O aumento na contratação de termelétricas pelo governo federal nos próximos anos vai diminuir o grau de renovabilidade do sistema elétrico brasileiro, o que deve complicar a exportação de hidrogênio verde para a Europa. O continente abriga a primeira demanda desse mercado e fomenta a produção em vários países, inclusive no Brasil.
A EPE (Empresa de Pesquisa Energética) estima que a geração de eletricidade vinda de fontes não renováveis, incluindo termelétricas a gás natural e carvão, deve dobrar nos próximos dez anos, o que também aumenta a quantidade de gases do efeito estufa liberados na produção de eletricidade no Brasil. Entre as razões, está a contratação de termelétricas movidas a gás natural forçadas pela lei que privatizou a Eletrobras.
O hidrogênio verde é tido por especialistas como o principal insumo capaz de substituir o uso de combustíveis fósseis em setores que consomem muita energia, como as indústrias de aço, cimento, cerâmica e vidro. Por isso, quem for o primeiro a produzir o combustível a baixo custo tenderá a conquistar uma das maiores indústrias em potencial da próxima década. Não à toa, grandes economias globais, inclusive o Brasil, já criaram regulações para fomentar o uso em escala desse combustível.
Há várias formas de fabricar o insumo, mas a mais dominante no mercado é a partir da quebra da molécula da água (H2O), por meio da eletrólise, um processo que depende de energia elétrica. Nesse caso, quando a energia vem de fontes limpas, como solar e eólica, o hidrogênio recebe o selo verde. Mas a União Europeia só considera um hidrogênio como verde se o produtor comprovar que ao menos 90% da energia que abastece sua planta vem de energia renovável.
Nesse caso, a forma mais segura de garantir o grau de renovabilidade é conectar a planta de hidrogênio exclusivamente a uma usina solar ou eólica. Essa solução, porém, tende a diminuir a produtividade das plantas, já que essas fontes não geram energia durante todo o dia.
Assim, a maioria dos produtores de hidrogênio no Brasil vai optar por conectar suas plantas ao SIN (Sistema Interligado Nacional), como é chamada a rede elétrica brasileira. Mas, por abrigar várias fontes, inclusive as termelétricas, o SIN tem renovabilidade inferior a 90% em alguns momentos do dia, principalmente no início da noite, quando as usinas solares param de funcionar. Além disso, em momentos de seca, o sistema é mais dependente de termelétricas, o que reduz a renovabilidade da rede.
De acordo com um levantamento do Instituto E+ Transição Energética, de 2012 a 2021 os produtores de hidrogênio verde conectados ao SIN precisariam comprar energia renovável para conseguir certificar suas produções. No último ano, aliás, mais da metade da energia consumida precisaria vir de fora do SIN -situação semelhante acontece quando é levado em conta o padrão dos EUA. Já o padrão brasileiro é mais flexível.
A União Europeia, no entanto, determina que essa conta precisa ser feita por regiões; ou seja, uma planta de hidrogênio no Nordeste deve ficar atenta apenas ao grau de renovabilidade do subsistema Nordeste. Nessa lógica, segundo a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), plantas no Sudeste, Centro-Oeste e Sul seriam as mais prejudicadas, já que essas regiões são mais dependentes das termelétricas.
Para driblar essas restrições, os produtores de hidrogênio no Brasil têm assinado contratos com geradoras de energia limpa para abastecer suas plantas. Nesse modelo, usinas solares e eólicas geram energia suficiente para atender ao consumo das plantas de hidrogênio, ainda que a geração não aconteça exatamente no mesmo horário do consumo.
Exemplo: se a planta de hidrogênio consome 1 GWh (gigawatts-hora) por mês, a usina solar contratada precisa apenas gerar 1 GWh por mês, independentemente do dia e do horário. Ou seja, se ao final do mês a usina gerou a mesma quantidade de energia consumida pela planta, o hidrogênio é classificado como verde.
Mas a partir de 2030 a União Europeia vai exigir que essa correlação aconteça de hora em hora. Ou seja, a planta de hidrogênio precisará comprovar, a cada hora, que está consumindo energia da usina solar ou eólica contratada. Esse ponto, aliás, tem sido criticado pela Alemanha, que o considera muito restrito.
"Esse talvez seja o requisito mais apertado de todos, já que a planta vai precisar de fornecimento de energia renovável 24 horas, o que é um baita desafio e pode encarecer muito o projeto", afirma Rodolfo Aiex, gerente executivo de inovação e novos negócios da CCEE -órgão brasileiro mais avançado nessa discussão e em processo junto à UE para criar um esquema de certificação do combustível.
Dessa forma, quando a usina solar e eólica não estiverem em operação e o SIN não tiver, naquele momento, um grau de renovabilidade de 90%, o hidrogênio fabricado não poderá ser certificado como verde.
É neste ponto que a ampliação do parque de termelétricas no Brasil tende a prejudicar os produtores de hidrogênio verde. A EPE (Empresa de Pesquisa Energética) estima que em 2030 a média nacional de renovabilidade do SIN caia para 88% (hoje é 94%) - o órgão não divulga as estimativas por região.
Esse número pode diminuir ainda mais a depender de como o projeto de lei das eólicas offshore for aprovado no Congresso. Em janeiro, o presidente Lula vetou a contratação de termelétricas a gás e a carvão prevista no texto, e agora os parlamentares analisarão o projeto novamente.
Folhapress