Griselda Lambertini, Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA, reflexiona acerca de la importancia de contar con una ley nacional de hidrógeno de bajas emisiones para habilitar la participación de Argentina como exportador de derivados en el mercado global de largo plazo,en concordancia con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley 27.742.

El año que pasó

Desde el ámbito académico, podemos afirmar que el año que pasó ha sido fructífero en términos de divulgación del rol del hidrógeno de bajas emisiones en los escenarios energéticos futuros y de la potencialidad de Argentina para convertirse en proveedor mundial de combustibles sintéticos, en un contexto en el que los países -con distintas nomenclaturas y motivaciones- continúan desarrollando tecnologías y productos vinculados a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e instrumentos cada vez más sofisticados para el financiamiento climático.
En este sentido, durante 2024, desde la Universidad de Buenos Aires pudimos participar de muchos foros, programas y capacitaciones centradas en la producción, transporte, almacenamiento, comercialización y uso del hidrógeno y sus derivados. La Unión Europea y la Plataforma H2 Argentina organizaron dos Foros de Hidrógeno Verde con asistencia multitudinaria: en abril en Comodoro Rivadavia y en agosto en El Calafate, presididos por los respectivos gobernadores de Chubut y Santa Cruz. En el auditorio del BID en Buenos Aires, el CEARE organizó, a pedido de la Secretaría de Energía, dos talleres con audiencia especializada del ámbito nacional e internacional para considerar los aspectos regulatorios y los posibles incentivos para el hidrógeno de bajas emisiones. En la tradicional Semana de la Energía organizada por la OLADE y el BID (este año la cita tuvo lugar a fines de octubre en Asunción), nos tocó participar como panelistas del debate acerca de los tiempos de desarrollo y del grado de cumplimiento de las metas y expectativas para el despliegue del hidrógeno. La misma conversación tuvo lugar en las reuniones de Madrid, Buenos Aires y La Jolla, convocadas por el Instituto de las Américas de la Universidad Californiana en San Diego (UCSD). La Cámara de Comercio Argentino-Alemana (AHK) organizó distintos eventos, incluyendo su Foro Anual de Hidrógeno y el anuncio formal del financiamiento otorgado al primer proyecto en Argentina (provincia de Santa Cruz) por el programa alemán H2Upp. A fines de octubre, participamos del Encuentro de Combustibles Sintéticos organizado en Y-TEC. En noviembre de 2024, el programa de colaboración tecnológica TCP-Hydrogen de la International Energy Agency (IEA) eligió Buenos Aires como sede de su reunión global, en reconocimiento a la activa participación en ese programa de la empresa nacional Hychico, que produce hidrógeno verde desde 2009 en la provincia de Chubut.

Al mismo tiempo, el International PtX Hub (un consorcio financiado por la GIZ de Alemania y que tiene como socios al CEARE, la Fundación Torcuato Di Tella, el think tank Agora, la Asociación Química Alemana – DECHEMA y la Secretaría de Energía de la Nación) desarrolló diversos estudios sobre demanda de hidrógeno y derivados, fuentes de carbono sostenible para la producción de combustibles sintéticos, infraestructura de puertos, regulaciones, aspectos sociales y ambientales, guías para la evaluación del impacto ambiental. Estos estudios sirven como insumos para evaluar el potencial de Argentina y llevar el conocimiento a las jurisdicciones locales, dueñas del recurso (eólico, solar) que integran el primer eslabón en la cadena de valor del hidrógeno renovable.
En efecto, en los dos últimos años realizamos capacitaciones train-the-trainer en Ushuaia, Río Gallegos, Trelew, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Salta. Los contenidos de estos cursos intensivos de dos días encontraron su máximo desarrollo en la primera edición del “Programa de Actualización sobre la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones”, una carrera con modalidad virtual, de 5 meses de duración, implementada entre julio y noviembre de 2024 por el CEARE y con apoyo de la GIZ.

Todas las actividades mencionadas se realizaron con el impulso y el apoyo financiero de la agencia de cooperación internacional de Alemania (GIZ) y su cámara de comercio bilateral (AHK), la Unión Europea, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras entidades que valoran la posibilidad de que Argentina se convierta en un socio poderoso, debido al altísimo factor de capacidad de nuestros recursos naturales, la ubicación alejada de los conflictos geopolíticos y un entorno que va ganando confiabilidad a partir de la mejora y estabilización de los indicadores macroeconómicos.

También desde nuestro país, distintos agentes públicos y privados conciben el desarrollo de esta línea de negocios (los PtX) como una oportunidad para realizar exportaciones estratégicas, profundizar la mejora en la balanza comercial energética, aumentar la inversión extranjera directa, crear empleos de calidad, desarrollar toda la cadena de proveedores asociados a las nuevas tecnologías, fortalecer las economías provinciales y aumentar las capacidades locales de I+D.
Así lo están viendo Y-Tec, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Consejo Federal de Inversiones (CFI), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Gerencia de Innovación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA), las cámaras eólicas (AAEE – Asociación Argentina de Energía Eólica y CEA – Cámara Eólica Argentina), las administraciones de puertos como Bahía Blanca y Quequén, además de las empresas con proyectos en el sector.
Al cuadro de las ventajas comparativas que presenta Argentina como candidata para la recepción de las grandes inversiones que se requieren para el desarrollo de las oportunidades de negocio con hidrógeno (abundancia y calidad de sus recursos, zona de paz, estabilización macroeconómica), le estaría faltando un factor -en apariencia- más sencillo de controlar: el establecimiento de un marco regulatorio que oriente a los inversores y dé señales de compromiso y estabilidad en las políticas públicas.

El camino regulatorio

En la región, Argentina fue pionera en la visualización del hidrógeno como vector para el almacenamiento de energía y la sustitución de combustibles fósiles. En 2006 (es decir, 10 años antes de que el Congreso Nacional ratificara el Acuerdo de París y adhiriera a sus propuestas para proveer a la reducción de emisiones), Argentina aprobó la Ley N°26.123 que establecía un “Régimen para el Desarrollo de la Tecnología, Producción, Uso y Aplicaciones del Hidrógeno como Combustible y Vector de Energía”. Sin embargo, esta ley -que finalizó su vigencia en 2021 sin que se hubiere reglamentado- no preveía la condición de que el hidrógeno fuera de bajas emisiones. Los incentivos tampoco alcanzaban a las aplicaciones del hidrógeno como insumo para la producción de químicos y otros derivados, que es donde hoy radica su principal atractivo.

Siguiendo un orden cronológico, en 2017 la Ley No 27.430 introdujo el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) con el objetivo de gravar las emisiones producidas por los combustibles fósiles y para incentivar la mezcla con biocombustibles. Sin embargo, el IDC no aplica al gas natural, al GNL, al GLP ni al aerokerosene. Además, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio, el precio de carbono implícito en el impuesto es actualmente inferior a US$ 2 por tonelada de CO2eq, muy por debajo de la valorización original en torno a los US$ 10/ton de CO2eq. Por eso, este impuesto no modifica conductas y, en este sentido, en Argentina no tenemos un precio del carbono que opere como incentivo negativo para la implementación de soluciones de descarbonización.
En relación con el precio del carbono, Argentina tampoco cuenta con un mercado regulado de derechos de emisión. Cabe destacar que la primera versión del proyecto de Ley de Bases contenía un capítulo destinado a la implementación de un mecanismo ‘cap and trade’, mediante el cual se facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión a cada sector y subsector de la economía, compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones comprometidas en el Acuerdo de París. También se preveía el otorgamiento gratuito de los derechos de emisión y la creación de un mercado para su comercialización, junto con una plataforma de registro de las transacciones. Este instituto podría haber significado el establecimiento progresivo de un precio del carbono que incentivara y financiara, aunque sea parcialmente, la introducción de las tecnologías de transición. Aunque el ‘cap and trade’ quedó finalmente fuera de la Ley 27.742, con el apoyo del BID, se trabajaron iniciativas en el ámbito de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para el estudio y la implementación de este tipo de esquema.

Volviendo al marco regulatorio específico para el hidrógeno, desde el vencimiento de la Ley No 26.123 de 2006 ingresaron en el Congreso Nacional varios proyectos 1, entre los que cabe destacar (i) el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo Nacional en mayo de 2023, que acompañó la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos en septiembre del mismo año; y (ii) un proyecto que presentó inicialmente el diputado Gustavo Menna, que se fue adecuando en las sucesivas presentaciones de los legisladores Ignacio Torres y Pamela Verasay, para confluir en el proyecto trabajado en el ámbito de la Plataforma H2 Argentina, y que finalmente resultó en la versión presentada en octubre de 2024 por la diputada Ana Clara Romero de Chubut.
Con respecto a las principales características del proyecto de ley de hidrógeno de mayo de 2023 preparado por la Secretaría de Energía de Flavia Royón, cabe destacar la propuesta de un régimen de promoción que tendría una duración de 30 años desde la entrada en vigencia de la ley, para las distintas etapas que componen la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones (verde, azul y rosa) y sus derivados. Este proyecto fue recibido con escepticismo por las partes interesadas.
En especial, los potenciales inversores consideraron que el régimen presentaba ciertas barreras como: (i) los requerimientos de contenido mínimo local de dudosa posibilidad de cumplimiento; (ii) el aporte obligatorio de los inversores a un fondo para el desarrollo de proveedores (FONDEP) que, en lugar de ayudar al financiamiento de los proyectos, implicaba desde el comienzo un cargo adicional a la inversión; (iii) la mención a los derechos de exportación, que contrariaba las expectativas de una industria destinada en un 80% al mercado global; (iv) el entramado de instituciones y autoridades de aplicación resultaba complejo, incluyendo la creación de dos nuevas burocracias como la AgenHidro y el Consejo Federal de Hidrógeno.
En cuanto a la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno publicada en septiembre de 2023, se trata de un documento programático, no vinculante, pero que -en el contexto de otras 50 estrategias de hidrógeno publicadas en el mundo- es la forma de comunicar a los inversores, a las comunidades locales y a otros posibles socios, que efectivamente nos interesa diversificar la estructura industrial argentina mediante el despliegue de proyectos de hidrógeno de bajas emisiones, en cualquiera de sus formas de producción. Esta Estrategia permanece vigente y debería actualizarse en forma periódica. Es un instrumento que acompaña, pero no suple la existencia de un marco regulatorio específico, aprobado por el Congreso Nacional.

Entre tanto, en julio de 2024, la Ley No 27.742 aprobó el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que representa el mayor paquete de beneficios a la inversión ofrecidos por la República Argentina, al menos desde la década del ’90. En efecto, cumplidas las condiciones sobre montos mínimos y tiempos de desembolso, el RIGI prevé otorgar incentivos tributarios, cambiarios y regulatorios por un plazo de 30 años desde la aprobación del proyecto. Para la solución de controversias queda abierta la vía del arbitraje internacional.
El RIGI ya está en marcha y se espera que ayude a viabilizar grandes inversiones en los sectores seleccionados, especialmente en el sector energético, hasta tanto se estabilicen las variables macroeconómicas y nuestro costo de capital alcance niveles comparables con los del mercado internacional. Sin embargo, el sector interesado en proyectos de hidrógeno ha manifestado la necesidad de realizar ciertos ajustes al RIGI para que queden contempladas las particularidades de esta tecnología que aún no ha alcanzado la madurez comercial.
¿Cuáles serían las adecuaciones necesarias del RIGI? Al respecto, el proyecto de la Plataforma H2 Argentina ya mencionado -y que resultó en la reciente presentación de la diputada Romero- optó por transcribir las cláusulas del RIGI, con modificaciones, como parte del proyecto de ley de hidrógeno, denominándolo Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO). Entre las modificaciones, se plantea la ampliación de la ventana temporal para la presentación de los proyectos.

En lugar de los 2 años que prescribe la Ley No 24.742, se propone un plazo para adherir de 10 años para proyectos vinculados a hidrógeno de origen renovable y de 5 años para proyectos vinculados a hidrógeno de bajas emisiones. En ambos casos, el Poder Ejecutivo podría prorrogar por única vez y por 10 años la vigencia de los plazos anteriores. Asimismo, para permitir el desarrollo de proyectos piloto o de demostración, se propone eliminar los montos mínimos de inversión. Se garantiza el derecho inmediato a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios, sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa del Banco Central. Se declara la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado. Se propone la creación de un Fondo Nacional de Hidrógeno, aunque sin obligación de que el Estado asigne recursos directamente a este fondo.
Desde la óptica del Poder Ejecutivo, las modificaciones al RIGI generan reparos en cuanto a la discriminación que implicaría respecto de los demás sectores admitidos en el régimen y el carácter restrictivo de los beneficios a otorgar.
En tal sentido, en el marco de la visita de la Comisaria de Energía de la Unión Europea en julio de 2024, el entonces Secretario de Energía Rodríguez Chirillo propuso la elaboración conjunta de una hoja de ruta para la implementación del Memorando de Entendimiento sobre Energía celebrado entre la República Argentina y la Unión Europea un año antes, para promover acciones conjuntas en materia de eficiencia energética, energías renovables, hidrógeno y GNL. En el caso del hidrógeno, desde la Secretaría de Energía se planteó la necesidad de contar con una ley específica para el sector, con contenido más bien regulatorio antes que de fomento. Las grandes inversiones podrían seguir amparándose en el RIGI, pero se requerían de todos modos precisiones sectoriales referidas a la autoridad de aplicación y al sistema de gobernanza; las normas técnicas y de seguridad aplicables a la producción, transporte y almacenamiento; el desarrollo de mecanismos de certificación, entre otras cuestiones que la industria necesita conocer para dotar de certidumbre a los proyectos y acceder a financiamiento.

¿Qué están haciendo el mundo y los vecinos?

Los estudios de regulación comparada indican que el impulso a las tecnologías propuestas para la reducción de emisiones en la industria y en el transporte proviene, básicamente, del establecimiento de un precio del carbono (las emisiones producidas o evitadas). Para cada una de las tecnologías y sus variantes (eficiencia, electrificación, captura de carbono, control de fugas de metano, reemplazo de combustibles fósiles por combustibles sintéticos, entre otras) existe un precio teórico del carbono tal que la torna viable.

Tal como ya mencionamos, ese precio del carbono puede resultar de la aplicación de un impuesto o de la interacción entre oferentes y demandantes en un mercado regulado de derechos de emisión (“cap and trade”).
En el mundo se han implementado aproximadamente 40 regímenes ‘cap and trade’ con distintos alcances en cuanto a los gases y sectores cubiertos, los mecanismos de asignación de derechos, el nivel nacional o subnacional de implementación, entre otras características.

El más conocido es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE) de la Unión Europea, organizado inicialmente por la Directiva 2003/87, que estableció topes o caps mandatorios, sectoriales, anuales y decrecientes a las emisiones de gases de efecto invernadero (expresadas en toneladas de dióxido de carbono equivalentes – CO2eq), habilitando al intercambio de los certificados que representan los derechos de emisión.
La lógica del RCDE se apoya en que las actividades económicas emisoras con potencial de reducción de emisiones a bajo costo podrán vender sus derechos de emisión a las actividades con alto costo de reducción, de modo que las metas conjuntas se alcances en forma más eficiente. A su vez, la interacción comercial entre agentes emisores da como resultado un precio del carbono (medido en €/ton CO2eq), que da la pauta de qué tecnologías podrán ingresar en el sistema. Incluso, cuando el precio de mercado del carbono no es suficiente para financiar determinada tecnología que las autoridades europeas están interesadas en fomentar (por ejemplo, la sustitución de hidrógeno gris en refinerías o en la producción de fertilizantes; la producción de acero de bajas emisiones, productos químicos, amoníaco verde, SAF), se considera el otorgamiento de un subsidio bajo la forma de los llamados ‘contratos de carbono por la diferencia’, que cubren la brecha entre el precio del carbono en el mercado y el precio real de descarbonizar.

El Programa H2 Global, financiado por Alemania y Países Bajos, ofrece también este tipo de subsidios a países extra-europeos, mediante la adjudicación, en subastas internacionales, de contratos de largo plazo (10 años) para la importación de amoníaco, metanol verde y SAF producidos fuera de Europa, con recepción en los puertos de Rotterdam, Hamburgo o Duisburg, para su reventa -a un precio inferior y a corto plazo (1 año)- a demandantes europeos. Por ahora, solo se adjudicó un contrato de este tipo a un proyecto de amoníaco ubicado en Egipto: la empresa Fertiglobe comenzará la producción de amoníaco renovable en su planta existente en Ain Sokhna, con entregas programadas a puertos europeos a partir de 2027. El contrato tiene un valor máximo de 397 millones de euros, con una provisión inicial de hasta 19,500 toneladas de amoníaco en el primer año y un total acumulado de 397,000 toneladas para 2033.

La política pública europea también se está ocupando de fijar un precio de carbono “hacia fuera”, con forma de impuesto y que merece nuestra atención por su impacto en la elegibilidad de los productos que serán admitidos en la Unión Europea. Ya ha comenzado, en su etapa informativa, la implementación del mecanismo de ajuste del carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés), que consiste en la imposición de un arancel a ciertos productos importados (cemento, hierro, acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno) de países sometidos a reglas sobre emisiones menos exigentes que las europeas. El valor del impuesto a pagar por los importadores europeos, dependerá de la cantidad de emisiones generadas por el producto no europeo y de la diferencia entre el precio del carbono en la Unión Europea y el precio o impuesto equivalente en el país de origen.
Otros incentivos financieros hacia el interior de Europa incluyen las garantías a otorgar por el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para reducir el riesgo inicial de los proyectos. Existen, además, diversos programas de financiación como Next Generation EU, InvestEU y el Fondo de Innovación del RCDE que dan apoyo al desarrollo de la cadena valor del hidrógeno limpio.
Desde el punto de vista de la creación de demanda, para determinados sectores, está por comenzar la vigencia de cuotas obligatorias de corte o mezcla con combustibles sostenibles. Es el caso del SAF (combustible sostenible de aviación, según sus siglas en inglés), que desde 2025 deberá mezclarse en un 2% con el combustible de origen fósil para todos los vuelos intra-europeos. El porcentaje es ascendente, hasta alcanzar un 20% en 2035 y un 70% en 2025. Esta cuota puede cumplirse con SAF producido por distintas vías, incluyendo los biocombustibles. La normativa indica que hacia 2050 el 70% obligatorio de mezcla con SAF deberá incluir un 30% de combustibles sintéticos (los que derivan de hidrógeno).
En Estados Unidos, la Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 estableció un régimen de incentivos para la introducción del hidrógeno de bajas emisiones y otras tecnologías de transición, a través del otorgamiento de importantes créditos fiscales para estos proyectos, en relación con el potencial de mitigación acreditado y el nivel de los salarios de los trabajadores involucrados en el proyecto. De tal modo, los proyectos elegibles pueden acceder a créditos fiscales de hasta US$ 3 por kilo producido de hidrógeno limpio durante 10 años. Si bien la llegada del presidente Trump pone en duda la continuidad y el alcance de este régimen de promoción, ya están en marcha otros incentivos aprobados en 2021 por la Infrastructure Investment and Jobs Act, que puso a disposición 9500 millones de dólares para el desarrollo de hidrógeno limpio, incluyendo 8000 millones de dólares a asignar en los años fiscales 2022 a 2026 para contribuir al establecimiento de al menos cuatro hubs de hidrógeno limpio.
Cuando nos enfocamos en los avances regulatorios y regímenes de promoción implementados en la región, las medidas resultan naturalmente más modestas y, en la mayoría de los casos, los avances están vinculados con las acciones de la cooperación internacional. En efecto, algunos países como Chile y Uruguay vienen desplegando una verdadera “diplomacia del hidrógeno”, con la expectativa de asociarse con los potenciales importadores para llegar antes al mercado y tomar ventajas del acceso temprano a la tecnología, a los contratos de largo plazo y a los instrumentos de financiación.
Si buscamos en los ordenamientos legales internos, Brasil cuenta con la ley de hidrógeno bajo en carbono más completa de la región. A principios de agosto de 2024, el Congreso brasileño aprobó una ley que designa a la ANP – Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles como la autoridad de aplicación del sector de hidrógeno, y estableció incentivos tributarios y arancelarios para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, sin requisitos de montos mínimos de los proyectos ni diferenciación entre las posibles tecnologías para la obtención de la molécula con bajas emisiones. La misma ley prevé lineamientos exhaustivos para el desarrollo del sistema de certificaciones brasileño, compatible con los sistemas internacionales. Cabe tener en cuenta que los incentivos ofrecidos por la ley brasileña podrán solicitarse dentro de los próximos cinco años, que es también el plazo total de vigencia de la ayuda.
A su vez, Colombia, Chile y Uruguay han designado mediante ley una autoridad de aplicación para el sector, dotando a dicha autoridad de facultades suficientes para determinar las normas de seguridad, regular aspectos ambientales de los proyectos y para implementar los mecanismos de certificación. Estos países también otorgan incentivos tributarios y aduaneros para la instalación de proyectos de producción de hidrógeno. Chile y Uruguay solamente para hidrógeno renovable; Colombia para hidrógeno de bajas emisiones sin distinción de tecnologías. Específicamente en Uruguay, el Decreto 268/2020 extendió a las inversiones en proyectos de hidrógeno renovable los incentivos de la Ley 16.906 sobre Inversiones y Promoción Industrial. Tales proyectos fueron decretados como prioritarios a los efectos de la asignación de los beneficios.
La revisión de los antecedentes comparados indica que, para invertir en la República Argentina, en un marco que minimice las incertidumbres y otorgue seguridad jurídica, sería necesaria una ley que defina el marco regulatorio del hidrógeno, atendiendo a sus características objetivas y específicas. Si se propician las condiciones regulatorias adecuadas, se proyecta que a 2050 podríamos estar exportando unas 4 millones de toneladas de hidrógeno anuales en forma de derivados, manteniendo una producción de 1 millón de toneladas para aplicación en el mercado interno. Según la primera versión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023, estos volúmenes de producción significarían inversiones en torno a los 90.000 millones de dólares y la creación de 82.000 empleos.

¿Qué sigue para argentina?

La Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023 es apenas una manifestación de interés de Argentina en desempeñar un rol destacado en el futuro mercado de exportación de derivados del hidrógeno, que debería actualizarse periódicamente para reflejar los avances y los cambios que se vayan produciendo en las tecnologías y en el comercio internacional. La Estrategia es necesaria, pero no suficiente.
Por otra parte, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley No 27.742 ofrece beneficios cambiarios, impositivos, tributarios y regulatorios a los que podrían acogerse los proyectos de hidrógeno elegibles para la exportación estratégica a largo plazo. Sin embargo, debido al estado de madurez tecnológica y a la existencia de mercados internacionales incipientes, se ha puesto en duda la adecuación de los términos del RIGI a las características propias del nuevo vector, especialmente en cuanto a la ventana de dos años para la adhesión de los proyectos.

Con o sin adecuación del RIGI a las particularidades del hidrógeno, entendemos que se hace necesaria una ley específica que apruebe el marco regulatorio para el desarrollo de la tecnología, la producción, el transporte, el almacenamiento, la exportación y el uso de hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados, como combustible y vector de energía, y como insumo para procesos químicos e industriales, en todo el territorio nacional.
Uno de los primeros aspectos que deberá definirse en el texto legal es qué tipo de hidrógeno se busca regular y promover: ¿solamente el hidrógeno renovable o verde, o el hidrógeno de bajas emisiones sin importar la materia prima a partir de la cual se obtuvo? Si se promueven ambos, ¿habría que diferenciar el alcance de los incentivos en uno u otro caso?

Desde este lugar proponemos incluir al hidrógeno producido a partir de cualquier de los recursos naturales existentes en Argentina (fósiles con captura de emisiones, renovables, nuclear) y, eventualmente, el nivel de los incentivos podría establecerse en función de la reducción de emisiones, antes que según el origen de la molécula. Es decir, las distinciones, de haberlas, no se centrarían en el origen fósil o renovable del hidrógeno sino en el nivel de reducción de emisiones que se alcanza, lo cual implica al mismo tiempo una mayor oportunidad en términos de exportación. Tal es el criterio (nivel de emisiones reducidas) adoptado por la Inflation Reduction Act de los Estados Unidos para graduar la cuantía de los créditos fiscales a otorgar a los proyectos de producción.

Definido el objeto, será esencial determinar la autoridad de aplicación a nivel nacional. Para la gobernanza del sector se prefiere un esquema simple, desburocratizado, en cabeza de la Secretaría de Energía, con las interacciones necesarias con la Secretaría de Industria y Comercio, y la Subsecretaría de Ambiente. A esta autoridad de aplicación se le debería encomendar la identificación de las normas técnicas y estándares de seguridad aplicables a los proyectos, y el diseño y la adopción de un sistema de certificación ágil y transparente. Las normas técnicas y el esquema de certificación deberían basarse o ser coherentes con las normas y estándares que ya existen a nivel internacional; en particular, con aquellos vigentes en los países a los cuales Argentina podría exportar.
Asimismo, dadas las grandes superficies que ocuparán los proyectos que se alimenten de energías renovables, será necesario permitir un acceso ordenado a los terrenos, mediante la extensión de las servidumbres de electroducto y los derechos de paso para los ductos que podrían transportar mezcla de hidrógeno con gas natural, o ser reconvertidos para el transporte de hidrógeno puro, como ya sucede en la costa del Golfo de los Estados Unidos y en Alemania.
En materia ambiental y de permisos, habrá que realizar un trabajo significativo de coordinación interjurisdiccional. El Estado Nacional, con recursos de la cooperación internacional, podría contribuir con la elaboración de guías para la realización de las evaluaciones de impacto ambiental y la identificación de los permisos que se requieren para la instalación de los proyectos de hidrógeno. Tales guías puedan ser útiles para los inversores y para las autoridades locales.
Es importante aclarar que nuestra posible ley de hidrógeno no requiere copiar ni emular los instrumentos creados en los países importadores. Por el contrario, nos toca generar regulaciones que habiliten la oferta, eliminando barreras para construir una línea de base que contemple todos los organismos, permisos y trámites necesarios para los proyectos de producción e infraestructura, a fin de detectar la ruta crítica de tramitación para el inicio oportuno de las operaciones. La coordinación de una “ventanilla única” para la habilitación y registro de los proyectos, entre la Nación y las provincias que adhieran, con respeto de las competencias locales, aumentaría la certidumbre y aceleraría los tiempos de implementación. La claridad de los pasos y plazos a seguir en la obtención de los permisos (ambientales y de seguridad), junto con el desarrollo de capacidades para evaluar de forma objetiva y normalizada los distintos proyectos, aportará certeza a las iniciativas.
Finalmente, corresponde advertir que ninguno de los proyectos de ley en consideración (con o sin adecuación del RIGI) resuelve el problema de la demanda: la existencia de contratos de largo plazo extendidos por los tomadores del hidrógeno producido o sus derivados. Esta demanda será, como venimos sosteniendo, eminentemente internacional. Por ello, el marco regulatorio para Argentina no requiere necesariamente la imposición de un precio del carbono, ni el otorgamiento de subsidios, ni el establecimiento de cupos o cuotas. Es otro nuestro rol. Es necesario prepararse en términos de regulación, infraestructura, formación de capacidades; pero la regulación local no podrá suplir la materialización de los contratos de quienes se declaran importadores interesados. Esta indefinición de los off-takers es una situación común al resto de los países interesados en producir y exportar. Con más razón, mientras el mercado se desarrolla, será clave ponernos de acuerdo en un marco regulatorio que despeje incertidumbres y genere un entorno atractivo para las inversiones millonarias que implican el hidrógeno de bajas emisiones y las demás tecnologías de transición.

*Directora Académica en CEARE – UBA Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética

1 Proyecto 4574-D-2021 de Martín Maquieyra, Proyecto S-2586/2021 de Martín Doñate y Claudio Rodas; Proyecto 3388-D-2022 de Rosana Bertone; Proyectos 3601-D-2021 de Alberto G. Menna y S-620/2022 de Ignacio Torres, Proyecto S-2171/2022 de Sergio N. Leavy y otros; Proyecto S-2198/2022 de Silvina M. García Larraburu y otros; Proyecto 5855-D-2024 de Ana Clara Romero.