Con un volumen significativo de proyectos centralizados y restricciones de conexión y demanda, los empresarios de generación de energía solar centralizada han estado buscando nuevos segmentos que puedan desbloquear la demanda de electricidad en el país.
En total, Brasil cuenta con un parque de proyectos de 2.909 centrales de energía solar centralizada, que suman 128 GW de potencia, según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, de los cuales sólo 15,5 GW tienen contratos para utilizar el sistema de transmisión. Para 2028, el Operador Nacional del Sistema (ONS) prevé que la demanda en el sistema totalice 89.257 MW de media, lo que supone un crecimiento medio del 3,2% anual, desde los 78.814 MW de 2024.
En este contexto, la demanda de producción de hidrógeno en Brasil para 2030 se considera clave para crear una nueva demanda. Según James Ellis, de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), América Latina deberá producir cerca de 6,8 GW de hidrógeno verde hasta 2030, de los cuales 3,8 GW en Brasil.
En el acto de sanción del marco jurídico del hidrógeno verde, celebrado en el Puerto de Pecém, en Ceará, el 2 de agosto, el Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, afirmó que Brasil cuenta con más de 200.000 millones de reales en proyectos de hidrógeno verde anunciados en el marco del Programa Nacional del Hidrógeno (PNH2) del Gobierno federal.
Ya se han anunciado 57 GW de proyectos de hidrógeno verde en el país, considerando todos los niveles de madurez. Estas iniciativas se están estudiando en todo Brasil, especialmente en los estados de Bahía, Ceará, Piauí, Pernambuco y Rio Grande do Norte, según la cartografía del MME.
Ventaja de la red renovable en el Nordeste
Los nuevos proyectos de hidrógeno verde no se alimentarán necesariamente de nuevas plantas solares, ya que en muchos casos la conexión a la red de transmisión/distribución ya corresponde al porcentaje mínimo de energía renovable necesario para producir el combustible. La electricidad representa aproximadamente el 70% del coste de la producción de hidrógeno verde a partir de electrolizadores.
La consultora Aurora Research cree que el noreste tiene el mayor potencial para los modelos de negocio de hidrógeno renovable conectado a la red, ya que se espera que la generación renovable en la matriz eléctrica de la región se mantenga por encima del 90% en las próximas décadas. Para los proyectos conectados a la red en otras regiones, los PPA renovables que demuestren el origen de la energía consumida serán clave para desbloquear el potencial de exportación del hidrógeno renovable, afirma la consultora.
En un estudio publicado en julio, la consultora calculaba que, utilizando únicamente la energía renovable no suministrada al sistema debido a restricciones «comerciales» -no relacionadas con las limitaciones físicas del sistema, sino con el exceso de oferta energética-, podrían producirse 12 millones de toneladas (Mt) de hidrógeno renovable entre 2030 y 2060. Empezando por 23.000 toneladas en 2030 sólo en el noreste, hasta llegar a 860.000 toneladas anuales en 2060 en todas las regiones del país.
Si se tiene en cuenta el acondicionamiento y reacondicionamiento del amoníaco, se obtendrían aproximadamente 10,3 Mt de H2.
En Brasil, las emisiones directas de carbono durante la fase de generación de un electrolizador conectado a la red que funcione a carga base se mantendrían por debajo del límite europeo hasta 2060, oscilando entre 0,4 kg de CO2 por kg de hidrógeno producido (kgCO2/kgH2) y 2,5 kgCO2/kgH2.
Las exportaciones elegibles para la certificación renovable deben estar por debajo del límite de 3,4 kgCO2eq/kgH23, según la Directiva de Energías Renovables de la UE (RED II). En otras palabras, la producción brasileña tendría un margen de hasta 3 kg CO2eq para otras emisiones a lo largo de la cadena de valor, lo que situaría al hidrógeno producido en el país en una posición competitiva.
Se prevé que la dependencia europea del hidrógeno importado aumente rápidamente, llegando a representar más del 50% de la demanda total en 2050.
El LCOH estimado de Brasil para un activo independiente de la red con generación local (el modelo de negocio más caro y con mayor trazabilidad) sería de 28,7 reales/kg H2, ya teniendo en cuenta los costes de acondicionamiento, transporte y reacondicionamiento del amoníaco. Este coste es un 47% más barato que la producción equivalente en Europa.
Pero, al menos según el nuevo marco legal, el «hidrógeno renovable» también puede producirse a partir del etanol e incluso de la captura, almacenamiento y utilización de carbono (CCUS) de fuentes fósiles, siempre que respete el límite máximo de 7 kg de emisiones equivalentes de CO2 por kg de combustible producido.
Qué dice el marco legal
La legislación brasileña considera «hidrógeno renovable» el obtenido por procesos de producción distintos de la electrólisis, pero utilizando fuentes de energía solar, eólica, hidráulica, biomasa, biogás, biometano, gas de vertedero, geotérmica, mareomotriz u oceánica.
Pero el «hidrógeno verde» sólo sería el obtenido a partir de la electrólisis del agua utilizando fuentes renovables.
A pesar de figurar en la primera versión, en el texto final de la ley no se establece un límite máximo de exportación de hidrógeno para que la empresa obtenga incentivos fiscales.
Certificación
La ley también crea el Sistema Brasileño de Certificación del Hidrógeno (SBCH2), que será voluntario para los productores del combustible o sus derivados. El certificado acreditará la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero en la producción de hidrógeno. El sistema contará con una autoridad competente; una autoridad reguladora; empresas certificadoras; una institución acreditadora; y un gestor de registros.
Para que el hidrógeno pueda ser certificado como de bajas emisiones de carbono, será necesario crear una «norma brasileña», que especificará qué tipos de emisiones serán consideradas; qué etapas del proceso de producción deben ser cubiertas por la certificación; los criterios para suspender o cancelar los certificados; entre otras especificaciones que serán definidas por reglamento.
Incentivos fiscales
La ley también crea incentivos fiscales, por un total de 18.000 millones de reales en créditos fiscales, tanto para las empresas que produzcan el combustible como para las que presten servicios como almacenamiento, transporte, distribución o comercialización; generación renovable o biocombustible para la producción de hidrógeno. El crédito se concederá de 2028 a 2032 y las empresas podrán utilizarlo durante cinco años.
Las empresas que puedan acogerse al Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono tendrán suspendidos el PIS, Cofins, PIS-Importación y Cofins-Importación en la compra, importación y alquiler de maquinaria, aparatos, instrumentos y equipos nuevos y materiales de construcción para proyectos de hidrógeno.
A cambio, las empresas deben realizar una inversión mínima en investigación, desarrollo e innovación. Las empresas que opten por el sistema Simples Nacional no podrán adherirse a Rehidro, y las que se acojan a los incentivos deberán mantener la regularidad fiscal.
Proyectos más avanzados
Con más de 37 memorandos de entendimiento firmados, el Complejo Portuario de Pecém, en Ceará, concentra los proyectos de hidrógeno verde más avanzados de Brasil. Otros puertos, como Suape, en Pernambuco, Açu, en Río de Janeiro, y Porto RS, en Río Grande do Sul, también han anunciado proyectos en distintas fases.
En julio, la empresa australiana Fortescue anunció que iniciaría los movimientos de tierra de su planta de Pecém a finales de 2024. La planta se desarrollará por etapas. Las fases 1 y 2 tendrán 1.200 MW y la fase 3, otros 900 MW. El proyecto tiene potencial para producir 837 toneladas de hidrógeno verde al día a partir del consumo de 2.100 MW de energía renovable. Se espera que el proyecto cuente con una inversión de unos 6.000 millones de dólares.
El mes pasado, FRV, la empresa promotora del grupo Jameel Energy, detalló sus planes de invertir 27.000 millones de reales en el proyecto H2 Cumbuco, centrado en la producción de amoníaco verde para su exportación a los mercados europeo y asiático. Habrá 2 GW de capacidad de electrolizadores y la producción utilizará agua reutilizada, es decir, aguas residuales urbanas tratadas por la empresa local de saneamiento.
También situado en el puerto, el proyecto AES Brasil, adquirido por Auren, tiene potencial para producir 800.000 toneladas de amoníaco verde al año, a partir del consumo de 2,5 GW de energía renovable.
Según el calendario, las seis empresas con precontratos firmados en Pecém, AES, Casa dos Ventos, Cactus Energia, Fortescue, FRV y Voltalia, deben tomar sus decisiones definitivas antes de 2026, para iniciar la producción a finales de 2027.
La Zona de Procesamiento para la Exportación del Complejo Industrial de Pecém, que concede exenciones y reducciones de impuestos estatales y federales a las empresas que se instalen allí. Según el presidente de la empresa que gestiona la ZPE, Eduardo Neves, la reducción de las inversiones en activos fijos dentro de la zona de procesamiento, en comparación con otros territorios del país, puede alcanzar el 40%. El modelo ha sido replicado por otros puertos y podría atraer la generación local de energía solar y eólica marina para abastecer los proyectos y desbloquear miles de millones en nuevas inversiones en el país.
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