Granjas eólicas en 10 de los 20 bloques de la plataforma marina para producir hidrógeno verde (He) es el objetivo de ANCAP con un llamado a oferentes en mayo próximo y otra buena parte en noviembre del 2023, reveló a Forbes Uruguay Alejandro Stipanicic, presidente del ente, a horas de pasar a la interna del gobierno el proyecto, ya en el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM).
Para licitar, faltan dos decretos del Poder Ejecutivo. "Son muchos abogados a convencer y seducir con la idea” para, en “mayo próximo recibir ofertas, en sistema de dos rondas anuales coincidentes en mayo y noviembre de cada año para proyectos de hidrógeno, oil & gas”, aunque en 2023 “no habrá bloques disponibles para crudo si se completan los siete bloques”, pero hay apertura a la ampliación de plazos o nuevos llamados en tres o cuatro años al vencer el contrato.
“Estos días quedaron listos los textos de contratos y licitación para bloques de He en offshore”, habían alertado temprano el lunes 21 altas fuentes dedicadas a la transición del organismo, que hará llamado semestral de inversores que “se instalen en el mar territorial a explorar hidrógeno verde”. El titular del ente confirmó que la licitación “está 99% pronta". "Nos atrasó seis meses lograr la extensión parlamentaria del objetivo específico de ANCAP, para actuar en He”, añadió.
Para diversificar el riesgo no se permitirá “al mismo player que gane más de tres o cuatro bloques”, pues las cláusulas dan “hasta 10 años cada bloque sin necesidad de invertir”.
Los competidores propondrán porcentaje de ganancias a compartir con el Estado y cuánto aceptan que ANCAP participe, si deseara asociarse. Además, un plan de trabajo y estudios para contar con “buenos datos de viento”.
Puede invertir antes, irse en 2 años o pedir extender 4 años más, “agregando valor y estudios”, aclara. Si se completan los 6 años, para tener 4 años más, serán necesarias ya las “pruebas piloto con molinos”. Pero para producir se debe firmar contrato con ANCAP, que en algunos casos pretende participar con un 10% aproximado, incluso en lo ya invertido.
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“Delirios” europeos desde Bruselas
Si se concreta la inversión necesaria “de US$ 2.000 millones a US$ 4.000 millones por bloque, para producir 300.000 ton/año de He en cada uno, Uruguay quedará en condición de exportar 3 de los 10 millones de toneladas de He” que Europa promete importar en 2030, aunque cree difícil que Bruselas tenga tanta infraestructura para esa fecha.
“Temprano presentamos a Uruguay como proveedor energético confiable con potencial en el mar. El proyecto es independiente de Uruguay: mira a la exportación. Lo incierto es quién nos comprará. Con mucho respeto por nuestros hermanos europeos, a veces deliran. Conseguir esos volúmenes no solo necesita potencia instalada sino desarrollar la cadena de suministro”.
Bélgica y Uruguay nacen el mismo año, 1830, por mediación del inglés Lord Ponsonby, bajo el modelo exportado por su cancillería del estado tapón para evitar roces de grandes enemigos. Bruselas surgió amortiguando entre Alemania-Francia y Montevideo entre Brasil-Argentina, lo que dos siglos después las tiene como capitales de sus dos esquemas de integración comercial.
La necesidad económica y energética regional las hizo hoy vasos comunicantes con los vecinos. Uruguay le vende renovables a Brasil, vía conversora de Melo, y a Argentina, por Salto Grande, pero el nexo para el H2 de Montevideo a Hamburgo y Rotterdam podría llevar toda la década.
Ni “Anca” ni “Ancah”
El ingeniero industrial Stipanicic apuesta al hidrógeno y confirmó completo el informe de Forbes Uruguay en la edición impresa de octubre sobre la conversión de “ANCAP” (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland) de petrolera a empresa de energía en 2023.
“Podremos trabajar con hidrógeno desde el 1° de enero, pues el gobierno puso en la Rendición de Cuentas un artículo que lo permite” sin cambiar “la sigla ni la marca sumamente poderosa”.
Igual pregunta cundió por el portland: aun tercerizando, el ente se salvaría de ser la “ANCA”. En enero pasará de la tradicional National Oil Company (NOC) a National Energy Company (NEC), tal como “anunció Forbes que iba a ocurrir y ya conversamos que está ocurriendo”, reconoció.
Tampoco será “ANCAH”. H2U Offshore pide al interesado que luego oferte “la ganancia que va a dar al Estado, la eventual participación de ANCAP y un plan de trabajo", explicó Stipanicic, que estima lleve de inicio de 8 meses a 2 años, que se haga estudios en el bloque y poder licitarlos. Luego de que apruebe el MIEM, abrirá la primera licitación de H2 offshore el 30 de mayo y la segunda 30 de noviembre de 2023, según ratificaron funcionarios que confeccionaron el calendario.
El presidente de ANCAP espera que “los mismos” grandes players presentados este año para siete bloques de crudo, que tienen su rama de renovables, se postulen a explorar en los 20 bloques para granjas eólicas y, “desde enero, ANCAP puede asumir compromisos de inversión en He”.
Nudos gordianos
Con apenas un aerogenerador y un electrolizador, “mañana mismo puedo producir hidrógeno y devolverlo a la atmósfera. ¿Dónde lo almaceno, convierto en amoníaco y traslado en barco? ¿Quién lo recibe del otro lado? Son granjas eólicas con electrolizador y al lado una planta para producir amoníaco, adonde atracará un barco detrás del otro, se llenan, van a Europa y listo”.
El nudo clave, que el ente sondeó con tratativas de enviados a Europa, “es que el barco tiene que ir a otro puerto preparado a recibir el amoníaco y reconvertirlo, extraerle el hidrógeno para producir electricidad en otro lado o lo derive a la industria química y la urea”. El destino que “más busca Europa es como combustible para el transporte pesado e industria” resumió.
Si no se puede desatar un nudo gordiano, mejor cortarlo, fue lección de Alejandro Magno a los gobernantes. Al futuro del hidrógeno lo frena aquí “la falta de infraestructura de puertos y la red eléctrica". Pero, como está todo para hacerse, quizás sea más barato cañerías de gas en vez de líneas y las “cañerías darían a ANCAP un rol interesante y se metería al mundo de la distribución del gas”, afirmaron destacados operadores privados de renovables.
Ante la pregunta de Forbes Uruguay, expertos respondieron que el gasoducto del Río de la Plata no podría ser reciclado para trasladar hidrógeno, lo cual era puerta subutilizada hacia Argentina.
“Ese gasoducto no sirve, pues son distintos los plásticos usados, no adaptables a moléculas de hidrógeno”, explicó uno de los informantes.
Se lo usa “para traer gas a plantas (de ciclo combinado) de Punta del Tigre (San José) y la red de gas en Montevideo”, pero “mucho menos de lo que debería haberse usado”, porque fracasó la regasificadora uruguaya y no hubo suficiente producción de gas argentino.
Reciclar infraestructuras
Los pilares hacia la estrategia de transición energética de ANCAP son la “producción de combustibles sustentables a partir de aceites vegetales y producción de hidrógeno verde a escala mundial en el mar”, incluir renovables como insumos energéticos de la refinería y mejorar gestión de emisiones, capturando CO2 de origen biogénico y de plantas cementeras.
Estas dos fuentes conviven en la planta de bioetanol de ALUR en Paysandú que produce hasta 70 millones de litros anuales, con 200.000 toneladas de sorgo, emanadas de 50.000 hectáreas de cultivo. Tiene capacidad de producir 70.000 toneladas de alimento para ganado cada año. Con tecnología marca Katzen de EE.UU., tiene eficiencia energética y bajo efecto ambiental.
El llamado para captura de carbón biogénico en la planta sanducera de ALUR y la cementera se “abrirá en la segunda semana de diciembre”, luego de la cumbre del Mercosur en Montevideo. El carbono biogénico es la base para producir metanol verde con que industrias pretenden hacer la transición recortando emisiones al utilizar combustible bajo en carbono para producir.
El presidente del directorio petrolero estatal aclaró que “ANCAP ofrece, mediante un llamado a propuestas para un tercero que invierta en la captura del CO2 biogénico” de la alcoholera de la Heroica, que genera “alcohol de cereales y produce un anhídrido carbónico apto para crear —junto a hidrógeno verde— el metanol verde”. Mencionó a la alemana Enertrag como candidata para, además, “usar nuestra infraestructura logística para sacar el biocombustible sintético”.
Descarbonizar refinería sin suerte
Cuando el 16 de noviembre asumió en Lima la presidencia de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energías Renovables de América Latina (ARPEL) postulando “transformación del sector petróleo y gas regional”, Stipanicic advirtió dificultad de financiar descarbonización de la refinería de la Teja, aunque abunden capitales que fondeen proyectos de hidrógeno verde: “no conseguimos fondos o inversión en descarbonización de refinerías, lo que es un problema”. Denunció “la ralentización de los créditos para descarbonizar las energías fósiles”.
“Hay fondos para proyectos nuevos, pero no tanta generosidad para las actividades en curso”, dice, un método para empezar a limitar a las petroleras. ”Hay un sesgo de fondos de inversión y organismos multilaterales a ser muy generosos con proyectos verdes” estampa, pero "si quisiéramos una unidad de desasfaltado en la refinería nos pedirían 10.000 papeles”.
Este 30 de noviembre terminarán de adjudicarse tres de siete bloques de la plataforma marítima para explotar cuatro años oil & gas. Pueden presentarse las tres firmas con cuatro bloques asignados en 2022, más cuatro de cinco petroleras precalificadas, pues “posiblemente una no califique” a fin de este mes, adelantó Stipanicic a Forbes. Cree que el mercado energético “no podrá prescindir” del todo de oil & gas el próximo cuarto de siglo o habrá “crisis energética global”.
