Do anúncio à decisão de investimento: como transformar projetos de hidrogênio em negócios viáveis

Para a Protium, transformar um projeto de H₂ (hidrogênio) em um negócio viável começa antes da escolha do eletrolisador. Começa pela compreensão do problema industrial, da demanda que pode ser contratada, da infraestrutura disponível e das condições operacionais que determinarão se a tecnologia gerará valor real.[1,2].

A distância entre interesse e implementação mostra por que essa análise é necessária. Em 2025, a demanda mundial de hidrogênio superou 100 milhões de toneladas, enquanto a produção do insumo renovável chegou a pouco menos de 1 milhão de toneladas. Ao mesmo tempo, a carteira de projetos anunciados para 2030 caiu para 27 milhões de toneladas, mas os projetos já comprometidos ou com forte possibilidade de entrar em operação no período somavam pouco mais de 6 milhões de toneladas. Mas não é só isso: dos novos volumes cobertos por acordos de compra em 2025, apenas cerca de 20% estavam apoiados por compromissos contratuais firmes [3].

Esses dados não indicam falta de capacidade tecnológica. Na verdade, eles revelam que produzir hidrogênio é apenas uma parte do empreendimento. É por isso que o desafio está em transformar equipamentos, energia e intenções comerciais em um sistema integrado, contratável, licenciável, financiável e operável durante toda a sua vida útil.

Antes de aprovar uma nova etapa, o projeto deve responder a cinco perguntas:

Qual problema o hidrogênio resolverá melhor que as alternativas?

Quem comprará o produto, em que volume, qualidade, pressão, preço e prazo?

Qual será o custo efetivamente entregue ao ponto de uso?

Quais adaptações, riscos e infraestruturas serão necessários?

Quem assumirá cada risco e quais condições precisam ser cumpridas para avançar?

Motivação, problemática e objetivo: funcionar tecnicamente não basta

Um sistema pode produzir hidrogênio dentro da especificação e, ainda assim, constituir um investimento economicamente frágil. E isso não ocorre por acaso, ocorre quando a demanda é incerta, o custo de energia foi subestimado, o transporte não foi incorporado, o processo do usuário exige disponibilidade incompatível com a geração renovável ou os contratos deixam riscos essenciais concentrados no projeto.

A viabilidade também não pode ser reduzida à comparação entre o custo estimado de 1kg de H₂ e o preço corrente de um combustível fóssil. A decisão precisa considerar o valor criado para a operação industrial: substituição de matéria-prima, redução de emissões, atendimento a requisitos regulatórios, segurança de abastecimento, acesso a mercados, diferenciação de produto ou menor exposição a determinados riscos energéticos.

O objetivo deste artigo é demonstrar que a viabilidade é uma propriedade do sistema completo. Ela surge quando aplicação, engenharia, operação, contratos, financiamento e regulação são concebidos de forma coerente. Quando essas dimensões são analisadas separadamente, o projeto tende a acumular premissas otimistas que não sobrevivem à passagem do estudo conceitual para a decisão final de investimento.

A aplicação deve orientar a tecnologia, e não o contrário

A primeira decisão não é qual eletrolisador adquirir, mas se o hidrogênio é realmente a melhor solução para o problema considerado. Sua aplicação tende a ser mais consistente quando existe necessidade química da molécula, demanda por agente redutor, exigência de combustível de alta densidade gravimétrica ou processo difícil de eletrificar diretamente.

Refino, produção de amônia, metanol e determinadas rotas siderúrgicas são exemplos nos quais o hidrogênio pode desempenhar uma função que não é apenas energética. Em outras aplicações, especialmente aquecimento em temperaturas mais baixas e parte do transporte rodoviário, a eletrificação direta pode utilizar menos energia, exigir menos infraestrutura e apresentar menor custo total. A International Renewable Energy Agency (IRENA) recomenda priorizar o hidrogênio nas aplicações em que as alternativas de descarbonização são limitadas ou tecnicamente difíceis, em vez de tratá-lo como solução universal [4].

A análise deve começar pelo processo atual e por sua alternativa de referência. Isso envolve consumo, temperatura, pressão, pureza, regime de operação, criticidade, disponibilidade mínima, paradas, vida útil dos ativos existentes e custo de indisponibilidade. Mais que isso: deve avaliar se a solução exige retrofit, substituição completa do ativo ou alteração do próprio produto industrial.

Quando a aplicação é escolhida apenas para justificar uma tecnologia previamente definida, o projeto corre o risco de otimizar o componente errado. A arquitetura mais robusta parte da função industrial e, somente depois, dimensiona produção, armazenamento, logística e equipamentos.

Demanda contratável deve vir antes da escala

Um mercado potencial não equivale a uma receita financiável. Projetos de hidrogênio demandam ativos intensivos em capital e frequentemente possuem poucas alternativas de uso fora da cadeia para a qual foram concebidos. Por isso, a capacidade instalada deve ser dimensionada a partir de uma demanda tecnicamente caracterizada e comercialmente defensável.

Um memorando de entendimento, ou MoU (memorandum of understanding), demonstra interesse, mas nem sempre garante volume, preço, prazo ou indenização em caso de desistência. Para reduzir o risco de receita, o projeto precisa evoluir para um contrato de compra de longo prazo, conhecido como offtake.

Esse contrato deve definir mais que uma quantidade anual. Precisa estabelecer especificação, pressão, perfil de entrega, disponibilidade, tolerâncias, indexação, início de operação, propriedade da infraestrutura, condições precedentes, consequências de atraso e tratamento de força maior. Cláusulas take-or-pay — quando o comprador paga um volume mínimo mesmo quando não o retira — podem dar maior previsibilidade ao fluxo de receita, especialmente enquanto não existir um mercado líquido para absorver volumes excedentes [5].

O contrato também interfere na engenharia. Um consumidor que exige fornecimento praticamente contínuo pode demandar conexão à rede, armazenamento, redundância ou fonte alternativa. Um comprador com maior flexibilidade pode aceitar produção variável associada ao perfil renovável. O mesmo conjunto de equipamentos pode, portanto, gerar resultados econômicos muito diferentes conforme a obrigação de entrega.

O custo relevante é o custo entregue ao usuário

O LCOH (Levelized Cost of Hydrogen), ou custo nivelado do hidrogênio, é útil para comparar alternativas de produção ao longo da vida do projeto. Ele não representa automaticamente o preço ao consumidor nem o custo total da aplicação.

Uma avaliação completa deve considerar o CAPEX (investimento de capital) e o OPEX (custos operacionais) de toda a fronteira relevante: desde a geração ou contratação de energia, conexão elétrica, tratamento de água, eletrólise, sistemas auxiliares, purificação, secagem, compressão, armazenamento, tubulações, carregamento, transporte, conversão em derivados, reconversão, integração ao processo, obras civis, engenharia, licenciamento, seguros, até as contingências e comissionamento.

Em termos conceituais:

Custo entregue = produção + condicionamento + armazenamento + logística + perdas + integração ao uso final + conformidade.

Essa fronteira pode alterar a localização ótima. Um local com energia mais barata pode deixar de ser competitivo quando exige compressão intensiva, transporte de longa distância, conversão em derivado ou infraestrutura completamente nova. Da mesma forma, uma produção nominalmente mais cara, próxima ao consumidor, pode resultar em menor custo total e menor risco de cronograma.

Instrumentos públicos, como leilões e contratos de apoio, também devem ser desenhados a partir da diferença econômica efetiva entre a rota de baixo carbono e sua alternativa, e não apenas do custo do eletrolisador [6].

A Agência Internacional de Energia (IEA) estima que, sem políticas de apoio, o custo máximo aceitável do hidrogênio fica abaixo de US$ 2 por kg para a maioria das combinações de setores e regiões analisadas. Na siderurgia, algumas combinações estudadas ainda exigiriam incentivo para atingir paridade. Esse resultado não é um preço de referência para projetos brasileiros; é uma evidência de que a disposição a pagar depende do processo, do produto, dos preços energéticos, do carbono e da alternativa substituída [3].

O modelo econômico precisa, portanto, calcular VPL (valor presente líquido), TIR (taxa interna de retorno), tempo de retorno do investimento, necessidade de capital de giro e sensibilidade a energia, disponibilidade, volume, degradação, câmbio, inflação e custo de capital. Receitas com oxigênio, calor ou outros coprodutos só devem ser consideradas quando houver comprador, especificação, infraestrutura e preço verificáveis.

Energia barata não compensa uma arquitetura mal dimensionada

A eletricidade costuma ser um dos principais componentes do custo operacional da eletrólise, mas o preço médio não é suficiente para dimensionar o projeto. Outros aspectos também importam: o perfil horário, a disponibilidade, a correlação com a demanda e as condições de conexão.

Um fornecimento barato durante poucas horas pode exigir maior capacidade de eletrólise, reduzir a utilização dos equipamentos ou aumentar a necessidade de armazenamento. Operar continuamente para elevar o fator de capacidade pode, por outro lado, exigir energia mais cara ou aumentar a intensidade de emissões, dependendo da origem da eletricidade.

A arquitetura deve comparar geração dedicada, conexão à rede, armazenamento e PPA (Power Purchase Agreement, contrato de compra de energia de longo prazo). Estudos de otimização mostram que o resultado econômico depende do dimensionamento conjunto entre geração renovável, capacidade de eletrólise e estratégia de operação, e não da seleção independente de cada ativo [7].

A análise operacional também precisa incluir eficiência em carga parcial, partidas e paradas, degradação, qualidade da água, disponibilidade de peças, garantias, manutenção e capacidade de assistência técnica. A maturidade de cada componente isolado não significa que todas as interfaces do sistema estejam igualmente maduras.

Segurança não deve ser adicionada no fim do projeto. Detecção de vazamentos, ventilação, classificação de áreas, distâncias, dispositivos de alívio, parada de emergência, treinamento e resposta a incidentes afetam layout, licenciamento, CAPEX, cronograma e disponibilidade.

A logística pode consumir a vantagem obtida na produção

A baixa densidade volumétrica do hidrogênio torna armazenamento e transporte elementos centrais da economia do projeto. A escolha entre gasoduto, carretas, hidrogênio liquefeito, amônia, metanol ou outro carreador depende de volume, distância, infraestrutura e forma de uso no destino.

Segundo a IEA, quando o usuário final precisa receber hidrogênio puro, o transporte marítimo pode implicar custo mínimo próximo de US$ 2 por kg e consumo superior a 10 kWh/kg, equivalente a mais de 30% do conteúdo energético do hidrogênio, devido à liquefação ou à reconversão de carreadores, como o craqueamento da amônia [3].

Isso reforça uma regra importante: produzir onde a energia é mais barata não garante o menor custo no ponto de uso. Em muitos casos, aproximar geração, produção e consumo reduz equipamentos, perdas, interfaces, licenciamento e riscos de cronograma.

Hubs podem concentrar produtores, consumidores e infraestrutura compartilhada, mas a proximidade geográfica, sozinha, não cria viabilidade. É necessário compatibilizar volumes, cronogramas, especificações, regras de acesso e responsabilidades pelos ativos comuns. O roadmap da EPE e do Itaipu Parquetec trata infraestrutura, logística e organização territorial da cadeia como dimensões relevantes para o desenvolvimento do mercado brasileiro [8].

Parcerias devem alocar riscos, não apenas reunir logotipos

A cadeia do hidrogênio envolve competências que raramente estão concentradas em uma única organização. Produtor, consumidor, empresa de energia, fabricante, integrador, projetista, operador logístico, financiador, seguradora, certificador e instituição de pesquisa podem participar do mesmo empreendimento.

É nesse sentido que uma parceria cria valor quando cada risco é atribuído à parte com maior capacidade de controlá-lo. O fornecedor de energia pode assumir compromissos de preço e disponibilidade; o fabricante, garantias de eficiência e degradação; o responsável pela implantação, prazo e desempenho; o comprador, volume mínimo; e o operador, disponibilidade e manutenção.

Essa alocação influencia diretamente o custo de capital. Na mesma linha, o estudo da OECD e do Banco Mundial identifica o risco de compra como uma das principais barreiras ao financiamento e destaca a importância de compradores com capacidade de crédito, contratos de longo prazo e instrumentos de mitigação coerentes com o ciclo de desenvolvimento do projeto [5].

No Brasil, a experiência internacional com leilões também oferece referências para mecanismos capazes de estimular oferta e demanda, gerar previsibilidade e limitar o custo total do apoio público. O estudo do Ipea sobre o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC) mostra que o desenho competitivo pode utilizar diferentes instrumentos conforme o risco que se pretende reduzir [9].

Entretanto, a parceria precisa ser traduzida em contratos, garantias, indicadores, penalidades, critérios de aceitação e mecanismos de mudança. É por isso que uma coalizão baseada somente em intenções institucionais não resolve a bancabilidade.

Regulação e certificação entram na concepção do projeto

A Lei nº 14.948/2024 instituiu o marco legal brasileiro do hidrogênio de baixa emissão de carbono, a Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono, o Rehidro — Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono — e o Sistema Brasileiro de Certificação do Hidrogênio. Nesse marco, a lei define como hidrogênio de baixa emissão de carbono aquele com intensidade inicial menor ou igual a 7 KgCO₂e/kg H₂, calculada por análise de ciclo de vida (ACV) [10].

A Lei nº 14.990/2024 instituiu o PHBC. Seu texto atualizado estabelece concessão de créditos fiscais entre 2030 e 2034, com limites anuais que totalizam R$ 18,3 bilhões, e determina procedimento concorrencial para a seleção dos projetos. A alteração do período foi introduzida pela Lei nº 15.269/2025 [11,12].

É importante ressaltar que esses valores são limites legais, não receita automaticamente disponível para qualquer projeto. Isso porque a concessão depende de regulamentação, habilitação, procedimento competitivo, disponibilidade orçamentária e cumprimento dos critérios aplicáveis. É por isso que caso-base de um modelo financeiro não deve tratar o incentivo como garantido antes da efetiva concessão.

O Decreto nº 12.955/2026, que regulamenta a Contribuição Social sobre Bens e Serviços (CBS) inclui tratamento aplicável a beneficiários do Rehidro previamente habilitados. Ainda assim, ele não deve ser descrito como a regulamentação integral do marco legal ou do sistema de certificação [13].

No relatório técnico publicado em abril de 2026, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) registrou que o decreto específico de regulamentação da Lei nº 14.948/2024 ainda não havia sido publicado. O documento propõe que o sistema de certificação seja estruturado com base em ACV, rastreabilidade, cadeia de custódia, integridade de dados e verificação independente [14].

É nesse sentido que, mesmo antes da consolidação de todas as normas infralegais, o projeto deve preparar sua estrutura de MRV: mensuração, relato e verificação. Isso envolve registrar origem e perfil da energia, consumo, eficiência, insumos, transporte, perdas, fronteiras do sistema e emissões. Afinal, adicionar esse sistema somente ao final pode exigir mudanças em contratos, medição, tecnologia e processos de controle.

Escala deve ser consequência de evidências

Projetos maiores podem reduzir determinados custos unitários, mas aumentam a exposição a demanda, conexão elétrica, financiamento, infraestrutura e cronograma. Por isso, começar com a maior escala possível não é necessariamente a forma mais rápida de chegar a uma operação comercial sustentável.

Uma implantação gradual pode validar interfaces, segurança, desempenho, qualidade do produto e aderência da aplicação. Porém, um piloto não é uma miniatura economicamente perfeita da planta comercial. Isso porque custos unitários, redundância, disponibilidade, logística e financiamento mudam com a escala.

Nesse sentido, o avanço deve ocorrer por critérios objetivos. Uma etapa inicial pode confirmar o ajuste da aplicação; a seguinte, consolidar balanços de massa e energia; outra, validar contratos e licenças; e apenas depois concluir engenharia, financiamento e FID (Final Investment Decision, decisão final de investimento).

Cada fase deve possuir condições para continuar, revisar ou interromper o empreendimento. Redimensionar ou suspender um projeto cujas premissas não se sustentam é uma decisão responsável de engenharia e alocação de capital, não um fracasso tecnológico.

Conclusão: viabilidade é coerência de ponta a ponta

Um projeto de hidrogênio se transforma em negócio quando existe coerência entre aplicação, demanda, energia, arquitetura técnica, logística, contratos, financiamento, regulação e operação. Portanto, não basta melhorar apenas o custo do eletrolisador quando o principal risco está no comprador, na infraestrutura, no perfil de energia ou na integração industrial.

A demanda deve orientar a escala. O custo entregue deve orientar a localização. O contrato deve orientar o regime operacional. A matriz de riscos deve orientar as parcerias. A certificação deve orientar a coleta de dados desde o início. A expansão deve ocorrer à medida que evidências técnicas e comerciais reduzam as incertezas.

Em alguns casos, a conclusão correta será avançar. Em outros, será alterar a arquitetura, reduzir a escala, esperar uma condição regulatória ou escolher outra rota de descarbonização. É justamente por isso que a qualidade do estudo está justamente em distinguir essas situações antes de comprometer capital relevante.

Empresas, investidores e parceiros que estejam avaliando produção, consumo ou integração de hidrogênio podem iniciar por um diagnóstico de aplicação e por um estudo de pré-viabilidade. Essa abordagem permite identificar gargalos, testar sensibilidades e estruturar uma sequência de desenvolvimento antes da escolha definitiva da tecnologia.

Como a Protium se insere e contribui

Para este tipo de projeto, a Protium avaliaria inicialmente a aderência da aplicação: processo atual, alternativa de referência, demanda, regime operacional, emissões, criticidade e valor potencial do hidrogênio. Isso porque essa etapa deve evitar que a seleção tecnológica anteceda a compreensão do problema.

Em seguida, a análise deve comparar arquiteturas de produção, energia, armazenamento, logística, redundância e integração, com balanços de massa e energia e definição clara da fronteira do sistema. O objetivo não é apenas identificar uma configuração tecnicamente possível, mas entender como cada escolha altera custo, disponibilidade, segurança e escalabilidade.

A avaliação técnico-econômica deve estimar CAPEX, OPEX, custo entregue, VPL, TIR e sensibilidades, explicitando contingências, limites e premissas. É nesse processo que incentivos, receitas com coprodutos e ganhos ambientais precisam ser separados entre valores comprovados e cenários condicionais.

A Protium também avaliaria a estrutura de parcerias e a matriz de riscos: comprador, fornecedor de energia, fabricante, integrador, operador, financiador e demais agentes necessários. Contratos, garantias e critérios de desempenho devem ser coerentes com a arquitetura técnica.

Por fim, a implementação deve ser organizada em etapas verificáveis, com indicadores, testes, critérios de aceitação e condições objetivas para avançar. O produto final da avaliação não deveria ser somente uma resposta “viável” ou “inviável”, mas um mapa de decisão que mostre em quais condições o projeto funciona, quais variáveis dominam o retorno, quais riscos precisam ser reduzidos e qual próxima etapa é justificável.

Referências

[1] PROTIUM DYNAMICS. Protium Dynamics: desenvolvendo o futuro da energia com hidrogênio. Maringá; Curitiba, [s. d.]. Disponível em: https://protiumdynamics.com/. Acesso em: 14 jul. 2026.

[2] PROTIUM DYNAMICS. Projetos de hidrogênio. Maringá; Curitiba, [s. d.]. Disponível em: https://protiumdynamics.com/projetos-de-hidrogenio/. Acesso em: 14 jul. 2026.

[3] INTERNATIONAL ENERGY AGENCY — IEA. Global Hydrogen Review 2026. Paris: IEA, 2026. Disponível em: https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2026. Acesso em: 14 jul. 2026.

[4] INTERNATIONAL RENEWABLE ENERGY AGENCY — IRENA. Global hydrogen trade to meet the 1.5°C climate goal: Part I — Trade outlook for 2050 and way forward. Abu Dhabi: IRENA, 2022. ISBN 978-92-9260-430-1. Disponível em: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jul/IRENA_Global_hydrogen_trade_part_1_2022_.pdf. Acesso em: 14 jul. 2026.

[5] ORGANISATION FOR ECONOMIC CO-OPERATION AND DEVELOPMENT — OECD; WORLD BANK. Scaling Hydrogen Financing for Development. Paris: OECD Publishing, 2024. 128 p. DOI: 10.1787/0287b22e-en. Disponível em: https://doi.org/10.1787/0287b22e-en. Acesso em: 14 jul. 2026.

[6] INTERNATIONAL RENEWABLE ENERGY AGENCY — IRENA. Green hydrogen auctions: a guide to design. Abu Dhabi: IRENA, 2024. ISBN 978-92-9260-617-6. Disponível em: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2024/Oct/IRENA_Green-hydrogen_auctions_guide_to_design_2024.pdf. Acesso em: 14 jul. 2026.

[7] GLENK, Gunther; REICHELSTEIN, Stefan. Economics of converting renewable power to hydrogen. Nature Energy, London, v. 4, n. 3, p. 216–222, 2019. DOI: 10.1038/s41560-019-0326-1. Disponível em: https://doi.org/10.1038/s41560-019-0326-1. Acesso em: 14 jul. 2026.

[8] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA — EPE; ITAIPU PARQUETEC. Roadmap tecnológico de hidrogênio: perspectivas regulatórias para o hidrogênio de baixo carbono no Brasil. Rio de Janeiro: EPE, 2025. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-899/Roadmap%20H2%20-%20EPE-PTI%20-%20Regula%C3%A7%C3%A3o%20%28VF%29.pdf. Acesso em: 14 jul. 2026.

[9] SIFFERT, Nelson; ROCHA, Katia Maria Carlos. A experiência internacional dos leilões de hidrogênio e o PHBC. Radar: tecnologia, produção e comércio exterior, Brasília, DF, n. 79, p. 1–6, ago. 2025. DOI: 10.38116/radar79art2. Disponível em: https://repositorio.ipea.gov.br/bitstreams/1ebe0f22-a8cf-4667-99d7-8f02abcf4f08/download. Acesso em: 14 jul. 2026.

[10] BRASIL. Lei nº 14.948, de 2 de agosto de 2024. Institui o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono; dispõe sobre a Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono; institui incentivos para a indústria do hidrogênio de baixa emissão de carbono e o Rehidro; e cria o PHBC. Brasília, DF: Presidência da República, 2024. Disponível em: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2023-2026/2024/lei/l14948.htm. Acesso em: 14 jul. 2026.

[11] BRASIL. Lei nº 14.990, de 27 de setembro de 2024. Institui o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono — PHBC — e altera a Lei nº 14.948, de 2 de agosto de 2024. Texto atualizado. Brasília, DF: Câmara dos Deputados, 2024. Disponível em: https://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/2024/lei-14990-27-setembro-2024-796410-normaatualizada-pl.html. Acesso em: 14 jul. 2026.

[12] BRASIL. Lei nº 15.269, de 24 de novembro de 2025. Moderniza o marco regulatório do setor elétrico para promover a modicidade tarifária e a segurança energética e altera, entre outras normas, a Lei nº 14.990, de 27 de setembro de 2024. Brasília, DF: Câmara dos Deputados, 2025. Disponível em: https://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/2025/lei-15269-24-novembro-2025-798346-norma-pl.html. Acesso em: 14 jul. 2026.

[13] BRASIL. Decreto nº 12.955, de 29 de abril de 2026. Regulamenta a Contribuição Social sobre Bens e Serviços — CBS — e dá outras providências. Brasília, DF: Presidência da República, 2026. Disponível em: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2023-2026/2026/decreto/d12955.htm. Acesso em: 14 jul. 2026.

[14] AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS — ANP. Certificação do hidrogênio de baixa emissão de carbono: Relatório Final — Subgrupo de Trabalho V — GT H2. Versão 1.0. Rio de Janeiro: ANP, abr. 2026. Disponível em: https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/hidrogenio/relatorios/certificacao-hidrogenio-baixa-emissao-carbono.pdf. Acesso em: 14 jul. 2026.