A indústria do hidrogênio verde (H2V) segue entusiasmada com as oportunidades de investimentos e cooperação em atividades no Brasil. Apesar da espera pela regulamentação da legislação brasileira e por decretos de países europeus que servem de referência, há avanços em projetos em território nacional, que serão integrados a outras fontes de energia e podem facilitar os mecanismos de financiamento. A definição das regras será importante para a consolidação de hubs em zonas portuárias e para ampliar portfólios estratégicos que estão alinhados às metas de redução de emissões em torno da transição energética.
A Lei 14.948/2024 instituiu o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono e dispõe sobre a Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono, além de instituir incentivos para a indústria do hidrogênio de baixa emissão de carbono e o Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (Rehidro). A legislação também cria o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC) e altera leis da década de 1990.
A Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde enxerga o mercado global de hidrogênio entrando em uma fase de maturidade, o que abre uma janela estratégica para o Brasil. A ABIHV destaca o primeiro projeto em escala industrial e comercial na região Sudeste: a fábrica da White Martins em Jacareí (SP), com capacidade de produzir 800 toneladas de H2V por ano, entregando o insumo para a indústria de vidro paulista. Além da planta no interior paulista, existem projetos a serem desenvolvidos em outros estados, como o de um porto-indústria no Rio Grande do Norte.
O segmento aguarda que sejam promulgados um ou mais decretos para regulamentar a legislação brasileira, aprovada em 2024. Na percepção da ABIHV, o trabalho que envolve os ministérios da Fazenda e de Minas e Energia (MME) e a Casa Civil vêm caminhando de forma mais lenta do que se imaginava. Foi frustrada a expectativa de que a regulamentação pudesse ter sido publicada em novembro de 2025, durante a realização da 30ª Conferência das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (COP30), em Belém (PA).
A ABIHV ressalta que a indústria do hidrogênio verde nasceu confiante da demanda europeia, que ainda não consolidou um cenário concreto. Existe a esperança dos agentes de que essa regulamentação saia ainda em 2026. Um dos desafios na União Europeia é que as normas precisam ser transpostas para cada um dos 27 países-membros que compõem o bloco europeu. Na linha de frente estão as principais economias do continente, como Alemanha, França e Itália. “Nos encontramos em compasso de espera entre decretos europeus e brasileiros”, avalia a CEO da ABIHV, Fernanda Delgado.
Na visão da associação, com o aumento gradativo esperado para uso de combustíveis renováveis, a indústria brasileira se prepara para as oportunidades que virão nos próximos anos. “Isso abre espaço para hidrogênio verde, amônia e etanol que produziremos a partir de 2030”, projeta Fernanda. Ela cita o corredor verde já existente entre os portos de Pecém, no estado do Ceará, e de Roterdã, nos Países Baixos.
Fernanda destaca que grande parte dos projetos brasileiros está em Pecém, onde essa infraestrutura está mais adiantada, incluindo estruturas com dutos nos dois complexos portuários da região para receber produtos. “A questão tecnológica e de infraestrutura não é obstáculo. Ele é político e regulamentar no Brasil e na Europa (..). O Ministério da Fazenda está muito empenhado nisso. É bastante importante o casamento com o lado europeu”, analisa a executiva, que participa de agendas no Brasil e de reuniões periódicas no velho continente.
A ABIHV também estuda a estratégia chinesa para o hidrogênio verde, que deve reconfigurar padrões de custo, escala e competitividade no mercado internacional. Um Roadmap, divulgado pela associação em março, analisou o plano estruturado pelo governo da China para consolidar o hidrogênio renovável como pilar estratégico do desenvolvimento industrial do país.
Os chineses adotaram um modelo institucional baseado no conceito “piso nacional + ambição provincial”. A meta central — produção entre 100 mil e 200 mil toneladas por ano até 2025 — foi considerada conservadora, mas a execução é descentralizada, com províncias competindo em escala e inovação, combinando eletricidade renovável de baixo custo com ganhos de manufatura para alcançar paridade com o hidrogênio fóssil. A ABIHV informou que, até o momento, não foi identificado um documento oficial mais recente que revise ou aumente formalmente a meta nacional.
O planejamento chinês também segmenta a produção por geografia e infraestrutura. Grandes bases de geração renovável no norte e noroeste do país asiático, com forte presença de energia eólica e solar, são conectadas a polos industriais no leste e no sul por meio de corredores logísticos e dutos dedicados, transformando energia limpa em insumo industrial estratégico.
O roadmap verifica uma visão de longo prazo até 2060, quando o hidrogênio renovável deverá ocupar posição dominante na matriz energética chinesa. Entre as aplicações prioritárias destacadas estão a substituição do hidrogênio fóssil na indústria química, no refino e na produção de metanol; o uso em DRI (redução direta do minério de ferro) na siderurgia; o abastecimento de transporte pesado; além do papel do hidrogênio como armazenamento sazonal e instrumento de flexibilidade da rede elétrica.
Para a ABIHV, o diferencial do modelo chinês está na combinação entre direção central e experimentação regional, que acelera a curva de aprendizado, reduz custos e redefine padrões tecnológicos e de oferta. Esse movimento, segundo a entidade, tende a impactar cadeias globais de equipamentos, financiamento e certificação, além de estimular a formação de hubs integrados com renováveis dedicadas e contratos industriais de longo prazo.
Fernanda diz que a estratégia do país asiático é relevante, uma vez que a indústria chinesa é quem orienta a direção que o restante da indústria mundial vai caminhar. Ela ressalta que, quando a China aposta no hidrogênio e na amônia, por exemplo, ajuda a desenvolver toda uma cadeia produtiva, ganhando escala muito rapidamente no mercado internacional — a exemplo do que ocorreu com as fontes eólica e solar para atender à demanda local e internacional. Além disso, uma lei única vale para o cumprimento de todos os estados.
A CEO da ABIHV concorda que, assim como a energia eólica offshore, a demora em decisões sempre ameaça que investimentos migrem para países onde as questões regulatórias estão mais equacionadas. “O dinheiro não aceita desaforo. Se o investidor está com dinheiro e o outro lado não demonstra contrapartida interessada, com promulgação de decretos e avanço da indústria, o investidor vai levar para outras praças que estejam mais avançadas ou aplicar o dinheiro — como vimos na indústria de eólicas offshore”, alerta Fernanda.
De acordo com a ABIHV, 90% da carteira da associação correspondem a projetos no Nordeste. Para a associação, o desenvolvimento do hidrogênio, da amônia e do metanol pode gerar um movimento equivalente ao que ocorreu no setor de petróleo e gás no Sudeste ao longo de décadas, com geração de emprego e tecnologia.
No curto prazo, pensando no horizonte de 2030, já trafegam em águas internacionais navios com tecnologia dual fuel instalada, que podem, por exemplo, queimar etanol e metanol. Também existem navios movidos a diesel e a gás natural liquefeito (GNL) capazes de queimar amônia. Fernanda chama a atenção que tanto grandes companhias de navegação internacional quanto fornecedores de motores trabalham em soluções híbridas e com uso de combustíveis que emitem menos, como etanol/metanol ou diesel/GNL/amônia.
A estratégia já adotada pelos armadores é não comprar navios movidos somente ao bunker tradicional, e sim com tecnologia que seja, minimamente, dual fuel. “A IMO [Organização Marítima Internacional] ainda não bateu o martelo, mas existe intencionalidade grande nesses vetores energéticos zero emissão de carbono preparados a partir de 2030. É uma meta que pode demorar. A descarbonização é uma direção inexorável, que vai e precisa vir. O problema é o tempo disso”, ressalta a CEO da ABIHV.
Fernanda defende que o caminho a ser seguido na transição energética é para frente, não olhando mais para hidrocarbonetos. Para ela, os riscos de desabastecimento discutidos desde o início da guerra entre Rússia e Ucrânia, ampliado com o conflito no Oriente Médio, mostram a necessidade de um mundo mais plural em fontes de energia, a fim de evitar a alta volatilidade de preços, que vêm se mostrando cada vez mais complexa no setor de petróleo.
A CEO da ABIHV acredita que o planejamento energético local facilitará a segurança do abastecimento dos países que fizerem essa aposta. Fernanda ressalta que o transporte marítimo representa 3% das emissões mundiais, ao passo que a transição energética e redução de emissões de processos produtivos têm um desafio ainda maior nas indústrias de cimento, siderúrgicas, químicos, alimentos e vidros, que possuem com maior complexidade para atingir as metas climáticas.
Uma nota técnica da ABIHV aponta que, embora os combustíveis fósseis ainda apresentem vantagem de custo no curto prazo, a competitividade das alternativas limpas avança rapidamente. O estudo, “Combustíveis limpos e de transição: análise comparativa”, apresenta projeções de que o custo do hidrogênio verde pode cair significativamente até 2030, em regiões com alta disponibilidade de energia renovável, como o Brasil.
O levantamento, divulgado em abril, avalia a competitividade econômica de alternativas sustentáveis em relação aos combustíveis fósseis, com foco nos horizontes de 2025 e 2030. O documento destaca que a transição energética global vai além de uma agenda ambiental e se consolida como uma oportunidade estratégica de reindustrialização para o Brasil, com potencial de atrair investimentos, gerar empregos qualificados e fortalecer a indústria nacional.
O estudo também ressalta o impacto da precificação de carbono na dinâmica de mercado. Com valores em torno de US$ 100 por tonelada de CO₂, o hidrogênio verde tende a atingir paridade econômica com o hidrogênio de origem fóssil, reduzindo o chamado “prêmio verde” e ampliando as possibilidades de adoção em larga escala em setores industriais e de transporte.
Em relação à logística e ao comércio internacional, a análise indica que a amônia verde desponta como a principal rota para exportação de hidrogênio de baixo carbono, devido à sua maior densidade energética e à infraestrutura já consolidada, enquanto o hidrogênio em estado puro tende a ser mais competitivo em mercados regionais. A ABIHV recomenda a redução do custo de capital dos projetos, o avanço na implementação de um mercado regulado de carbono e o desenvolvimento de hubs industriais integrados de hidrogênio e seus derivados.
A nota técnica da ABIHV reforça que o Brasil reúne condições singulares para liderar esse mercado, com uma matriz elétrica majoritariamente renovável, abundância de recursos naturais e infraestrutura portuária estratégica. Nesse contexto, mecanismos de ajustes das fronteiras do carbono — como o CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism), que entra em fase de cobrança na União Europeia a partir de 2026, devem impulsionar a demanda por produtos de baixa emissão, ampliando as oportunidades para o país no comércio internacional.
Os projetos de hidrogênio de baixa emissão de carbono em Suape (PE) encontram-se em fase de desenvolvimento, integrados à estratégia do complexo para atração de empreendimentos voltados à produção de combustíveis sustentáveis. A administração de Suape destaca iniciativas conduzidas por empresas como a European Energy e a GoVerde Energia, que já avançam no desenvolvimento de plantas de e-metanol no complexo portuário e industrial.
Esses projetos vêm sendo estruturados com base na integração de insumos provenientes de arranjos produtivos do estado, em especial o aproveitamento de CO₂ biogênico oriundo do setor sucroenergético e de aterros sanitários, ampliando a disponibilidade de carbono sustentável e reforçando a competitividade dos projetos frente às exigências internacionais de descarbonização.
No campo da pesquisa, desenvolvimento e inovação, o Senai Park, instalado em Suape em outubro de 2025, constitui uma plataforma estratégica para apoiar testes, validação tecnológica, formação de competências e desenvolvimento de soluções aplicadas à transição energética.
O diretor-presidente do Porto de Suape, Armando Monteiro Bisneto, explica que os projetos associados ao hidrogênio de baixa emissão de carbono em Suape seguem o ciclo típico de implantação de empreendimentos industriais de grande escala, com horizonte estruturado em três fases. No curto prazo (2025–2027), os projetos estão concentrados na estruturação dos arranjos industriais, definição de fornecedores e avanço dos processos de licenciamento ambiental e regulatório, além da preparação para decisões finais de investimento (FID).
No médio prazo (2027–2030), está prevista a implantação das primeiras unidades industriais, com foco inicial na produção de derivados como o e-metanol, aproveitando a integração logística e a disponibilidade de insumos regionais. “A partir de 2030, a expectativa é de entrada em operação comercial e expansão gradual das plantas, em modelo modular, acompanhando a evolução da demanda internacional e a consolidação dos mercados regulados, especialmente na Europa”, projeta Monteiro Bisneto.
Ele explica que as oportunidades associadas ao hidrogênio de baixa emissão de carbono em Suape concentram-se na cadeia de valor dos combustíveis sintéticos e da descarbonização industrial, com três vetores principais. Um deles é a produção e exportação de derivados, como e-metanol, amônia e combustíveis sustentáveis de aviação (SAF), voltados a mercados regulados, especialmente a Europa, onde há metas claras de redução de emissões e demanda crescente por combustíveis de baixo carbono.
O segundo é a descarbonização de cadeias industriais locais, incluindo segmentos como refino e química, que podem substituir insumos fósseis por hidrogênio de baixa emissão, agregando valor à produção instalada no complexo. O terceiro vetor é o bunkering de combustíveis sustentáveis, posicionando Suape como hub de abastecimento para navios de nova geração, em especial aqueles movidos a metanol e outros combustíveis alternativos, alinhando-se à formação de corredores verdes marítimos.
“O diferencial competitivo de Suape está na capacidade de integrar produção, infraestrutura logística e demanda industrial em um mesmo território, reduzindo custos e aumentando a atratividade para investimentos de grande escala”, afirma o diretor-presidente do Porto de Suape.
A administração estima que os investimentos associados ao desenvolvimento de projetos de hidrogênio de baixa emissão de carbono em Suape devem alcançar centenas de milhões de dólares nas fases iniciais, com potencial de evolução para bilhões de dólares à medida que os projetos avancem para uma escala industrial.
Iniciativas em estruturação no complexo, especialmente voltadas à produção de derivados como o e-metanol, indicam aportes da ordem de US$ 800 milhões nas primeiras plantas, com possibilidade de expansão conforme a consolidação da demanda internacional e a maturação do ambiente regulatório. “Esses investimentos são majoritariamente privados, com o porto atuando como indutor, estruturador de infraestrutura e facilitador institucional, criando as condições necessárias para a viabilização dos empreendimentos”, ressalta Bisneto.
Os projetos em desenvolvimento em Suape estão estruturados prioritariamente na forma de derivados do hidrogênio, especialmente o e-metanol, que é tido como o vetor mais competitivo para transporte, armazenamento e uso em larga escala. Segundo Bisneto, as primeiras iniciativas indicam uma produção inicial da ordem de 200 mil toneladas por ano de e-metanol, associada às primeiras plantas em fase de estruturação. Essa produção está vinculada ao cronograma de implantação industrial, com expectativa de entrada em operação a partir de 2030.
No médio e longo prazo, a tendência é de expansão modular da capacidade produtiva, acompanhando a disponibilidade de energia renovável, a oferta de CO₂ biogênico e a evolução da demanda internacional, especialmente em mercados regulados. “Esse modelo permite escalar a produção de forma progressiva, consolidando Suape como um hub de movimentação e exportação de combustíveis sustentáveis”, diz Bisneto.
Ele acrescenta que o hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados são um dos principais vetores para viabilizar os corredores verdes marítimos, ao permitir a substituição progressiva de combustíveis fósseis no transporte marítimo internacional. O dirigente acredita que Suape apresenta condições estratégicas para integrar essas rotas, combinando localização geográfica favorável, infraestrutura portuária consolidada e proximidade com rotas transatlânticas relevantes.
A tendência, segundo o diretor-presidente de Suape, é de que o desenvolvimento desses corredores ocorra de forma gradual, inicialmente com projetos-piloto e rotas específicas, evoluindo à medida que aumenta a disponibilidade de combustíveis sustentáveis e que armadores e operadores portuários avancem em seus compromissos de descarbonização. “O diferencial competitivo está na capacidade de integrar produção local de combustíveis de baixo carbono, infraestrutura logística e demanda portuária, posicionando Suape como um hub de abastecimento (bunkering) no Atlântico Sul, contribuindo de forma efetiva para a consolidação desses corredores”, estima Bisneto.
A Companhia Docas Do Rio Grande do Norte (Codern) também vem avançando em iniciativas estratégicas voltadas à transição energética. O projeto do Porto Indústria Verde, sob coordenação do governo do Rio Grande do Norte, está em desenvolvimento, com uma proposta estruturante que visa viabilizar, no futuro, a implantação de um complexo portuário-industrial voltado à produção e exportação de energias renováveis, incluindo o hidrogênio verde.
A Codern ressalta que, no momento, não realiza operações relacionadas ao hidrogênio verde em suas instalações e que o projeto se encontra em fase de planejamento e desenvolvimento, não estando vinculado às operações atuais do porto. “O Porto de Natal permanece atento às oportunidades associadas à transição energética e à descarbonização logística, acompanhando a evolução de projetos estruturantes no estado, sempre em conformidade com os marcos regulatórios e ambientais aplicáveis”, afirma a autoridade portuária.
Em março, a Vast Infraestrutura e a HIF Global firmaram um acordo para a construção de uma tancagem dedicada ao armazenamento e à movimentação de e-Metanol no Terminal de Líquidos do Açu (TLA), no Porto do Açu (RJ). O documento estabelece as bases comerciais para o fechamento de um contrato de 15 anos que prevê a implantação da tancagem com capacidade de 40 mil metros cúbicos. A assinatura definitiva do contrato está condicionada à decisão final de investimento (FID, na sigla em inglês) da planta de e-Metanol que a HIF pretende desenvolver no complexo portuário, localizado no Norte Fluminense.
A HIF Global, do setor de combustíveis sintéticos (e-Fuels), já havia assinado um contrato de reserva de área com o Porto do Açu para este fim em 2024. A HIF desenvolve projetos de combustíveis sintéticos a partir de hidrogênio verde e CO₂ capturado. A empresa já opera uma planta piloto de e-Fuels no Chile, produzindo e-Metanol, e-Gasolina e e-LNG, com projetos em desenvolvimento no Brasil, Chile, Uruguai, Estados Unidos e Austrália.
O projeto no Açu prevê a implantação da planta de e-Metanol em quatro módulos, com capacidade total estimada em até 800 mil toneladas por ano. A primeira fase terá capacidade de 200 mil toneladas anuais, volume contemplado no contrato firmado com a Vast, que conta com infraestrutura para movimentação de líquidos. A Vast, do grupo Prumo, destaca que esse novo acordo reforça o posicionamento do TLA como a principal porta de entrada e saída de produtos líquidos do hub de hidrogênio e de combustíveis de baixo carbono em desenvolvimento no Açu.
O Porto do Açu possui uma área para a implantação de um hub, que abrangerá a produção de H2V, amônia verde e derivados como metanol, por exemplo. O escopo do contrato da HIF prevê a produção do e-metanol no porto e a tancagem no TLA. “Esse é o que está mais maduro para acontecer no hub de hidrogênio esse ano (…). Estamos andando a passos largos com o hidrogênio verde, mas tem projetos de e-fuels, que têm caminho até o FID. Esperamos, dentro desse hub de H2V, que o projeto da HIF de e-metanol tenha o FID tomado esse ano”, conta o diretor de terminais e logística do Porto do Açu, João Braz.
O Porto do Açu exporta 40% do petróleo produzido no país. Braz acrescenta que o projeto para tancagem de petróleo da Vast vai contribuir com a criação de um ‘estoque regulador’ do insumo. A maior parte da produção offshore na costa brasileira hoje passa por operações de transbordo e é exportada diretamente para seus destinos. Além do Açu, outros terminais da Petrobras também exportam dessa forma e importam petróleo para refino. “Nessa parte de armazenagem, a conversa mudou por causa da geopolítica. Existe necessidade de maior controle do insumo”, avalia Braz.
Com a escalada na tensão nos últimos meses, o petróleo está gerando inflação e aumento do custo das mercadorias, o que pode favorecer a convergência entre governos, setor privado e produtores de combustíveis renováveis, a fim de diminuir a dependência do petróleo devido ao impacto econômico. Num primeiro momento, a percepção de analistas é que o Brasil tem mais flexibilidade para reduzir os efeitos da conjuntura mundial sobre o preço dos combustíveis. Por outro lado, o país enfrenta outros problemas, como a grande participação da logística rodoviária na matriz de transportes frente a outros modais.
A guerra no Oriente Médio, que ocasionou a suspensão do tráfego de navios no Estreito de Ormuz, chegou a quadruplicar o frete de alguns tipos de navios, de US$ 1 milhão para US$ 4 milhões. Braz acredita que, com esse impacto econômico considerável, outros tipos de combustíveis marítimos, como o metanol e a amônia, começam a ficar mais atrativos para o mercado, impulsionando o desenvolvimento por parte dos armadores e de políticas de governo. O mesmo acontece na aviação, que tem o combustível sustentável para a aviação (SAF) como alternativa que pode ser produzida de forma competitiva. Segundo Braz, existem projetos para produção de SAF.
Em novembro de 2025, o Porto do Açu e o Porto de Antuérpia-Bruges assinaram uma carta de intenções para a criação de um corredor marítimo verde entre Brasil e Europa, com potencial para se tornar uma rota de exportação de e-combustíveis. A expectativa é que o corredor transatlântico esteja em operação antes de 2030. O porto belga projeta a importação de seis milhões a 10 milhões de toneladas de amônia verde a serem embarcadas anualmente no Açu até 2030 — o equivalente a 1,2 milhão a 1,5 milhão de toneladas de hidrogênio verde. O hidrogênio é parte do processo para se chegar na amônia verde e está diretamente conectado à produção dos combustíveis verdes que vão integrar o corredor.
Braz explica que, após a assinatura do acordo para construção deste corredor, faltam alguns passos importantes para atrair mais armadores e clientes para abraçar essa ideia. “Lançamos para dizer que vamos investir em abastecimento nos dois lados. Esse pontapé inicial já foi dado e esperamos que agora consigamos desenvolver mais rapidamente e acho que a situação geopolítica atual acaba contribuindo para isso”, afirma Braz.
O diretor de terminais e logística destaca que o Açu foi o primeiro porto do Brasil a dar incentivo financeiro para atracação de navios que queimam menos combustível, via ESI (Environmental Ship Index). Nesse modelo, os navios que emitem menos pagam taxas portuárias mais baixas. Braz explica que o corredor marítimo acaba sendo conduzido para Antuérpia porque é sócio do Porto do Açu e por o porto estar na linha de frente da descarbonização na Europa. E conta que, na estratégia belga, os setores marítimo e de químicos são importantes. “Desenvolvemos essa política para tentar fomentar esse tipo de combustível”, afirma Braz.
Fonte: Portos e Navios.