Após anos dominados por anúncios de projetos na escala de gigawatts, 2026 trouxe sinais muito mais concretos: a Moeve levou os primeiros 300 MW de Onuba à decisão final de investimento (FID), a Repsol aprovou mais 100 MW na Petronor e a bp e a Iberdrola estão avançando com 25 MW em Castellón , enquanto outros projetos abandonaram os processos de auxílio mesmo após terem passado pelos filtros competitivos europeus.
A fotografia mostra atividade, mas também uma escolha muito mais difícil entre o volume anunciado e a capacidade que de fato se aproxima da construção.
Para Marcos Rupérez , consultor especializado em hidrogênio e ligado ao setor desde 2009, não se trata apenas da maturidade dos projetos.
“Havia uma bolha de expectativas. Quando tudo começou, por volta de 2020, muitas pessoas não sabiam realmente o que era hidrogênio e esperavam muito mais do que ele poderia oferecer. Tudo isso se dissipou significativamente.”
A correção que ele descreve tem uma variável central: a viabilidade econômica dos projetos ainda não está totalmente definida .
Nos últimos anos, a Espanha e a União Europeia implementaram diversos mecanismos de apoio com o objetivo de reduzir essa lacuna. Entre eles, destacam-se o programa IPCEI, os vales do hidrogênio e, mais recentemente, os prêmios por quilograma produzido associados ao Banco Europeu de Hidrogênio.
No entanto, Rupérez acredita que mesmo esses mecanismos têm dificuldade em resolver completamente a lacuna entre os custos e a disposição a pagar.
“O hidrogênio ainda não é rentável. Existe uma diferença entre o custo de produção e o preço que o mercado está disposto a pagar e, em geral, os subsídios não cobrem totalmente essa diferença.”
O alerta encontra um exemplo particularmente visível em leilões recentes.
A Espanha acabou por atribuir 274,2 milhões de euros aos projetos ATLAS, QUIXOTGEN, P-HYNET e ZARAGOZAH2V , quatro projetos que totalizam 102,27 MW e que receberão apoio com base no hidrogénio renovável efetivamente produzido.
Mas chegar ao ponto de adjudicar o contrato também não garante o investimento.
Antes da resolução final, os projetos NOON II e ODIN retiraram-se do procedimento , apesar de terem sido inicialmente incluídos no mecanismo espanhol associado à terceira rodada do Banco Europeu de Hidrogênio.
O episódio trouxe à tona uma questão que o mercado europeu está começando a aceitar: um ágio pode melhorar os números, mas, posteriormente, compradores, financiamento, garantias e contratos capazes de sustentar o projeto por anos ainda são necessários.
As refinarias começam com uma vantagem.
Nesse contexto, Rupérez identifica um tipo de projeto com uma posição claramente mais favorável: aquele que não precisa criar sua demanda do zero .
As refinarias já consomem hidrogênio de origem fóssil em seus processos e, portanto, têm a possibilidade de substituir progressivamente esse volume por produção renovável.
Essa demanda existente é agravada pelas obrigações europeias que começam a introduzir quotas para combustíveis renováveis e NBOF em determinados usos.
"Na Espanha, minha impressão é que os projetos que realmente avançarão serão principalmente aqueles ligados às empresas petrolíferas, substituindo o hidrogênio cinza que elas já consomem por hidrogênio verde."
A composição dos projetos que mais avançaram nos últimos meses reforça essa interpretação.
Os 100 MW da Petronor serão utilizados principalmente para suprir o consumo dentro da própria refinaria e para abastecer atividades industriais próximas.
Em Castellón, o projeto de 25 MW, impulsionado pela bp e pela Iberdrola, também está sendo construído ao lado de uma refinaria e substituirá parcialmente o hidrogênio cinza atualmente utilizado em seus processos.
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E a Onuba, embora em maior escala e com uma estratégia mais ampla associada ao Vale do Hidrogênio Verde da Andaluzia, faz parte do ecossistema industrial da Moeve em Huelva.
Para Rupérez, a diferença em relação a outros modelos reside precisamente no fato de haver uma utilidade industrial identificável desde o início.
O cenário torna-se muito mais complexo quando o projeto depende da construção simultânea de uma produção e de um mercado que ainda não existe.
A amônia renovável, a mobilidade pesada, os combustíveis sintéticos e outras aplicações podem encontrar nichos específicos, mas seu desenvolvimento está condicionado à capacidade do consumidor de assumir um preço consideravelmente maior em comparação com as alternativas convencionais.
De gigawatts ao tamanho que o mercado realmente precisa.
O consultor também questiona a escala em que o hidrogênio foi avaliado durante os primeiros anos do boom.
A Moeve mantém a meta de até 2 GW para todo o Vale do Hidrogênio Verde da Andaluzia, mas sua primeira decisão de investimento concentra-se em 300 MW, que podem ser expandidos posteriormente em mais 105 MW.
Rupérez usa essa diferença não para antecipar o cancelamento das fases seguintes, mas para destacar o quanto o horizonte temporal e o impacto efetivo das decisões que as empresas tomam hoje foram reduzidos.
“O que resta agora é o trabalho em projetos menores e mais dispersos. Há engenharia detalhada e projetos específicos, mas em uma escala muito menor do que a imaginada durante o boom.”
Mesmo algumas centenas de megawatts podem parecer modestas quando comparadas aos enormes fluxos de energia que passam por uma refinaria diariamente ou ao volume de combustíveis fósseis que o hidrogênio originalmente pretendia substituir.
Aí reside outra diferença em relação ao relato inicial.
O hidrogênio deixou de ser visto apenas como uma ferramenta para absorver grandes quantidades de energias renováveis e passou a ser avaliado aplicação por aplicação, identificando onde o custo adicional pode ser justificado e onde a eletrificação direta é mais eficiente.
Rupérez cita a alta mobilidade como um exemplo.
“Você pode considerar vender hidrogênio para vans ou caminhões, mas terá que competir com veículos elétricos que, em muitos casos, custam menos e consomem muito menos energia. Pode haver alguns nichos de mercado, mas enquanto não houver competitividade, não há muito mais a explorar.”
Essa seleção tecnológica também pode acabar reduzindo consideravelmente o universo de projetos em comparação com o número anunciado.
Será que o “setor do hidrogênio” pode desaparecer?
A tese mais disruptiva de Rupérez não é que a Espanha ficará sem eletrolisadores.
É precisamente o oposto: podem existir instalações em funcionamento sem que a indústria independente que se previa em torno do hidrogénio alguma vez tenha surgido .
Caso a implementação se concentre em refinarias, fertilizantes e alguns usos industriais específicos, o eletrolisador poderá ser integrado às instalações existentes da mesma forma que qualquer outro componente do processo.
"Pode haver projetos instalados e em operação na Repsol, Moeve e outras empresas, mas o eletrolisador pode acabar sendo apenas mais um equipamento dentro de uma refinaria."
Isso não significaria necessariamente o fracasso da tecnologia.
Sim, isso implicaria uma transformação radical das expectativas que têm dominado o mercado desde 2020: menos empresas dedicadas exclusivamente ao hidrogênio, menos projetos especulativos e uma demanda muito mais ligada a consumidores capazes de justificar o custo adicional.
Nesse cenário, o verdadeiro filtro para a Espanha não seria mais a quantidade de gigawatts que ela mantém em seus planos estratégicos.