LIVRO TECNOLOGIA INDUSTRIAL HIDROGÊNIO VERDE

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Em nome da Associação Brasileira das Indústrias de Biomassa e Energia Renovável  e dos numerosos colaboradores no desenvolvimento do Livro Hidrogênio Verde, tenho o prazer de apresentar o primeiro Livro desenvolvido pela Brasil Biomassa sobre o potencial de produção de hidrogênio verde para um futuro de baixo carbono nos setores industriais mais intensivos em calor no Brasil.
As alterações climáticas apresentam-se como um dos maiores desafios para a humanidade neste século. Vivemos numa época onde somos sobrecarregados com informações sobre o impacto dos combustíveis fósseis no nosso planeta, que podem ter consequências negativas sobre a atividade humana, ao nível social, econômico e ambiental. O aumento populacional aumentou a demanda energética e, segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), até 2030, a demanda energética poderá aumentar em 50% globalmente. 
As fontes de energia mais exploradas no mundo são os combustíveis fósseis e seus derivados . O uso excessivo desses combustíveis aumenta os gases de efeito estufa (GEE), como o CO 2 , que, por sua vez, têm um efeito notável no aquecimento global e nas mudanças climáticas.  Para lidar com esta questão, a substituição de fontes de energia convencionais por fontes de energia amigas do ambiente é crucial. A substituição a longo prazo de combustíveis fósseis pode ser conseguida através do uso melhorado de opções de energia sustentável no mix energético. 
Nos últimos anos, um número crescente de países se comprometeu a atingir emissões líquidas zero. Até abril de 2022, 131 países cobrindo 88% das emissões globais de gases de efeito estufa anunciaram metas líquidas zero. As emissões antropogênicas já levaram a um aumento da temperatura global de 1,1 °C em comparação aos níveis pré-industriais. Há um amplo entendimento de que o zero líquido até 2050 é fundamental para aumentar as chances de manter esse aumento de temperatura dentro de 1,5 °C. Esse foco renovado significa que as emissões de todos os usos finais de energia precisam ser mitigadas. Embora a eficiência energética, a eletrificação e as energias renováveis possam atingir 70% da mitigação necessária , o hidrogênio será necessário para descarbonizar os usos finais onde outras opções são menos maduras ou mais caras, como indústria pesada , transporte de longa distância e armazenamento sazonal de energia. Considerando essas aplicações, o hidrogênio pode contribuir com 10% da mitigação necessária para atingir o Cenário de 1,5 °C e 12% da demanda final de energia .
Neste sentido, o livro retrata que o hidrogênio é produzido comercialmente hoje em dia – é usado como matéria-prima na indústria química e em refinarias, como parte de uma mistura de gases na produção de aço e na geração de calor e energia. A produção global está em torno de 75 MtH2/ano como hidrogênio puro e mais 45 MtH2/ano como parte de uma mistura de gases. Isso é equivalente a 3% da demanda global de energia final e semelhante ao consumo anual de energia da Alemanha.
O hidrogênio é um transportador de energia versátil (não uma fonte de energia). Ele pode ser produzido a partir de várias matérias-primas e pode ser usado em praticamente qualquer aplicação. A eletricidade renovável pode ser convertida em hidrogênio por meio da eletrólise , que pode acoplar energia renovável continuamente crescente com todos os usos finais que são mais difíceis de eletrificar. Esse acoplamento também permite que os eletrolisadores forneçam flexibilidade à rede , complementando alternativas como baterias, resposta à demanda e veículo para rede na eletrificação inteligente .
Os dados no livro aduzem que quase 47% da produção global de hidrogênio é de gás natural, 27% de carvão, 22% de petróleo (como subproduto) e apenas cerca de 4% vem da eletrólise. A eletricidade teve uma participação renovável média global de cerca de 33% em 2021, o que significa que apenas cerca de 1% da produção global de hidrogênio é produzida com energia renovável. O hidrogênio eletrolítico da produção dedicada permaneceu limitado a projetos de demonstração, somando uma capacidade total de 0,7 GW em 2021. Em contraste, o Cenário de 1,5 °C precisaria de 4-5 TW até 2050, exigindo uma taxa de crescimento mais rápida do que a experimentada pela energia solar fotovoltaica (PV) e eólica até o momento.
O uso de hidrogênio como um transportador de energia permanece limitado e é principalmente limitado a veículos rodoviários. Em junho de 2021, mais de 40.000 veículos elétricos com célula de combustível estavam em circulação ao redor do mundo, com quase 90% deles em quatro países: Coreia, Estados Unidos, República Popular da China e Japão. No final de 2020, havia cerca de 6.000 ônibus elétricos com célula de combustível (95% deles na China) e mais de 3.100 caminhões elétricos com célula de combustível. Esses totais são pequenas frações da frota global de veículos.
O valor total do hidrogênio, no entanto, só é totalmente realizado quando ele é convertido em derivados. O hidrogênio pode ser combinado com carbono do CO2 para produzir hidrocarbonetos e praticamente qualquer molécula. 
Ele pode ser usado para produzir amônia, que pode ser usada como matéria-prima para fertilizantes (a maioria do uso atual) ou como combustível para novas aplicações, como transporte marítimo . Ele também pode ser usado para produzir metanol , combustíveis sintéticos ou mesmo como um agente redutor para substituir o carvão na produção de ferro . Uma vez convertido nessas commodities, a densidade energética é aumentada ainda mais, tornando o transporte de longa distância e o armazenamento de longo prazo econômicos. Assim, a conversão para derivados de hidrogênio efetivamente desbloqueia o comércio global de energia renovável. Por exemplo, a amônia líquida tem quase oito vezes a densidade energética (MJ/m 3 ) das baterias de íons de lítio e mais de 20 vezes a densidade energética gravimétrica (MJ/kg).
A maior densidade energética de commodities derivadas de hidrogênio aumenta efetivamente a distância que a energia pode ser transportada de forma econômica, conectando regiões de energia renovável de baixo custo com centros de demanda que têm potencial renovável limitado ou energia renovável cara. O comércio global de energia por meio de derivados de hidrogênio proporcionaria benefícios econômicos, pois os países importadores podem acessar recursos mais baratos (do que os domésticos), melhorando a resiliência do sistema, pois há maneiras alternativas de satisfazer a demanda final de energia e, portanto, fortalecendo a segurança energética.
O comércio de hidrogênio, no entanto, não será definido apenas pelo benefício econômico. A longo prazo, quando as tecnologias atingirem a maturidade total e forem amplamente implantadas, espera-se que os países importadores possam contar com múltiplas alternativas dentro de uma pequena faixa de custo. Portanto, os parceiros comerciais serão, em grande medida, definidos por fatores não econômicos.
O livro retrata que o hidrogênio atualmente enfrenta vários desafios que podem dificultar o cumprimento de seu potencial:

Custo. Com preços médios de longo prazo de combustíveis fósseis de USD 75/bbl para petróleo e USD 4-6/GJ para gás natural, o hidrogênio renovável é duas a três vezes mais caro de produzir do que as referências fósseis. Os gasodutos de hidrogênio podem ser de 10 a 50% mais caros. As células de combustível e os tanques de armazenamento para transporte rodoviário são várias vezes mais caros do que os motores de combustão interna. Os combustíveis sintéticos para aviação podem atualmente ser de três a seis vezes mais caros do que o combustível de aviação de óleo fóssil. O prêmio de custo para caminhos renováveis em comparação com as opções baseadas em fósseis pode ser de 50 a 75% para amônia, 150% para metanol e 30 a 40% para aço 30 a 40%.
Falta de diferenciação. Não há uma maneira estabelecida de diferenciar o hidrogênio de baixo carbono do hidrogênio de base fóssil. Isso significa que o elo entre incentivos (de mercado e de política) e produção está faltando e que não há como os consumidores saberem a origem e o impacto ambiental do hidrogênio produzido. Há vários esforços em andamento na certificação de hidrogênio que podem preencher essa lacuna.
Falta de mercado de hidrogênio. O hidrogênio não é uma commodity comercializada hoje, o que significa que não há índice de preço. Isso se traduz em custos mais altos pagos pelos consumidores, pois há baixa transparência de preços e competição. Há pouca demanda por hidrogênio de baixo carbono e os projetos precisam ser integrados do fornecimento à infraestrutura e ao uso final.
Infraestrutura limitada. Globalmente, há apenas cerca de 4.500 km de gasodutos de hidrogênio. Usar recursos renováveis de locais remotos exigiria investimento adicional na infraestrutura de transporte, de gasodutos a unidades de conversão e liquefação, bem como armazenamento, o que aumenta o investimento inicial necessário.
Perdas de energia. Cada etapa de conversão leva a perdas de energia, o que aumenta a capacidade renovável necessária a montante para satisfazer um uso final específico. 
O uso adicional de hidrogênio além das aplicações onde é estritamente necessário só aumentará o ritmo anual necessário de implantação de capacidade renovável, o que tornará a tarefa de descarbonização mais desafiadora.
Política. A maioria dos esforços de política até agora se concentrou no transporte rodoviário, particularmente para veículos elétricos de célula de combustível e postos de abastecimento. Com o foco em um conjunto mais amplo de aplicações de hidrogênio, a atenção da política está mudando para estratégias nacionais abrangentes , fornecimento de hidrogênio , infraestrutura e absorção na indústria .
O livro avalia o modelo ETHER abrange a produção, transporte e uso de energia e gás e co-otimiza os investimentos, o transporte de gás e o despacho do sistema combinado de energia e gás. Para o hidrogênio, o escopo do modelo se estende da geração renovável à produção, transporte e uso final de hidrogênio. Os dados de recursos para energia fotovoltaica, eólica onshore e eólica offshore são divididos em cinco classes de recursos para cada região com base na qualidade do recurso renovável, com um potencial máximo e um perfil horário representativo. Dado que a metodologia é baseada na otimização de menor custo, os fluxos comerciais são impulsionados puramente pelo custo entregue. No futuro, os fluxos comerciais de hidrogênio também serão amplamente moldados por fatores geopolíticos, especialmente se os diferenciais de custo de produção entre as regiões forem pequenos e as preferências geopolíticas resultarem apenas em pequenas penalidades de custo, em troca de menor risco de interrupções no fornecimento.
O horizonte de tempo pode ser um único ano ou um período inteiro (por exemplo, 2020-2050). Para facilitar tanto o cálculo dos fluxos quanto a interpretação dos resultados, o modelo é dividido em 34 regiões (veja a Figura): cada país do G20, países selecionados que poderiam desempenhar um papel significativo no comércio de hidrogênio (Chile, Colômbia, Marrocos, Portugal, Espanha e Ucrânia) e os países restantes agregados por localização geográfica (por exemplo, Leste Asiático, América Latina).
O modelo não inclui expansão da rede elétrica dentro ou entre regiões. Supõe-se que cada nó alcance a expansão máxima da rede, embora seja reconhecido que em muitos países atingir isso pode ser desafiador (por exemplo, devido à oposição social, permissão, atrasos em projetos, falta de incentivos de mercado), especialmente em áreas densamente povoadas. 
A troca de energia por meio de gasodutos e navios de hidrogênio, embora menos eficiente, tem uma capacidade de transporte maior, fornece diversificação do fornecimento de energia e é potencialmente menos desafiadora em termos das condições necessárias para infraestrutura e mercados, especialmente onde gasodutos de gás natural existentes podem ser reaproveitados para transportar hidrogênio puro.

Neste Livro, é dado particular enfoque ao hidrogénio (H 2 ) como um transportador de energia gerado a partir de fontes de energia renováveis e soluções que poderiam obter níveis de emissão zero nos transportes, na indústria, nos edifícios, no sector energético, etc.
O hidrogênio é considerado um combustível verde, pois o produto da combustão de H 2 é vapor de água. Portanto, ele tem zero emissões de CO 2 quando usado para produzir energia (por exemplo, por meio de células de combustível. Seu valor de aquecimento (em uma base de massa) supera o do metano, gasolina e carvão em 2,4, 2,8 e 4 vezes, respectivamente, e tem uma densidade de energia 100 vezes maior do que uma bateria de íons de lítio convencional. 
Quando comparado a outros combustíveis conhecidos, o hidrogênio tem o maior conteúdo de energia por unidade de peso. Ele também tem muitas outras características, como uma melhor capacidade de armazenamento do que a eletricidade, que o tornam um candidato atraente e provável para desempenhar um papel significativo como combustível para o futuro. Em relação à produção de H 2 , prevê-se que sejam geradas 50–82 Mt de H2.
Seu transporte pode ser feito por meios convencionais de consumo doméstico/industrial. A segurança do H 2 para transporte e manuseio é comparável à do gás natural doméstico. No entanto, o hidrogênio demonstra uma densidade energética extremamente baixa por unidade de volume, principalmente por ser o elemento mais leve da tabela periódica, mesmo quando comprimido em altas pressões.
Por outro lado, no livro aduzimos o fator crítico que determinará a relação custo-eficácia do comércio de hidrogênio será se os ganhos de escala, tecnologia e eficiência podem compensar o custo de transporte do hidrogênio de áreas de produção de baixo custo para áreas de alta demanda. 
Para produzir hidrogênio verde, a energia renovável é convertida em hidrogênio por eletrólise, e esse hidrogênio é processado posteriormente para aumentar sua densidade energética. O processamento posterior pode assumir a forma de liquefação, uso de transportadores de hidrogênio orgânico líquido (LOHC) ou conversão para amônia, metanol, aço ou combustíveis sintéticos. As etapas adicionais de conversão se traduzem em perdas de energia e, portanto, um aumento no custo por unidade de energia entregue. 
Para qualquer processo de conversão específico, essas perdas serão as mesmas, independentemente de a conversão ser feita em uma região importadora ou exportadora. Portanto, elas não serão um diferencial quando a mercadoria final for usada diretamente sem reconversão para hidrogênio. Assim, para tornar o comércio econômico, o custo de produção de hidrogênio verde deve ser suficientemente menor na região exportadora do que na região importadora para compensar o custo de transporte. 
Esse diferencial de custo se tornará maior à medida que a escala dos projetos aumenta e a tecnologia se desenvolve para reduzir os custos de transporte. O comércio de hidrogênio pode levar a um fornecimento de energia de menor custo para a região importadora, uma vez que ela está acessando energia mais barata. Também pode levar a um sistema de energia mais robusto com mais alternativas para lidar com eventos inesperados.
O potencial técnico para o hidrogênio verde, mesmo considerando restrições de disponibilidade de terra, como áreas protegidas, florestas, pântanos, centros urbanos, declives e escassez de água, ainda é quase 20 vezes a demanda global de energia primária em 2050. O potencial do hidrogênio verde, no entanto, não é um valor único; é uma relação contínua entre custo e capacidade renovável (veja a Figura). Quanto ao custo de produção, isso depende diretamente do custo do insumo renovável (principal fator de custo), do eletrolisador e do custo médio ponderado de capital (WACC). Em 2050, quase 14 TW de energia solar fotovoltaica, 6 TW de energia eólica terrestre e 4-5 TW de eletrólise serão necessários para atingir um sistema de energia com emissões líquidas zero. 
Espera-se que essas implantações reduzam drasticamente os custos de tecnologia devido à inovação, economias de escala e otimização da cadeia de suprimentos. Neste futuro, a produção de hidrogênio verde pode atingir níveis quase tão baixos quanto US$ 0,65/kgH2 para os melhores locais no cenário mais otimista. Em um cenário mais pessimista, com custos de tecnologia mais altos, ainda para 2050, o menor custo de produção é de US$ 1,15/kgH2.
Embora o potencial global para hidrogênio verde seja mais do que suficiente para satisfazer a demanda, há países específicos onde o potencial é restrito e onde a produção doméstica pode não ser suficiente para satisfazer a demanda doméstica. Devido à natureza de seu território, Japão e Coreia são os mais restritos – respectivamente, 91% e 87% de sua massa terrestre total é excluída da produção de eletricidade renovável que poderia ser para produção de hidrogênio. A Coreia precisaria usar cerca de um terço de seu potencial renovável para satisfazer sua demanda doméstica de hidrogênio em 2050. No entanto, uma vez que o consumo de eletricidade para outros usos é considerado, dificilmente sobrará para a produção de hidrogênio. 
O potencial técnico do Japão é de cerca de 380 GW de PV e 180 GW de energia eólica terrestre, o que seria suficiente para produzir cerca de 20 MtH2/ano de hidrogênio. No entanto, a qualidade dos recursos é relativamente ruim (a geração anual é inferior a 14% da capacidade contínua total para a maioria de PV e menos de 30% para eólica) e a maior parte desse potencial é usada para satisfazer a demanda geral de eletricidade. Outros países que exigiriam uma parcela relativamente alta de seu potencial renovável para satisfazer a demanda doméstica de hidrogênio são a Índia (89% de suas terras são excluídas principalmente devido à densidade populacional, terras agrícolas, savanas e florestas), a Alemanha (66% excluídas principalmente por florestas e terras agrícolas), a Itália (62% excluídas principalmente devido à inclinação, densidade populacional e terras agrícolas) e a Arábia Saudita (94% excluídas principalmente devido ao estresse hídrico).

Dois parâmetros principais definem o custo de transporte do hidrogênio: o tamanho da unidade de produção e a distância de transporte. O tamanho da unidade define as economias de escala – quanto maior o tamanho da unidade de produção, menor o custo específico. O maior benefício disponível é alcançado com tamanhos de projeto de 0,4, 0,4 e 0,95 MtH2/ano para LOHC, amônia e hidrogênio líquido, respectivamente. Para colocar esses valores em perspectiva, 1 MtH2/ano seria equivalente a um eletrolisador de 10 GW funcionando por cerca de 60% do ano, ou o consumo de hidrogênio de cinco plantas comerciais de amônia. Esses tamanhos se traduzem em uma redução de custo de até 80% em comparação com os projetos piloto atuais. 
Até 2050, no Cenário de 1,5°C, cerca de um terço da demanda global de hidrogênio (equivalente a 18,4 EJ por ano ou cerca de 150 Mt de hidrogênio por ano) poderia ser satisfeita por meio do comércio internacional. 
Os outros dois terços seriam produzidos e consumidos internamente. Esta é uma mudança significativa em relação ao mercado de petróleo atual, onde a maior parte (cerca de 74%) é comercializada internacionalmente, mas é semelhante ao mercado de gás atual, do qual apenas 33% é comercializado através das fronteiras. 
Do hidrogênio que seria comercializado internacionalmente até 2050 no Cenário de 1,5°C, cerca de 55% viajaria por gasoduto, e a maior parte da rede de hidrogênio seria baseada em gasodutos de gás natural existentes que seriam adaptados para transportar hidrogênio puro, reduzindo drasticamente os custos de transporte. Este comércio habilitado por gasoduto seria concentrado em dois mercados regionais: Europa (85%) e América Latina (15%). Os 45% restantes do hidrogênio comercializado internacionalmente seriam enviados, predominantemente como amônia, que seria usada principalmente sem ser reconvertida em hidrogênio.
A conversão de hidrogênio em amônia já é comercialmente viável e aplicada em larga escala; a amônia é amplamente comercializada hoje (cerca de 10% da produção global) e tem uma infraestrutura de transporte desenvolvida (portos, embarcações, armazenamento). A amônia também pode ser usada diretamente como matéria-prima ou combustível, e não precisa necessariamente ser reconvertida em hidrogênio. No entanto, o mercado crescente e existente de amônia precisa ser descarbonizado para atingir o Cenário de 1,5 °C. Até 2050, a produção global de amônia verde pode ser de cerca de 610 Mt/ano. Quase 80% disso (480 Mt/ano) seria usado como matéria-prima química e combustível para transporte, e apenas os 20% restantes seriam usados como um transportador de hidrogênio. Das 480 Mt/ano usadas como matéria-prima química e combustível, cerca de dois terços seriam comercializados globalmente, e o outro terço de origem nacional.
Apenas quantidades muito limitadas de hidrogênio (cinza) são atualmente transportadas na forma de hidrogênio puro. Mesmo no Cenário de 1,5°C, quase três quartos do hidrogênio produzido seriam usados como metanol, aço, amônia (para combustível e matéria-prima) e combustíveis sintéticos para aviação. 
A maior parte do comércio de amônia seria para consumo direto como amônia, em vez de ser convertida novamente em hidrogênio. A conversão de hidrogênio em ferro e combustíveis sintéticos seria ainda mais atraente, pois ambos têm custos de transporte mais baixos do que hidrogênio ou amônia. Essas duas commodities não podem ser convertidas novamente em hidrogênio, mas não há necessidade de reconversão, pois há uma grande demanda por elas. 
Elas também têm uma infraestrutura global existente que não exigiria mudanças, exceto - fundamentalmente - para que as commodities fossem produzidas usando hidrogênio verde em vez de combustíveis fósseis.
É provável que o hidrogênio influencie a geografia do comércio de energia. Com os custos da energia renovável caindo, mas os do transporte de hidrogênio altos, o mapa geopolítico emergente provavelmente mostrará uma regionalização crescente nas relações energéticas. As energias renováveis podem ser implantadas em todos os países, e a eletricidade renovável pode ser exportada para países vizinhos por meio de cabos de transmissão. Além disso, o hidrogênio pode facilitar o transporte da energia renovável por distâncias maiores por meio de gasodutos e transporte, desbloqueando assim recursos renováveis inexplorados em locais remotos. Alguns gasodutos de gás natural existentes, com modificações técnicas, podem ser reaproveitados para transportar hidrogênio.
Países como o Brasil por sua abundância de energia renovável de baixo custo poderiam se tornar produtores de hidrogênio verde, com consequências geoeconômicas e geopolíticas proporcionais. A produção de hidrogênio verde poderia ser mais econômica em locais que tivessem a combinação ideal de recursos renováveis abundantes, espaço para parques solares ou eólicos e acesso à água, juntamente com a capacidade de exportar para grandes centros de demanda. Novos centros de energia poderiam surgir em lugares que explorassem esses fatores para se tornarem centros de produção e uso de hidrogênio.
O negócio do hidrogênio provavelmente será mais competitivo e menos lucrativo do que o petróleo e o gás. O hidrogênio limpo pode não gerar retornos comparáveis aos do petróleo e do gás hoje. 
O hidrogênio é uma atividade de conversão, não um negócio de extração, e tem o potencial de ser produzido competitivamente em muitos lugares. Isso pode limitar as possibilidades de capturar rendas econômicas semelhantes às geradas pelos combustíveis fósseis, que hoje respondem por cerca de 2% do PIB global. Além disso, à medida que os custos do hidrogênio verde caem, novos e diversos participantes provavelmente entrarão no mercado, tornando o hidrogênio ainda mais competitivo.

Espera-se que o comércio de hidrogênio e os fluxos de investimento gerem novos padrões de interdependência e tragam mudanças nas relações bilaterais. Uma série de acordos bilaterais em rápido crescimento indica que eles serão diferentes das relações de energia baseadas em hidrocarbonetos do século XX. 
Mais de 30 países e regiões têm estratégias de hidrogênio que incluem planos de importação ou exportação, indicando que o comércio transfronteiriço de hidrogênio deve crescer consideravelmente. Países que tradicionalmente não comercializam energia estão estabelecendo relações bilaterais centradas em tecnologias e moléculas relacionadas ao hidrogênio. À medida que os laços econômicos entre os países mudam, também pode mudar sua dinâmica política.
Portanto, cada tópico do Livro  visa apresentar evidências, análises e conclusões existentes no mercado nacional e internacional para a produção de hidrogênio como uma fonte de redução e eficiência energética, alternativas de reduções de GEE, descarbonização das indústrias pesadas. Considerando todas essas características, vale a pena explorar o hidrogênio como um transportador de energia renovável e é particularmente interessante em aplicações como aplicações pesadas, transporte e outros casos industriais, onde a eletricidade pode ser difícil de usar .

                        Associação Brasileira das Indústrias de Biomassa e Energia Renovável