por su parte, la Dra. Carolina Vera, quien fuera titular de la Unidad Gabinete de Asesores del Ministerio de
Ciencia, Tecnología e Innovación, y es actualmente miembro de la Academia
Nacional de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales, en relación con el proyecto
de hidrógeno verde de la empresa australiana Fortescue Future Industries en Río Negro señaló: «pensemos el tema de hidrógeno, por
ejemplo, que se hizo mucho… que estuvo bueno ¿no? que viene una empresa australiana
¿no? en Río Negro, a instalar una planta, vamos a tener hidrógeno, pero es una
caja negra, digamos, que viene una empresa, hace su desarrollo, también va a
dar trabajo, pero nosotros[37]
tenemos otro camino paralelo que es el desarrollo de la cadena de hidrógeno
nacional».[38]
Pues bien, para
evitar esto, para no terminar exportando viento (o radiación solar) o aprobando
«cajas negras»
tecnológicas, la
ley debería priorizar aquellos proyectos que contemplen la incorporación de equipos
y procesos innovadores desarrollados por laboratorios y pymes argentinos
(aerogeneradores, paneles solares, electrolizadores o membranas de captura de
CO2 o dispositivos o sistemas de almacenamiento y transporte del
hidrógeno, sistemas de adsorción, etc.). De este modo se potenciaría el
desarrollo tecnológico industrial del país, en línea con el espíritu del Plan
Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación 2030,[39]
y se reduciría el riesgo de lock-in
tecnológico.
Al parecer, el
borrador del proyecto de ley contempla la incorporación gradual y progresiva de
«contenido nacional».[40] Para el caso de las plantas de producción de hidrógeno verde, incluyendo
equipos electrolizadores y sus parques de generación de energía eléctrica de
fuente renovable vinculados, de entrada deberán contar (de mínima) con un 35% de contenido
nacional y con un 50% desde el año 11 y hasta el año 30;[41] para plantas de reformado
de gas natural cuyo destino exclusivo sea la obtención de hidrógeno azul y el
equipamiento destinado a la captura y almacenamiento de gases de efecto
invernadero: de entrada un 20% de contenido nacional hasta un 40% desde el año
11 y hasta el año 30;[42] mientras que para plantas
de producción de hidrógeno rosa, incluyendo equipos electrolizadores y plantas
de generación de energía de fuente nuclear: de entrada un 30% de contenido
nacional hasta un 50% desde el año 21 y hasta el año 30.[43]
En primer lugar, no queda claro si esa incorporación de
contenido nacional es obligatoria, es decir, si es condición necesaria
para la incorporación del proyecto al régimen de promoción en su totalidad, o
si, como en el caso de las rondas RenovAr, no es
obligatoria pero permite acceder a ciertos incentivos fiscales[44] (tal vez a esta duda la despeje la Reglamentación).
En segundo lugar, es importante prestar atención a cómo
se computarán esos porcentajes, porque este tipo de cuantificaciones suele prestarse
a trampas. Por ejemplo, en el caso de los parques eólicos Chubut Norte II-IV de
la empresa Genneia, las torres (de
hormigón) fueron construidas en el país y los aerogeneradores vinieron de Alemania.[45] ¿Satisfaría ese parque la
exigencia inicial del gobierno de 35 y 65? (Hay que recordar que la
incorporación de partes nacionales no era obligatoria en las rondas RenovAr.[46])
Para el cálculo del contenido nacional se suelen
utilizar fórmulas complejas. Por ejemplo, en nuestro país, para los proyectos
renovables de las rondas RenovAr, el INTI elaboró la siguiente fórmula:
CND% = TCN X 100/TCN + Total CIF
En donde TCN es
total componente nacional, Total CIF son los bienes electromecánicos de origen
no nacional.[47]
El Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) posee un registro, el
ReProER, donde verificar el origen local de los
bienes y proveedores. Allí, las empresas del RenovAr interesadas podían acceder
a bienes y servicios de origen nacional, y así obtener ciertos beneficios
fiscales.[48]
Volviendo al punto anterior, el de las torres, el ReProER posee incluso una
normativa para establecer el criterio para determinar el porcentaje de
componente nacional de las torres (pero de acero) de los aerogeneradores.[49]
La propuesta de
actualización de la Ley Nacional de Hidrógeno de 2006 N° 26.123 de la Plataforma
H2 Argentina, establece en su artículo 3, inciso f, como uno sus objetivos «incentivar
la participación privada, pública y mixta en la producción y uso del hidrógeno
propendiendo a la descarbonización de la matriz energética nacional, priorizando
aquellos emprendimientos en donde el beneficio sea significativo en términos de
desarrollo de la industria nacional, utilización de mano de obra local y
captación de recursos humanos nacionales de alta especialización e innovación
tecnológica.» (Plataforma H2 Argentina, 2021) (El subrayado es mío). Por su
parte, el proyecto de ley de la senadora Silvina García Larraburu puntualiza en
su artículo N° 19 «Las empresas extranjeras que se radiquen en el país para la
producción, el almacenamiento, la conversión, y/o los sistemas de distribución
de Hidrógeno, deberán garantizar la transferencia tecnológica y la cooperación
con entidades pertenecientes al Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e
Innovación.»
Lo de la
transferencia está bien, pero cuidado que el hilo de la transferencia tiene dos
puntas: la provisión y la recepción de tecnología. La transferencia que
menciona la senadora no debería ser meramente receptiva. Como Argentina posee
un pasado y un presente ricos en investigación y desarrollo tecnológico con
relación al hidrógeno, nuestra aspiración de máxima debería ser convertirnos en
proveedores de tecnología.
Para proyectos de Hidrógeno Azul:
9) El régimen de promoción para proyectos de hidrógeno azul debería ser a término, y por un corto lapso de tiempo (¿5 años? ¿10 años?), vencido el cual no deberían admitirse nuevos proyectos. Del mismo modo, la extensión del régimen de promoción para los proyectos de hidrógeno azul debería ser acotada con relación al verde (p. ej., 15 años en lugar de 30). Si bien la Agencia Internacional de la Energía contempla que la demanda de hidrógeno azul será importante hasta el 2050 incluso más allá (la AIE prevé que un 40% del total del hidrógeno limpio debería ser azul para 2050, lo que representa casi 200 millones de toneladas[50]), son cada vez más las evidencias que echan dudas sobre la efectiva contribución climática del hidrógeno azul, sobre todo porque no hay garantías de tasas de captura de CO2 significativas (del 90% o mayores, ver punto 11), a lo que hay que sumar el problema logístico y ambiental que plantea el almacenamiento del CO2 (punto 11) y el efecto sinérgico de las emisiones fugitivas de CH4 de la industria del gas natural que le da sustento (punto 12). (Actualmente, la certificación europea CertifHy considera que el hidrógeno, renovable o fósil, es «limpio», cuando sus emisiones son 60% por debajo de las emisiones de GEI del hidrógeno gris. CertifHy) De hecho, Hojas de Ruta Nacionales como la de Colombia, país que cuenta con reservas importantes de gas natural y (sobre todo) de carbón, estiran la vida del hidrógeno azul hasta 2050, pero no más allá (Hoja de Ruta de Hidrógeno en Colombia, p. 17, fig. 7). El proyecto de ley de Argentina no incluiría un límite de tiempo para la producción de hidrógeno azul, por lo que no habría ningún incentivo a las empresas del sector de hidrocarburos, incluyendo las productoras de fertilizantes, de abandonar el hidrógeno azul para volcarse al verde (Royón, 2023, p. 17). De hecho, el proyecto tampoco contempla el abandono del hidrógeno gris (aunque este no queda comprendido en el régimen de promoción).
10) Vinculado con el punto anterior. Los proyectos de hidrógeno azul deberían garantizar una tasa mínima de captura de CO2 del 95%. Esta exigencia se fundamenta en estudios científicos que plantean que, de ser la tasa de captura menor al 90%, la producción de hidrógeno azul no contribuye al objetivo climático (Howarth y Jacobson, 2021; Romano et al., 2022). En nuestro país, el documento elaborado en 2021 por el Consorcio H₂Ar «Resúmenes de Resultados» (p. 6), reconoce que, con tasas de captura del 90%, solo se reducen las emisiones de GEI en un 66%. En relación con esto último, en un reciente documento elaborado por la Comisión de Ciencia y Tecnología de la Cámara de los Comunes de Reino Unido, en donde se revisa la Estrategia de Hidrógeno de 2021 de ese país, se señala lo siguiente: «La decisión del Gobierno de seguir utilizando hidrógeno azul debería depender de que la tasa estándar de captura de CO₂ alcance el 95 % para 2030 y supere el 99 % mucho antes de 2050» (p. 71). Aquí proponemos aplicar los mismos estándares de captura para nuestro país.
¿Cómo podría
hacerse esto? Quizás mediante una evaluación técnica previa a cargo de un
organismo autónomo (universidades que den garantías de autonomía, o sea que no
reciban plana de las empresas del sector). En caso de que un proyecto se
aprobara y luego se comprobara que las tasas de captura reales no son las estimadas
inicialmente, o si las tasas iniciales se redujeran (de darse una pérdida de
eficiencia), se daría a la empresa un plazo razonable para alcanzar las tasas
de captura exigidas, y en caso de no lograrlo perdería los beneficios de la
promoción (sin que quepa aquí la opción de compensar las emisiones no
capturadas mediante forestaciones, saneamiento de basurales, etc.).
La
incorporación al régimen de promoción no supone para las empresas la
adquisición de un derecho inamovible, en este sentido, la incorporación al
régimen de promoción deberían poder revocarse. Cabe aquí la consideración
apuntada en el proyecto de la senadora Silvina García Larraburu en su artículo N°
23: «Los beneficios establecidos en el artículo 20° quedarán sujetos a la evolución y
cumplimiento en la implementación de las distintas etapas del proceso,
establecidas por la Autoridad de Aplicación.» Si no cumplen, se las baja.
11) Además,
los proyectos de hidrógeno azul deberían presentar una propuesta realista para
el almacenamiento del CO₂, demostrando con datos empíricos (no a partir de
modelos o simulaciones) que no habrá emisiones fugitivas durante la inyección o
fugas del almacén (considerando una escala industrial y a largo plazo). Si no
se pudiera demostrar la seguridad del almacén de CO₂ (digamos, tasas de
eficiencia superiores al 95%), la aplicación del principio precautorio daría
lugar a la inadmisión del proyecto.
Nuevamente, la
AA debería realizar monitoreos periódicos de esos almacenes: en la superficie,
en cuerpos de agua superficiales, en napas freáticas, etc.
Por último, se debería aplicar el principio precautorio
y prohibir el almacenamiento de CO2 en el subsuelo marino. No
hay certeza de que ese CO2 no termine fugando y acelerando la
acidificación de los océanos.
12) Los proyectos de hidrógeno azul deberían garantizar
que las emisiones fugitivas de metano (CH4) no superen un cierto
valor (bajísimo, por supuesto), el cual debería establecerse por un
organismo que goce de plena autonomía con respecto a las empresas o los
gobiernos (por ejemplo, una universidad pública o institución científica
reconocida que no haga negocios con las empresas del sector).[51]
Las emisiones de metano del rubro gas y petróleo constituyen un 24% de las
emisiones de metano globales, siendo solo superadas por las de la fermentación
entérica (27%).[52]
Por lo tanto, el dato de la cantidad de CH4 fugado durante todo su
ciclo de vida es de vital importancia para conocer cuán limpio es el hidrógeno
azul producido en nuestro país.
El proyecto
oficial del gobierno, en principio, deja en manos del Poder Ejecutivo, a través
de la Reglamentación, establecer «los estándares de máximos de emisiones de gases de efecto invernadero por
unidad producida» (Royón, 2023, p. 4), comprendiendo,
se supone, la tasa de captura + las emisiones fugitivas (esto de
mínima, ya que además deberían computarse todas las emisiones del ciclo de vida
del hidrógeno).
Para proyectos de Hidrógeno Verde:
13) Tema agua. En declaraciones a los medios de
comunicación, Flavio Tuvo, gerente de operaciones del grupo Capsa, señaló que
la producción de hidrógeno verde requiere muy poca agua, estimando, para la
planta piloto de Hychico (en cercanías de Comodoro Rivadavia), un insumo de 7 a
8 toneladas de agua por cada tonelada de hidrógeno,[53]
lo que es menos que la relación estequiométrica del agua y el hidrógeno (que es
9: 1; masa molecular del H2O=
~18 g/mol, y masa molecular del H2 = ~2 g/mol) (Beswick et al., 2021). Sin embargo, otras
fuentes más precisas se alejan de los números del gerente. Por ejemplo, en el
portal de la empresa global de servicios profesionales GHD se señala lo
siguiente: «En algunas circunstancias (es decir, cuando se dispone de agua
cruda de buena calidad[54]),
esto dará como resultado requisitos de agua de <18 l de agua cruda/kg H2
para un proyecto de hidrógeno verde.[55]
Sin embargo, cuando se pueda demostrar que hay suficiente agua disponible de
manera sostenible, los proponentes tienen la opción de reducir el gasto de
capital, la huella y el consumo de energía mediante el uso de enfriamiento por
evaporación, lo que da como resultado
requisitos de agua en el rango de 60-95 L/kg
H2.» De
igual modo, según la misma fuente, la producción de hidrógeno azul requiere un
consumo de agua estimado en 18-44 litros de agua por kilo de
hidrógeno.[56] Otras fuentes mencionan que por cada kilogramo de hidrógeno verde hacen falta unos 10 kilogramos de agua desionizada (o desmineralizada), lo que es menos que los 22 kilogramos que requiere cada kilogramo de hidrógeno gris, y menos aun que los 24 kilogramos que se necesitan para producir un kilogramo de hidrógeno azul.El Cascarón de Nuez, 4' 20''
Ante estos números tan dispares, la AA debería establecer consumos máximos de agua por tonelada de
hidrógeno verde, y diseñar un sistema de monitoreo permanente del uso del
recurso. Podría pensarse en una etiqueta
actualizable del consumo de agua
dulce. Solo deberían admitirse proyectos que no superen un valor
establecido de antemano por la AA: las 7-8 toneladas de agua por
tonelada de hidrógeno que el gerente de Capsa estima como suficientes, podrían
ser un buen punto de partida.
Al margen de lo anterior, la AA debería establecer regiones
geográficas con stress hídrico y no
admitir en el régimen de promoción a aquellos proyectos que pretendan
instalarse allí.
15) Además de
la de consumo de agua, otra etiqueta podría dar cuenta de la eficiencia energética del hidrógeno verde,
una que tome en cuenta el total de energía empleada para producir una unidad de
peso de hidrógeno (que debería rondar los 45-50
kwh por kilogramo, de acuerdo con los datos obtenidos de la bibliografía. Si el
agua a electrolizar fuese agua desalinizada, se debería computar en este rubro la
energía empleada en el proceso de desalinización. Esta etiqueta energética nos
daría una buena medida del «esfuerzo energético» que el país o provincia realizan para producir
un kilogramo de hidrógeno verde, por proyecto. Se me podrá decir que el abastecimiento
eléctrico se hará mediante el mecanismo MATER (Mercado a Término) entre
privados, y que la electricidad renovable destinada a la electrólisis no
competirá con aquella generada para cubrir la demanda del resto de los
consumidores interconectados mediante el Sistema Argentino de Interconexión
(SADI). Aun así, esos parques eólicos o fotovoltaicos, esos tendidos
eléctricos, muchos de los cuales pretenden instalarse en, o atravesar tierras
fiscales (como en el caso de la provincia de Río Negro), ocuparán extensas
superficies del territorio, causando un impacto socio ambiental, de manera que
la población tiene derecho de disponer de información veraz y precisa sobre todo
lo concerniente al proceso de producción de hidrógeno (superficie a ocupar por
la infraestructura, número de molinos o paneles a instalar, etc.), y la AA de exigir estándares mínimos de
eficiencia energética. En un hipotético mercado futuro de hidrógeno, los consumidores
podrían (deberían) optar por consumir el hidrógeno verde cuya producción
demande el menor uso de energía limpia (y de materiales).
En resumen, hablo
de un triple etiquetado: 1) de la huella de carbono (unidad de peso de CO2eq
por unidad de peso de hidrógeno, o unidad de peso de CO2 por kwh),
2) del consumo de agua (huella hídrica de una unidad de peso de hidrógeno), y
3) de eficiencia energética (kwh consumidos por unidad de peso de hidrógeno).
La AA debería dejar
fuera del régimen de promoción a los proyectos que no den garantías de cumplir
con los valores establecidos de antemano, o penalizar los excesos por encima de
esos valores en caso que la eficiencia disminuya. Nuevamente, el organismo
certificador debería ser autónomo del gobierno y las empresas.
O sea
La industria del hidrógeno limpio llegará a Argentina tarde o
temprano, y probablemente llegará para quedarse. Tenemos la posibilidad de
hacerlo bien, y así contribuir a nuestra transición socio-ecológica, o de
hacerlo mal, y así convertirnos en colonia energética del Norte Global,
obteniendo a cambio unos dudosos beneficios económicos. Como parece estar
planteada, lo que busca promover la ley de promoción del hidrógeno son los
negocios de algunas empresas, y si esto se confirma arrancamos definitivamente
mal: vamos por el camino de ser colonia.
Por supuesto, las empresas —incluso las transnacionales— tienen todo el derecho de contar con reglas del juego claras, pero
es el
conjunto de la sociedad el que debería discutir y poner esas reglas del juego.
Propuse aquí algunos puntos para la discusión, una propuesta de reglas del
juego que busca garantizar la viabilidad ambiental y social de la industria del
hidrógeno limpio o «bajo en emisiones».
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[1] Al
parecer, ese es el nombre que llevará la ley. https://www.energiaestrategica.com/el-gobierno-de-argentina-ultima-detalles-de-su-nuevo-proyecto-de-ley-de-economia-del-hidrogeno/ (NO. El proyecto finalmente presentado lleva por título «de promoción del hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero».
[2] https://opsur.org.ar/2023/05/18/el-gobierno-impulsa-una-ley-de-hidrogeno-sin-un-plan-que-marque-el-rumbo/;
https://opsur.org.ar/2023/05/23/trece-puntos-para-garantizar-la-viabilidad-ambiental-y-social-de-la-industria-del-hidrogeno-limpio/
[3]
Martín Kazimierski (Universidad Nacional de Buenos Aires) informa que este Plan
Nacional postula 24 grandes emprendimientos a ser implementados en distintos
períodos: siete en lo inmediato, ocho en el mediano plazo (incluyendo la
posible inyección de hidrógeno en las redes de gasoductos) y otras siete en el
largo plazo (uso en transporte de colectivos, formación de recursos humanos y
producción de hidrógeno a partir de la biomasa) (Kazimierski, 2021).
[4]
Técnicamente, el régimen de cobertura de esta ley venció en 2021. Decimos técnicamente
porque nunca fue implementado. https://mase.lmneuquen.com/hidrogeno/hay-mucho-interes-el-hidrogeno-pero-se-necesita-una-ley-n1018177
[6]
Por ejemplo, el blending de gas
natural con hidrógeno será más caro que el gas natural puro (suponiendo que el
precio de este último se mantendrá o no aumentará significativamente). Para el
mercado europeo, se ha calculado que aumentar
la cuota de hidrógeno en la red de gas al 20 % provocaría un aumento de los
precios de hasta un tercio para los consumidores finales. https://www.elconfidencial.com/medioambiente/energia/2022-01-28/mezclar-hidrogeno-gas-elevaria-factura_3364017/;
https://www.euractiv.com/section/energy-environment/opinion/its-not-just-about-the-colour-too-much-hydrogen-is-unsustainable/
[7] https://www.ambito.com/economia/alcances-del-proyecto-promocion-del-hidrogeno-bajas-emisiones-n5654853
[8] https://www.ambito.com/economia/alcances-del-proyecto-promocion-del-hidrogeno-bajas-emisiones-n5654853
[9] https://www.rionegro.com.ar/politica/sergio-massa-define-un-proyecto-para-el-hidrogeno-verde-y-apura-su-presentacion-2503454/
[10] https://www.ambito.com/economia/alcances-del-proyecto-promocion-del-hidrogeno-bajas-emisiones-n5654853;
https://www.telam.com.ar/notas/202302/620729-ley-promocion-hidrogeno-proyecto.html
[11] La
Plataforma H2 Argentina se halla conformada por colectivos de la órbita pública
y privada, a nivel nacional e internacional: Globe Legislators (The Global
Legislators Organisation), CACME (Comité Argentino del Consejo Mundial de
la Energía), CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética -
UBA), AAEE (Asociación Argentina de Energía Eólica) y la UTN Buenos Aires.
[12] https://www.ambito.com/economia/hidrogeno-verde-la-aprobacion-la-ley-destrabara-millonarias-inversiones-n5657635
Coincidente con lo expuesto por la secretaria de Energía de la Nación en el
Foro Global Hidrógeno Verde 2023 (Royón, 2023, p. 8).
[13] https://www.ambito.com/economia/alcances-del-proyecto-promocion-del-hidrogeno-bajas-emisiones-n5654853
[16] https://radio.uchile.cl/2022/10/01/lucio-cuenca-la-produccion-de-hidrogeno-verde-no-es-para-el-recambio-de-la-matriz-energetica-sino-para-la-exportacion
[18] https://radio.uchile.cl/2022/10/01/lucio-cuenca-la-produccion-de-hidrogeno-verde-no-es-para-el-recambio-de-la-matriz-energetica-sino-para-la-exportacion
[19]
Ver, por ejemplo, la participación de la consultora en el Encuentro Nacional
Hidrógeno 2030 realizado en Bariloche en mayo de 2022. https://www.youtube.com/watch?v=GmqwHCNBabw.
Recordemos que esta misma
consultora es la que participó en las propuestas de urbanización de ciudades
petroleras (Añelo/Las Heras) impulsadas por YPF. https://opsur.org.ar/2015/08/21/anelo-ciudad-emergente-y-sostenible/.
[20] https://acolgen.org.co/wp/#:~:text=La%20matriz%20de%20generaci%C3%B3n%20el%C3%A9ctrica,son%20plantas%20de%20fuentes%20renovables
[22] https://reneweconomy.com.au/eu-says-renewable-hydrogen-valid-only-for-electrolysers-linked-to-new-wind-and-solar/
[23] https://www.comunidadism.es/la-huella-de-carbono-de-las-energias-renovables-2-eolica/#; https://elperiodicodelaenergia.com/las-nuevas-emisiones-mundiales-del-sector-eolico-alcanzaran-los-55-millones-de-toneladas-de-co2-entre-2020-y-2050/
[24] https://www.rionegro.com.ar/energia/hidrogeno-que-contempla-el-proyecto-de-ley-que-mantiene-en-vilo-a-numerosos-actores-2768750/
[25] Bertagni, MB, Pacala, SW,
Paulot, F. et al. Riesgo de la economía del hidrógeno para el
metano atmosférico. Nat Commun 13, 7706 (2022). https://doi.org/10.1038/s41467-022-35419-7
[26] https://eleconomista.com.ar/politica/morales-podemos-ser-arabia-saudita-produccion-hidrogeno-verde-mundo-n57104
[29] https://www.lesaffaires.com/secteurs-d-activite/general/l-hydrogene-comme-debouche-a-la-biomasse/526839
[30] https://www.evwind.es/2023/02/06/green-hydrogen-promises-to-boost-brazil-germany-relationship/90080
[31] https://diariodonordeste.verdesmares.com.br/opiniao/colunistas/egidio-serpa/ceara-podera-ser-a-arabia-saudita-do-hidrogenio-verde-1.3175410
[32] https://renewrebuildhawaii.com/blog/2021/can-hawaii-become-the-saudi-arabia-of-hydrogen-by-michael-markrich
[34] https://www.latercera.com/laboratoriodecontenidos/formando-para-crear/dr-jose-rodriguez-chile-tiene-el-potencial-de-convertirse-en-la-arabia-saudita-del-hidrogeno-verde/
[35] https://neftegaz.ru/news/finance/758565-finansirovanie-zavoda-po-proizvodstvu-zelenogo-vodoroda-na-zavode-neom-v-saudovskoy-aravii-pochti-za/
[37]
¿Se refiere Carolina al gobierno nacional?
[38] https://www.youtube.com/watch?v=QnTlJF3hnXM&t=51s
a partir del minuto 39.
[40] https://www.ambito.com/economia/hidrogeno-verde-la-aprobacion-la-ley-destrabara-millonarias-inversiones-n5657635
[41] https://www.rionegro.com.ar/energia/hidrogeno-que-contempla-el-proyecto-de-ley-que-mantiene-en-vilo-a-numerosos-actores-2768750/
[42] https://www.rionegro.com.ar/energia/hidrogeno-que-contempla-el-proyecto-de-ley-que-mantiene-en-vilo-a-numerosos-actores-2768750/
[43] https://www.rionegro.com.ar/energia/hidrogeno-que-contempla-el-proyecto-de-ley-que-mantiene-en-vilo-a-numerosos-actores-2768750/
[44] Como
comenté, en las rondas RenovAr no era obligatoria la incorporación de
componentes nacionales, pero se ofrecían incentivos fiscales a las empresas que
así lo hicieran. https://eleconomista.com.ar/energia/el-inti-avanza-medicion-contenido-local-renovar-n15849.
Por caso, el parque eólico Achiras, de la ronda RenovAr 1.5, posee
apenas un 11,87% de componentes nacionales. https://www.centralpuerto.com/es/lugares/parque-eolico-achiras/
[45] https://www.genneia.com.ar/site/novedad-interior.php?novedad=124-montaje-de-los-aerogeneradores-de-chubut-norte-ii,-iii-y-iv,-en-progreso
[46]
Chubut Norte fue adjudicado en las rondas RenovAr 1 y 2. https://www.genneia.com.ar/site/novedad-interior.php?novedad=156-chubut-norte-ii-iv,-en-constante-generaci%C3%B3n
[49] https://reproer.inti.gob.ar/repositorio/Criterio_CN_Torres_de_Acero_e_Interiores_EO_Ronda_2.pdf
[50] https://www.rechargenews.com/energy-transition/a-net-zero-world-would-require-306-million-tonnes-of-green-hydrogen-per-year-by-2050-iea/2-1-1011920/
[51] Otra posibilidad es que estas emisiones
previstas de CH4 sean
convertidas a CO2 eq y se sumen a las del punto anterior.
[54] El
agua que entra al electrolizador debe ser de alta calidad, ultrapura (y esa
ultrapurificación suele costar muchísimo en términos energéticos). https://elperiodicodelaenergia.com/el-hidrogeno-verde-y-la-crisis-del-agua/
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