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29 septiembre, 2022
Energía

Fortescue planea invertir U$S 6.000 millones en hidrógeno en la Argentina

La empresa australiana está trabajando en el estudio de factibilidad para instalar una planta en la provincia de Río Negro.

La empresa energética australiana Fortescue Future Industries (FFI) planea invertir cerca de 6.000 millones de dólares en la construcción de una planta para producir 20.000 toneladas por día (t/d) de amoníaco en base a hidrógeno verde en la provincia de Río Negro.
La unidad renovable de la minera australiana Fortescue Metals se encuentra en pleno proceso de estudio de factibilidad del proyecto para lo que ha contratado ingenieros y consultoras locales y espera realizar el anuncio formal durante esta semana, afirma Diego Sanguinetti, secretario general de la Gobernación del estado patagónica.
El 24 de agosto, el presidente de la compañía para Latinoamérica, Agustín Pichot, había firmado un acuerdo marco con el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, con el que iniciaron formalmente las tareas prospección en la provincia.
Los australianos no perdieron tiempo y ya decidieron que el proyecto se desarrollará en la localidad Punta Colorada, en el sureste del estado patagónico, a 170 kilómetros de la ciudad de Puerto Madryn, en Chubut, señala una fuente que conoce de cerca los planes de la empresa.
La resolución se basó en cuatro aspectos principales. El primero es que se trata de una zona que cuenta con la capacidad de vientos suficiente para producir energía eólica, unas de las principales materias primas necesarias para la producción de hidrógeno verde.
La segunda es que tiene libre acceso al agua, que es la base fundamental de todo este proceso. Por otra parte, posee un puerto natural de aguas profundas (23 metros) que permite el ingreso de buques de gran porte, ya que los mayores que se fabrican en la actualidad tienen 16 metros de calado.
A pocos kilómetros al norte de donde planea instalarse la firma australiana, se levanta un muelle de la empresa China Metallurgical Group Corporation (MCC) que era utilizado para la exportación del hierro extraído en la mina de Sierra Grande, cuando estaba en actividad.
Finalmente, la cuarta razón que terció para que se decidieran por esa locación es que la provincia está negociando con el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación la instalación de una zona franca en Punta Colorada, lo que les permitirá a las empresas que se instalen allí contar con la exención al pago de ciertos impuestos, explica Sanguinetti.
Carreras le propuso a Kulfas, el 26 de febrero, recuperar este beneficio para la región, que le permitirá a la provincia incrementar sus condiciones de competitividad comercial y atraer la instalación de industrias exportadoras e inversiones.
“Hace más de seis meses que estamos esperando los permisos para poder instalar la zona franca de Punta Coloradas. Esperamos que la habilitación salga pronto”, destaca Sanguinetti.

El proyecto
El plan Fortescue Future Industries cuenta con cuatro secciones diferentes y complementarias que le permitirán llevar adelante la producción de hidrógeno verde para exportarlo en forma de amoníaco.
La primera consiste en la construcción de tres parques eólicos con una capacidad de generación eléctrica total de 2.000 MW, que se ubicarán en forma radial en los alrededores de la planta, explica la misma fuente.
Para esto, FFI planea instalar en la zona 400 aerogeneradores de 5 MW cada uno, que le permitirán producir la mayor parte de los 2.300 MW de electricidad que necesitará para fabricar 20.000 t/d de amoníaco.
El desarrollo de esta etapa requerirá de una inversión aproximada de 2.600 millones de dólares, ya que actualmente el costo de construcción se ubica en los 2,30 millones de dólares por MW, según calculan dos fuentes del sector renovable que han levantados parques en la Argentina.
La región de Puerto Madryn, donde se encuentra la mayor cantidad de las plantas eólicas en funcionamiento del país, tiene un factor de carga (FC) promedio del 48,13% en los primeros nueve meses del año, con máximos de 58,24% en Loma Blanca I (50MW) de la china Goldwind y 33,70% de Loma Blanca IV (50 MW) de la local Genneia, según el Informe Mensual de Energías Renovables de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) de septiembre.
Este indicador muestra la cantidad de energía generada en un determinado período sobre la potencia instalada que tiene la planta. Según la primera de las fuentes del sector, el FC que se precisa para producir hidrógeno para la exportación a precios competitivos es de 58% neto, que se consigue en provincias como Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Incluso, la segunda fuente sostiene que el parque tendrá que contar con algún método de almacenamiento de electricidad para cuando se produzcan altibajos en los vientos. “Para esto no es necesario usar baterías, sino que podría optarse por el propio hidrógeno como fuente de almacenamiento y generación”, resalta.
Para completar el suministro total de electricidad que requerirá la planta para producir ese volumen de amoníaco, la compañía planea comprar en el mercado a término (Mater) 300 MW de energías renovables.
En la actualidad, ninguna de las empresas que cuentan con parques en funcionamiento tiene esta capacidad de provisión disponible, por lo que habrá que esperar a que la Secretaría de Energía libere la capacidad de transporte en las líneas de alta tensión para que se puedan desarrollar nuevos proyectos en el país.
Como explicó Desarrollo Energético, el titular de la cartera, Darío Martínez, debe tomar una decisión para resolver la parálisis en la que se encuentran los contratos de energías renovables que fueron adjudicados en las distintas rondas de la licitación RenovAr y que nunca avanzaron en los últimos tres años.
Para poder utilizar esta electricidad y eventualmente inyectar parte de la que pueda producir, FFI deberá construir entre 100 y 200 kilómetros de líneas de alta tensión de 132 kV y de ultra alta tensión de 500 kV para poder conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Para su desarrollo, requerirá de una inversión aproximada de 100 millones de dólares.
La segunda etapa del proyecto incluye levantar una planta solar de 500 MW en una locación que aún no ha sido definida en las provincias de Salta o Jujuy, para complementar la generación de los parques eólicos en los horarios en los que no sopla el viento en la Patagonia.
Su desarrollo requerirá de una inversión cercana a los 400 millones de dólares, ya que el costo para levantarlo se ubica en 800.000 dólares por MW, según calculan las mimas dos fuentes del sector.
A esto, había que sumarle unos 100 millones de dólares más que necesitará desembolsar la compañía australiana para la construcción de una línea de extra alta tensión de 345 o 500 kV para conectar el parque con el SIN.
El mayor inconveniente que deberá afrontar FFI es la falta de espacio en la línea de alta tensión InterAndes de 345 kV ya que cuenta con una capacidad de transporte total de 700 MW de los cuales las plantas solares Cauchari I, II y III (300 MW) y Altiplano (200 MW) están utilizando 500 MW. Los restantes 200 MW los tiene reservados la empresa provincial Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse) para levantar Cauchari IV y V.
De esta forma, tendrá que esperar hasta que el gobierno nacional licite alguna línea nueva o construir una propia. Esta última opción podría encarecer el proyecto. Otra alternativa, sería recurrir a provincias como San Juan donde podría liberarse espacio en los nodos de interconexión cuando la Secretaría de Energía termine de definir el futuro de los contratos paralizados de las RenovAr.
La tercera etapa de su plan es la planta modular que se ubicará en la futura zona franca de Punta Colorada y que tendrá una capacidad máxima de producción de 20.000 t/d de amoníaco, que serán destinados a la exportación.
Inicialmente, la fábrica de FFI iniciaría sus operaciones consumiendo 300 MW de energía renovable que podría adquirir mediante contratos Mater o a través de un primer parque eólico.
Dentro de la planta se realizarán tres procesos. En el primero, el electrolizador separará el oxígeno del hidrógeno de la molécula del agua para producir hidrógeno verde. Por otra parte, utilizará oxígeno para generará nitrógeno que se usará para mezclarlo al hidrógeno y, así, obtener el amoníaco que se venderá al exterior.
Para la producción del hidrógeno, necesitará utilizar 5.832 metros cúbicos por día de agua que tomará de las napas subterráneas, que podrían requerir un tratamiento previo si cuenta con algún factor de salinidad.
En la fábrica de la petrolera Capex, en Diadema, en la provincia de Chubut, la compañía local debe realizarse este tipo de proceso, dada su cercanía con el mar, antes de poder iniciar su elaboración.
En la actualidad, las compañías están volcándose al amoníaco en lugar del hidrógeno ya que este último resulta difícil de transportar porque para almacenarlo se requiere de una compresión de 700 veces la presión atmosférica (709,28 bar) o enfriarlo a 253 grados bajo cero. Además, suelen producirse pérdidas en el camino por filtraciones y resulta altamente inflamable.
En cambio, el amoníaco se puede guardar a una presión de 11,72 bar o a enfriarse a 33 grados bajo cero para cargarlo en barcos. Si bien resulta mucho menos inflamable, también puede ser muy tóxico.
La construcción de la planta final podría requerir de una inversión total de 2.300 millones de dólares, ya que según estima la segunda fuente, el costo del electrolizador en el mercado es de un millón de dólares por MW.
Sin embargo, desde Fortescue Future Industries estiman que este valor podría resultar mucho más bajo dada la experiencia que han venido ganando la empresa en el mercado del hidrógeno verde y su plan para producir las partes en Australia.
“Los electrolizadores son una parte muy seria e importante y típica de lo que estamos viendo en la revolución tecnológica del espacio verde de la energía y del hidrógeno verde. Nos habían cotizado los electrolizadores en Europa el año pasado entre 1,10 y 1,20 millones de euros (1,28-1,40 millones de dólares) por MW – afirma su presidente y fundador, Andrew Forrest, en la presentación de su balance de 2021, el 30 de agosto -. Ahora, estamos cotizando a entre 200.000 y 250.000 (232.738-290.923 dólares). Eso es un ahorro de 800.000 a 900,000 (930.953 – 1,05 millones de dólares) por MW o de 8.000 a 9.000 millones (9.310 – 10.473 millones de dólares) para 10 GW de capacidad. Entonces, tenemos números realmente grandes aquí, que están disminuyendo el gasto de capital”.
Para lograr esta reducción en los costos, la compañía planea fabricar sus propios equipos en la localidad australiana de Gladstone a partir de febrero de 2023, lo que le permitirá alcanzar hasta 2 GW de generación de energía al año.
Otro de los inconvenientes que señala la segunda fuente para llevar a cabo el proyecto en la Argentina es que aún no existen electrolizadores de la magnitud que planea utilizar FFI ya que por el momento no “se han logado producir cantidades tan grandes de hidrógeno verde”.
Más allá de esto, la compañía australiana está desarrollando proyectos de gran magnitud en varios países y espera alcanzar una producción de 15 millones de toneladas por año para 2030, lo que equivaldría a la demanda mundial proyectada para ese momento.
Fortescue Future Industries planea invertir 6.000 millones de dólares para su fabricación en Porto do Açu, en el estado nordestino de Ceará, en Brasil, una escala similar a lo que piensa hacer en la provincia de Río Negro.
A su vez, está realizando un estudio de viabilidad en una planta de hidrógeno verde de 250 MW en Tasmania, con una capacidad de producción de amoníaco verde de 250.000 toneladas por año para uso doméstico y exportaciones internacionales.
También, ha firmado un acuerdo marco con JSW Future Energy para explorar oportunidades para desarrollar proyectos de hidrógeno verde en la India para utilizarlo para la fabricación de acero verde, entre otras aplicaciones.
Más allá de todo esto, la gran duda que se plantean tanto en la provincia como los especialistas del sector de renovables es si finalmente podrá llevarse a cabo un proyecto de esta magnitud dada la inestabilidad económico-financiera y la falta de reglas del juego claras en el país.
“La Argentina va a tener que recomponer la confianza porque hoy en día cuando una empresa piensa en esta clase de proyectos están antes en la lista Brasil, Chile y Uruguay. Ni a corto ni a mediano plazo nada de eso va a ocurrir”, afirma Juan Carlos Villalonga, director de la consultora M&V Consulting.
El país carece actualmente de una normativa que regule al hidrógeno porque la ley, aprobada en 2006, nunca fue reglamentada por lo que jamás entró en vigencia y se vencerá a fines de diciembre.
Actualmente, existe un nuevo proyecto para ampliar el alcance que tenía la norma original y sumarle beneficios para la promoción del generado en base a energías renovables, presentado por el diputado de Juntos por el Cambio, Gustavo Menna. Sin embargo, aún no ha sido tratado por el Congreso.
“En la Cámara, no han mostrado interés. En el gobierno, dijeron que van avanzar con el tema hidrógeno, pero por el momento, no se ha plasmado en nada concreto”, concluye el legislador.

Por Hernán Dobry

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