Una solución rionegrina para los problemas alemanes

En los últimos meses, la producción de hidrógeno verde pasó de no estar contemplada en ninguna planificación a ocupar un lugar de relevancia en la agenda de gobierno de Río Negro. En base a un informe del Instituto Fraunhofer de Alemania, la provincia elaboró un Plan Estratégico para avanzar con la producción del “combustible del futuro”. Más allá de la euforia, falta claridad sobre algunos aspectos como, por ejemplo, la competencia por el agua si el desarrollo se hiciera a gran escala. 

Parque eólico Pomona / Foto: Martín Álvarez Mullally

Por Leonardo Salgado y Hernán Scandizzo / Mesa de Transición Energética y Productiva de Río Negro.- El Estudio sobre la Producción de Hidrógeno Verde en la Provincia de Río Negro, encargado al Instituto Fraunhofer de Alemania es la base del Plan Estratégico Hidrógeno Verde Río Negro (H2VRN). Un equipo de investigación estimó la potencialidad de cuatro lugares para la instalación de electrolizadores seleccionados por la provincia: El Chocón, Pomona, El Solito y Laguna de la Retención, esta última ubicada a unos 40 km al noreste de San Antonio Oeste. A partir de esa selección, evaluaron 78 escenarios posibles tomando en cuenta el costo de producción, destino (consumo interno o exportación), modo de transporte (camión, ducto, barco) y ubicación de la generación eléctrica, entre otros aspectos. Con los resultados en la mano, el gobierno rionegrino concluyó que la producción de hidrógeno verde presenta posibilidades de inversión e industrialización ambientalmente amigables “en base a ciencia aplicada” y con “un claro sesgo exportador a futuro”; destaca que los principales destinos serían la Comunidad Europea, Asia y Australia. 

El Plan Estratégico, como suele suceder en todos los documentos de ese tipo, subraya que se generarán empleos calificados y no calificados y que el sector eólico recibiría un impulso para desarrollar parques con mayor potencia instalada, “a nivel de Gigawatt”. A las oportunidades que generalmente se enumeran en los planes estratégicos desde una perspectiva desarrollista, en el H2VRN se suman otras vinculadas al capitalismo verde: reducción de la huella de CO2 en la industria mediante el consumo local de hidrógeno verde, “que genera valor agregado a los productos de exportación de dichas industrias”, y la posibilidad de emitir bonos verdes rionegrinos y criptodivisas de H2V (H2VRN, 2021: 34 – 35).

Fuente: Plan Estratégico H2VRN, p. 26.

En síntesis, la propuesta eco friendly de la gobernadora Arabela Carreras oscila entre la generación de puestos de trabajo y desarrollo tecnológico y los mercados especulativos propios del capitalismo verde e integración como proveedora de un próximo commodity estrella, una colonialidad 3.0. Justamente, si lo que se persigue es la descarbonización, entre otros varios aspectos, habría que revisar el objetivo exportador, dado que para alcanzar esa meta el medio más efectivo es reducir las distancias entre los puntos de producción y los de consumo.

El hidrógeno verde es un vector que almacena energía, como puede hacerlo una batería o un embalse. A pesar de ser el elemento más común en la naturaleza, no existe en estado libre: hay que separarlo de otras moléculas a través de la electrólisis. Una de las críticas a su producción a gran escala es que la tasa de retorno energético resultante del proceso pone en duda su rentabilidad. 

Escenarios posibles

Para evaluar el mercado nacional y la demanda actual y futura de hidrógeno verde, Ramona Schröer, Jochen Bard y Marie Plaisir, del Instituto Fraunhofer, tomaron en cuenta el sector de la movilidad, las turbinas de gas, los procesos industriales y la generación de energía. Concluyeron que en Río Negro “hay muy pocas aplicaciones industriales de hidrógeno como la producción de metanol, la producción de acero, el uso de GNL y las refinerías como futuros consumidores de hidrógeno” (Fraunhofer, 2021: 33). Plantean como alternativa su implementación en el transporte automotor –aunque lo consideran inviable en el corto plazo–, el almacenamiento de energía y “la exportación doméstica a otras provincias de Argentina” –con destino al sector hidrocarburífero en Neuquén y el polo petroquímico de Bahía Blanca–. La exportación, en tanto, se estimó en base a dos destinos: Alemania y Japón, destacando las ventajas que ofrece Alemania de menores costos de transporte (Fraunhofer, 2021: 44). 

Tras el análisis de las diferentes opciones fueron seleccionadas tres: una para mercado doméstico, ubicada en El Chocón, con un electrolizador de 100 MW¹, que le permite producir cantidades “demasiado pequeñas para la exportación internacional”; y dos para exportación, situados en la Laguna de la Retención, con un electrolizador de 500 MW, que es considerada la potencia mínima para producir con ese horizonte (Fraunhofer, 2021: 33).

En el caso de El Chocón, el electrolizador estaría ubicado a orillas del río Limay o del embalse, tomaría el agua de allí y recibiría energía de un parque eólico de 105 MW instalado en Cerro Policía. El informe no aclara si el parque en cuestión es el mismo que proyecta Eólica Rionegrina, empresa que integra Mesa del Hidrógeno Verde Río Negro, dentro del Área Natural Protegida Valle Cretácico (que no cuenta con su Plan de Manejo)². El destino previsto es la refinería de YPF en Plaza Huincul, a la que el hidrógeno llegaría a través de un ducto o en camiones. Sin embargo, cabe mencionar que tanto la petrolera de bandera como el gobierno de Neuquén tienen en carpeta la producción de hidrógeno verde. Incluso José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones del Neuquén, señaló la ventaja que posee la provincia al contar, junto con Río Negro, con una serie de lagos como el embalse de Arroyito. Si el gobierno de Neuquén decidiera instalar un electrolizador en ese embalse, la planta estaría ubicada a unos 60 km de Plaza Huincul, una distancia similar a la que separa a El Chocón de la ciudad petrolera. Ese escenario no está previsto en el Informe Fraunhofer y podría representar una competencia con impacto en las proyecciones realizadas.

Con respecto a los dos escenarios de exportación contemplados, el primero tiene costos de inversión más bajos (A) y el segundo costos de producción de hidrógeno más bajos (B). Una diferencia importante entre ambos es que, en el A, se prevé la instalación de un parque eólico de 526 MW en la misma Laguna de la Retención, mientras que en el B se prevé tomar la electricidad de una planta híbrida, también instalada en Cerro Policía, con un parque eólico de 675 MW y otro solar fotovoltaico de 350 MW. En ambos escenarios se plantea tomar el agua de la Laguna de la Retención, alimentada desde el canal Pomona – San Antonio, del que también se abastecen las ciudades de San Antonio Oeste y Las Grutas y el puerto de San Antonio Este.  

Según estimaciones publicadas por el medio especializado en energía Oil Price, se requieren nueve toneladas de agua para producir una tonelada de hidrógeno verde, eso si no fuera necesaria su previa purificación. A partir de ese dato, casi inaccesible, y de la capacidad de producción de los electrolizadores, se puede estimar el consumo de agua. El proyectado en El Chocón tendría una capacidad de producción de 8843 t/año, por lo que el consumo de agua rondaría las 79 587 t/año; mientras que en Laguna de la Retención, en el escenario A, sería de 41 186 t/año y en el escenario B, 61 174 t/año, y los consumos oscilarían entre las 370 674 t/año y las 550 566 t/año. Más allá de la variación significativa en la producción entre el escenario A y el B, el Informe Fraunhofer estima que se utilizarán unos 200 m3 de agua por hora, un 11 % del caudal del canal Pomona – San Antonio. Sin detallar las fuentes de respaldo, el estudio asegura “que no habrá escasez de agua potable” en caso de abastecer la producción de hidrógeno desde ese canal (2021: 42).

Fuente: Plan Estratégico H2VRN, p. 12.

Sin embargo, la falta de referencias para sopesar esa afirmación da lugar a dudas. Durante el último verano los caudales de los ríos de la región estuvieron por debajo de su media histórica desde 2008, según indicó el director el Departamento Provincial de Aguas, Fernando Curetti, quien atribuyó la merma al impacto del cambio climático (Río Negro, 27/03/2021). En el mismo sentido, en la Segunda NDC Argentina³ advierte “la reducción de caudales de ríos y la disminución de la disponibilidad de agua, que impacta negativamente en la generación de energía hidroeléctrica, en el riego, en el abastecimiento de agua y en actividades recreativas y turísticas” en la Patagonia Norte (Segunda NDC, 2020: 45). Incluso en el Plan Estratégico H2VRN, donde llamativamente no se hace ninguna mención a la posible escasez de agua, hay un mapa de Argentina de los impactos observados y potenciales generados por el aumento de la temperatura y la región del Comahue está señalada como “Potencial crisis del agua” por reducción de precipitaciones. 

Al escenario climático se suma, además, el posible incremento de la población. San Antonio Oeste registró una de las tasas más altas de crecimiento demográfico de la provincia, 18,27 % respecto del Censo de Población 2001, de mantenerse la tendencia habría un incremento de la demanda de agua del canal que llega desde Pomona, sin embargo esta variable tampoco es considerada en el informe.

La merma en los caudales de los ríos del norte de la Patagonia tendría que ser motivo suficiente para pensar la producción de hidrógeno verde despojada de la euforia exportadora, sin embargo el tema no mereció ningún análisis destacado en el informe del Instituto Fraunhofer ni en el Plan Estratégico. Por el contrario, el gobierno de Río Negro se entusiasma al pensar en exportar hidrógeno verde a Alemania.

Leonardo Salgado, de la Mesa de Transición Energética y Productiva de Río Negro, dialogó sobre la situación en La Once Diez. “Se habla muy poco de la cantidad de agua dulce, la infraestructura y la ocupación de territorios necesarias para el proceso de electrólisis”, explicó. La entrevista completa:

¹ Para tener una idea más ajustada de lo que se pretende, debemos decir que en la actualidad, el electrolizador más grande del mundo, el cual se encuentra junto a la represa de Asuán, en Egipto, tiene una potencia eléctrica de 156 MW (Fraunhofer, 2021: 9).

² La Agencia RN Invierte habla de una fase 1 de 300 MW, lista para licitar, y una Fase 2 de 700 MW. 

³ NDC: Contribución Determinada a Nivel Nacional, documento en que los países que forman parte de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático plasman los compromisos asumidos.