O hidrogênio verde vai pular o gás natural?

O Brasil volta a se debruçar em saídas para tentar reduzir os preços do gás natural que, entre crises, reformas e promessas continua caro frente a países que estão na corrida pelo desenvolvimento de novas cadeias industriais e, para nosso recorte de hoje, do hidrogênio. E, no fim do dia, estamos falando de dinheiro. Os recursos do contribuinte que serão destinados para políticas públicas, onde concorrem o gás natural e fontes limpas de energia e hidrogênio verde. O gás natural pode ser um combustível de transição para indústria e transporte, menos poluente e com intensidade menor de carbono que o óleo e o carvão das matrizes elétricas sujas mundo afora. Mas e no Brasil? Com gás a US$ 13 por milhão de BTU? “O hidrogênio verde vai pular o gás natural”, disse o presidente da Vale, Eduardo Bartolomeo.

Desde o ano passado, a Vale deu início aos projetos dos complexos industriais – batizou de megahubs – no Oriente Médio, para produzir o hot briquetted iron (HBI) e produtos siderúrgicos com emissões reduzidas de carbono. É o mercado que se convencionou chamar de aço verde. “Anunciamos um megahub no Oriente Médio, porque o gás natural lá é US$ 3. Na Arábia Saudita, a oferta é de US$1,5”, disse Bartolomeo. Os negócios estão no Omã, Arábia Saudita e Emirados Árabes. O executivo usou os números para ilustrar porque, aqui no Brasil, acredita que o hidrogênio a partir de fontes renováveis – sem passar pela transição do gás natural fóssil – está mais próximo da descarbonização do setor. Analistas da Mckinsey apontam que o HBI a partir do hidrogênio verde produzido no Brasil já possui preço aceitável no mercado europeu, considerando a taxação de carbono. Essa semana, a consultoria Clean Energy Latin America (Cela) lançou um novo indicador do mercado. Estima um custo médio do hidrogênio verde de US$ 2,87 a US$ 3,56 por quilo pelo índice LCOH Brasil. Com potencial para cair quase à metade. Outra: o hidrogênio renovável poderia ser mais barato que gás natural no Brasil até 2050.  Com preço de US$ 0,7 a US$ 1,6 por quilo, seria o equivalente ao gás com preço na faixa de US$ 6 a 12 por MMBtu, segundo a BNEF). E, claro, o Brasil pode ter o hidrogênio verde mais barato do mundo, até 2030, cotado em US$ 1,47 Kg. Podendo ser a produção de hidrogênio verde mais competitiva que a de hidrogênio cinza na refinaria, mesmo sem subsídios. Nessa curva, embora os preços do gás natural diminuam no final da década, espera-se que o mesmo aconteça com o custo do hidrogênio verde.

A Fortescue, mineradora australiana, por meio da sua subsidiária Fortescue Future Industries (FFI), espera que sua planta de hidrogênio verde em larga escala, no Pecém, Ceará, comece a operar já em 2026. A Qair prevê mais de 2 GW de capacidade de eletrólise, no Suape, Pernambuco, com início em 2025, no cronograma original. A ArcelorMittal, por exemplo, concluiu a aquisição da Companhia Siderúrgica do Pecém (CSP), em uma operação de US$ 2 bilhões, mirando a utilização em seus fornos do hidrogênio verde produzido no hub do complexo portuário do Ceará. E a própria Vale olha para hidrogênio para produção de aço verde no Brasil e nos EUA. As plantas utilizam gás natural em um primeiro momento, no lugar de coque de carvão, e no futuro hidrogênio.

O presidente da Associação Brasileira da Indústria de Hidrogênio Verde (ABIHV) e diretor executivo da Fortescue no Brasil, Luis Viga, destaca que o Brasil já tem competitividade na energia elétrica renovável – cerca de 60% do custo de produção do hidrogênio verde. “Temos um gás natural muito caro, quinze dólares versus três nos Estados Unidos. Já a energia aqui é trinta a trinta e cinco dólares versus cinquenta e cinco, sessenta, às vezes, nos Estados Unidos (…) Temos que focar onde temos a vantagem”, disse Viga. E de volta ao gás natural, nessa equação, as térmicas ameaçam essa competitividade.  A contratação compulsória das usinas a gás natural, prevista na lei de privatização da Eletrobras, “sujaria” o grid nacional, reduzindo uma vantagem competitiva em um mercado que discute a certificação futura do hidrogênio.

Itamar Lessa, diretor de comercialização da Casa dos Ventos – que espera produzir hidrogênio verde no Pecém no início de 2026 – tem um caminho próprio, onde nem o hidrogênio verde, nem a eletrificação fariam sentido. Ele acredita que até mesmo no refino, o verde se sobressai. “O Brasil pode sair na frente, que é passar a usar hidrogênio verde no processo de refinaria ao invés do hidrogênio cinza – feito com gás sem captura de carbono (…) Isso possibilita você vender o gás para quem hoje de fato não tem substituto”, diz Lessa. A Petrobras é, no fim das contas, a maior indústria de hidrogênio do país, com o consumo nas refinarias. Para o futuro, a também maior produtora de gás natural sinaliza tanto a descarbonização das suas operações com hidrogênio azul, inclusive transformando o CCS em mais uma linha de receita, com serviços para terceiros. Como terá à disposição a oferta de alternativas renováveis para fechar a equação do HVO e bioQAV (SAF), que até segundo ordem precisará certificar também a sua descarbonização para ser aceito globalmente.

Hoje, o Brasil depende da importação de GNL e de gás natural da Bolívia, em xeque com a crise na capacidade do país vizinho em assegurar a oferta para os importadores. Um assunto recente da outra newsletter: Gasbol vazio? Os impactos do novo arranjo do gás no Cone Sul. Enquanto isso, o Brasil tenta tirar do papel um plano para substituir importações de fertilizantes, fomentar a indústria química e desenvolver o mercado de gás natural, o que disparou um novo capítulo do debate sobre qual o melhor uso do energético no país, hoje em parte injetado para produzir mais petróleo. Sob a agenda climática, são assuntos tratados como uma questão de soberania. “O Brasil tem condições de se transformar no país mais importante em se tratando de energia limpa e, com o hidrogênio verde, os estados do Nordeste vão poder dar um salto de qualidade, não apenas produzindo hidrogênio, mas exportando pelo preço que a gente determinar”, disse o presidente, hoje em discurso no Piauí.

Na reforma tributária se discute o tratamento diferenciado para o hidrogênio. Se confirmado, a decisão será para qual. Na atualização recente do Programa Nacional de Hidrogênio (PNH2), foi reiterada a opção pelo conceito de “hidrogênio de baixa emissão”, em seu ciclo de vida. A nota de corte é uma redução de 50% das emissões de escopos 1 (as próprias) e 2 (eletricidade e combustíveis). “Considerando portais temporais de decisão para ampliar o limite de mínimo de redução para 60% e, posteriormente, 70% e a fronteira de sistema abranja os escopos 1, 2 e 3”, propõe o governo.

Fonte: Epbr