Sinalização de 45 GW em projetos de hidrogênio traz 'dilema' sobre infraestrutura de transmissão

O Ministério de Minas e Energia (MME) enfrenta um “grande dilema”, por conta da sinalização de demanda de infraestrutura de transmissão para conexão de projetos de hidrogênio verde (H2V). Em workshop promovido nesta quarta-feira, 11 de setembro, para debater o assunto, a pasta apontou onze processos pedindo acesso de plantas de hidrogênio à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Desses, seis tiveram portarias emitidas, reconhecendo a alternativa de conexão segundo o critério de mínimo custo global, enquanto os outros cinco estão em fase de estudo. As plantas de H2V somam uma capacidade inicial de 900 MW em 2026 e de 45 GW até 2038. As discussões acontecem após o presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) sancionar o marco regulatório do hidrogênio de baixo carbono, a partir do projeto de lei n°  2308/23.

No workshop, a pasta destacou que o volume é “promissor”, porém, caso sejam confirmados e sigam o ritmo anunciado, podem “impactar radicalmente” o cenário energético nacional no longo prazo e culminar na inclusão de estudo para expansão da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional na Programação de Estudos de Planejamento da Transmissão da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para o ano de 2024. 

O estudo prospectivo para inserção de cargas de hidrogênio na região Nordeste tem início previsto para novembro deste ano e deve terminar em outubro de 2025. O objetivo é identificar soluções para integração planejada de plantas de produção de hidrogênio na rede elétrica da região e aproveitar o seu potencial prospectivo.

“O MME está recebendo a sinalização de demanda de infraestrutura de transmissão para conexão de plantas para produção e consumo de hidrogênio da escala de gigawatts. Então, é importante compartilhar esse momento desafiador com as associações e agentes do setor para compreensão dos dilemas do planejador e das escolhas a serem feitas no estudo de planejamento da transmissão a ser elaborado pela EPE”, afirmou o secretário de Transição Energética e Planejamento, Thiago Barral.

De acordo com a EPE, os projetos estão concentrados em três subestações e exigem investimentos adicionais em fontes e tecnologias, que garantam a flexibilidade e controlabilidade do sistema, assegurando a adequabilidade tanto em termos de demanda de energia quanto de potência.

“Diante desses desafios, é crucial adotar uma abordagem de planejamento prospectivo para a transmissão, ajustando estratégias para lidar com a dinâmica particular trazida pelo mercado de hidrogênio”, destacou a empresa de pesquisa.

Desafios e questionamentos do H2V

Em sua apresentação, o MME destacou os últimos acontecimentos do setor, que incluem o aumento das fontes intermitentes e a abertura do mercado livre, e que geraram complexidade e um “fluxo bidirecional”.

Questionamentos sobre quais são as formas de mitigar riscos para os demais usuários da rede básica, como as inovações regulatórias podem melhorar a percepção de risco do setor para essas expansões e se a licitação convencional é a melhor decisão, também foram abordadas pelo ministério.

Uma potencial revisão ou aprimoramento das regras de acesso, do contrato de uso do sistema de transmissão (Cust), das garantias para solicitação de acesso e das assinaturas dos contratos também foram perguntas apresentadas pela pasta.

Segundo projeção do MME, com a publicação do estudo da EPE, as próximas etapas englobaram a publicação dos relatórios de detalhamento, até maio de 2026, a instrução da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e um leilão, até março e abril de 2027, respectivamente.

Pontos do Operador

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) também esteve no workshop e pontuou que a infraestrutura de transmissão atual enfrenta dificuldades em escoar o excedente de geração da região Nordeste, em função dos limites de intercâmbio e de problemas regionais, sobretudo depois da ocorrência de agosto de 2023.

Desde o ‘apagão’ de agosto, os cortes na geração, chamados de curtailment, ficaram mais frequentes, depois que o ONS adotou uma operação mais conservadora da rede, limitando a energia exportada do Nordeste ao Sudeste. Mesmo após a normalização do uso das linhas de transmissão, os cortes continuam acontecendo, principalmente à noite e nos finais de semana, quando a demanda é menor. Os cortes têm levado agentes e associações dos setores eólicos e solares a entrarem com liminares na Justiça pedindo uma compensação financeira.

Este cenário, somado à tendência de sobreoferta de geração, resultando em falta de previsão de carga suficiente para acomodar a geração e a operação contratada e o crescimento exponencial da micro e minigeração distribuída (MMGD), levou o Operador a ponderar se as plantas de produção de hidrogênio verde no Nordeste podem gerar uma nova demanda, com potencial de absorver parte do excedente de geração renovável, especialmente durante os períodos de maior oferta ou no período noturno.

Na visão do ONS, a integração de hidrogênio como cargas flexíveis pode, entre outras oportunidades, ajudar a otimizar o planejamento e a operação do SIN e reduzir os custos de energia, sendo essencial modelar as plantas de hidrogênio verde em estudos de estabilidade para garantir uma integração segura ao sistema elétrico, de forma a assegurar a expansão adequada do sistema e uma operação otimizada, além de garantir um atendimento seguro à planta.