O Brasil nunca faltou com ambição quando o assunto é energia. Com uma das matrizes elétricas mais limpas do mundo, o país se colocou nos últimos anos no centro das discussões globais sobre hidrogênio verde — o combustível produzido por eletrólise a partir de fontes renováveis que promete descarbonizar setores difíceis de eletrificar, como siderurgia, fertilizantes e aviação.
Os números dimensionam o interesse. Um mapeamento da consultoria CELA (Clean Energy Latin America), referendado pela Associação Brasileira do Hidrogênio Verde (ABIHV), aponta que os projetos anunciados para o Brasil já somam mais de R$ 500 bilhões em investimentos, com cerca de R$ 63 bilhões previstos somente para 2026. São hubs portuários no Ceará e no Rio Grande do Norte, complexos industriais na Bahia, plantas de amônia verde voltadas à exportação para a Europa e a Ásia.
O entrave é que a maioria desses projetos ainda existe somente no papel. E as razões, alertam advogados especializados em energia e infraestrutura, têm menos a ver com tecnologia ou mercado do que com uma teia de lacunas jurídicas que precisam ser desatadas antes que qualquer usina saia do chão.
O edifício legal sem as paredes
O Congresso Nacional não ficou parado. Em 2024, foram aprovados o Marco Legal do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (Lei nº 14.948/2024) e o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono — PHBC (Lei nº 14.990/2024). Juntos, os diplomas criaram o Rehidro, o SBCH2 e um pacote de créditos fiscais. "Do ponto de vista da arquitetura legal, saímos do zero", avalia Roberto Oliveira, advogado especialista em direito societário e sócio do Toledo Marchetti Advogados.
Mas o problema, explica o especialista, está no andar de baixo: a ausência de regulamentação infralegal. São os decretos e as portarias ministeriais que convertem as diretrizes das leis em procedimentos concretos — quais órgãos têm competência para autorizar o quê, quais os critérios técnicos mínimos, como funcionam os benefícios fiscais na prática.
"Sem um decreto regulamentador que defina com precisão o procedimento de habilitação e coabilitação, os critérios de percentual de origem nacional, as obrigações de investimento em PDI e, sobretudo, os efeitos tributários na transição para a CBS/IBS, não é possível fazer uma modelagem financeira adequada", afirma Oliveira.
O Rehidro entrou em vigor em 1º de janeiro de 2025, mas sem esse decreto regulamentador, os créditos fiscais que ele promete — centrais para viabilizar economicamente os projetos — permanecem inacessíveis. Para um setor que depende de financiamentos de longo prazo e projeções de retorno em 20 ou 30 anos, essa incerteza equivale, na prática, a um sinal vermelho para o capital.
O pesadelo do licenciamento ambiental
A estrutura de um hub de hidrogênio verde é, por natureza, híbrida e complexa: inclui usinas solares ou eólicas, eletrolisadores, sistemas de compressão e armazenamento, infraestrutura portuária para exportação e linhas de transmissão. O desafio jurídico começa aqui — porque o Brasil não possui, em nível federal, nenhuma tipologia específica de licenciamento ambiental para esse tipo de empreendimento.
"Os projetos acabam sendo enquadrados em tipologias não específicas, podendo ter o seu licenciamento fracionado, o que pode gerar problemas relacionados à própria competência para a condução do licenciamento, além de exigências indevidas", alerta Ana Claudia Mello Franco, advogada especialista em direito ambiental e sócia do Toledo Marchetti Advogados.
O cenário se tornou ainda mais nebuloso com a entrada em vigor da Lei nº 15.190/2025, que reformulou o arcabouço do licenciamento ambiental no país. A lei ainda está em fase de implementação e já enfrenta ações no Supremo Tribunal Federal questionando a constitucionalidade de diversos dispositivos. Enquanto o STF não decide, o ambiente jurídico permanece em suspenso.
Para endereçar esses desafios, a advogada destaca que os escritórios precisam atuar de forma abrangente desde o início dos projetos: orientando os empreendedores no enquadramento correto do empreendimento, na identificação da competência da entidade licenciadora, no mapeamento prévio de riscos jurídico-ambientais e nas necessárias medidas de mitigação.
"O diálogo proativo e estratégico com as entidades licenciadoras e outros órgãos intervenientes, durante todo o procedimento, é essencial", complementa Ana Claudia.
Há ainda variáveis que fogem ao controle regulatório, mas exigem articulação institucional fina: a disponibilidade e o uso de recursos hídricos em regiões de escassez — a eletrólise consome água —, os impactos em áreas ambientalmente sensíveis, em bens culturais protegidos e, especialmente, em territórios de povos e comunidades tradicionais.
Transmissão: o gargalo invisível do Nordeste
Se o licenciamento é o obstáculo mais visível, o acesso à rede de transmissão pode ser o mais letal para a viabilidade financeira dos projetos. O Nordeste concentra o maior potencial brasileiro para o hidrogênio verde — ventos fortes, irradiação solar elevada, proximidade com portos de exportação —, mas a região vive o paradoxo de ter excesso de geração renovável e falta de capacidade de escoamento.
O resultado é o curtailment estrutural: usinas que precisam ser desligadas porque a rede não suporta a energia produzida. Para projetos de hidrogênio verde, que dependem de eletricidade barata e contínua para a eletrólise, o curtailment não é apenas um custo operacional — é uma ameaça existencial ao modelo de negócio.
"O cenário combina filas caóticas de acesso, cortes de geração estrutural e ausência de instrumento técnico que priorize cargas estratégicas — como hubs de hidrogênio — na alocação de capacidade de transmissão. Esta é, hoje, talvez a maior ameaça prática à financiabilidade dos projetos do Nordeste", avalia Roberto Oliveira.
PPAs e contratos: engenharia jurídica no lugar da norma
Sem um arcabouço regulatório consolidado, os contratos de compra e venda de energia (PPAs) e os acordos de off-take — que garantem a compra do hidrogênio produzido — tornam-se documentos de centenas de páginas tentando preencher os vazios que deveriam estar nas normas.
"A indefinição regulatória transforma o PPA e o contrato de off-take em um exercício de engenharia jurídica permanente, no qual cada lacuna precisa ser suprida contratualmente", explica Oliveira. O especialista detalha os principais pontos de atrito: o descasamento entre a duração do contrato e o prazo dos incentivos fiscais exige cláusulas de revisão periódica de preço atreladas a índices internacionais; a indefinição sobre quem arca com o curtailment dificulta a precificação do risco; e o descasamento cambial — projetos em reais, compradores europeus pagando em euros — exige PPAs indexados a moeda forte ou cláusulas de pass-through de complexa negociação.
No plano da logística portuária, o cenário é igualmente espinhoso. Não há clareza sobre a outorga de terminais privados dedicados à amônia verde, sobre tarifas, prioridade de atracação e responsabilidades em dragagem. A quem pertence o risco de perdas durante a conversão do hidrogênio em amônia — o vetor mais viável para o transporte transoceânico — e a reconversão no destino?
Há ainda o problema da certificação: o comprador europeu só paga o green premium se o produto for certificado conforme a regulamentação da União Europeia. Como o Brasil ainda não tem acordo de reconhecimento mútuo com o bloco, os contratos precisam incluir cláusulas de desconto ou rescisão em caso de não obtenção da certificação.
O advogado de energia virou gestor de projetos
A complexidade do setor está redesenhando a própria função do advogado especializado. Um único projeto de hidrogênio verde pode exigir interface simultânea com ANEEL, ANP, ANA, ANTAQ, ANTT, IBAMA, ICMBio, SPU, Ministério de Minas e Energia, Receita Federal, FUNAI, Fundação Palmares e uma série de órgãos estaduais.
"O advogado de energia passa a ser um project manager, um estruturador multidisciplinar capaz de transitar pelo direito ambiental, fundiário, portuário, tributário, societário, project finance e comércio internacional", resume Roberto Oliveira.
Diante desse cenário, soluções criativas têm emergido da prática dos escritórios. Entre as inovações contratuais mais recorrentes, Oliveira cita as cláusulas de regulatory MAC (Material Adverse Change) e regulatory out, que permitem rescisão ou renegociação se determinada norma não for publicada até uma data certa; o uso de SPEs segregadas por atividade, reduzindo a concentração de risco em uma única sociedade; PPAs indexados ao preço de entrega da amônia no porto de destino; estruturas híbridas com debêntures incentivadas (Lei 12.431/2011) aplicadas ao H2V; e seguros paramétricos contra curtailment estrutural, indisponibilidade hídrica e atraso regulatório.
"O limbo regulatório resulta em uma cadeia de contratos complexos, utilizados para criar a segurança jurídica que o Estado ainda não providenciou. Não é o cenário ideal, mas é o que permite — ou permitirá — termos R$ 500 bilhões de fato investidos, ao invés de R$ 500 bilhões no papel", conclui Oliveira.