Europa aposta 50 mil milhões no hidrogénio

A 20 de maio, a Comissão Europeia aprovou um regime alemão de auxílios estatais de 1,3 mil milhões de euros para hidrogénio renovável (Brusselstimes, Politiken). Ao mesmo tempo, operadores de rede neerlandeses e alemães assinaram um acordo de desenvolvimento conjunto para um corredor transfronteiriço que deverá estar operacional em 2031. Do Norte ao Sul da Europa, passando pelo centro do continente, dezenas de milhar de milhões de euros estão a ser canalizados para uma rede europeia de hidrogénio verde. A dificuldade é que este hidrogénio continua a custar três a cinco vezes mais do que a alternativa fóssil, enquanto vários projetos estão a ser cancelados antes de chegarem à fase de construção.

Quatro corredores, um cliente

A Dinamarca quer enviar hidrogénio verde para sul através da Danish Hydrogen Backbone. O corredor SoutH2 levaria abastecimento do Norte de África, via Itália, até à Áustria e à Alemanha. O gasoduto submarino BarMar, entre Barcelona e Marselha, aponta para 2032 como data de arranque. Os Países Baixos, por seu lado, querem fazer de Roterdão o principal centro de importação para o noroeste europeu.

Todos estes corredores desembocam no mesmo comprador: a indústria pesada alemã. Berlim estima que, em 2030, precisará de 2,6 a 3,6 milhões de toneladas de hidrogénio por ano para siderurgia, química e refinação, admitindo desde já que terá de importar entre 50 e 70 por cento desse volume. A oferta planeada pela Dinamarca, de 78 000 toneladas anuais, cobriria apenas cerca de 2 a 3 por cento dessa procura.

Quem paga a diferença

O hidrogénio verde, produzido por eletrólise da água com eletricidade renovável, custa hoje na Europa entre 4,50 e 8,50 euros por quilograma, dependendo da localização e do preço da energia. O hidrogénio cinzento, produzido a partir de gás natural, ronda 1,50 euros/kg. Esta diferença não é apenas um problema de arranque. A eletricidade representa até 60 por cento do custo de produção do hidrogénio verde, e os preços europeus da energia continuam estruturalmente acima do que seria necessário para competir com a alternativa fóssil.

Os governos estão a cobrir esse diferencial com subsídios. O programa alemão paga aos produtores um valor fixo por quilograma, entre 0,44 e 3,49 euros, durante um período que pode chegar a dez anos. Mas a exposição orçamental mais pesada está nas próprias condutas. A rede nuclear alemã de hidrogénio pode atingir um custo total de quase 50 mil milhões de euros quando se incluem financiamento e operação, com garantia final através de tarifas de rede e fundos públicos. Se a utilização ficar abaixo do previsto, o Estado comprometeu-se a cobrir pelo menos 76 por cento do défice até 2055, o que poderá deixar os contribuintes com uma fatura de 34,7 mil milhões de euros.

Nos Países Baixos, o padrão repete-se em escala menor: as estimativas de custo da rede passaram de 1,5 mil milhões para 3,8 mil milhões de euros em dois anos. Espanha já comprometeu 2,8 mil milhões de euros em apoio público, mas tem apenas 30 MW de eletrólise em funcionamento face a uma meta de 12 GW para 2030.

Compradores e promotores já estão a recuar

Cerca de 60 grandes projetos de hidrogénio verde foram cancelados em todo o mundo em 2025, com uma capacidade combinada de 4,9 milhões de toneladas por ano. A Iberdrola reduziu em dois terços as suas metas de hidrogénio para 2030. A Shell e a Equinor cancelaram projetos na Noruega. O estrangulamento passou da oferta para a procura: a Europa consegue fabricar 13,1 GW de eletrolisadores por ano, mas não encontra compradores suficientes dispostos a pagar três a cinco vezes o preço da alternativa fóssil.

Os próprios números alemães mostram a distância entre as metas e a realidade. O objetivo nacional é chegar a 10 GW de capacidade de eletrólise até 2030. Hoje, estão instalados apenas 955 MW, menos de 10 por cento.

Uma alteração das regras europeias agravará ainda mais a diferença de custos. A partir de 2030, os produtores de hidrogénio verde terão de corresponder o seu consumo de eletricidade à geração renovável numa base horária, e não mensal. A CE Delft estima que esta exigência aumentará os custos de produção em cerca de 27,5 por cento. A regra tem uma razão clara: sem esse requisito, os eletrolisadores poderiam consumir eletricidade renovável já existente e empurrar a rede de volta para combustíveis fósseis. Mas torna a conta económica mais difícil, não mais simples.

A Europa está a construir corredores de hidrogénio partindo do princípio de que os custos cairão e de que os compradores aparecerão. As duas coisas podem acontecer. Se, porém, a curva de aprendizagem do hidrogénio for mais lenta do que foi a dos painéis solares, a questão será durante quanto tempo os contribuintes continuarão a financiar a diferença.