O advento do Hidrogénio Verde – dos custos de produção à “questão tarifária”

  • Filipe de Vasconcelos Fernandes
  • 9 Outubro 2020

A produção de Hidrogénio Verde tem como desafio a determinação do respetivo custo de produção e, por esta via, a determinação das variáveis mais relevantes para os futuros promotores.

I. O advento do “Hidrogénio Verde”

Como é sobejamente conhecido, a entrada do Hidrogénio Verde no contexto energético atual – nos termos assumidos pela Estratégia Nacional para o Hidrogénio (EN-H2) – antecipa uma contribuição muito importante deste vetor para a transição e consequente diversificação energética da economia nacional.

Salientam-se recorrentemente, de entre outras, as potencialidades do Hidrogénio Verde na descarbonização dos transportes (públicos e privados), de muitos processos industriais (incluindo a sua utilização como feedstock) ou na própria injeção na rede de gás natural.

No entanto, como normalmente sucede em relação a qualquer novo vetor energético, a produção de Hidrogénio Verde tem como um dos seus principais desafios a determinação do respetivo custo de produção e, por esta via, a determinação das variáveis mais relevantes para os futuros promotores.

Atendendo aos dados internacionais conhecidos, e em termos típicos, o custo do Hidrogénio Verde é uma função da potência elétrica necessária, do custo da eletricidade fornecida, do custo do eletrolisador e do respetivo sistema e ainda do OPEX associado.

Dada esta fórmula relativamente simples, uma metodologia de pricing para os promotores de Hidrogénio Verde deverá fornecer uma noção clara do custo associado à produção de um Kg ou um M³/H de Hidrogénio Verde.
Todavia, como vem sendo mencionado na principal literatura especializada, as metodologias de pricing mais conhecidas não são integralmente satisfatórias.

O método mais comum para determinar qual o promotor que apresenta um método de produção mais competitivo na ótica dos custos associados revela um enfoque predominante no investimento inicial no(s) eletrolisador(es), geralmente expresso em €/kW de capacidade instalada, o que acaba por ignorar não apenas a eficiência do sistema – cada vez mais crucial, dado que a energia consumida é responsável pela maior parte do custo por unidade de Hidrogénio Verde produzida – dizendo igualmente muito pouco sobre a vida útil dos referidos ativos.

Nesse sentido, um artigo recente [Chrometzka et al. (2020)] chama a atenção para a necessidade de reconsiderar a fórmula de cálculo apta a determinar qual o tipo de soluções mais competitivas para a produção de Hidrogénio Verde, considerando como variáveis:

(i) O CAPEX, ou seja, as despesas de capital necessárias à aquisição do eletrolisador;

(ii) O OPEX, ou seja, as despesas operacionais inerentes ao funcionamento corrente do eletrolisador. Tipicamente, os custos relevantes recairão sobre a eletricidade e a água, ao que acrescerão alguns custos de manutenção;

(iii) O período de vida útil do eletrolisador, uma vez que, para determinar o custo de produção do Hidrogénio Verde, o período de vida útil do eletrolisador deverá ser considerado. Tal será imprescindível, inclusive, para determinar o momento ótimo em que a unidade de produção deve ser substituída por uma outra com um grau de sofisticação superior, com o consequente incremento do output associado; e ainda

(iv) A margem relevante de eficiência produtiva que, no essencial, é determinada pela quantidade de eletricidade e água necessária para produzir uma determinada quantidade de Hidrogénio Verde.
Naturalmente, quanto maior for a margem de eficiência, menores serão os custos operacionais associados.

Desta forma, o custo total do Hidrogénio Verde acaba por se transformar numa função dos CAPEX e OPEX do eletrolisador e ainda dos respetivos períodos de vida e margem de eficiência produtiva.

Tal permite redefinir inclusive o preço do eletrolisador, como diretamente relacionado com o respetivo produto final – Hidrogénio Verde – e, sobretudo, à quantidade que se espera produzir ao longo de sua vida útil estimável ou prevista.

Não espantará, por isso, a importância associada à definição de regimes remuneratórios (aplicáveis à produção de Hidrogénio Verde) compatíveis com as especificidades deste processo produtivo e, sobretudo, ao seu contexto atual e relevo (assumido, pelo menos, pelo decisor público) para a transição energética nacional.

II. Os regimes remuneratórios aplicados ao subsetor das energias renováveis

Ao longo das últimas décadas, a produção de energia (tipicamente, de eletricidade) à qual foi atribuído um determinado caráter estratégico e não-conjuntural teve por base o estabelecimento de regimes remuneratórios (para os respetivos promotores) específicos.

No caso da eletricidade de fonte renovável – que continua a servir de referência, para estes propósitos – a literatura moderna opõe geralmente dois tipos de modelos de regimes remuneratórios:

(i) Modelos independentes de mercado (“market-independent models”), onde a remuneração oferecida aos promotores de centros electroprodutores com recurso a fontes de energia renovável é relativamente independente (ou invariante) face ao preço de mercado da eletricidade (naquele que será o respetivo mercado-alvo).
Este tipo de modelos é igualmente conhecido por política de preço-fixo (“fixed-price policy”), na medida em que a remuneração oferecida aos promotores pela eletricidade injetada na rede acaba por ser uma constante; e

(ii) Modelos dependentes de mercado (“market-dependent models”), onde, pelo menos como ponto de partida, a remuneração oferecida aos referidos promotores pressupõe uma concorrência efetiva entre os diversos elementos que integram o lado da oferta de eletricidade (de fonte renovável e não-renovável).

Em alguns casos, este tipo de modelos é igualmente conhecido por “modelos de preço-prémio” (“premium-price models”), caso o valor de uma remuneração adicional paga aos promotores e que se situe acima do preço de mercado num determinado momento do tempo (ou do respetivo preço-médio, para um certo intervalo de tempo), acabe por ter a função económica de prémio.
mReportando esta lógica de análise para o caso específico do Hidrogénio Verde, e atendendo ao respetivo caráter estratégico, parece-nos difícil (senão mesmo impossível) que não seja estabelecido e criado um regime remuneratório específico e adequado ao respetivo processo de produção (eventualmente diferenciado, consoante o destino, com claro privilégio para a injeção na rede de gás natural).

E a maior dificuldade – seguramente bem maior do que no caso da eletricidade – é justamente a ausência de um verdadeiro mercado do Hidrogénio Verde, imanente ao qual possa estar, inclusive, um determinado preço-médio de referência e demais elementos comparáveis ou de referência para o desenho das condições ideais de confluência entre oferta e procura.

Nesse sentido, segundo entendemos, os primeiros anos de integração do Hidrogénio Verde no setor energético nacional dificilmente prescindirão de um (ou vários) regimes remuneratórios tendencialmente independentes de condições puramente concorrenciais.

Para tal, todavia, será necessário que os potenciais promotores tenham acesso aos referidos regimes remuneratórios em igualdade de circunstâncias e, sobretudo, que a respetiva entrada em contexto de mercado (e, assim, de livre e efetiva concorrência) seja concomitante, permitindo assim o surgimento e implementação de um verdadeiro mercado nacional do Hidrogénio Verde.

  • Filipe de Vasconcelos Fernandes
  • Consultor na área fiscal da Vieira de Almeida, jurisconsulto e assistente na Faculdade de Direito de Lisboa

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