OPINIÓN

El hidrógeno es el elemento más ligero y abundante del universo. Está naturalmente presente en muchos compuestos químicos, incluido el agua y combustibles fósiles. No es un combustible que pueda tomarse directamente de la naturaleza, sino que es un vector energético, o sea, un portador de energía. Se debe producir a partir de fuentes energéticas y contiene una cierta cantidad de energía una vez producido (1).

El hidrógeno se puede producir en base a diversas fuentes. Particularmente, se le llama hidrógeno verde al que se obtiene a través de una descomposición de las moléculas de agua (H2O), en oxígeno (O) e hidrógeno (H2), a través de un proceso de electrólisis promovido por energía renovable. El hidrógeno verde se presenta como el vector energético para acelerar la segunda transición energética.

La Gráfica 1 muestra la proyección de producción de hidrógeno en función de su fuente. Se aprecia que, a partir de 2050, la generación de este energético en base a electricidad será sustancial y para 2060 superará a las otras alternativas de generación de hidrógeno.

Por su parte, la Gráfica 2 ilustra los diferentes usos que se proyectan para el hidrógeno, siendo que para 2050 su utilización en energía y transporte serán mayores a todos los otros posibles usos.

Ahora bien, la comunidad internacional es consciente que la tecnología todavía es incipiente, no existe un mercado profundo en donde volcar el producto. Lo anterior conlleva riesgos asociados a los primeros proyectos.
En virtud de ello, en esta columna nos proponemos analizar algunos de los eventuales riesgos y cómo mitigarlos. Naturalmente los riesgos que brevemente comentamos a continuación emergen en cualquier financiamiento de proyecto, pero aquí nos centramos en las particularidades que pueden surgir en iniciativas que involucren hidrógeno verde o derivados (por ejemplo, amoníaco y etanol).

Los riesgos y sus mitigaciones

Riesgo de commissioning (Puesta en Funcionamiento):  la producción de hidrógeno verde implica la utilización de agua y de energía renovables, por lo que se debe tener acceso a fuente segura, sustentable y accesible de agua para el proceso, y —por otra parte— generación de energía renovable (principalmente eólica y solar). En gran parte de los casos, el hidrógeno verde luego es convertido en algún otro subproducto como: amoníaco, metanol o combustibles sintéticos.

Lo expuesto anteriormente implica la interacción de varios procesos productivos para obtener el producto deseado, siendo una característica bastante singular, comparado con otras fuentes de energía. A vía de ejemplo, la expansión de energías renovables no conllevaba una complejidad productiva, en tanto —independientemente de la tecnología— se trataba de generar energía a partir de una fuente específica. La producción de hidrógeno verde combina procesos que tienen lógicas diferentes. Por tanto, hay un riesgo intrínseco a que una parte del proceso productivo se vea afectado y arrastre a toda la cadena de producción.

Una vez que se obtiene el hidrógeno verde o el subproducto, se debe transportar hacia el consumidor. Estudios internacionales muestran que Latinoamérica puede jugar un papel muy importante en la economía del hidrógeno verde, siendo un exportador de producto para Estados Unidos, Europa o Asia (3). En especial, Uruguay podría tener un rol destacado por algunas ventajas competitivas con respecto a otros países. A vía de ejemplo, Uruguay se destaca por su estabilidad institucional, política energética de largo plazo, seguridad jurídica, acceso al Océano Atlántico, buena combinación de factor de planta entre energía eólica y solar como base de suministro para una planta de hidrógeno, entre otros factores. No obstante ello, resulta importante destacar que se requerirán inversiones significativas en materia de poliductos, transporte marítimo mediante algún carrier (4), y sitios de almacenamiento y disposición en los lugares de consumo.

Las formas de mitigación de estos riesgos dependerán de cómo se estructure el proyecto. A vía de ejemplo, el promotor podría obtener energía de la red y suscribir un contrato de compraventa de energía firme con el distribuidor, o podría tener su propia generación. En el primer caso, el contrato de compraventa de energía será la forma de mitigar el riesgo de suministro de energía “verde”. Si el promotor del proyecto tiene su propia generación, deberá analizarse si es conveniente separar en dos entidades diferentes para alocar correctamente los riesgos, o si se prefiere arrendar la infraestructura a un operador profesional. Por su parte, el promotor podría operar directamente el electrolizador o tener esta parte del proceso tercerizada. Finalmente, en cuanto al transporte y seguros asociados también debe analizarse si el cliente se hará cargo (Free-On-Board, FOB) o en realidad depende del promotor del proyecto (Cost, Insurance, and Freight, CIF, u otras modalidades de comercio internacional).

Riesgo por Ingresos: dado que la tecnología todavía no se encuentra madura, no hay un mercado profundo de hidrogeno verde. Es decir, no hay demanda sostenida y en cantidades suficientes para poder tener un mercado spot (instantáneo).

Esta situación ya ha sucedido con el gas natural licuado. Históricamente existían dos regiones donde se comercializaba este energético, una región que cubría Asia y el Pacífico y otra que alcanzaba América del Norte, América del Sur y Europa. Cada región tenía sus propios acuerdos, precios y proveedores. Esto cambió cuando, a mediados de los ´90, Qatar comenzó a exportar a ambas regiones gas natural licuado, generador un mercado spot para el producto y contribuyendo a eliminar las barreras entre ambos mercados (5).

La inexistencia de un mercado maduro, profundo y amplio genera la necesidad de contar con contratos de compra de largo plazo. Generalmente conocidos como “off-take agreements”. Esto proporciona la estabilidad financiera respecto del flujo de fondos, necesaria para los promotores del proyecto, pero también para los financiadores.

No obstante lo cual, se deberá evaluar la posibilidad de incluir una cláusula de revisión de precios. Este tipo de acuerdo permite que las partes puedan adecuar sus contratos a las evoluciones que sufra el mercado. De todas formas, las revisiones de precios deben ser acotadas en cuanto a su alcance y posibilidad de utilización, dado que generalmente son instancias de negociación profunda y que tensan la relación comercial de un proyecto en curso. Prever demasiadas instancias de revisión podría traer aparejado el efecto contrario, inestabilidad financiera al proyecto.

Riesgos de Operación: como en todo proyecto, se generan diversos riesgos de operación. A los efectos de esta columna nos queremos enfocar en el riesgo interrupción de suministro.

Dado que se trata de proyectos de larga duración y con alta inversión, resulta imprescindible asegurar el suministro continuo del producto (hidrógeno verde o derivado). La interrupción de suministro del producto implica el mayor riesgo de operación.

El mercado de gas natural licuado puede aportar algunos antecedentes relevantes en este sentido. Generalmente, en los contratos vinculados con este energético se estipula que la no obtención de materia prima a precios razonables o la interrupción de suministro de la materia prima no es causa de fuerza mayor en los contratos. Ahora bien, si por ejemplo ocurre un evento de fuerza mayor bajo el contrato de transporte de gas, puede que ese evento revista la misma calidad bajo el contrato de suministro de gas natural licuado.

La misma lógica podría aplicar para un proyecto de hidrógeno verde. En efecto, la simple interrupción de suministro de materia prima para la producción no es una causa de fuerza mayor, salvo que revista tal calidad de conformidad al contrato de suministro.

En este sentido, resulta imprescindible que el esquema de contratos del proyecto sea “back- to back”. Esto permite que todos los acuerdos utilicen las mismas definiciones, eventos de terminación, penalidades, entre otros elementos usuales en este tipo de proyectos.

Riesgos regulatorios: a) Certificación de “verde”: los principales mercados de destino (Estados Unidos y Europa) ya han anunciado que exigirán que el hidrógeno sea realmente “verde”, aunque se desconoce el alcance real de la exigencia proyectada.

Actualmente se discute si se requerirá que el 100% de la energía que se utilice en el proceso debe ser renovable, o se permitirá determinada tolerancia. Por otra parte, también se analiza la procedencia del agua a los efectos de que no compita con el agua potable con destino a consumo humano. Es decir, los mercados exigirán —más allá de las especificaciones puntuales en cada uno de ellos— que el producto alcanzado sea realmente “verde” o sustentable. Finalmente, países destino para este producto evalúan exigir que la energía eléctrica que se utilice para el proceso sea “adicional”. Esto implica no utilizar la electricidad que abastece la demanda para estos proyectos, sino que cuenten con fuentes de energía eléctrica adicional a la actual.

A tales efectos, organismos internacionales y nacionales comienzan a trabajar en esquemas de certificación que permitan comprobar el origen (6). En el ámbito nacional, Uruguay ya ha avanzado en este sentido en lo que refiere a la energía eléctrica, creando el “Sistema de Certificación de Energía Renovable” (7). Mediante esta certificación, los consumidores pueden solicitar al Ministerio de Industria, Energía, y Minería que extienda un certificado en donde conste que en determinado horario dicho cliente obtuvo determinada cantidad de energía de fuente renovable.

En virtud de lo expuesto, recomendamos que los proyectos tengan en cuenta esta exigencia al momento de negociar los diferentes contratos, prever mecanismos de certificación y garantizar que pueden entregar el producto con la certificación que fuera exigida.

b) Cambios regulatorios: Los primeros proyectos tendrán una exposición relevante a cambios regulatorios. En primer lugar, como advertimos, todavía se trata de una tecnología que no se encuentra madura. En segundo lugar, muchos países todavía no tienen aprobado un marco regulatorio particular para el hidrógeno verde. Finalmente, los mercados pueden imponer nuevas exigencias.

En este escenario resulta imprescindible regular una cláusula de “Cambio Regulatorio” en todos los contratos relacionados con el proyecto. De forma tal que las partes tengan certeza respecto de los pasos que se deben seguir antes la confirmación de un cambio en la regulación. En especial, quién debe soportar los costos, si impacta en el proceso productivo, márgenes de tolerancia para cumplir con los nuevos estándares, entre otras disposiciones relacionadas.

Conclusiones

Nos enfrentamos a un nuevo paradigma energético donde el hidrógeno verde parece ser el vector elegido para continuar descarbonizando la matriz energética, y superar el cambio climático.

Sin querer perder el momento, pero tomando los recaudos necesarios respecto a los inevitables cambios del mercado, los primeros proyectos de hidrógeno verde comenzarán a surgir.

Esta columna en definitiva intenta poner de manifiesto los principales riesgos a los que se enfrentan estos proyectos, y algunas ideas de cómo se pueden mitigar. Existen algunos riesgos que son propios del producto o que adquieren relevancia en función del mismo, mientras que otros en realidad son riesgos ya conocidos por quienes operan en la industria de la energía.

Respecto de los riesgos que adquieren cierta relevancia por el producto, destacamos el riesgo de “commissioning” y los cambios regulatorios. El primero debido a la complejidad en el proceso productivo derivado de la interacción entre diversos agentes y materias primas para obtener el producto deseado. El segundo, debido a que estamos en una etapa muy temprana de la tecnología.

Finalmente, y más allá de las incertidumbres naturales al surgimiento de un nuevo producto, parece importante basarse en experiencias pasadas como pueden ser las energías renovables o el mercado de gas natural licuado.

(*) Gonzalo Irrazabal y Juan Manuel Mercant, Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU)
1) Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Católica del Uruguay (UCU), 2022. Monitor Hidrógeno Verde. Enlace: https://ucu.edu.uy/sites/default/files/facultad/fit/Observatorio-energia/monitor_hidrogeno_verde.pdf
2) Banco Interamericano de Desarrollo (BID), 2021. Hidrógeno verde: un paso natural para Uruguay hacia la descarbonización. Nota técnica. Enlace: https://publications.iadb.org/publications/spanish/document/Hidrogeno-Verde-un-paso-natural-para-Uruguay-hacia-la-descarbonizacion.pdf
3) International Energy Agency (IEA), 2021. Hydrogen in Latin America. From near-term opportunities to large-scale deployment. Enlace: https://iea.blob.core.windows.net/assets/65d4d887-c04d-4a1b-8d4c-2bec908a1737/IEA_HydrogeninLatinAmerica_Fullreport.pdf
4) Oxford Reference. Marco molécula orgánica que transporta átomos de hidrógeno de un lugar a otro.
5) United States Department of Energy, 2017. Global LNG Fundamentals. Enlace: https://www.energy.gov/sites/prod/files/2017/10/f37/Global%20LNG%20Fundamentals_0.pdf
6) International Renewable Energy Agency (IRENA), 2022. Decarbonising End-Use Sectors: Green Hydrogen Certification. Enlace: https://www.irena.org/publications/2022/Mar/The-Green-Hydrogen-Certification-Brief
7) Información sobre el sistema en el siguiente enlace: https://certificacion-energiarenovable.miem.gub.uy/