HOUSTON. -El desarrollo del hidrógeno como fuente de energía generó en los últimos años un gran interés a nivel global, pero su viabilidad económica y logística sigue siendo un desafío, sobre todo en lo que respecta al hidrógeno verde que proviene de las energías renovables. Frente a este escenario, Alejandro Solé, líder de Tulúm, una start-up del Grupo Techint y jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías del holding que lidera Paolo Rocca, detalló a EconoJournal el proyecto con el que Techint planea desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México. En caso de ser exitosa, la iniciativa podría marcar un quiebre tecnológico en el segmento.

Desde en el CERAWeek, Solé explicó que a diferencia del hidrógeno verde que requiere una cantidad significativa de electricidad, el hidrógeno turquesa se obtiene a través de la pirólisis del metano (el gas que se distribuye por las redes de gas natural), un proceso en el cual no se emite dióxido de carbono y permite utilizar el fluido como recurso. La start-up prevé instalar una planta piloto en México en colaboración con Ternium, otra de las empresas del Grupo Techint, a fin de poner a prueba la tecnología y así poder captar la demanda industrial de cara al futuro, en particular la del sector del acero. El proyecto contempla una inversión de 25 millones de dólares. Está previsto que del sondeo del emprendimiento participen otros inversionistas.

Solé advirtió sobre la escasa probabilidad de que se pueda desarrollar hidrógeno verde en la Argentina. “El hidrogeno es difícil de transportar y a eso se le suma que el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Es difícil que podamos justificar producir hidrógeno verde en el país, donde hay un costo de capital enorme”, explicó.

El desarrollo de hidrógeno turquesa, en cambio, podría agregar valor a la explotación de gas en Vaca Muerta. Por eso, a futuro, si los resultados exploratorios de la tecnología son los indicados, la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrogeno”.

Alejandro Solé, líder de la startup Tulum e inversor en tecnología climática de TechEnergy Ventures

—Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, adelantó esta semana el lanzamiento de la start-up llamada Tulum, dedicada a explorar la explotación de hidrógeno para la industria del acero. ¿Cuál es el objetivo y qué proyección tienen para el hidrógeno de cara a futuro?

–El hidrógeno tuvo un boom y se pensaba que se iba a usar para absolutamente todo. Ese uso iba a tener un montón de aplicaciones en forma distribuida. Se lo pensaba como combustible. También, para producir electricidad. Pero la realidad es que la producción del hidrógeno verde es muy costosa. Además, es muy difícil de transportar. La demanda legítima de hidrógeno que existe en la actualidad es la industrial. Los procesos que usan hidrógeno hoy en día, que contaminan casi un gigatón, representan un 2% de las emisiones globales. Son 10 toneladas de CO2 por una tonelada de hidrógeno. Esa es la demanda que existe. A su vez, también está el desarrollo de aplicaciones nuevas que sólo pueden funcionar con hidrógeno limpio como es el combustible sustentable para la aviación, la reducción de hierro directo a través del hidrógeno y el amoníaco. Frente a esto, lo que nosotros analizamos era que todas las demandas eran industriales y de alto volumen. Por lo cual, el hidrógeno verde no era compatible por el requerimiento eléctrico que requiere.

—¿Eso es taxativo? El hidrógeno verde no es compatible ahora, ¿pero luego podría llegar a serlo?

–Nunca será compatible porque la termodinámica indica que se precisan 40 kilowatt-hora por kilo (kWh-kilo) para producir hidrógeno verde. A eso se le suman las ineficiencias, con lo cual se necesitarían 50 kWh-kilo. En el caso de una planta grande de acero, se tendría que poner más de 1 GW de electrolizadores en sitio y una línea de transmisión que llegue con más 1 GW para poder producir hidrógeno.

—¿Frente a esta realidad nació la idea de esta nueva startup que están lanzando?

–Existe un fondo de Tecpetrol -el Fondo Tech Energy Ventures- que invierte en el desarrollo de tecnologías que ayudan a lograr la descarbonización. También, el fondo nos permite buscar oportunidades nuevas de negocio y posee una categoría que es el hidrógeno. Nosotros analizamos las distintas oportunidades y se decidió invertir en el hidrógeno turquesa, que es la pirólisis del metano. Se trata de un proceso a través del cual se produce hidrógeno a partir de hidrocarburos, como el metano o el biogás, a altas temperaturas y sin oxígeno. Es decir, a partir del calor, se rompe la molécula de metano sin oxígeno, con lo cual no se produce CO2, sino que se genera carbono sólido y se produce hidrógeno.

—¿Ya poseen desarrollos probados de esta tecnología o se trata de algo experimental?

–Lo interesante es que nosotros estamos reutilizando una tecnología que ya existe y está probada a escala comercial que es el horno de arco eléctrico. Con este horno se han hecho pruebas en el pasado que han demostrado que se podía generar pirólisis. Nosotros lo estamos diseñando para que sea lo más eficiente posible para el proceso de generación de hidrógeno turquesa, apalancando el gas natural -que es abundante-, y minimizando el consumo de electricidad verde – que es escasa. Gracias a este proceso, nuestra planta va a consumir un quinto de electricidad de la que consume el electrolizador.

—¿Van a realizar un proyecto piloto?

–Ya tenemos un proyecto piloto con Ternium en Monterrey. Ternium está llevando adelante la construcción de la nueva acería con un DRI de hidrógeno (proceso que utiliza hidrógeno renovable para reducir el mineral de hierro y producir hierro esponja). De esa iniciativa vendrá la planta piloto. Estamos negociando la primera planta comercial que va a ser de una tonelada por hora.

—¿Cuál será el objetivo de la planta piloto y qué características tendrá?

–La planta piloto tiene como objetivo retirar lo que queda del riesgo tecnológico e informar el diseño de la primera planta comercial. Nos permitirá aprender cómo operar el reactor para obtener la calidad de carbono que deseamos y analizar las oportunidades de monetizar ese carbono.

—¿Cuánto tiempo puede llevar esa curva de aprendizaje?

–Prevemos que para fin de 2026 la planta piloto esté en la primera fase de operación. En los 12 meses posteriores a esa fase vamos a tener la información necesaria para diseñar la primera planta comercial.

—Instalarán la planta piloto con otra de las empresas del Grupo Techint que es Ternium, que a su vez está utilizando tecnologías que surgieron de pruebas que realizó Tenova, otra de las empresas del Grupo. ¿Qué valor aporta toda esa sinergia de conocimiento que ofrece el Grupo?

–Uno de los aportes es el entendimiento de las necesidades de hidrógeno para el acero, que es uno de los vectores que más hidrógeno va a requerir. Tenova es líder mundial en reducción directa a base de hidrógeno y eso nos permite entender qué características debe tener el hidrógeno y cómo se tiene que producir para que pueda ser competitivo. En lo que respecta a la construcción de las plantas, trabajamos con Techint. Es fundamental tener un socio que tiene el entendimiento de llevar esta tecnología a escala. Ahora vamos a operar en México, y allí Tecpetrol tiene un equipo y una planta de ciclo combinado. Con lo cual a la ahora de conseguir un Project Manager y los permisos para operar, sentimos que estamos jugando en casa. También, está la ambición de poder tener otra vía más de monetización para el gas del Tecpetrol, sacando gas de vaca muerta y generando un producto limpio.

—La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda global de tecnologías. Al hidrógeno se lo sigue asociando al mundo de la energía, de los combustibles, pero ustedes analizan una oportunidad en el plano industrial. ¿Es así?

–Es correcto. La Argentina tiene un gas muy competitivo, y aún con un modelo de exportación -que esperamos pueda tener-, va a seguir siendo competitivo por la calidad que posee el recurso de Vaca Muerta. Poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno como puede ser un combustible sustentable le da otra posibilidad al gas de Vaca Muerta, que no es únicamente el LNG y que también participa de la agenda de transición de largo plazo.

—¿Cuál será el nivel de inversión que demandará este proyecto?

–El programa para desarrollar la planta piloto y ponerla en operación contempla una inversión de 25 millones de dólares, lo cual hemos levantado de otros inversionistas.

—¿No es un equity del Grupo?

–Esta es la primera experiencia del grupo Techint, de salir a buscar capital afuera para darle una impronta de startup. No es una compañía del grupo, es una empresa que nace en el grupo, que sale a buscar la velocidad de una startup con un esquema bastante innovador para la organización que estamos llevando adelante. Se sumaron inversionistas europeos y americanos a esta ronda de capital. Posterior a este proceso, tendremos que levantar 50 millones de dólares para hacer una primera planta comercial de una tonelada por hora que va a tener ventas entre 20 y 30 millones de dólares. El lugar en el que se ubique la planta dependerá de dónde podamos recibir ayuda porque hay distintas oportunidades y subsidios para que cueste menos. A esa planta, que será la primera de hidrógeno limpio, ya la vamos a poder financiar con otro formato de capital, con financiamiento a nivel del activo, deuda. No será un financiamiento tipo venture capital.

—¿Contra qué players se está compitiendo en lo que es hidrógeno turquesa?

–En Estados Unidos hay bastantes desarrollos. La descarbonización del gas natural a partir de la pirólisis es un concepto que ha ganado muchísima atracción en los últimos años a partir de que las personas se dieron cuenta de la incompatibilidad del hidrógeno verde. Monolith, una empresa estadounidense, realiza pirólisis pero está enfocada en producir un producto de carbono de alta calidad. El hidrógeno no es su prioridad, pero eso lo termina produciendo a un costo elevado. Su foco está en el carbon black (material compuesto de carbono elemental que se genera por la combustión incompleta de combustibles fósiles, biocombustibles y biomasa). También, hay una compañía americana que se llama Modern Hydrogen que hace un trabajo bastante interesante. A su vez, hay otras tres empresas que tienen un proyecto piloto del mismo tamaño que tendrá el nuestro en dos años.

—¿Están en la vanguardia de este tipo de tecnología que es el hidrógeno turquesa?

–Sí, la única empresa que tiene más trayectoria estableció una estrategia diferente. No realiza lo mismo que haremos nosotros puesto que se dedica a producir carbon black para la industria de las cubiertas. No puede competir para ubicarse en una planta de acero.

–En el sector persiste la idea de poblar la Patagonia de molinos eólicos y producir hidrógeno. ¿Qué análisis realiza sobre esto?

–El hidrógeno tiene muchos desafíos. Es muy difícil de transportar. Y si bien es cierto que tenemos un muy buen factor de capacidad, el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Tenemos un costo de capital caro. El primer costo del hidrógeno verde es el costo nivelado de la electricidad. En ese sentido, hay competencia con Arabia que instala paneles solares entre 20 dólares y 10 dólares el megawatt hora. Por esta razón, pensamos que es difícil que podamos justificar producir el hidrógeno en la Argentina, donde hay un costo de capital enorme.  

, Nicolás Gandini (Enviado especial)