Energia

A NOVA ECONOMIA DO HIDROGÉNIO VERDE: ENQUADRAMENTO E ALGUMAS NOTAS RELATIVAS AO SETOR DA CERÂMICA

por Filipe de Vasconcelos Fernandes¹

Filipe de Vasconcelos Fernandes

§ 1. A inevitabilidade da Economia de Baixo Carbono e a ascensão da Economia do Hidrogénio

Nos termos do Acordo de Paris, o objetivo principal dos Estados que ao mesmo se vincularam versa sobre a limitação ao aumento da temperatura média mundial abaixo dos 2ºC em relação aos níveis pré-industriais e em encetar esforços para limitar o referido aumento a 1,5ºC³. Esta meta deverá ser alcançada através da implementação de medidas que limitem ou reduzam a emissão global de Gases com Efeito de Estufa (GEE), destacando-se o Dióxido de Carbono (CO2), o Metano (CH4), o Óxido Nitroso (N2O) ou ainda os Perfluorcarbonetos (PFC’s). Nesse contexto, a designada Economia do Hidrogénio representa uma proposta integrada e a nível sistémico de utilização do Hidrogénio como fonte de energia de Baixo Carbono, a que acresce um conjunto de outras importantes utilizações, como vetor de armazenamento ou valorização energética renovável, mormente como complemento ao Gás Natural, como combustível ou ainda, noutro espetro, em relação a aplicações associadas às pilhas de combustível estacionárias ou móveis. Compreende-se, nessa medida, que a Economia do Hidrogénio e os respetivos alicerces estejam sobremaneira relacionados com as necessidades de descarbonização de cada Estado e os seus objetivos no domínio da neutralidade carbónica. Nos termos do Roteiro para a Neutralidade Carbónica (“RNC2050”), aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 107/2019, de 1 de julho, alcançar a neutralidade carbónica em 2050 implica uma redução significativa das emissões de GEE, que se traduz numa trajetória de redução de, em termos respetivos: 1. -45% a -55% até final de 2030; 2. -65% a -75% até final de 2040; 3. -85% a -90% até final de 2050, tendo por referência os níveis de 2005. Cumprir com esta exigente trajetória de descarbonização suscita um conjunto de desafios de larga expressão, com particular relevo para os padrões de produção e de consumo e, bem assim, os pressupostos subjacentes aos atuais processos de produção dessa mesma energia. Neste contexto, os gases de origem renovável, de que continua a servir como paradigma o Hidrogénio verde, têm como principais vantagens, entre outras, o facto de: 1. Em primeiro lugar, apresentarem uma forte complementaridade face à estratégia de eletrificação, permitindo assim reduzir os custos da descarbonização;

1 Assistente Convidado na Faculdade de Direito da Universidade de Lisboa (FDUL). Mestre e Doutorando em Direito Fiscal. Consultor Sénior na Vieira de Almeida & Associados (VdA). Fundador do H2Tax – O Primeiro “Think Tank” em Portugal exclusivamente dedicado à Fiscalidade do Hidrogénio – Contacto académico: filipefernandes@fd.ulisboa.pt • Contacto profissional: fvf@vda.pt 2 O Primeiro “Think Tank” em Portugal exclusivamente dedicado à Fiscalidade do Hidrogénio. 3 Artigo 2.º, n.º1, alínea a) do Acordo de Paris. Adicionalmente, nos termos do artigo 2.º, n.º1, alíneas b) e c) do mesmo Acordo, são ainda apresentados como objetivo do referido Acordo “[a]umentar a capacidade de adaptação aos efeitos adversos das alterações climáticas, promover a resiliência a essas alterações e um desenvolvimento com baixas emissões de gases com efeito de estufa, de forma a não pôr em risco a produção alimentar” e “[t]ornar os fluxos financeiros coerentes com um percurso conducente a um desenvolvimento com baixas emissões de gases com efeito de estufa e resiliente às alterações climáticas”.

2. Em segundo lugar, apresentarem um reforço substancial da segurança de abastecimento num contexto de descarbonização, sendo certo que se trata de um domínio onde existem ainda amplos desafios de um ponto de vista tecnológico; 3. Em terceiro lugar, contribuírem para uma indução à utilização de fontes endógenas (eólica e solar), contribuindo para a redução na dependência energética nacional; 4. Em quarto lugar, terem um papel prioritário na redução as emissões de GEE em vários setores da economia, de que é exemplo o setor da cerâmica; e 5. Em quinto e último lugar, a sua íntima conexão à eficiência na produção e no consumo de energia ao permitir soluções em escala variável à medida das necessidades, próximas do local de consumo e com capacidade de distribuição pelo território nacional. Com o objetivo de introduzir um elemento de incentivo e estabilidade para o setor energético, promovendo a introdução gradual do Hidrogénio enquanto pilar sustentável e integrado numa estratégia mais abrangente de transição para uma economia descarbonizada, Portugal preparou e apresentou a Estratégia Nacional para o Hidrogénio (ENH2), tendo esta última concretização legislativa na Resolução do Conselho de Ministros n.º 63/2020, de 14 de agosto, que aprovou o designado Plano Nacional do Hidrogénio. A referida EN-H2 assume as seguintes metas para o horizonte 2030: 1. Em primeiro lugar, 5% de Hidrogénio Verde no consumo final de energia, no transporte rodoviário e na indústria; 2. Em segundo lugar, 15% de Hidrogénio Verde injetados nas Redes de Gás Natural (transporte e distribuição); 3. Em terceiro lugar, 50 a 100 estações de abastecimento para Hidrogénio; e ainda 4. Em quarto e último lugar, entre 2 a 2,5 GW de capacidade eletrolítica. Seguem-se algumas considerações de índole técnica justamente sobre os pressupostos e contexto de produção do designado Hidrogénio Verde.

§ 2. Da Reformação à Eletrólise (Aquosa)

O Hidrogénio é o elemento químico mais abundante no Universo, correspondendo a aproximadamente 75% da respetiva massa elementar. Porém, o Hidrogénio não existe na natureza no seu estado puro, pelo que tem de ser obtido através de processos que consomem energia, para que, posteriormente, possa ser utilizado das mais diferentes formas.

§2.1 A Reformação

Há várias décadas, a reformação é uma tecnologia mais utilizada pela indústria, sendo a maioria do Hidrogénio obtido por intermédio do processamento do vapor de Gás Natural (Metano) nos seguintes termos:

CH4(g) + H2O(g)→CO(g)+3H2(g)

Em momento subsequente, é convertido o Monóxido de Carbono com Vapor de Água para produzir Hidrogénio e Dióxido de Carbono (adicional), momento em que é obtido o ponto maximizante da obtenção de Hidrogénio no processo, nos termos que se seguem:

CO(g) +H2O(g)→CO2(g)+H2(g)

Pese embora a contínua relevância deste processo, não deixa de estar em causa a libertação de Dióxido de Carbono, razão pela qual o Hidrogénio obtido é recorrentemente apelidado de Hidrogénio Cinzento.

§2.2 A Eletrólise (Aquosa)

Por oposição ao processo anterior, se a eletricidade é obtida por intermédio de fontes endógenas renováveis, como a eólica, solar ou hídrica, o Hidrogénio é efetivamente “Verde”, podendo acrescentar-se que as emissões de Carbono residuais são apenas as incorporadas nas infraestruturas de geração (incluindo as imanentes aos materiais compósitos).

É neste contexto que se alude à eletrólise aquosa, processo que se baseia no recurso à energia elétrica (corrente elétrica contínua), para separar os componentes que integram a molécula de Água (Hidrogénio e Oxigénio), obtendo, assim:

2 H2O + Eletricidade → 2 H 2 + O2

Diferentemente do que sucede no caso anterior, e desconsiderando resquícios de Carbono incorporados nas infraestruturas de apoio à produção, o Hidrogénio obtido não implica a libertação de GEE.

§3. A estruturação da Economia do Hidrogénio

O Hidrogénio Verde é um vetor energético cujo mercado se caracteriza, embora não exclusivamente, por uma “supplier-induced demand”, partindo geralmente dos produtores as ações que induzirão os consumidores a realizar movimentos de substituição entre bens ou produtos

que, direta ou indiretamente, estão associados a emissões de Carbono. Naturalmente que, partindo da oferta, este processo de substituição ao nível da procura tem uma relevância estrutural para o desenvolvimento do mercado do Hidrogénio, compreendendo-se o enfoque do decisor público no desenho de instrumentos que permitam induzir a procura em movimentos de substituição nos quais o Hidrogénio Verde passe a ser progressivamente encarado como bem (ou fator) sucedâneo – consoante esteja em causa o mercado dos fatores ou o mercado dos produtos. Esta circunstância não retira importância ao lado da procura. Pelo contrário, se os efeitos indutores ao surgimento de movimentos de substituição não surtirem os efeitos pretendidos – em especial, pela forte inelasticidade-preço da procura em relação a consumos ricos em Carbono (notória nos combustíveis fósseis) – de nada terá valido o financiamento/subsidiação à produção, qualquer que venha a ser o seu formato. Nesse sentido, do lado da procura, a tarefa a cargo do decisor público passará necessariamente por introduzir medidas que induzam a movimentos de substituição entre consumos libertadores de Carbono e outros que possam ser total ou predominantemente descarbonizados. Segundo antevemos, tal passará por um agravamento da tributação do Carbono, que inclusive já vem sucedendo há várias décadas em praticamente todos os Estados – sendo importante denotar que as respetivas receitas reverterão, preferencialmente, para o financiamento de políticas públicas ligadas à transição energética, inclusive o Hidrogénio Verde.

§4. Os próximos passos – em especial o relevo para o setor da cerâmica

Conforme resulta do que se referiu, o setor da cerâmica não é, de modo algum, alheio a este conjunto de circunstâncias e, bem assim, às exigências decorrentes do atual contexto de descarbonização da atividade económica e consequente advento da transição energética. Um dos exemplos paradigmáticos é o subsetor da designada cerâmica estrutural (que inclui a produção de telhas, tijolos) onde se assiste a uma especial concorrência oriunda da introdução e consequente recurso a outros materiais no setor da construção, tais como madeira ou cortiça.

Sem prejuízo do recurso à biomassa, entendemos que a descarbonização no setor da cerâmica pressuporá um incremento da respetiva eletrificação, razão pela qual o Hidrogénio (Verde) poderá ter um papel absolutamente crucial.

Tal permite, inclusive, o estabelecimento de uma importante conexão à Economia Circular, em particular no que diz respeito à valorização dos subprodutos inerentes à eletrólise e cuja relevância para o setor da cerâmica é inequívoca: pense-se no caso do Oxigénio obtido pela separação do Hidrogénio da Água e a respetiva utilização na cerâmica vitrificada. Outros exemplos existirão que permitem comprovar, segundo antecipamos, a nossa intuição a este respeito: também o setor da cerâmica terá um justo protagonismo na estruturação da Economia do Hidrogénio Verde e, consequentemente, no contributo para a estratégia de descarbonização da economia nacional.

O PREÇO DA ENERGIA E OS MERCADOS A PRAZO

por Tomás Gaivão, Engenheiro especialista em Mercados de Energia

Na mudança para o século XXI ocorreu a liberalização dos mercados de energia, e passámos de um modelo em que o estado, através de empresas públicas verticalmente integradas, estabelecia o preço de venda da eletricidade e gás para um regime de livre concorrência, caracterizado pela eficiência na formação dos preços. De sistemas baseados em centrais térmicas e hídricas de carga base e em contratos de aquisição de energia de longo prazo, que asseguravam alguma previsibilidade nos preços, evoluímos para um modelo de mercado em que muitas tecnologias de perfil diferente competem entre si e em que diariamente apenas são chamadas a produzir as centrais mais eficientes. Será que este novo modelo de mercado de energia, cada vez mais baseado em tecnologias renováveis de custo marginal muito baixo, nos garante energia barata no futuro, ou por outro lado, sendo as renováveis intermitentes e em certa medida imprevisíveis, teremos cada vez mais incerteza e volatilidade nos preços da energia? Estamos no verão de 2021 e o preço da energia está em máximos nos mercados grossistas internacionais. Na Península Ibérica, no passado mês de julho, registaram-se valores record nos preços da eletricidade e do gás natural que foram, entretanto, já ultrapassados em agosto, e os analistas indicam que a tendência de preços altos se deverá manter, pelo menos, até aos primeiros meses de 2022. Se nos recordarmos que o ano de 2020, marcado pelo início da pandemia de COVID-19 e consequente diminuição da atividade económica, registou mínimos históricos no preço da eletricidade e do gás natural, temos assim um registo bem recente que demonstra a volatilidade dos mercados de energia e, em certa medida, a sua imprevisibilidade. O preço da energia impacta toda a sociedade, mas é particularmente relevante no caso das empresas e grandes consumidores. Numa empresa em que a compra de energia representa uma proporção importante da sua estrutura de custos, e que se vê limitada na possibilidade de passar totalmente esses custos para o consumidor, os seus resultados económicos são altamente penalizados em cenários de elevada volatilidade e de preços elevados. Com a liberalização dos mercados de energia foi criado um instrumento importante na gestão do risco representado pela imprevisibilidade do preço da energia: os mercados a prazo, por vezes também referidos como mercados de futuros. Neles, os diferentes agentes do setor – produtores, comercializadores, grandes consu-

midores, instituições financeiras – podem transacionar contratos (derivados) que lhes permitem gerir o risco de preço. Existem vários tipos de derivados, sendo os mais habituais os futuros e as opções. Os futuros permitem fixar, hoje, o preço a que se vai comprar ou vender energia no futuro, num horizonte que pode ir para além dos 10 anos seguintes. As opções são contratos mais versáteis que permitem a proteção em cenários extremos, como se fosse um seguro. Com uma opção um agente pode exercer o direito de comprar energia a um preço pré-determinado em cenários de preços altos. Se o preço no mercado for baixo o agente não executa a opção e beneficia da energia barata. Vejamos alguns exemplos que ilustram a utilidade dos mercados a prazo. Uma comercializadora de eletricidade acorda com um cliente, hoje, um preço fixo ao qual lhe vai vender cada kWh consumido nos próximos 12 meses. A comercializadora baseia o valor do kWh que cobra ao cliente em projeções suas sobre o preço a que comprará eletricidade nos mercados grossistas nos próximos meses, mas é surpreendida por uma subida inesperada e sustentada dos preços, como aquela a que assistimos neste verão. Se não tiver feito uma adequada gestão de risco de preço, por exemplo através da compra de futuros, poderá estar a vender energia ao cliente a um preço inferior ao que compra e, portanto, estar a perder dinheiro. Noutro exemplo, consideremos uma companhia de aviação, em que o custo do jetfuel representa a parcela maior dos seus custos. Se a cotação do combustível nos mercados internacionais disparar e a empresa não tiver salvaguardado esse cenário, por exemplo através da compra de opções que garantam um preço de compra mais baixo, a sua capacidade de oferecer tarifas competitivas fica comprometida. De notar que ao utilizar opções a empresa de aviação consegue beneficiar dos cenários em que o combustível está barato, ao contrário do que aconteceria se tivesse comprado futuros e fixado um preço. Quando uma empresa recorre aos mercados a prazo para passar a outrem (à contraparte no contrato de futuros ou opções) uma determinada exposição ao preço de um ativo, diz-se que está a fazer uma cobertura. Todos os dias, nos mercados a prazo globais, negoceiam-se contratos entre contrapartes que lhes permitem fazer uma gestão ativa de vários tipos de riscos. Existem derivados para mitigar o risco de subida ou descida das taxas de juro, de movimentos nas diferentes taxas de câmbio, e no caso das matérias-primas existem bolsas onde se negoceiam derivados sobre o preço do açúcar, do café, da soja, do leite, de pellets de madeira, apenas para dar alguns exemplos. Na Península Ibérica, no setor da energia, existem há vários anos mercados a prazo que têm como subjacente o preço da eletricidade e do gás natural. Mas como funciona na prática a operação nos mercados a prazo de energia, e que estratégias de cobertura as empresas podem adotar? Tipicamente, apenas as grandes empresas de energia, as comercializadoras ou os grandes consumidores participam diretamente nos mercados a prazo, através de equipas de traders que monitorizam em permanência o mercado e atuam quando surge uma oportunidade. As empresas que não têm a dimensão ou nível de sofisticação suficiente para atuar diretamente podem ainda assim fazer coberturas através de intermediários que fornecem esses serviços. Em todo o caso, a operação nos mercados a prazo é bastante simples, e assemelha-se a uma operação de compra e venda de ações num serviço de homebanking. Existe um livro de ordens central onde são colocadas todas as ofertas de compra e venda dos agentes nos vários contratos listados, com os respetivos preços, e se um agente quiser fechar um negócio basta introduzir uma ordem que case com alguma das existentes. Em relação à estratégia a adotar, existem diferentes opções, em função do nível de risco que se está disposto a correr, mas uma estratégia habitual é ter níveis de cobertura superiores para os horizontes mais curtos e níveis progressivamente inferiores nas maturidades mais distantes. Vejamos como uma empresa consumidora intensiva de gás natural, que consome em média 10 MWh de gás natural por dia, podia aplicar este tipo de estratégia. Consideremos que um contrato de futuro corresponde à entrega de 1 MWh de gás por dia, durante o período de entrega e que a empresa estabeleceu o seguinte objetivo: ter o consumo de gás dos próximos 3 meses com um nível de cobertura de 80%, os 3 meses seguintes com nível de cobertura de 60%, os 6 meses seguintes com nível de cobertura de 40%, e os próximos 12 a 24 meses com cobertura de 20%. Para aplicar esta estratégia a empresa pode comprar, em dezembro do ano Y, 2 contratos de futuros para os anos Y+1 e Y+2, comprar 6 contratos de futuros para o 1º trimestre do ano Y+1, comprar 4 contratos de futuros para o 2º trimestre do ano Y+1 e comprar 2 contratos de futuros para o segundo semestre do ano Y+1. Esta estratégia obriga a que todos os meses sejam comprados novos contratos num processo de renovação cíclico, até que as condições de mercado, ou uma mudança de estratégia, ditem outra abordagem. Os volumes

de energia não cobertos podem ser utilizados para, a qualquer momento, aproveitar eventuais oportunidades de preços baixos no mercado. Ao fixar uma percentagem importante dos seus custos com a compra de gás natural num horizonte alargado a empresa fica bastante menos exposta ao preço spot diário, bastante volátil, o que lhe permite fazer previsões realistas de custos de produção no futuro. Fazer uma cobertura de risco de preço não é mais do que reduzir a incerteza, transformando uma variável desconhecida num valor conhecido. Não se trata de tentar bater o mercado, mas sim de fazer uma gestão prudente de risco que reduza a exposição a fatores que não estão sob o nosso controlo. Uma empresa cujos custos ou proveitos dependam do preço da energia, e que não faça coberturas, está a especular, ou seja, está a apostar que o preço da energia no futuro vai ser menor do que no presente. Na Península Ibérica, contudo, os mercados a prazo de energia registam níveis de participação muito inferiores quando comparados com os do centro e norte da Europa. Ter mercados de energia a prazo líquidos, onde os agentes atuam de forma ativa na gestão da sua estratégia de risco, é não só um sinal de maturidade das economias, mas é principalmente um fator de alavancagem para a competitividade das empresas.