O Nordeste se tornou exportador de energia eólica e solar e isso deixou de ser novidade. Mas as constantes interrupções no fornecimento dessa energia têm impactado os negócios de geração na região, ao mesmo tempo em que acendem um alerta, entre alguns players, sobre a real disponibilidade de infraestrutura energética para os negócios da nova economia que são grandes consumidores de eletricidade, como a indústria de hidrogênio de baixo carbono e os data centers.
A partir de hoje, o Movimento Econômico trará uma série de reportagens sobre o tema. Entrevistamos empresários, investidores, pesquisadores, gestores públicos e especialistas no assunto. As reportagens analisam como está o cenário atual, como será a demanda para os próximos anos e se há realmente risco para os negócios da nova economia. Na reportagem inicial, vamos entender o cenário desafiador para o hidrogênio verde (H2V).
Desde o apagão de agosto de 2023, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) ficou mais conservador. Naquele dia, a falta de energia começou por volta das 8h23 e o fornecimento só foi retomado depois das 8h40. Embora tenha durado 17 minutos, aquele foi um evento de grande porte, que afetou a rede de operação do Sistema Interligado Nacional e interrompeu a transmissão de 16 mil MW, o equivalente a 25% da carga do sistema interligado. Desde então, sempre que há uma elevação de oferta de energia na rede, o ONS solicita redução ou interrupção da geração para manter a segurança do sistema elétrico, num movimento chamado curtailment.
Desde então, os curtailments têm sido recorrentes e os prejuízos já alcançam quase R$ 1 bilhão para as geradoras eólicas e solares. A situação levanta uma questão: se no cenário atual o sistema não aguenta o aumento na carga, como irá funcionar diante da alta demanda das indústrias de hidrogênio verde?
As indústrias de H2V são consideradas super eletrointensivas, ou seja, consomem mais que as eletrointensivas tradicionais, como a indústria de alumínio, que para produzir uma tonelada do produto, precisa de 14 megawatts/hora. As plantas de hidrogênio renovável consomem quatro vezes mais para produzir quantidade equivalente.
É em meio a este cenário de cortes de energia, prejuízos para empresas geradoras e centenas de ações na Justiça em busca de ressarcimento pelas perdas, que os negócios de H2V florescem.
A maioria no Ceará, onde o governo comemora 34 Memorandos de Entendimento (MOUs) assinados com grandes players nacionais e internacionais. Naquele estado, a Fortescue antecipou sua intenção de investimentos. A planta de H2V do Pecém se tornou prioridade para a empresa australiana e foi aprovada recentemente pelo Conselho Nacional das Zonas de Processamento de Exportação (CZPE). O investimento deve chegar a R$ 20 bilhões na ZPE-CE.
Em Pernambuco, a European Energy oficializou o investimento de R$ 2 bilhões numa unidade produtora de e-metanol, enquanto, no Piauí, as companhias europeias Green Energy Park e Solatio lançaram a pedra fundamental do maior projeto de H2V do mundo na ZPE do Paranaíba, com aportes de R$ 100 bilhões.
No Rio Grande do Norte, a Petrobras irá investir numa planta-piloto para geração de hidrogênio renovável. Será na Usina Termelétrica do Vale do Açu, em Alto do Rodrigues, a 202 km de Natal, com investimento total de R$ 90 milhões. O projeto será realizado em parceria com o Instituto Senai de Inovação em Energias Renováveis (Senai ISI-ER) e a previsão é de que a planta para teste entre em operação no primeiro trimestre de 2026.
Esses e outros investimentos aumentarão a demanda local por energia, estimulando novos projetos eólicos e solares, numa positiva sinergia. Mas isso exigirá, da mesma forma, boa infraestrutura de transmissão. Há quem defenda que os investimentos em transmissão precisam vir na mesma velocidade, sob pena de o Brasil perder o trem da oportunidade.
No entanto, usinas geradoras e as linhas de transmissão não são construídas na mesma velocidade. As linhas leiloadas em setembro passado só estarão operando daqui a sete anos.
“Os cortes de energia, que começaram com 1% da carga, hoje já alcançam mais de 4%. Diante deste cenário, será preciso muito investimentos para que os negócios com hidrogênio verde prosperem. Também é preciso que portos, como Suape e Pecém, estejam preparados para receber uma carga adicional sob pena de atraso nos projetos”, sustenta Luiz Piauhylino Filho, que é CEO da H2 Verde, empresa luso-brasileira estrategista em projetos de H2V e secretário de Hidrogênio Verde do Instituto Nacional de Energia Limpa (Inel).
Por ser um porto industrial, Suape precisou fazer, há duas décadas, um reforço em seu sistema elétrico. O Secretário de Desenvolvimento Econômico de Pernambuco, Guilherme Cavalcanti, assegura que isso deu robustez à sua estrutura energética. “Suape tem condições de receber dois ou três projetos de H2V sem necessidade de novos investimentos. De todo modo, estamos atentos à expansão da demanda e tentando estimá-la dentro de um horizonte de tempo”, revela.
Cavalcanti ressalta que os altos déficits de infraestrutura do Brasil obrigam os governos a se aterem à realidade do limite de recursos. “Estamos olhando para a demanda e buscando priorizar o que podemos, dentro das necessidades mais urgentes. A indústria de hidrogênio renovável não vai florescer ao ponto de se igualar à de petróleo em cinco anos”, justifica.
No Ceará, o governo do estado anunciou investimento de mais de R$ 5 bilhões em 1.191 quilômetros de novas linhas de transmissão, para atender à expectativa de produção de um milhão de toneladas por ano de H2V, até 2030. O estado também aprovou um financiamento de R$ 675 milhões para modernizar o Porto do Pecém, em parceria com o Banco Mundial.
Hugo Figueirêdo, presidente do Companhia de Desenvolvimento do Complexo Industrial e Portuário do Pecém (CIPP S/A), explica que uma nova subestação com linha de transmissão deve ser construída para garantir energia suficiente para os eletrolisadores, responsáveis pela produção o H2V. Esses projetos terão financiamento de US$ 90 milhões do Banco Mundial, US$ 35 milhões do CIF (Climate Investment Funds) e contrapartida de US$ 10 milhões da CIPP S/A.
“Para atender a demanda dos projetos com pré-contratos, a necessidade no Pecém será de 3,9 GW em 2029; 6,9 GW em 2030; e 9,9 GW em 2032”, informa Figueirêdo.
A disponibilidade hoje das linhas de transmissão de 500kv é de 1,5GW a 3GW, com necessidade de construção da Subestação Pecém III para conexão com as linhas existentes. “Para chegar a 9,9 GW em 2032, será necessário a construção de novas linhas de transmissão de 500kv”, calcula o presidente do Complexo do Pecém.
De acordo com o Ministério de Minas e Energia (MME), os diversos projetos de hidrogênio com estudos em andamento totalizam uma capacidade instalada muito superior ao pico de demanda atual de toda a região Nordeste.
Onze projetos já protocolaram processos de conexão à Rede Básica junto ao MME, com uma demanda acumulada de 45 GW. Esse valor, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em seu mais recente Caderno de Estudos do Plano Decenal de Expansão da Energia 2034, corresponde a mais que o dobro do pico de carga atual de toda a Região Nordeste, em torno de 16,0 GW, medida em novembro de 2023.
Em razão disso, a EPE iniciou há poucos meses um estudo prospectivo de expansão da transmissão que levará em consideração cenários de crescimento de cargas desse tipo no horizonte de médio a longo prazo. Um dos principais desafios desse estudo, diz a EPE, será definir qual o montante de carga de hidrogênio para o qual o sistema de transmissão será dimensionado.
Para Luiz Piauhylino, isso levanta outro ponto: quem pagará esta conta? Os investidores, as indústrias de H2V ou os consumidores? “Se o custo ficar para o consumidor, não teremos desenvolvimento social correto para o povo brasileiro”, ressalta o empresário, que defende o uso dos recursos do Fundo do Pré-Sal para pagar esta conta. Estima-se que para o período 2023- 2032, a arrecadação do fundo seja da ordem de R$ 968 bilhões. “Seria um uso oportuno e justo’’, defende Piauhylino.
“O curtailment é uma preocupação da Fortescue”, diz Luís Viga, country manager da Fortescue. Para o gestor, o sistema integrado é algo muito importante na infraestrutura do Brasil, mas é também ponto de atenção.
“A energia transmitida no sistema interconectado é mais de 90% renovável e isso garante certificação para o H2V. Essa é a grande vantagem competitiva do Brasil e precisa ser assegurada”, ressalta.
Luís Viga ressalta que o curtailment gera insegurança jurídica, porque o prejuízo que traz tem que ser pago por alguém. “Isso tende a exigir renegociação de contratos. Ainda não temos contratos firmados, mas entendemos que num cenário assim, os preços mudam”, reflete.
A Sauer está atenta as regulamentações do setor e conta com uma linha de compressores especificamente desenvolvida para a compressão do hidrogênio em alta pressão.
