18/Aug/2025

Segundo a Associação Brasileira do Hidrogênio Verde, a tendência global de cancelamento de projetos observada em diversas partes do mundo não é vista no Brasil. O País tem experiência com o surgimento de novas indústrias. O Brasil já desenvolveu um setor eólico e um solar. Parte dos projetos que foram cancelados ou adiados em diferentes países do mundo seriam desenvolvidos por companhias de óleo e gás. Nesse setor, é natural que projetos sejam cancelados quando surgem dificuldades financeiras. É normal que empresas dessa área voltem atrás de decisões, vendam campos de petróleo, por exemplo. Também é esperado que investimentos sejam postergados quando se tem uma indústria nascendo. Os projetos estão se assentando.

Quando um setor surge, há uma complexidade regulatória, de custo e de escala. O que se vê em outros países é um choque de realidade entre o que se queria fazer e o que dá para fazer. Decisões de investimento devem ser tomadas em breve no Brasil, conforme o cronograma desses projetos. O País aposta em projetos estruturantes, que farão a gente ganhar escala e trarão o preço do hidrogênio para baixo. A falta de incentivos públicos nos Estados Unidos pode fazer com que projetos que seriam desenvolvidos lá sejam transferidos para o Brasil. Na análise da consultoria especializada em energia Thymos, grandes projetos brasileiros de hidrogênio verde voltados à exportação devem sucumbir, dada a dificuldade logística.

Porém, os projetos que têm como foco o mercado interno tem mais chance de serem bem-sucedidos. Nesses casos, o hidrogênio verde seria usado, principalmente, para produzir amônia. Com a amônia "verde", seria possível fabricar fertilizantes para o agronegócio, o que reduziria a dependência de importações nesse segmento e ainda permitiria que o País tivesse uma produção agrícola "limpa". A A&M Infra destaca que o desenvolvimento de hidrogênio verde do Brasil fica fragilizado conforme reduzem os subsídios de outros países para o setor. O País vinha se posicionando para ser um grande exportador, principalmente para a Europa. Se não há espaço para financiamento público no exterior, a demanda não se desenvolve, e o Brasil fica em compasso de espera.

Um estudo sobre as cadeias de produção e logística do hidrogênio de baixo carbono mostra que, no cenário doméstico, o hidrogênio do biogás ou biometano apresenta-se como a opção mais competitiva no curto prazo, devido à sua viabilidade econômica. Entretanto, no longo prazo, limitações associadas à escala de produção de biogás/biometano próximo a gasodutos ou grandes consumidores podem restringir sua expansão. O Roadmap Tecnológico de Hidrogênio (H2), resultado da parceria entre a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Itaipu Parquetec, traça cenários, tendências e inovações para o setor energético brasileiro até 2055. Embora o atual custo de produção do hidrogênio de baixo carbono ainda seja significativamente mais elevado em comparação com a produção a partir de combustíveis fósseis, há cenários promissores.

No contexto de exportação, o hidrogênio eletrolítico (produzido por eletrólise da água, usando energias renováveis) desponta como uma alternativa atrativa, apesar de seu custo superior ao termoquímico produzido a partir de biometano. Dentre as rotas possíveis, a rota eletrolítica demonstrou elevada competitividade, particularmente, com a eletrólise alcalina da água (ALK, siglas em inglês para alkaline electrolysis), cita o material. A vantagem decorre pela variação nos preços da eletricidade no Brasil, seja pela conexão on-grid ou off-grid. Com a aprovação do PL 2308/2023, que institui o Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (Rehidro), prevê-se uma redução nos custos do H2 eletrolítico de até 0,23 US$/Kg, do hidrogênio termoquímico a partir de etanol em 0,10 US$/Kg, e do biogás/biometano em 0,05 US$/Kg.

Os resultados mostram também que a rota termoquímica de produção a vapor do biometano (SBMR) apresenta os custos mais competitivos para o consumo interno, variando entre 4,9 (pequena escala) e 4,2 (larga escala) US$/Kg entre 2025-2035; 4,7 (pequena escala) e 3,6 (larga escala) US$/Kg entre 2035-45 (expansão e maturidade tecnológica); e 4,2 (pequena escala) e 3,1 (larga escala) US$/Kg quando se atingir a escala total e domínio tecnológico, entre 2045-2055. É evidente que tanto o hidrogênio termoquímico quanto o eletrolítico possuem vantagens e limitações. No contexto de exportação, o hidrogênio eletrolítico desponta como uma alternativa atrativa, apesar de seu custo superior ao termoquímico produzido a partir de biometano. O hidrogênio eletrolítico se apresenta como uma solução mais escalável e com maior flexibilidade de localização.

A tecnologia de decomposição termocatalítica do biogás (DTBG) destaca-se pelo potencial de receitas adicionais geradas pelo subproduto negro de fumo e créditos de carbono; e que rota a vapor do etanol (ESR) apresenta custos mais conservadores. Ambos são processos termoquímicos. O estudo reitera que as últimas cinco décadas foram feitas iniciativas em prol da cadeia produtiva do hidrogênio e que, embora ainda em desenvolvimento, a economia do hidrogênio de baixo carbono no Brasil possui um enorme potencial para se consolidar como realidade no médio prazo. Diferentes pesquisas apontam que os estados de Roraima, Ceará, Tocantins, Minas Gerais e Rio de Janeiro apresentam indícios de potencial geração de hidrogênio natural. Fonte: Broadcast Agro. Adaptado por Cogo Inteligência em Agronegócio.