O papel do hidrogênio (H2) nos setores hard-to-abate, como aço, cimento, vidro, químicos e outras atividades industriais intensivas em calor, costuma ser discutido por sua capacidade técnica de substituir combustíveis fósseis sem emitir CO2 diretamente no ponto de uso. Mas a viabilidade real dessa substituição depende de diversos fatores: condições econômicas, logísticas, regulatórias e operacionais sob as quais o hidrogênio consegue entregar calor industrial competitivo, confiável e de baixa emissão.
Essa discussão é central porque o desafio dos setores hard-to-abate não se limita a encontrar um combustível alternativo ao gás natural, ao carvão ou ao óleo combustível. Está em garantir o fornecimento contínuo, o custo previsível, a adaptação segura dos ativos, a qualidade do produto e a redução efetiva de emissões ao longo de toda a cadeia. Ou seja: a análise econômica do hidrogênio térmico precisa ir além do preço. O que importa para a indústria é o custo do calor útil entregue ao processo.
Os setores de ferro e aço, cimento e químicos concentram uma parcela expressiva da demanda global de calor industrial, ainda fortemente baseada em combustíveis fósseis. Isso explica por que o hidrogênio aparece com frequência no debate sobre descarbonização industrial: tende a ser considerado justamente nos segmentos em que a eletrificação direta pode ser tecnicamente mais complexa ou economicamente menos vantajosa [1,2].
Ainda assim, essa posição potencial não traduz adoção automática. A aplicação do hidrogênio ainda compete com eficiência energética, eletrificação, biomassa, CCUS (Captura, Utilização e Armazenamento de Carbono), reciclagem, mudanças de processo e outras rotas de mitigação.
O crescimento do mercado não elimina o problema da competitividade
O mercado de hidrogênio renovável apresenta sinais de expansão acelerada nos últimos anos. A literatura disponível sobre o tema indica estimativas que apontam crescimento relevante em valor de mercado e em volumes potenciais, com expectativas de avanço da produção nas próximas décadas [3–5]. Também há evidências de aprendizado tecnológico, com reduções históricas nos custos de capital de eletrolisadores e células a combustível, além de taxas de aprendizado associadas à evolução dessas tecnologias [6].
Mesmo assim, o crescimento do mercado não resolve sozinho a equação econômica do uso térmico industrial. A expansão do hidrogênio de baixa emissão depende de eletrolisadores, energia renovável, infraestrutura de transporte e armazenamento, certificação, contratos de longo prazo e mecanismos de redução de risco. Além disso, o ciclo de investimento não é necessariamente linear. A volatilidade recente nas decisões de investimento em hidrogênio renovável pode afetar a disponibilidade futura do vetor para aplicações térmicas industriais [6].
Para os setores hard-to-abate, esse ponto é decisivo. Uma planta industrial não decide substituir combustível apenas porque há uma trajetória global promissora para o hidrogênio. A decisão depende do preço contratado, da segurança de suprimento, da estabilidade regulatória e da compatibilidade com a operação. Quando o hidrogênio é analisado como combustível de processo, sua competitividade precisa ser demonstrada diante de combustíveis fósseis ainda consolidados, de rotas elétricas e de soluções híbridas.
Premissas econômicas: a conta começa antes do Custo Nivelado de Hidrogênio (LCOH)
A análise econômica do hidrogênio térmico exige premissas explícitas. É necessário definir quais vetores energéticos estão sendo comparados, quais custos se aplicam na fronteira do cálculo, qual é a vida útil dos ativos, qual taxa de desconto ou WACC (Weighted Average Cost of Capital) é usada, como o CAPEX e o OPEX são tratados e de que modo o carbono entra na conta. Sem essas definições, o resultado pode parecer favorável ou desfavorável apenas por efeito da fronteira escolhida.
O preço do hidrogênio é uma das variáveis mais importantes, mas não a única. Projeções indicam uma possível redução nos custos de produção do hidrogênio renovável até 2030, associada ao aprendizado tecnológico e à queda dos custos de energia renovável [7]. De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA), o hidrogênio de baixa emissão poderia atingir valores inferiores a 6 USD/kg em alguns países do Sudeste Asiático em 2030 [8]. No contexto brasileiro, há modelagens com premissas de produção on-site, OPEX proporcional ao CAPEX, horizonte de 15 anos, TIR entre 10% e 20% e preços médios de insumos, incluindo eletricidade [9].
O custo da eletricidade é um fator especialmente sensível, uma vez que a eletrólise depende fortemente desse insumo. Por isso, é importante considerar, ao longo do tempo, faixas de eletricidade renovável, custos de gás natural, biometano e hidrogênio verde, além de premissas como o WACC e a vida útil das tecnologias de eletrólise [10]. Isso significa que a competitividade do hidrogênio térmico pode variar significativamente conforme o preço da energia elétrica, o fator de utilização dos eletrolisadores e o modelo de suprimento adotado.
Outro eixo essencial é o carbono. A precificação de emissões pode alterar a competitividade relativa entre hidrogênio e combustíveis fósseis. Trajetórias europeias de preço de carbono, valores globais associados a metas climáticas e a necessidade de mecanismos de fronteira e critérios de ciclo de vida são importantes para reduzir riscos de carbon leakage [7]. Assim, o hidrogênio se torna mais competitivo não apenas quando seu custo cai, mas também quando o custo de continuar emitindo aumenta.
CAPEX e OPEX: a adoção parcial não tem a mesma lógica da substituição total
A discussão de viabilidade econômica também precisa diferenciar as faixas de adoção. Misturar pequenas ou médias frações de hidrogênio aos combustíveis existentes é muito diferente de operar um forno, uma caldeira ou outro sistema térmico com alta substituição ou 100% de H2, já que os custos mudam de natureza quando o hidrogênio deixa de ser um aditivo e passa a ser o combustível dominante [11].
Na substituição parcial1, o CAPEX tende a envolver adaptações localizadas: queimadores, válvulas, instrumentação, intertravamentos, segurança, ajustes em sistemas auxiliares e, dependendo do processo, possíveis adequações em refratários. Mesmo assim, misturas próximas de 20% v/v podem exigir modificações técnicas relevantes e causar abatimento relativamente baixo, estimado em torno de 6 – 7% [11]. Isso cria um dilema econômico: a mistura reduz o risco da transição, mas também limita o impacto climático.
Para a alta substituição1, o salto de CAPEX é mais expressivo. Além de queimadores e controles, podem entrar infraestrutura dedicada de distribuição e armazenamento, adequações de materiais, condicionamento do combustível e mudanças no conceito do forno. Em setores como o de vidro, a combustão com hidrogênio pode elevar CAPEX e OPEX, enquanto alternativas elétricas também enfrentam desafios particulares de custo energético e de adaptação [12]. Em cenários com captura de carbono, configurações com forno a H2 + CCUS podem permanecer mais caras do que alternativas com gás natural + CCUS, soluções híbridas ou elétricas + CCUS [13].
O OPEX, por sua vez, tende a ser fortemente determinado pelo LCOH. Em sistemas integrados, o custo do hidrogênio pode representar parcela majoritária do OPEX total, podendo corresponder a até 60% dos custos operacionais de uma planta integrada com CCUS [14]. Isso reforça que ganhos marginais em outros insumos podem ser insuficientes se o custo do hidrogênio entregue continuar elevado.
O custo relevante é o hidrogênio entregue ao processo
O LCOH é uma métrica importante porque consolida o CAPEX anualizado e o OPEX ao longo da vida útil da rota de produção. Contudo, a indústria precisa considerar o custo do hidrogênio entregue ao queimador, incluindo compressão, armazenamento, transporte, perdas, condicionamento e adaptações para o uso final.
A meta do Hydrogen Shot é alcançar US$ 1/kg até 2030, valor associado a aproximadamente US$ 30/MWh. Essa referência é relevante, mas alcançar uma meta na produção não garante competitividade final se os custos de transporte, armazenamento e uso final forem significativos [6]. Portanto, a comparação com gás natural, carvão ou óleo combustível deve ser feita em base energética e, preferencialmente, em custo de calor útil entregue. As faixas de custo também indicam esse distanciamento. Para 2021, foram registradas faixas amplas de valores por tipo2 de hidrogênio: cinza entre 1,0 – 3,0 US$/kg, azul entre 1,5 – 3,6 US$/kg e verde entre 3,4 – 12 US$/kg [15].
Para aplicações de forno industrial, há referência a um limiar em que o hidrogênio renovável precisaria cair para cerca de US$ 2,5/kg para se tornar competitivo frente ao gás natural, ao menos do ponto de vista do custo do combustível [16]. O ponto crítico é que a logística pode alterar completamente a comparação. Cadeias com hidrogênio gasoso comprimido e tanques de alta pressão podem ter custos elevados devido ao CAPEX de armazenamento, com valores de LCOH que chegam a faixas muito superiores às metas de produção isolada.
Por isso, antes de decidir pela substituição energética, é essencial avaliar o custo entregue, a infraestrutura, a segurança, as emissões de ciclo de vida e a compatibilidade com a operação industrial.
Sensibilidade e incerteza: não existe um número único
Uma vez que a viabilidade econômica do hidrogênio nos setores hard-to-abate é altamente sensível às premissas, uma análise baseada em um único valor de LCOH ou em um único cenário tende a ser insuficiente.
No caso da eletrólise, o LCOH responde fortemente ao preço da eletricidade e ao CAPEX do eletrolisador. Estudos nacionais reforçam que o custo do hidrogênio cresce com o CAPEX e que essa sensibilidade é agravada quando o fator de capacidade é baixo, como em modelos baseados apenas em excedentes renováveis [17]. Isso cria um trade-off: operar apenas nos momentos de energia mais barata pode reduzir o custo médio da eletricidade, mas também reduz a utilização do eletrolisador e pode elevar o custo final do hidrogênio.
Há ainda incertezas ambientais relevantes. A intensidade de carbono da eletricidade aplicada na rota de produção do hidrogênio pode influenciar o benefício climático total. Em alguns casos, a redução de emissões depende de limiares específicos de intensidade elétrica, o que significa que o hidrogênio não é automaticamente uma solução de baixo carbono se a eletricidade utilizada não for suficientemente limpa [1].
Custo de abatimento: quando o hidrogênio vale o preço?
O custo de abatimento é uma métrica essencial porque traduz a decisão climática em termos econômicos: quanto custa evitar uma tonelada de CO2? Essa métrica permite comparar hidrogênio com eficiência energética, eletrificação, biomassa, CCUS e outras opções de descarbonização. Para setores hard-to-abate, essa comparação é indispensável, pois o hidrogênio renovável tende a ser um recurso limitado e caro a curto e médio prazo.
O custo de abatimento pode variar muito por tecnologia e setor. Medidas de eficiência podem apresentar custos negativos ou baixos, enquanto substituições de combustível tendem a ter custos positivos e crescentes. Em síntese setorial, medidas de energia e eficiência podem variar aproximadamente de 10 a 80 US$/tCO2, eletrificação de cerca de 2 a 201 US$/tCO2, biomassa de 23 a 904 US$/tCO2, CCS de 10 a 90 US$/tCO2, enquanto hidrogênio pode alcançar faixas de aproximadamente 100 a 1.000 US$/tCO2 [7].
Isso não significa que o hidrogênio deva ser descartado. Significa que sua aplicação precisa ser priorizada em cenários em que o benefício climático e industrial justifica o custo. Em rotas de produção de aço, por exemplo, o hidrogênio verde pode alcançar abatimentos muito elevados, com prêmio de custo relevante por tonelada de aço bruto [18]. Em DRI (Direct Reduced Iron) e outros processos térmicos, o H2 pode aumentar CAPEX e OPEX, elevando o custo de abatimento quando comparado a rotas em que ele atua como reagente ou quando alternativas mais baratas estão disponíveis [7].
A implicação para hard-to-abate é direta: antes de pagar custos elevados por tonelada de CO2 evitada, é necessário mapear com precisão a cadeia de valor do hidrogênio, o custo entregue, as emissões de ciclo de vida e as alternativas disponíveis para o mesmo processo.
Modelos de fornecimento e contratos: a viabilidade depende da arquitetura de mercado
A viabilidade econômica também depende de como o hidrogênio será fornecido e contratado. Para projetos-piloto, soluções com cilindros, reboques ou caminhões podem ser adequadas por permitirem um menor compromisso inicial. Para operação contínua, a eletrólise on-site ou contratos de fornecimento mais estruturados podem ser mais relevantes, principalmente quando a demanda térmica exige estabilidade. Já o transporte por dutos tende a ser mais econômico para grandes volumes e longas distâncias, mas exige infraestrutura dedicada e investimentos de longo prazo [19].
A formação de mercado depende ainda de mecanismos de redução de risco. No Brasil, a Lei nº 14.948/2024 e instrumentos relacionados à certificação de hidrogênio de baixa emissão, ao Sistema Brasileiro de Certificação do Hidrogênio e ao papel regulatório da ANP são formas de criar demanda confiável para hidrogênio renovável, podendo futuramente abranger também contratos de fornecimento de calor baseado em hidrogênio [20]. Esse arcabouço é relevante porque contratos industriais de hidrogênio precisam lidar com qualidade, rastreabilidade, estabilidade de oferta e atributos ambientais verificáveis.
O hidrogênio térmico não é apenas uma decisão de engenharia: é também uma decisão contratual e regulatória. Sem certificação e regras claras, compradores industriais tendem a incorporar prêmios de risco ou evitar compromissos de longo prazo. Offtake agreements, cláusulas take-or-pay e PPAs com hourly matching também aparecem como elementos importantes para conectar a produção de hidrogênio à demanda firme, reduzir o risco de mercado e ajudar a sustentar atributos de baixa emissão quando a produção depende de eletricidade renovável [8].
Um roteiro possível: aprender agora, escalar depois e substituir onde fizer sentido
O roadmap de implantação do hidrogênio em setores hard-to-abate deve ser entendido como um sequenciamento de decisões, e não como uma trajetória inevitável. No curto prazo, entre 2025 e 2030, o foco tende a estar em medidas de eficiência energética, eletrificação quando viável, preparação de ativos industriais e projetos-piloto de blending. As misturas com hidrogênio permitem aprendizado operacional e avaliação de impactos em queimadores, materiais, segurança, instrumentação, controle e qualidade do produto, mas podem exigir modificações relevantes e entregar abatimento limitado, especialmente em torno de 20% v/v [11].
No médio prazo, entre 2030 e 2040, a expansão da oferta, a redução de custos, o avanço da infraestrutura e a política climática podem criar condições para saltos maiores de adoção. Quando o hidrogênio se torna custo-ótimo, pela combinação de eletricidade mais barata e carbono mais caro, a substituição pode avançar de forma não linear, migrando de participação nula para níveis elevados. Ainda assim, esse avanço depende da convergência entre metas tecnológicas, custos reais de mercado e maturidade de tecnologias habilitadoras, incluindo eletrolisadores [1].
No longo prazo, após 2040, a difusão mais ampla do hidrogênio pode se tornar plausível, desde que oferta renovável, infraestrutura e mecanismos de mercado estejam maduros. Mesmo assim, substituições integrais precisam ser avaliadas caso a caso, pois misturas podem continuar funcionando como solução de transição, enquanto o uso de 100% H2 tende a exigir redesenho, infraestrutura dedicada e qualificação técnica mais profunda [11].
Portanto, o hidrogênio em hard-to-abate deve ser tratado como uma opção estratégica e condicional, cuja viabilidade depende do equilíbrio entre custo, risco, emissões, desempenho e alternativas disponíveis.
Como a Protium Dynamics pode colaborar para a inserção do hidrogênio nos setores hard-to-abate?
A Protium Dynamics, como uma empresa voltada à aplicação prática do hidrogênio na transição energética, atua para transformar análises de custo, risco, suprimento e desempenho em soluções aplicáveis para empresas que precisam avançar na descarbonização com segurança técnica e racionalidade econômica. Essa atuação é especialmente relevante para setores industriais que buscam reduzir consumo de combustíveis fósseis, emissões de CO2 e custos operacionais, pois conecta a discussão econômica e de viabilidade do hidrogênio à implementação concreta de sistemas, projetos-piloto e modelos de uso adaptados à realidade de cada operação.
Para avaliar como o hidrogênio pode se inserir na estratégia energética da sua operação, converse com nossa equipe técnica e conheça as soluções da Protium Dynamics.
Referências:
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[20] Brasil. Lei no 14.948, de 2 de agosto de 2024. Brasília, DF: Presidência da República; 2024.
Notas de rodapé
- A substituição energética parcial refere-se a contribuições de hidrogênio ≤ 10%, enquanto a alta substituição energética refere-se a contribuições de hidrogênio > 10% da energia do combustível ou da entrada de calor. ↩︎
- Para mais informações sobre a classificação do hidrogênio por cores, consulte https://gocarbonfree247.com/hydrogen-color-wheel/. ↩︎
Bárbara Bulhões Cazula atua como cientista de P&D na Protium Dynamics. Doutora em Química com expertise na cadeia de produção de E-fuels e hidrogênio, eletroquímica, catálise, materiais e reforma de metano e purificação de biogás.
