Potencial do hidrogênio natural merece ser investigado no Brasil, aponta PDE

O Plano Decenal de Expansão de Energia 2031 (PDE 2031) elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) incluiu a possibilidade de exploração e produção de hidrogênio natural, ou hidrogênio branco, em reservas no Brasil.

O documento está em consulta pública no site do Ministério de Minas e Energia (MME) e poderá receber contribuições até 23 de fevereiro

“Quanto ao hidrogênio natural, anteriormente considerado marginal, senão inexistente, aparece cada vez mais como uma opção importante a ser explorada pelas empresas de energia no futuro próximo”, cita o relatório da EPE.

Nele, a empresa afirma que estudos sobre a ocorrência de hidrogênio natural no país começaram a despontar. Entre as pesquisas, destaca-se uma liderada pela Engie em conjunto com a Geo4u que demonstrou a presença de hidrogênio no solo e poços profundos da Bacia do São Francisco, em Minas Gerais, constatando altas concentrações desse gás em reservatórios profundos.

Estudos iniciais estimam uma emissão de 140 t/dia (51,1 kt/ano) de hidrogênio em pelo menos três pontos da região.

Além de Minas Gerais, campanhas exploratórias preliminares já foram realizadas em outros estados pelo país e mostraram potenciais significativos em hidrogênio natural.

“Foram estudadas áreas nos estados do Ceará, Goiás, Tocantins, Roraima, Minas Gerais e Bahia que apresentaram diferentes potenciais para a pesquisa de hidrogênio natural. Alguns melhores e outros piores, mas sempre positivos. Esta lista não é exaustiva, uma vez que muitas outras regiões nunca foram estudadas”, afirma o documento.

O relatório ressalta que o território brasileiro engloba várias zonas cratônicas proterozoicas e mesoproteozoicas, que são características geológicas propícias à geração e preservação do hidrogênio natural.

O documento também destaca o potencial competitivo do hidrogênio branco em relação aos demais tipos.

“Estima-se que mais barato do que os de rotas de combustíveis fósseis e de eletrólise”, afirma.

“Embora o conhecimento científico sobre este recurso seja ainda muito limitado no mundo, sua natureza renovável, limpa, e, potencialmente, a custos muito baixos motivam o aprofundamento das investigações”, diz o PDE.

Painéis solares offshore e hidrogênio verde

O plano cita também o potencial brasileiro na produção de hidrogênio verde (H2V) — que em geral é feito a partir de um processo de eletrólise (separação das moléculas da água) movido por energia renovável.

A novidade do documento foi apontar que a principal fonte de energia para alimentar os eletrolisadores será proveniente de painéis solares offshore, até 2050. Até agora, a grande aposta dos investimentos em estudo no Brasil para produção de H2V vinham sendo nas eólicas offshore — com alguns parques já em processo de licenciamento.

“Os recursos renováveis offshore se destacam com um enorme potencial técnico de produção de hidrogênio. O recurso com a maior participação é o solar fotovoltaico com 79% do potencial, seguido do eólico, além dos 100 km até o limite da Zona Econômica Exclusiva (ZEE), que é de 15%”, calcula o PDE.

Segundo o relatório, até 2050 as renováveis onshore — considerando eólica, solar e hidráulica  — teriam a capacidade de produzir pouco mais de 18 milhões de toneladas de hidrogênio verde por ano, enquanto as offshore (eólica e solar) poderiam fornecer energia para a produção de 1,7 bilhão de toneladas de H2V/ano, dos quais 1,3 bilhão apenas com painéis solares offshore.

No mesmo cenário, fontes fósseis teriam o potencial de produzir 60 milhões, biomassa 50 milhões, e nuclear 6,9 milhões de toneladas de hidrogênio anualmente.

Considerando todas as rotas, o PDE estima que a produção anual de hidrogênio a partir do saldo dos recursos energéticos no horizonte de 2050 é da ordem de 1.850 Mt/ano.

Usos energéticos do hidrogênio verde

O PDE ainda aponta possíveis usos energéticos do H2V. Um deles seria na geração centralizada como forma de armazenamento de energia para maior aproveitamento das fontes renováveis não controláveis.

“Em momentos de excesso de produção renovável, seria possível destinar parte da eletricidade para a produção do hidrogênio, que poderia então ser armazenado e utilizado na geração elétrica em momentos de escassez, contribuindo para maior flexibilidade do sistema elétrico”, aponta o documento.

Outros usos seriam o hidrogênio/amônia como substituto parcial do carvão na geração termelétrica, ou como combustível para automóveis elétricos movidos a célula combustível.

“Se por um lado o hidrogênio verde poderá impactar a demanda por eletricidade, por outro, poderá ser uma alternativa energética primária para a oferta elétrica, seja como combustível para geração termelétrica, seja na geração por célula a combustível”.

Hidrogênio a partir do gás natural

O PDE também cita as notas técnicas da EPE sobre as perspectivas para a produção dos hidrogênios cinza, azul e turquesa a partir do gás natural.

“As rotas de produção do hidrogênio azul e turquesa têm potencial para gerar um energético flexível e limpo a partir de um combustível fóssil abundante, o gás natural. Essas rotas abrem oportunidades para a cadeia do gás desempenhar papel essencial na energia e na indústria de baixo carbono, expandindo a função de combustível de transição atribuído, geralmente, ao gás natural”, cita o relatório.

• O hidrogênio cinza é produzido a partir da reforma a vapor do gás natural com emissão de carbono na atmosfera.
• Já o hidrogênio azul passa pelo mesmo processo, porém com a captura e o armazenamento do CO2 (CCS) emitido na reforma.
• Enquanto o hidrogênio turquesa é obtido a partir da pirólise do gás natural, gerando o carbono sólido, uma espécie de coque que pode ser reaproveitado em processos industriais.

“Embora a disputa do hidrogênio cinza e azul versus verde tenha dominado o debate, há uma ampla gama de alternativas para construir uma economia de hidrogênio. Desse modo, diversas outras rotas tecnológicas também podem ter papéis importantes a desempenhar na indústria de hidrogênio de baixo carbono”, diz o documento.

O PDE também cita a possibilidade de instalação de plantas de produção de hidrogênio azul em plataformas offshore já existentes no pré-sal da Bacia de Santos. Neste caso, o CO2 emitido no processo seria injetado na mesma área, obtendo- se custos entre 33 e 250 US$/MMBtu.

Outro estudo de caso demonstra a produção de hidrogênio azul onshore, em Cubatão (SP), sendo o CO2 transportado até o campo de Merluza (offshore), onde seria injetado, resultando em custos que variam entre 23 e 274 US$/MMBtu.

• Leia em epbr: Comissão Europeia facilita entrada de gases de baixo carbono no mercado de energia