En su paso por Alemania, el Gerente Ejecutivo de Nuevas Energías de YPF explicó a EOL los avances en la hoja de ruta para desarrollar combustibles bajos en carbono y rechazó la idea de una carrera contra Chile y Uruguay. “Lo más importante es posicionar al Cono Sur como un proveedor global relevante”.
El principal debate del Berlin Energy Transition Dialogue de este año, sin lugar a dudas, giró en torno al desarrollo de un vector energético en el que Argentina promete ser un jugador central: el hidrógeno verde o, para aggiornarse a las nuevas jergas técnicas de la industria, combustibles bajos en carbono. “Nos parece más prudente hablar de la intensidad de carbono del hidrógeno y no de colores que dicen simplemente cómo lo produzco y no lo que necesita el cliente”, sostiene Santiago Sacerdote.
En diálogo con EOL durante su paso por la capital germana como parte central de la delegación argentina, el Gerente Ejecutivo de Nuevas Energías de YPF nos cuenta los avances logrados en esta materia y se anima a hablar de una agenda regional conjunta, más que de una competencia entre países sudamericanos.
“No visualizo una competencia directa porque el mercado internacional es suficientemente grande. Me parece que la agenda es más por impulsar sinergias logísticas o el desarrollo conjunto de ofertas que posicionen a la región como un proveedor global relevante”, afirma el experto en esta incipiente tecnología que despierta tantas esperanzas para la balanza comercial argentina a largo plazo.
¿En qué estado se encuentra la hoja de ruta de YPF en relación el desarrollo del hidrógeno bajo en carbono?
Estamos decididos a participar de la licitación de un instrumento internacional llamado H2Global que vino para quedarse. A YPF le interesa buscar sus off-takers, su demanda, su desarrollo de mercado, a través de este instrumento. Creemos que es el camino para desarrollar el hidrógeno. Van a estar sacando siete nuevos tenders este año, lo que implica un gran volumen de frecuencia. Esta idea de que hay mercado potencial del hidrógeno y sus derivados es real en la medida que haya instituciones dispuestas a subsidiar la diferencia entre el precio de oferta y demanda. Porque con la tecnología existente, lograr productos competitivos es muy difícil. En el mejor esfuerzo, llegas a un precio que no es el que están dispuestos a pagar los compradores.
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¿Cómo funciona el mecanismo?
Lo que están ofreciendo para determinados productos como el metanol, combustibles de aviación (SAF) o amoníaco, es un contrato de 10 años con determinadas cantidades por año. Es interesante para este ramp up del mercado, tener un comprador que te viabilice la inversión. De lo contrario, invertir en forma ciega sin saber a quién le vas a vender cuando todavía no hay mercado ni precio, es muy difícil. Justamente para disparar eso ponen contratos a 10 años sobre la mesa. El mecanismo es el siguiente: el gobierno alemán le da de su presupuesto a una fundación que es H2Global y hacen una licitación para comprar amoníaco, por ejemplo. Supongamos que consiguen un precio de 1.000 por parte del oferente. Ellos se dan vuelta y hacen una licitación de venta por contratos más cortos de un año, a todas las industrias alemanas que quieran empezar a tener el producto para reducir su huella de carbono. En este caso, imaginemos que no hay ninguna empresa que quiera pagar más de 600. Entonces, la diferencia la cubre este subsidio con la expectativa de que se desarrolle la oferta y, en algún día, estos dos precios se igualen.
¿De qué volúmenes y plazos de entrega estamos hablando?
Son volúmenes chicos y los períodos de entrega son a 2024. El mecanismo pide que sea hidrógeno verde, es decir, a partir de energías renovables, y con las nuevas regulaciones europeas con adicionalidad. Es decir, un parque eólico nuevo. No vale tomar energía de la red. Pero, para eso, no da el tiempo de hacer una nueva planta de amoníaco. Entonces, estas primeras licitaciones son para operadores que ya tienen plantas existentes. Es ahí que, como grupo, YPF está analizando alternativas de cómo aprovechar nuestras capacidades. Lo que se propone es que, en una planta donde ingresa hidrógeno, que hoy viene de fuente de gas, vos le puedas incorporar un 5% de hidrógeno verde y el amoniaco que sale vos puedas certificarlo como 5% verde. Es un tema de balance de masas. Lo que el tender permite es jugar con plantas existentes haciendo un blending del abastecimiento y certificarlo como verde.
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¿Cuándo estaríamos preparados para entregar volúmenes de mayor escala?
Hay que manejar muy bien las expectativas. Si uno tuviera la posibilidad de montar esta planta de 30.000 a 40.000 toneladas año como ofrece el contrato de H2Global, y hacerlo a partir de electrólisis verde, sería la planta más grande del mundo. Ese es el estado del mercado hoy en día. Y representan 30 o 40 MW de electrólisis que no es nada. La primera licitación de hidrógeno del mundo está hablando de poner el producto en 2025 o 2026 y sólo 30.000 toneladas. Entonces, hay que entender que no hay oferta para los próximos cinco años. Ahora, hay una decisión mundial de escalar esto. Los volúmenes pueden venir y hay empresas que están comprometiendo su Net Zero a 2030 y necesitan producto. Yo me lo imagino apareciendo en el mercado después del 2027. Por ejemplo, Europa está con una estrategia de importar 10 millones de toneladas de hidrógeno en 2030. Esta licitación que estamos hablando son apenas 6.000 toneladas. ¡Mirá la cantidad que nos falta para llegar ahí! Es difícil desplegar todo eso en 3 o 4 años, es un proceso que parece tener un rumbo definido, pero hay que darle temporalidad. Lo mejor que puede hacer Argentina es tomarse en serio la oportunidad y tener un proyecto con 2, 3 o 4 actores. Hoy tenemos parques en el sur con factores de capacidad sostenidos arriba del 60%. Eso es único en el mundo. Mientras tanto, estas licitaciones nos ayudan a encontrar mercado, pero son en cierta medida de aprendizaje, de desarrollo de know how. Hay que darle un poco de perspectiva, sobre todo en Argentina donde tenemos negocios corriendo con una agenda realista y de corto plazo como el crudo ahora, el gas más adelante y el hidrógeno vendrá después.
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¿La estrategia de YPF está centrada exclusivamente en el amoníaco?
No, acá los primeros pasos serán en mercados donde haya rentabilidad. El amoníaco es un buen energético, es fácil de transportar y, seguramente, va a tener un rol. Sin embargo, la industria naviera acaba de anunciar inversiones para usar el metanol como combustible y la normativa de aviación empieza a ser cada vez más exigente. En consecuencia, puede empezar a haber demanda de metanol y SAF. Ahora, dónde y cuándo esas decisiones empresariales se traducen en demanda de producto, es algo que hay que ver. Cuando uno sale del amoníaco y va hacia esos combustibles sintéticos, necesita incorporar dióxido de carbono y no está clara la normativa de saber cuáles serán los requerimientos de las fuentes del CO2. Hay una incógnita técnica de dónde van a salir los grandes volúmenes de CO2. Puede ser a partir de la biomasa, pero tiene un techo claro de cantidad. Hay proyectos que plantean tomar CO2 del aire, pero esa tecnología es muy incipiente y termina siendo muy costosa.
Alemania está más interesada en lo que se denomina hidrógeno verde, pero YPF siempre dijo que también pretende desarrollar el azul. ¿Cómo viene ese camino?
Nosotros en YPF desde hace más de 2 años que empezamos con la discusión de la oportunidad del hidrógeno y siempre dijimos que no hay que pensar en la oferta, sino en la demanda. Los colores hablan de cómo produzco el hidrógeno, no hablan de lo que necesita el cliente. Entonces, siempre nos pareció más prudente hablar de la intensidad de carbono del hidrógeno. Hoy, la normativa europea ya reconoce eso, es lo que en Estados Unidos empezaron a llamar clean hydrogen. Lo importante es que el hidrógeno tenga una huella de carbono suficientemente menor que la gris y la normativa europea que salió hace 10 días aquí habla de 73% de reducción. Si yo estoy por debajo de ese rango, me compran como hidrógeno bajo en carbono, no importa si es verde o azul. Ahora, que vos puedas lograr eso a partir del gas natural es todo un desafío, pero es posible. Hay que hacerlo bien y hay que hacer las cuentas. La cuestión es que no hay tal dilema entre azul o verde y menos para nosotros que tenemos los dos recursos a muy bajo precio: tanto el gas como las renovables. Si hay mercado para los dos, mejor. Obviamente, hay mercados que son mucho más permisivos como el japonés que es abiertamente predispuesto a comprar hidrógeno azul.
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Recuerdo que cuando presentaron los resultados del Consorcio H2ar dijeron que en el hidrógeno verde estábamos en camino a ser competitivos, pero que en el azul ya podíamos tener precios de mercado. ¿Cómo están hoy esos números?
Ahí parecía que eran mercados distintos, no teníamos la novedad de la normativa de la Unión Europea. Hoy, lo que pasó es que se habilitó el mercado europeo del azul. El punto es cómo hacer el carbon capture y el enterramiento subterráneo. Eso en Argentina nunca se hizo, tenemos que ser prudentes. Nosotros conocemos el subsuelo, entendemos de perforaciones y es un tema que queremos encarar en una agenda de corto plazo porque es el habilitador del hidrógeno azul. Pero hasta tanto no tengamos una región, un puerto cercano que se pueda hacer CCS (Carbon Capture Storage), no podemos pensar en un proyecto de hidrógeno azul. Gas tenemos. Ahora, tenemos que conseguir una trampa de almacenamiento de CO2 lo suficientemente buena para cumplir con todas las certificaciones.
¿Hace falta que la trampa esté ubicada cerca de un puerto? ¿No podrían utilizarse los yacimientos depletados?
Bueno, esa es otra opción. Hay un tema logístico de dónde hago el almacenamiento. Si lo hago cerca del puerto para tener un mejor acceso a mercados de exportación, entonces lo que traigo es gas y produzco el hidrogeno cerca del puerto. Hago todo el proceso industrial ahí. En cambio, si lo hago donde están los yacimientos depletados, tendría que transportar el hidrógeno ya producido hasta el puerto y eso es otro desafío logístico. Como el gas cerca de los puertos ya lo tenemos, es más fácil pensar hoy en esa alternativa. Son opciones supeditadas a que técnicamente se logren, pero hoy no hay ni siquiera una legislación para hacer CCS en Argentina. Si uno se maneja por ciertos benchmark de costos e inversión, es muy probable que, si eso se da, tengas un hidrógeno azul que cumpla con la normativa baja en carbono bastante más barato que el verde y seguramente tenga un mercado más rápido que el verde. Al mismo tiempo, una de las cosas que se ve, es una segmentación del mercado. Hay clientes dispuestos a ir mas rápido, a pagar un poco más y a que sea verde solamente. Entonces, hoy no matamos ninguna alternativa de exploración de ideas de proyectos porque el mercado se está abriendo en múltiples frentes al mismo tiempo.
Estuvimos en la Cámara de Empresas Alemanas y todas preguntaron por el proyecto de ley de promoción del hidrógeno. Le dan un valor para reducir la incertidumbre del país
¿Considera que estamos detrás de Chile en esta carrera?
Nada va a pasar en forma automática. No es obvio que porque tengamos el mejor recurso alguien va a venir a hacer un negocio de explotación. Hay que tener una agenda y un camino. La industria tiene que desarrollar una curva de experiencia. Uno no puede plantear hacer 2 GW de generación eólica sin tener una industria local de aerogeneradores porque no vas a ser competitivo. Todo tiene que avanzar en paralelo. Yo creo que Chile está tan lejos como nosotros. Lo que tiene Chile es que, además de su excelente recurso solar del norte y su ventaja logística de poder salir a Asia por el Pacífico, es un macro mercado con más certidumbre. Otro país de la región que firmó un energy agreement con Alemania esta semana fue Uruguay, que también es atractivo, pero tiene una escala determinada. La ventaja clara de Argentina es que puede plantear sin ningún tipo de problemas un proyecto de 20 GW. Tiene el recurso, la superficie y los puertos para poder desplegarse en esos volúmenes. Por otro lado, hablando en términos de región hacia los mercados, hay mucho por colaborar con Chile, Uruguay y hasta con Paraguay. Las sinergias logísticas que uno puede lograr o el desarrollo conjunto de ofertas. Entiendo la idea de competencia, pero puede no haber tal competencia. Lo más importante en el corto plazo es posicionar al Cono Sur como un proveedor relevante en este nuevo mercado internacional de energía bajo en carbono. Venir a buscar producto acá con medio barco por año es carísimo. Hay que entrar en los circuitos logísticos, ser parte del mercado global, tener volúmenes en todos los puertos. Hay más de sinergia y de aversión a la región. Cuantos más negocios tengamos, más se van a conocer los actores de la región, más se validan. La agenda tiene más para ganar, yo no visualizo una competencia directa porque el mercado internacional es suficientemente grande. Incluso está claro que el interés de Europa es tener proveedores más diversificados por una cuestión de seguridad energética y cuando uno diversifica, seguramente no todos tengan el mismo precio.
¿Qué tan importante es el proyecto de ley de promoción de hidrógeno que, de acuerdo a la secretaria Royón, se va a presentar el próximo mes?
Todas las empresas con las que tuvimos charlas en estos días hicieron mención a ese marco. Desde el punto de vista del inversor, le dan un valor para reducir la incertidumbre del país. Ayer estuvimos en la Cámara de Empresas Alemanas y el proyecto de ley fue el tema principal que preguntaron. Yo no sé si la letra fina de cada punto ayuda más o menos a un proyecto para ser competitivo. Seguramente que sí, pero creo que tiene más que ver con una señal macro respecto a la decisión de hacer de este sector una plataforma de exportación de alta escala. Creo que, de alguna manera, en esta instancia quizás las señales de visión de largo plazo sean importantes para reducir esa primera incertidumbre. Superado eso, hay miles de otros desafíos que afrontar.
