GreenH2Atlantic: projeto de hidrogénio verde implica investimento de mais de 300 milhões em Sines

É em frente à antiga praia, com a água mais quente da costa alentejana, que está a ser projetado um novo projeto de hidrogénio verde, que representa várias centenas de milhões de investimento.

Com o fecho da central a carvão da EDP, a praia de São Torpes perdeu, para sempre, a água ‘quentinha’ que a caracterizava, para infelicidade de muitos banhistas. Em troca, o país deixou de ter tantas emissões poluentes e vai ganhar o GreenH2Atlantic, um projeto que visa ajudar a descarbonizar o país.

A unidade de hidrogénio verde vai ficar instalada nos terrenos da antiga central a carvão da EDP em Sines, distrito de Setúbal, num investimento entre os 150 a 200 milhões de euros, revelou, ao Jornal Económico, Ana Quelhas, diretora da unidade de hidrogénio da EDP.

O objetivo é instalar um eletrolisador com capacidade de eletrólise de 100 megawatts (MW) para produzir hidrogénio verde.

Está a ser desenvolvido pelo consórcio Hytlantic, que junta os portugueses da EDP, Galp e Martifer, com os dinamarqueses da Vestas e os franceses da Engie.

Para alimentar o eletrolisador, vai ser necessário construir 200 megawatts de energias renováveis: 100 MW de energia solar e outros 100 MW de energia eólica. Esta nova potência implica um investimento de mais 150 a 200 milhões de euros, segundo a gestora, que revela que este investimento deverá ser feito por outras empresas, fora do consórcio, através de acordos de compra de energia (PPA).

A responsável da EDP espera que o consórcio tome uma decisão de investimento [FID na sigla em inglês] até ao final deste ano.

“Nestes projetos que têm apoios públicos, a partir do momento em que assinamos contratos com as entidades financiadoras, há um compromisso de entrega, há um calendário que está bem definido. O GreenH2Atlantic não tem este compromisso tão apertado [face a outros projetos de hidrogénio da EDP], tem financiamento do Green Deal e do Innovation Fund, que estamos a tentar negociar em termos de COD [data de entrada em operação] para nos dar aqui alguma flexibilidade para acomodar a evolução do projeto. Talvez no final de 2026, a entrega do projeto, para entrar em funcionamento. Fazendo as contas não nos dá muito mais flexibilidade do que até ao final deste ano para tomar as decisões de investimento”, disse Ana Quelhas, ao JE, em declarações durante a Lisbon Energy Summit & Exhibition que decorre em Lisboa.

Com a decisão de avançar a ser tomada, “em príncipio”, ainda este ano, a diretora espera “pelo menos” avançar com “milestones importantes”: “como a ligação à rede e o licenciamento ambiental que não dependem de nós, e todas as entidades estão a derrapar prazos, nomeadamente este da REN de ligação à rede, os prazos públicos que foram anunciados já foram derrapados. Sem ligação à rede, sem licenciamento ambiental, não conseguimos avançar sozinhos”.

“O eletrolisador não chega a 200 milhões, mas não deve estar muito longe disso. Fora as renováveis, que terão de ser novas, têm de respeitar os critérios de adicionalidade, não teremos que ser nós necessariamente. Já estamos a desenhar processos competitivos para fazer o procurement [contratação] das renováveis, mas terão de ser novas. As renováveis só por si terão de ser outros 200 milhões de investimento”, revelou ao JE.

Ana Quelhas adiantou que, “ao longo deste ano”, a EDP deverá tomar mais decisões de investimento para “poder cumprir com as entregas definidas nos calendários dos instrumentos de apoio”: “em Portugal, temos um PRR em Alenquer [5 MW]; em Espanha temos vários projetos do PRTR [PRR espanhol]: dois de 5 MW, um de 20 MW, outro de 25 MW, outro de 30 MW, e depois um maior de 150 MW e temos três IPCEI que estamos à espera de resolução do Governo espanhol”.

O consórcio já submeteu o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) à Agência Portuguesa do Ambiente (APA) e deverá, previsivelmente, entrar em consulta pública nas próximas semanas.

Sobre o leilão de hidrogénio lançado pelo Governo na segunda-feira, no valor anual de 14 milhões de euros ao longo de 10 anos, Ana Quelhas disse que o processo ainda terá de ser analisado. “Temos de ver todos os detalhes que estão lá. Estávamos expectantes que o instrumento saísse, podemos vê-lo como um instrumento piloto, o volume em causa é pequeno”.

“Só determinados projetos com determinadas configurações é que podem encaixar aí. Temos que ver as regras para perceber até que ponto é interessante ou não para os nossos projetos. Mas os instrumentos do leilão são uma agulha no palheiro para Sines, nem sei se é elegível, sequer. O volume que está lá em gigawatt/hora deve equivaler, mais ou menos, a 30 Mw que serão financiados e distribuídos pelos pontos da rede”, rematou Ana Quelhas, que garante que a empresa vai estar atenta aos leilões do Banco Europeu de Hidrogénio.

Recorde-se que, em janeiro de 2023, a APA aprovou a proposta de definição de âmbito (PDA) do projeto.

Segundo o documento então divulgado, o projeto deverá produzir nove mil toneladas de hidrogénio verde por ano, com cerca de 30% a serem enviados para a refinaria da Galp, em Sines, para substituir o hidrogénio cinzento (a partir de combustíveis fósseis), que é usado atualmente para a produção da refinaria. Já os restantes 70% deverão ser injetados na rede nacional de transporte de gás da REN.

Para ligar os terrenos da antiga central a carvão da EDP e as unidades da REN e da Galp será construído um pipeline com sete quilómetros.

Na terça-feira, o Jornal Económico revelou que a Galp está a estudar o investimento de 500 milhões de euros na segunda fase de hidrogénio verde da sua refinaria de Sines. A decisão final deverá ser tomada em 2025/2026, com a companhia a analisar, até lá, se vale a pena avançar com o projeto.