Nelson Siffert

Nelson Siffert e Katia Rocha

O hidrogênio, elemento químico mais abundante no universo, cuja produção mundial é da ordem de 95 Mt/ano, há mais um século tem sido produzido em larga escala, fazendo uso de combustíveis fósseis (gás natural e carvão), com base no processo SMR (Steam-Methane Reforming), com emissões de cerca 8 tCO2/tH2.  A indústria do hidrogênio de baixo carbono, por outro lado, onde a mesma molécula é produzida com níveis de emissões diretas próximas de zero, pode ser considerada uma indústria nascente, não apenas no Brasil, mas em todo o mundo.  Agentes públicos e privados, neste contexto, balizam suas expectativas, reduzem as incertezas e direcionam suas ações, tomando como referência marcos (milestones) de médio e longo prazo, que expressam expectativas de crescimento do mercado.

O ano de 2030 pode ser tomado como um importante marco temporal de médio prazo, sobre o qual é preciso construir uma visão que venha a ser compartilhada, considerada crível, pelos agentes públicos e privados, sobre metas e objetivos relacionados à produção e demanda de hidrogênio de baixo carbono. Enfim, é preciso que cadeia de valor se movimente de forma coordenada, visando objetivo comuns, com sincronismos de tempos e movimentos.

Desse modo, à luz da experiência internacional, qual cenário, em termos de volume de produção de hidrogênio de baixo carbono, o Brasil poderá alcançar em 2030? Quais etapas são necessárias superar?

As projeções da Agência Internacional de Energia (IEA) apontam que até 2030 é esperado que o mercado mundial do hidrogênio venha crescer 57%, em relação ao atual patamar de produção (95 Mt/ano), atingindo 150 Mt/ano. Deste total, 70 Mt é estimado que seja hidrogênio de baixo carbono, sendo 51 Mt com base na rota eletrolítica e 19 Mt com base no gás natural com captura de carbono (CCUS).

Os anúncios e intenções de investimento nesta indústria se multiplicam diariamente em todo o mundo, somando mais de 490 GW de capacidade de eletrolisadores Mas, como ressalta o IEA, apenas 4% deste montante tem se transformado em decisão final de investimento (FID). Este descompasso, entre os anúncios e intenções de investimentos, é observável nos principais mercado mundiais, bem como no Brasil.

A expansão do mercado dependerá nos próximos anos, em grande medida, da velocidade com que venha ocorrer: i) a precificação das emissões de carbono em setores específicos; ii) ganhos de escala na produção dos eletrolisadores, reduzindo o valor do Capex; iii) elevação dos indicadores de eficiência tecnológica ao longo da cadeia de valor; e iv) redução no preço das energias renováveis, especialmente, a eólica e solar fotovoltáica. A atuação destes vetores tem potencial para eliminar o gap de preços hoje existente entre o hidrogênio de baixo carbono, cujo custo nivelado de produção (LCOH) chega a superar US$ 4,5/kg de H2, contra US$ 1,5/kg de H2 de origem fóssil, a depender do preço do gás natural. A diferença de preços a depender da tecnologia empregada na produção de hidrogênio é o principal obstáculo à expansão da indústria.

Uma planta de produção de hidrogênio de 100 MW de capacidade, com geração própria de energia, em níveis próximos à demanda de energia do eletrolisador, representa um investimento da ordem de US$ 400 milhões. O volume de produção estimado alcança 15.000 t/ano, com demanda de energia de 850.000 MWh/ano, absorvendo toda a geração de energia de um parque renovável híbrido de 300 MW de capacidade.

Para os provedores de funding para um investimento desta ordem (100 MW), sejam eles acionistas ou credores, é preciso que os riscos estejam mitigados, incluindo o regulatório e financeiro. Um dos principais pilares é obter um contrato de longo prazo de compra e venda de hidrogênio de baixo carbono, em preços iguais ao maiores que o LCOH, onde a contraparte do offtaker apresente baixo risco de crédito. Não se verifica no mercado condições atrativas, tanto pela ponta compradora como vendedora, condições para que tais contratos venham ser celebrados visando grandes volumes de produção.

Neste contexto, estratégias gradualistas são aquelas em que projetos demonstração ou piloto, em menor escala, mas ainda assim em escala comercial, antecedem os projetos em larga escala, permitindo que seja observada, com menor grau de risco, a performance técnica, operacional, econômico-financeira e comercial. Uma vez demonstrada a sustentabilidade do modelo de negócios, estruturas de financiamento com base na modalidade de project finance são capazes de promover a escalabilidade tão desejada.

O uso do hidrogênio de baixo carbono, em projetos de menor escala, no mercado interno, a partir de relações bilaterais entre offtakers industriais e provedores de energia renovável, propiciam que aprendizados e novos conhecimentos sejam incorporados. 

A Chamada Estratégica PDI 023/2024 da Aneel para hidrogênio de baixo carbono deve ser observada com atenção. Mais de 60 empresas de transmissão, geração e distribuição demonstraram interesse em participar, estando aberta a possiblidade de se apoiar projetos-piloto em hidrogênio de baixo carbono com recursos não-exigíveis.

Sob a ótica da Aneel, procura-se avaliar os possíveis impactos que a expansão desta atividade poderá ter sobre o setor elétrico brasileiro. Para os empreendedores que atuam no setor elétrico brasileiro, a Chamada da Aneel é uma oportunidade excepcional no contexto brasileiro, à medida que contribui para reduzir o custo de capital dos projetos, ampliando as possibilidades para se viabilizar (match) o mercado entre produtores e offtakers de hidrogênio de baixo carbono. Certamente, modelos de negócios inovadores serão descortinados à medida que uma safra, de pelo menos uma dezena de projetos-piloto, iniciarem sua implantação física no próximo ano, distribuídos regionalmente, com diferentes arranjos técnico-operacionais, financeiros e comerciais.

O aprendizado a ser proporcionado por esta política pública em curso, somando-se a outras iniciativas na área da certificação, regulação e funding, como vem sendo sinalizado pelo PNH2 com os respectivos marcos temporais estabelecidos no seu plano de trabalho 2023-2025: i) até 2025, disseminar plantas piloto de hidrogênio de baixo carbono em todas as regiões do país; ii) até 2030 consolidar o Brasil como o mais competitivo produtor de hidrogênio de baixo carbono do mundo; e iii) até 2035 consolidar hubs de hidrogênio de baixo carbono no Brasil; serão determinantes para a decolagem da indústria do hidrogênio de baixo carbono no Brasil.

Sendo assim, o mercado interno deve ser priorizando antes de se voltar para o mercado externo. Não há atalhos para se chegar a projetos de larga escala. É preciso gradualismo e consistência. O espaço fiscal não permite experimentalismos. As estimativas para a produção brasileira de hidrogênio de baixo carbono em 2030 – da ordem de 200 kt/ano a 800 kt/ano – a depender da maturação das condições de contorno (redução do LCOH, precificação do carbono, redução do Capex) é equivalente, em seu limite superior, às estimativas do IEA (2023) e Hydrogen Council (2022).  Se vamos nos situar, em 2030, próximos do piso ou do teto desta banda, é uma questão em aberto.  

A Chamada Estratégica da Aneel, a despeito das limitações que apresenta, possui o condão de pôr em movimento a indústria de hidrogênio de baixo carbono no Brasil. Não é um jogo jogado, mas está em aberto. Não temos tempo a perder. Mais de 40 países já lançaram suas Estratégias Nacionais para o Hidrogênio. A janela de oportunidade para se estabelecer como um player relevante na cadeia de valor do hidrogênio renovável se fecha nos próximos anos, à medida que o Inflation Reduction Act – IRA  nos EUA e os Leilões de Hidrogênio na Europa avançam. Temos que nos focar em atingir marcos críveis e factíveis para a produção de hidrogênio renovável até 2030, no médio prazo, mas sem supor que haja atalhos nesta jornada.

* Diretor ICT – Resel. E-mail: nelson.siffert@ictresel.org.br

** Pesquisadora do IPEA. E-mail: katia.rocha@ipea.gov.br

Katia Rocha e Nelson Siffert

Estudo recente da Fundação Fraunhofer analisa a competitividade de diversos países nas exportações de hidrogênio verde e seus derivados para o mercado alemão.  Apresenta resultados que podem servir de pontos de atenção ao formulador de política pública no desenvolvimento do mercado Brasileiro de hidrogênio verde.  

Um total de 39 regiões distribuídas globalmente entre 12 países desenvolvidos e emergentes foram analisados ​​em termos de suas energias renováveis e potencial de custo de produção e fornecimento de produtos Power-to-X¹ (PtX). Através de abordagens de simulação e otimização, o estudo identifica regiões promissoras de produção e fornecimento de hidrogênio verde e derivados para cada um dos os locais identificados². 

O Brasil foi selecionado para compor a amostra do estudo tomando como referência os custos de produção em três localidades situadas nos estados do Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul.  

Os resultados estabelecem indicadores técnicos e operacionais úteis à modelagem econômico-financeira de futuros projetos de hidrogênio verde e derivados, destinados ao mercado externo, como os recentes Leilão H2Global e o Leilão Europeu. Também possibilita identificação de parâmetros críticos que impactam a competitividade do Brasil em relação a países peers no desenvolvimento da indústria de hidrogênio de baixo carbono, um dos objetivos do Programa Nacional de Hidrogênio.  

O Brasil aparece com posição de destaque na amostra, com maior competitividade na produção e exportação de alguns produtos PtX, em especial, do hidrogênio líquido e da amônia verde, com um preço CIF³ de EUR 5,71/kg para o hidrogênio verde líquido (LH2) e EUR 886/ton para amônia verde (NH3). Revela-se o mais competitivo (menor intervalo de custo nivelado LCoPtX) nesses produtos na amostra de 12 países como ilustra a Figura 1. 

Figura 1: Ranking de Competitividade H2V – LCoPtX para a amostra de países 

Fonte: Hank et al (2023) – Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE 

O resultado é significativo, uma vez que, estão previstos volumes expressivos de investimentos no desenvolvimento da economia do hidrogênio verde nos próximos anos. Estima-se cifras da ordem de US$ 9,4 trilhões até 2050, sendo US$ 3,1 trilhões direcionados para países em desenvolvimento. Desse total, 49% serão destinados ao segmento upstream (geração de energia solar e eólica); 25% no midstream (eletrolisadores) e o restante no segmento downstream (transportes e conversão)⁴. 

Ao Brasil, caberá uma parcela maior ou menor deste bolo, a depender da capacidade que tivermos de transformar a oportunidade aberta pela Transição Energética em algo realmente transformador, capaz de mobilizar decisões de investimentos. Para tal, o desafio consiste em formular políticas públicas que permitam nos valer das vantagens comparativas, transformando-as em verdadeiras vantagens competitivas. Sempre bom lembrar que a matriz elétrica Brasileira apresenta 83% de participação de fontes renováveis enquanto a média mundial é de apenas 28%⁵. Claramente uma vantagem comparativa que deve ser explorada.  

Variáveis Chaves para a Competitividade dos Produtos PtX no Brasil 

Boa parte da posição de destaque do Brasil decorre do baixo custo de produção de energia renovável, cujos LCOE’s alcançados foram de EUR  29/MWh e EUR 41/MWh, para energia solar PV e eólica, respectivamente.  

A elevada competitividade do Brasil nestas fontes é  decorrência de quatro fatores: i) boa performance dos ventos e da insolação em algumas regiões do nosso país, que se traduz em fatores de capacidade ou eficiência entre os mais elevados de toda a amostra; iii) complementariedade das fontes híbridas de geração solar e eólica viabilizando operar o eletrolisador com elevados fatores operacionais em sistemas offgrid (76-82%); iii) adensamento local da cadeia produtiva, proporcionando um ambiente com várias alternativas de provedores de equipamentos e serviços de engenharia e montagens voltadas para indústria de energias renováveis, viabilizando  valores para o Capex e Opex, abaixo daqueles observados nos países peers; e iv) estimativa de custo de capital relativamente baixo entre os países emergentes, da ordem 6,5% a.a⁶. 

Verifica-se que, no tocante ao hidrogênio verde na forma líquida e amônia verde, o Brasil seria capaz de apresentar-se como o mais competitivo entre os 12 países examinados. Essa posição decorre, em boa medida, dos indicadores relativos ao custo nivelado de produção da energia (LCOE) solar PV e eólica, bem como de sua complementariedade horária em sistemas offgrid. 

Foram considerados também as condições da infraestrutura portuária, de conexão à rede transmissão e ambiente de negócios favorável ao desenvolvimento de projetos, levando-se em conta a estimativa do custo de capital, específica para cada país. 

Tomando-se apenas o exemplo do produto amônia verde no Rio Grande do Norte, os investimentos totais estimados somam EUR 5,4 bilhões, sendo: EUR 3 bilhões voltados para o parque gerador de 3 GW de capacidade, sendo 1,8 GW eólico e 1,2 GW solar PV; EUR 750 milhões para 1 GW de eletrólise PEM; EUR 644 milhões para o sistema de transmissão; EUR 572 milhões para estocagem de hidrogênio; EUR 336 milhões para a unidade síntese e liquefação da amônia e EUR 84 milhões para a unidade de ASU. 

Ainda segundo o estudo, dada a alta complementariedade horária da geração solar e eólica observada no Rio Grande do Norte⁷ torna-se possível operar o eletrolisador com fator de capacidade de 76%, podendo alcançar 82%. Neste caso, a complementariedade horária da geração de energia entre as fontes eólica e solar torna-se relevante para a competitividade. A produção estimada de amônia verde alcança um volume de 560 mil ton/ano. 

Todavia, em que pese a aparente competitividade do Brasil, em termos globais, na economia do hidrogênio verde, alguns pontos merecem atenção. 

Quando se relaxa a hipótese de geração dedicada (offgrid), e se considera o custo de aquisição da energia por meio da rede básica, o Brasil apresenta um custo de aquisição de energia da ordem de EUR 150/MWh⁸. Este valor é cerca de 3 a 5 vezes maior que o custo de geração da energia eólica e solar PV. Sob esta ótica, que leva em conta o diferencial entre o preço marginal de geração e a tarifa, nossa posição cai para a 10ª posição entre os 12 países examinados.  

Porque a tarifa de energia do Brasil apresenta valores tão elevados para o MWh a despeito da nossa competitividade? Como a competitividade do hidrogênio verde e seus derivados pode ser afetada? 

A resposta passa pelo exame da composição da tarifa e dos diversos encargos setoriais do sistema elétrico. O MWh ao sair do parque gerador ao custo do LCOE, incorre, na partida, com a TUST-g, caso a unidade de geração seja conectada diretamente com a rede⁹. Nesta tarifa, que representa a potência contratada para injeção de energia na rede, está incorporado parte dos custos relativos aos encargos setoriais. Também em sua jornada até o uso final, antes de ser consumido pela eletrólise, o MWh incide o pagamento da TUST-c, relativa à potência contratada pelo consumidor da energia. Sendo assim, o uso do sistema de rede básica, implica em arcar com custos relativos às diversas políticas públicas incorporadas nas tarifas. 

A modelagem apresentada assume a hipótese de que o parque gerador se localizará a uma distância não maior que 100 km da unidade de produção de hidrogênio verde e seus derivados. Como a produção de PtX é destinada às exportações, faz sentido que sua localização ótima seja próxima aos portos¹⁰. Todavia, no caso brasileiro, é provável que um parque gerador do tamanho previsto para atender um eletrolisador de 1GW, venha se situar a uma distância maior que definida nos estudos, implicado em transitar pela rede básica, e, incorrendo nos custos relativos à TUST e respectivos encargos setoriais.  

Estudo do ICT RESEL aponta que os gastos com a TUST podem provocar um acréscimo no custo nivelado (LCOH) da ordem de até EUR 0,60/kg H2. Implicaria em uma diminuição da competitividade dos derivados de hidrogênio verde – PtX. Uma queda da primeira posição para posições ao final do ranking.  

Outras variáveis também poderiam ser analisadas, como por exemplo, o custo de capital atribuído ao Brasil de 6,5% a.a. É preciso cotejar este indicador com as práticas observadas no mercado brasileiro, que sinaliza percentuais mais elevados. A competitividade observada para o Brasil pode também sofrer alguns percalços neste quesito. 

Concluindo, o estudo da Fundação Fraunhofer, a despeito de colocar o Brasil em uma posição de destaque, retrata uma posição estática, como uma fotografia. Competitividade, por seu turno, é algo dinâmico, envolvendo a interação de múltiplas variáveis, inclusive de caráter institucional e regulatório. Não podemos nos “deitar em berço esplêndido” e perder o foco, pois nossos competidores na nascente indústria do hidrogênio verde estão mobilizados, dando curso às suas respectivas estratégias nacionais, cada vez mais ambiciosas, agressivas.

Katia Rocha. Pesquisadora do Ipea. E-mail: katia.rocha@ipea.gov.br 

Nelson Siffert. Diretor ICT – Resel. E-mail: nelson.siffert@ictresel.org.br 

Disclaimer. As opiniões emitidas nesta publicação são de exclusiva e inteira responsabilidade dos autores, não exprimindo, necessariamente, o ponto de vista da WebAdvocacy.

Referências 

Arbache, J.; Esteves, L. (2023). Resiliência com eficiência: como o powershoring pode colaborar para a descarbonização e o desenvolvimento econômico da américa latina e caribe. WebAdvocacy. Disponível em: https://webadvocacy.com.br/2023/04/18/resiliencia-com-eficiencia-como-o-powershoring-pode-colaborar-para-a-descarbonizacao-e-o-desenvolvimento-economico-da-america-latina-e-caribe/ 

Deloitte (2023). Green hydrogen: Energizing the path to net zero. Deloitte’s 2023 global green hydrogen outlook. Disponível em: https://www.deloitte.com/global/en/issues/climate/green-hydrogen.html 

Hank et al (2023). Site-specific, Comparative Analysis for Suitable Power-to-X Pathways and Products in Developing and Emerging Countries. A cost analysis study on behalf of H2Global. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. Disponível em: https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/power-to-x-country-analyses.html 

Notas de rodapé

1. Power-to-X (PtX) é a tecnologia que converte energia renovável gerada por centrais fotovoltaicas ou eólicas em outras fontes de energia, ou carregadores de energia, como como hidrogênio verde, metanol verde, amônia verde e SAF, que podem ser utilizados como substitutos de combustíveis fósseis. ↩︎
2. Algumas hipóteses comuns a todos países da amostra são estabelecidas, como um sistema de produção de 1 GW de capacidade de eletrólise com tecnologia PEM, para a produção de hidrogênio verde, associado a um parque gerador híbrido, eólico e solar PV, de uso exclusivo, cujo tamanho e performance de geração alcançada, depende das características específicas de cada localidade em termos de insolação e ventos. Outra hipótese importante recai no sistema de produção offgrid, ou seja, projetos de geração dedicada, que evita tratar as questões regulatórias de cada país, associadas ao uso do sistema de transmissão e respectivas tarifas.  ↩︎
3. Cost, Insurance and Freight – CIF no porto de Brunsbüttel – Alemanha. ↩︎
4. ⁷ Ver Deloitte (2023).  ↩︎
5. Ver em: https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/balanco-energetico-nacional-2023 ↩︎
6.  No estudo, Austrália e Espanha são apresentadas com um custo de capital de 5,75%. A Ucrânia, antes da guerra com a Rússia, teve o custo de capital estimado em 6,00%. Colômbia, Marrocos, Tunísia, África do Sul, Namíbia tem o WACC estimado em 7,00%. O México em 6,75% e a Índia em 8,00% ↩︎
7. Embora o Rio Grande do Norte tenha tido melhor performance, a Bahia e o Rio Grande do Sul, também se destacam entre os resultados. Na produção de hidrogênio gasoso, por exemplo, apenas sites na Austrália e Colômbia apresentaram resultados melhores que os observados na Bahia e Rio Grande do Sul.  ↩︎
8. Tarifa média ponderada residencial no Brasil é cerca de BRL 726 MWh antes de tributos segundo Aneel. ↩︎
9. A TUST e TUSD são pagas pelos consumidores livres, regulados, e pelos geradores de energia elétrica que necessitam usar as redes de transmissão e distribuição, ou seja, são tarifas pagas pela prestação de um serviço.  ↩︎
10. Arbache e Esteves (2023) já discutem a tendência de que o powershoring venha a ser nos próximos anos um vetor relevante na determinação da localização de plantas industrial, ou seja, que novos investimentos em produtos intensivos em energia venham se situar em áreas com disponibilidade de energias renováveis. ↩︎

A Experiência do Leilão H2Global

Katia Rocha & Nelson Siffert

O desenvolvimento do mercado de hidrogênio de baixo carbono tornou-se um objetivo estratégico de governos e empresas em todo o mundo. Essa agenda ganhou momento a partir de políticas para a retomada econômica no pós-pandemia, visando acelerar a Transição Energética, buscando alcançar as metas estabelecidas no Acordo de Paris, ou, no Green Deal Europeu, com a respectiva neutralidade climática em 2050.

No contexto de Transição Energética e descarbonização da economia, o hidrogênio de baixo carbono posiciona-se como um dos protagonistas em termos de vetor energético. Possui vantagens devido à alta densidade energética, versatilidade de uso, ser um combustível carbon-free e a possibilidade de atuar no de armazenamento de energia renovável.

Diversos países estão estimulando o desenvolvimento da economia de hidrogênio conforme o crescente anúncio de políticas públicas, roadmaps, e projetos demonstrativos em toda cadeia de valor do hidrogênio, com número de projetos escalando com velocidade[1].

No Brasil, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE instituiu em 2022 o Programa Nacional de Hidrogênio – PNH2 com finalidade de desenvolver e consolidar o mercado de hidrogênio no Brasil através dos pilares de políticas públicas, tecnologia e mercado. Apresentou no mesmo ano o Programa Trienal (2023-2035) do PNH2, que estabelece atividades e metas para fortalecimento e desenvolvimento da cadeia de valor de hidrogênio de baixo carbono, sendo objeto de consulta pública em 2023.

As iniciativas trazem como princípios a valorização do potencial nacional de recursos energéticos, o reconhecimento da diversidade de fontes energéticas e rotas tecnológicas, a descarbonização da economia, a valorização e incentivo ao desenvolvimento tecnológico nacional; a cooperação internacional, e o interesse em desenvolver e consolidar o mercado de hidrogênio no Brasil e a inserção internacional do País em bases economicamente competitivas.

Nesse artigo, destacamos o eixo relativo aos mecanismos de políticas públicas voltadas para o desenvolvimento do mercado do hidrogênio verde com base na promoção de processos competitivos. Para tal, apresentamos a experiência do Leilão H2Global, enquanto política pública que faz uso de leilões de compra e venda de derivados do hidrogênio verde, para sugerir estratégias voltadas para o desenvolvimento do mercado de hidrogênio verde no Brasil.

Certamente, a construção de paralelos desta ordem, entre a experiência internacional e o contexto local, implica em reconhecer que são distintos tanto os arranjos institucionais como os atores envolvidos. Todavia, entende-se que é possível indicar possíveis desenhos de políticas públicas que fazem uso de mecanismos competitivos para promoção da equalização de preços visando o desenvolvimento do mercado de hidrogênio.

O leilão H2Global de compra de derivados de hidrogênio verde (H2V), é uma iniciativa do governo Alemão, que estabelece contratos de longo prazo de fornecimento de derivados de H2V – amônia verde, metanol verde e combustível de aviação sustentável (SAF), com data prevista do certame para meados 2023, e entregas iniciais entre 2024 e 2026, mantendo regularidade até o final do contrato em 2033.

O Leilão apresenta um conjunto de critérios que, muito provavelmente, irão balizar a nascente indústria do hidrogênio verde, com possibilidades de sinalizar para todos os players, de diferentes geografias, com interesse na indústria do hidrogênio verde, os preços de mercado, obtidos por meio de processos competitivos com critérios transparentes disponíveis para todos agentes que atuam ou pretendem atuar neste mercado. Espera-se, assim, que sejam revelados os preços dos derivados de hidrogênio verde, estabelecendo indicadores de preços de mercado, possibilitando os primeiros passos para estabelecer uma curva de preços, a semelhança do que já ocorre nos mercados futuros de commodities.

Podem participar como ofertantes somente países fora da União Europeia, buscando-se dar suporte ao nascente mercado internacional de energias renováveis. Dispõe de volume financeiro de € 900 milhões, podendo alcançar cifras ao redor de € 4 bilhões. Iniciativas recentes, como a do Governo Holandês, vão na mesma direção.

Representa um significativo passo inicial para o setor de hidrogênio verde em todo mundo. Em especial, para países competitivos em energias renováveis, como o Brasil, onde 83% da matriz de energia elétrica é proveniente de fontes renováveis[2]. É uma oportunidade para empreendedores inserirem-se na cadeia global de fornecimento do hidrogênio verde. Viabiliza novas e amplas possibilidades de investimentos e geração de empregos a partir do adensamento da indústria de energias renováveis.

No desenho do leilão proposto, a subsidiária HintCo – Hydrogen Intermediary Network Company (trader/facility) atua como um offtaker, se dispondo a estabelecer contratos de longo prazo (10 anos) de compra de derivados verdes (Hydrogen Power Agreement – HPA) e contratos de venda no curto prazo (Hydrogen Supply Agreement – HSA), equalizando a eventual diferença de preços entre ambos, via mecanismo de leilão duplo.

O mecanismo do leilão duplo, peça central da modelagem desenvolvida, sugere a adoção de processos competitivos para equalização de preços, tanto nos contratos de compra de longo prazo de derivados do H2V, como nos contratos de venda no mercado de curto prazo. O orçamento total para equalização disponibiliza EUR 300 milhões para cada lote de derivado (amônia, metanol e querosene SAF, verdes), disponibilizados em tranches anuais, à medida que o contrato de compra e venda realiza as entregas dos produtos em portos da Alemanha, Bélgica ou Holanda.

As regras colocadas no leilão, referentes ao suprimento de energia consumida no processo de produção de hidrogênio e respectivos derivados colocam os empreendedores do mercado brasileiro de energia renováveis com vantagens competitivas[3]. As três possibilidades de suprimento apresentadas – grid, contrato bilateral do tipo Power Purchase Agreement – PPA no mercado livre, e conexão própria do eletrolisador com o parque gerador – são passíveis de certificação pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.  

A CCEE desenvolveu, recentemente, procedimentos de Certificação de Hidrogênio com objetivo de comprovar a origem e rastreabilidade dos atributos ambientais da energia consumida. Apresenta-se apta para certificar que a energia consumida na produção dos derivados verdes, atendendo a critérios quanto: i) a origem da sua geração; ii) princípio da adicionalidade; iii) correlação temporal; e iv) correlação geográfica.

O consórcio vencedor, com base no recebível gerado pelo contrato de longo prazo (HPA de 10 anos), tem condições de viabilizar a estruturação do funding necessário à implantação do projeto por meio de Sociedades de Propósito Específico[4].

A eventual diferença de preços entre os HPA´s e os HSA´s representa o subsídio (equalização) destinado a tornar os produtos que fazem uso do hidrogênio verde mais competitivos, face aqueles que fazem uso de combustíveis fósseis.

É reconhecido que a indústria nascente do hidrogênio verde apresenta um custo nivelado de produção (LCOH) maior que os da molécula cinza (gás natural). No entanto, é esperado o aumento da sua competitividade nos próximos anos em função de diversos fatores como eficiência tecnológica, escala de produção, redução do preço da energia renovável, menores custos de equipamentos de eletrólise e do efeito da taxação do carbono[5]. Quanto maior o valor dos créditos de carbono ou mesmo a taxação sobre emissões, menor tende a ser o diferencial de preços entre os derivados verde e cinza[6].

Dessa forma, a equalização de preços proposta deve ser entendida como um apoio temporário de política pública, visando promover o desenvolvimento da indústria de hidrogênio verde favorecendo a transição energética.

Recomendações das políticas públicas apontam para a necessidade de se garantir a demanda através de contratos de longo prazo, estabelecidos via uma facility, que no caso do Leilão H2Global é representado pela HintCo, cuja função é atuar como trader, administrando contratos de compra e venda, sem dispor da operação ou propriedade de ativos operacionais.

Os contratos de longo prazo estabelecidos pela HintCo possibilitam a estruturação do funding necessário à implantação dos projetos, em especial, na modalidade project finance, aumentando a atratividade dos investimentos privados na cadeia produtiva do hidrogênio verde. Novos modelos de negócios passam a ser viabilizados.

Igualmente importante é o mecanismo de Leilão Duplo para equalização de preços (subsídio), entre a molécula verde e cinza, construído em bases competitivas (leilão), buscando-se a eficiência no uso dos recursos públicos. Tal estratégia é entendida como um apoio temporário de política pública, dado a expectativa de aumento de competitividade da molécula verde nos próximos anos em comparação à cinza. Política semelhante já foi adotada para incentivos em geração solar PV e eólica[7]. Desta forma, o sistema de leilões teria potencial de alavancar toda a cadeia de valor da indústria de hidrogênio verde. Atingir a paridade de custos com formas intensivas de carbono é fundamental para as perspectivas futuras dessa indústria.

Finalmente, a coordenação institucional, demostrada pela célere manifestação da CCEE no quesito certificação, ilustra que, não basta, apenas, possuir vantagens competitivas e comparativas em geração renovável. Faz-se igualmente necessário o desenvolvimento de arranjos institucionais específicos, setoriais, de natureza pública e privada, de modo a mostrar-se competitivo, visando o desenvolvimento potencial de toda indústria de hidrogênio verde no Brasil.

Referências

1. Gesel (2022). Observatório de Hidrogênio. 4^O Trimestre de 2022. UFRJ.
2. Global Hydrogen Review (2021). International Renewable Energy Agency.
3. Global Hydrogen Review (2022). International Renewable Energy Agency.
4. IRENA (2019). Renewable energy auctions: Status and trends beyond price, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.
5. MME (2021). Programa Nacional de Hidrogênio. Propostas de Diretrizes.
6. MME (2022). Programa Nacional de Hidrogênio. Plano de Trabalho Trienal. 2023-2025.
7. Tender procedure for the purchase of green hydrogen – Lot 1 (ammonia) Los1_16_ENG Terms and Conditions for the Bidding Phase 28 Nov. 2022. https://exficon.de/tad/current-tenders/

[1] No Brasil os principais projetos em plantas de hidrogênio verde concentram-se no Ceará – Porto de Pecém (Energix Energy, Fortescue Future Industries, Qair Brasil, EDP Brasil), Bahia (Unigel), Pernambuco (White Martins, Qair Brasil), Rio Grande do Sul (Neoenergia), Rio de Janeiro – Porto do Açu (Shell Brasil). Ver Gesel (2022).

[2] O potencial Brasileiro para desenvolver uma economia de hidrogênio pode ser analisado pelo “Painel de Dados de Potencial Técnico de Produção de Hidrogênio” desenvolvido pela EPE, com visualização geográfica de diversas rotas tecnológicas e empresas envolvidas.

[3] Tender procedure for the purchase of green hydrogen – Lot 1 (ammonia).

[4] Na hipótese, exemplificadora, de quatro vencedores para o lote de amônia verde, simulações preliminares apontam cada consórcio com USD 130 Milhões de Equity (alavancagem 40/60), USD 330 Milhões de Capex (geração própria integrada), produção de 35 mil.t/ano de amônia verde (95 t/dia), 42 MW de capacidade de eletrólise, geração solar fotovoltaica PV com 180 MW, com geração anual de energia de 400 GWh/ano.

[5] Enquanto o custo nivelado da produção de hidrogênio (LCOH) a partir de gás natural sem captura (CCUS) varia entre US$ 0,5 a US$ 1,7 /Kg, ou cerca de US$ 1 a US$ 2 /Kg com captura (CCUS), o hidrogênio verde gerado a partir de energia renovável custa cerca de US$ 3 a US$ 8/kg. Estimativas apontam para LCOH similares a partir de 2030. Ver Global Hydrogen Review (2022).

[6] Estimativas da Global Hydrogen Review (2021) apontam para EUR 100 – 120/ t.CO₂ em 2030.

[7] Ver IRENA (2019).

KATIA ROCHA. Técnica de Planejamento e Pesquisa IPEA. E-mail: katia.rocha@ipea.gov.br. As opiniões emitidas nesta publicação são de exclusiva e inteira responsabilidade dos autores, não exprimindo, necessariamente, o ponto de vista do Ipea.

NELSON SIFFERT. Diretor ICT – Resel. Email: nfsfooo@gmail.com