Estudos para viabilizar hidrogênio verde no Nordeste ficam prontos em dezembro

BRASÍLIA — O Ministério de Minas e Energia (MME) receberá da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), até dezembro, os estudos que devem destravar os gargalos na rede de transmissão do Nordeste, passo considerado crucial visando à instalação de plantas de produção de hidrogênio verde, projetos eletrointensivos que têm tido seus pedidos de conexão rejeitados.

O secretário de Transição Energética e Planejamento do MME, Thiago Barral, afirmou na terça‑feira (6/5) que os trabalhos indicarão a infraestrutura necessária para alimentar eletrolisadores e embasar um plano a ser concluído ainda este ano.

A declaração ocorreu durante o lançamento da agenda legislativa da Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (Abihv), na Câmara dos Deputados.

Barral disse que, além da EPE, o ministério trabalha com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para mapear “espaços e estratégias” que permitam iniciar os primeiros grandes projetos de hidrogênio até 2030 e estruturar hubs de descarbonização até 2035. O secretário reconheceu que o planejamento atual “se mostrou insuficiente” para as etapas iniciais.

“Estamos com uma parceria com o ONS, para buscar os espaços e as estratégias para viabilizar pelo menos as primeiras etapas desses projetos, para que possam se concretizar e dar o resultado que que nós precisamos na nossa estratégia para o hidrogênio”

A Abihv e Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) solicitaram ao MME a antecipação do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia (Potee), de forma a dar previsibilidade aos investidores.

Nos estudos da EPE, o objetivo é apontar o caminho para a ampliar a capacidade de conexão em 4 GW e o cronograma de contratação do reforço no Sistema Interligado Nacional (SIN). O setor tem a expectativa, contudo, que em conjunto com o ONS — nessa reavaliação da capacidade no SIN — seja possível antecipar as autorizações para outros 2 GW.

Na mesma terça (6), MME e EPE divulgaram a agenda de estudos de transmissão para 2025: serão 37 análises, 15 inéditas e 22 já iniciadas em 2024, distribuídas por todas as regiões. Veja a íntegra (.pdf). Entre os destaques estão:

• Aumento da capacidade de exportação do Nordeste (estudo 1) e avaliação da inserção de cargas de hidrogênio na região (estudo 9);
• Reforço da infraestrutura para conexão de data centers em São Paulo e no Sul (estudos 27, 28 e 32);
• Alternativas estruturais para suprimento ao Amazonas, Amapá e Roraima (estudos 4 e 6) e a integração Brasil–Venezuela após a conexão de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (estudo 5);
• Avaliação de uma possível interligação elétrica Brasil–Bolívia (estudo 31).

Sobrecarga em projetos de hidrogênio verde no Nordeste

Recentemente, o ONS vetou o pedido da espanhola Solatio para conectar à rede uma planta de hidrogênio e amônia verdes de 3 GW/ano na Zona de Processamento de Exportação (ZPE) de Parnaíba, no Piauí. 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) chancelou a decisão, ampliando a lista de empreendimentos eletrointensivos parados por limitações na infraestrutura de transmissão.

O parecer técnico do ONS aponta risco de sobrecarga estrutural e colapso de tensão em subestações da região, agravado pela ausência de reforços previstos no curto prazo no Potee. 

A negativa reproduz os argumentos que travaram projetos semelhantes, como os da Casa dos Ventos e da Fortescue no Porto do Pecém (CE).

Avaliada em R$ 27 bilhões, a iniciativa da Solatio se soma a um portfólio bilionário sem acesso ao sistema interligado. Dados do Ministério de Minas e Energia indicam 11 projetos formalmente pleiteando conexão, que somam 45 GW de capacidade até 2038.

No Pecém, a Casa dos Ventos prevê investir R$ 49 bilhões em hidrogênio verde e outros R$ 50 bilhões em um data center. Mesmo munida de estudos que apontavam sobra de 2 GW na área, a companhia também recebeu parecer desfavorável. 

A australiana Fortescue, com aporte estimado em R$ 17,5 bilhões e capacidade inicial de 1,2 GW (expansível a 2,1 GW), enfrentou resultado semelhante.

Ao todo, projetos em Ceará, Piauí, Pernambuco e Minas Gerais aguardavam chegar à decisão final de investimento (FID) até o fim de 2025, mas o cronograma agora depende de um destravamento na malha de transmissão do país.