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O debate em andamento sobre o futuro do hidrogênio como combustível para ajudar a descarbonizar o transporte e outros setores é motivado em parte por incertezas sobre o custo. O hidrogênio “verde”, feito por meio de eletrólise alimentada por energia renovável, está sendo promovido globalmente; no entanto, poucas usinas de hidrogênio verde estão operando atualmente e os dados de custo do mundo real são escassos. Isso significa que os formuladores de políticas devem confiar em projeções de custo para entender quando e onde o hidrogênio pode fazer sentido como uma solução de baixo carbono e quais políticas podem permitir seu uso.

Mas como os custos do hidrogênio verde são projetados e por que as projeções de vários grupos diferem tanto? Felizmente, o básico por trás dessas perguntas é fácil de entender. Para promover a transparência no debate, vamos explorar as principais suposições por trás das projeções do ICCT (International Council on Clean Transportation) para o custo do hidrogênio nos Estados Unidos e na Europa e ver como nossas projeções se comparam a outras estimativas.

Eletricidade, eletrolisadores e capital

Em toda a literatura, três fatores principais são usados ​​para estimar os custos de produção de hidrogênio verde. As projeções incluem suposições sobre cada um desses fatores que são então combinados para atingir custos de produção nivelados. Para isso, o ICCT usa uma análise de fluxo de caixa descontado (DCF) e projetamos cenários otimistas, centrais e pessimistas.

1. O custo da eletricidade para produtores de hidrogênio. Como o hidrogênio verde requer eletricidade gerada a partir de recursos renováveis, temos que entender o custo futuro das energias renováveis ​​para construir uma estimativa bem fundamentada. Para analisar os custos eólicos e solares, o ICCT usa dados da linha de base tecnológica anual (ATB) do National Renewable Energy Laboratory (NREL), que fornece uma avaliação acessível ao público dos custos atuais de instalação de energias renováveis ​​e estimativas de custos futuros em diferentes cenários de melhoria tecnológica.

Nosso cenário de custo central, que representa o que vemos como o resultado mais provável, é baseado no custo das energias renováveis ​​no cenário ATB “moderado”. Nesse cenário, “as inovações observadas no mercado atual se tornam mais difundidas, e as inovações que estão quase prontas para o mercado hoje entram no mercado”. Combinamos isso com dados regionais dos Estados Unidos e dados nacionais dos Estados-Membros da União Europeia (UE) sobre fatores de capacidade solar e eólica para estimar os custos nivelados de produção eólica e solar em qualquer ano. Para estimar os custos futuros de eletricidade em outros países, ajustamos os custos de instalação e os fatores de capacidade para refletir as condições locais atuais; presumimos que a tecnologia melhorará na mesma proporção para todas as regiões, graças às cadeias de suprimentos globais.

Ao obter eletricidade renovável, os produtores de hidrogênio também devem decidir se instalam um sistema renovável conectado diretamente ou adquirem eletricidade renovável fornecida pela rede usando um contrato de compra de energia (PPA). Uma conexão direta “atrás do medidor” evita taxas de transmissão e distribuição (T&D), mas a eletricidade só está disponível quando o sol brilha ou o vento sopra. Isso geralmente é de 20% a 35% do tempo para energia solar e 30% a 50% para energia eólica terrestre; essas porcentagens são conhecidas como fatores de capacidade. Na prática, uma conexão direta significa que os produtores operarão menos horas e acabarão produzindo menos hidrogênio do que se operassem o mesmo eletrolisador por mais horas usando eletricidade fornecida pela rede. Por outro lado, as taxas de T&D ao comprar eletricidade renovável por meio de um PPA na rede podem mais que dobrar o que um produtor paga em uma base de dólar por MWh.

Para estimar o custo regional de produção de hidrogênio, nosso modelo pressupõe que os produtores escolherão a opção de eletricidade mais econômica em qualquer região. Por exemplo, em nosso cenário central para 2030 nos Estados Unidos, seria mais barato usar energias renováveis ​​dedicadas por meio de uma conexão direta em 74% das regiões modeladas. Enquanto isso, na Europa, seria mais econômico comprar eletricidade renovável fornecida pela rede em 26 dos 27 Estados-Membros. Incertezas adicionais sobre melhorias futuras em tecnologias eólica e solar são incorporadas em nossas previsões “otimistas” e “pessimistas”. No geral, os impactos combinados de suposições de tecnologia renovável, fatores de capacidade regional e a aplicação de taxas de T&D para energias renováveis ​​fornecidas pela rede levam a uma ampla gama de possíveis custos de eletricidade para produtores de hidrogênio em nossas previsões. Esses custos variáveis ​​de eletricidade renovável são responsáveis ​​em parte pela gama de resultados nas previsões de custo de hidrogênio verde publicadas.

Até o momento, nossas previsões de custo de hidrogênio verde publicadas, incluindo aquelas aqui, pressupõem que os produtores de hidrogênio podem reivindicar o uso de qualquer eletricidade renovável fornecida no mesmo ano da produção de hidrogênio (conhecido como correspondência anual). Em 2023, a União Europeia lançou um Regulamento Delegado com regras sobre como definir o hidrogênio verde e seus derivados (chamados de combustíveis renováveis ​​de origem não biológica) que incluíam requisitos de correspondência horária para PPAs conectados à rede a partir de 2030. Da mesma forma, os regulamentos propostos para os créditos fiscais de hidrogênio 45V do Inflation Reduction Act nos Estados Unidos exigiriam correspondência horária em 2028. Os requisitos de correspondência horária são essenciais para garantir que a produção de hidrogênio verde não aumente o consumo de combustível fóssil ao extrair energia da rede em momentos de baixa produção de eletricidade renovável. Por esse motivo, investigaremos a possível incorporação do impacto dos requisitos de correspondência horária no custo da eletricidade em futuras análises de custo do ICCT. Um estudo recente modelou que isso pode impactar os preços do hidrogênio em US$ 1 por kg ou menos nos Estados Unidos.

2. O custo e as capacidades dos eletrolisadores. O custo inicial de compra e instalação de um eletrolisador é outro fator-chave do custo do hidrogênio. Nossas suposições sobre o desempenho e as melhorias futuras do eletrolisador alcalino, de membrana de troca de prótons e de óxido sólido são baseadas em um estudo abrangente de 2019 publicado na Nature Energy. Assim como com as energias renováveis, projetamos cenários otimistas, centrais e pessimistas que representam diferentes taxas de melhoria tecnológica. Por exemplo, nosso cenário central estima que os custos do eletrolisador alcalino cairão de US$ 1.163 por kW em 2020 para US$ 634 por kW em 2050 com uma melhoria de eficiência correspondente da energia de saída de hidrogênio de 70% da energia de entrada elétrica em 2020 para 80% em 2050. As estimativas de custos futuros do eletrolisador de diferentes grupos variam amplamente, contribuindo para os diferentes resultados previstos. Novamente, tomando os custos instalados do eletrolisador alcalino como exemplo, as estimativas de 2050 de diferentes grupos variam de US$ 100 por kW em um cenário otimista a possíveis US$ 1.200 por kW na extremidade superior, ilustrando quanta incerteza há sobre o custo dos principais componentes do hidrogênio verde.

3. O custo do capital. Construir uma instalação de hidrogênio verde em larga escala requer centenas de milhões de dólares. Para levantar esse dinheiro, presumimos que os desenvolvedores de projetos usarão uma mistura de financiamento de capital, onde os investidores assumem a propriedade parcial de um projeto e esperam um retorno sobre o investimento, e financiamento de dívida, onde os desenvolvedores tomam empréstimos com períodos de retorno e taxas de juros definidos. Dar aos investidores de capital um retorno sobre seu investimento e pagar os empréstimos aumentam os custos gerais da produção de hidrogênio. O ICCT usa informações disponíveis sobre o custo de capital para projetos de energias renováveis ​​em escala comercial e as ajusta para cima para refletir os riscos adicionais de aquisição e tecnologia associados a projetos de hidrogênio verde em comparação com as energias renováveis.

Juntando esses três fatores, a Figura 1 mostra as estimativas do ICCT para os custos do hidrogênio nas regiões dos EUA e nos Estados-Membros da União Europeia em 2030 sob diferentes cenários de melhoria tecnológica. Nossas estimativas pressupõem que os produtores escolherão a fonte de energia renovável (eólica ou solar), o tipo de conexão (direta ou de rede) e o tipo de eletrolisador (alcalino, membrana de troca de prótons ou óxido sólido) que for mais econômico para aquela região. Observe, porém, que esses fatores determinam apenas os custos de produção de hidrogênio verde; os preços “na bomba” pagos pelos consumidores, que incluem o custo de compressão, transporte e distribuição, serão muito mais altos.

Figura 1. Estimativas de custo de produção de hidrogênio verde do ICCT para 2030 na União Europeia e Estados Unidos sob diferentes cenários de melhoria tecnológica. Os círculos representam a média regional e as barras mostram a faixa de custos de produção estimados em todas as regiões dos EUA e países da UE. 

Na Figura 2 (abaixo) podemos ver o caso de tecnologia central do ICCT juntamente com outras estimativas de custo recentes da literatura para comparação. As estimativas centrais do ICCT de custos de produção de hidrogênio em 2030 de US$ 3,7 por kg nos Estados Unidos e US$ 5,6 por kg na União Europeia estão dentro da faixa da literatura.

Figura 2. Estimativas de custo do cenário central do ICCT para 2030 comparadas com outros valores publicados. Os círculos representam valores médios, quando disponíveis. Todos os custos são ajustados para dólares americanos de 2023. Fontes para outros valores publicados: BCG, BNEF, DNV, IEA e Nature. 

Embora faltem apenas alguns anos, ainda há uma gama de possibilidades para o custo do hidrogênio verde em 2030. Embora saibamos com certeza que o custo do hidrogênio será um produto dos três fatores descritos acima, não é possível saber com certeza onde os custos cairão no futuro. Outras questões que influenciarão os custos futuros incluem 1) Como os requisitos de correspondência horária para fornecimento de eletricidade renovável para produção de hidrogênio na orientação proposta da Lei de Redução da Inflação e nos regulamentos da UE afetarão a capacidade de um produtor de hidrogênio de usar eletricidade renovável 24 horas por dia quando conectado à rede? 2) Os eletrolisadores serão capazes de aumentar e diminuir com a produção renovável, conforme necessário em um cenário de “conexão direta”? e 3) A demanda por hidrogênio verde aumentará rapidamente o suficiente para atingir as taxas de aprendizado previstas?

As respostas a essas perguntas ajudarão a determinar se o hidrogênio pode se tornar uma solução de descarbonização econômica em diferentes setores. Enquanto isso, é importante trazer o máximo de transparência possível ao processo de projeção de custos futuros.

Muito axé pra todo mundo,

Maria da Graça