O armazenamento subterrâneo de hidrogênio representa um caminho estrategicamente relevante para a consolidação de um sistema energético sustentável e de baixo carbono no Brasil, dada a disponibilidade de formações geológicas favoráveis, como cavernas de sal, aquíferos e reservatórios de petróleo e gás esgotados. Reservatórios esgotados, apoiados por extensa infraestrutura existente, oferecem vantagens particulares para o armazenamento em larga escala e para a integração do excedente de energia renovável por meio da produção de hidrogênio verde.
Essa é a conclusão do artigo “The Brazilian context of underground hydrogen storage: A review and future perspectives“, publicado por pesquisadores das universidade federais Fluminense (UFF), dos Vales do Jequitinhonha e Mucuri (UFVJM) e do Paraná (UFPR) na revista científica Journal of Energy Storage.
Eles identificaram um potencial de armazenamento técnico de hidrogênio offshore de aproximadamente 5,48 PWh, um inventário legado de mais de 6.000 poços de petróleo e gás desativados e alta adequação para o desenvolvimento de cavernas de sal na região Nordeste.
Custos de produção
O artigo também analisa os custos de diferentes tecnologias de produção de hidrogênio, apontando a reforma a vapor do metano (SMR) como a opção mais rentável, com custos de produção variando de US$ 0,9 a US$ 3,2 por quilograma. A eletrólise, em contrapartida, apresenta custos de produção que variam de US$ 3 a US$ 23,27 por quilograma. Esses custos são impulsionados principalmente pelas despesas com eletricidade, o que destaca a importância do desenvolvimento de fontes de energia renováveis mais baratas para garantir a viabilidade da implementação em larga escala. O estudo destaca o potencial de produção de hidrogênio com energia renovável excedente em momentos de demanda menor que a geração no sistema elétrico.
Por outro lado, a reforma a vapor do etanol (ESR) demonstra faixas de custo particularmente competitivas em regiões com abundante disponibilidade de bioetanol, como a região Sudeste do Brasil, posicionando a ESR como uma opção estratégica para a produção de H2, especialmente em sistemas descentralizados ou mercados emergentes. Além dos custos de produção competitivos, a reforma a vapor do etanol se alinha bem com os requisitos dos postos de abastecimento de hidrogênio. A capacidade de produzir hidrogênio localmente a partir de bioetanol reduz a necessidade de extensa infraestrutura de transporte e apoia a descentralização das cadeias de suprimento de hidrogênio.
Custos de armazenamento
O processo de armazenamento de hidrogênio (H₂) em meios porosos subterrâneos envolve várias etapas, como injeção, armazenamento e recuperação subsequente. Inicialmente, após a produção, o hidrogênio é injetado em uma formação reservatório porosa e permeável por meio de poços de injeção. Dentro do reservatório, o H₂ injetado desloca os fluidos dos poros in situ, é dispersado por toda a formação e é contido por rochas selantes impermeáveis que impedem sua migração e possíveis vazamentos. Posteriormente, quando há demanda de energia, o H₂ armazenado pode ser recuperado para utilização
Os fatores de custo variam sistematicamente de acordo com a tecnologia de armazenamento. Os aquíferos requerem aproximadamente 80% de gás base, o que impõe um custo de oportunidade significativo ao hidrogênio e eleva a contribuição do gás de base nivelado para cerca de US$ 7/10⁶ Btu. Campos esgotados normalmente requerem aproximadamente 50% de gás base, enquanto cavernas de sal requerem aproximadamente 25% e permitem a recuperação quase completa no fechamento.
Áreas prioritárias
As oportunidades secundárias incluem áreas de potencial médio a alto na Bacia de Pelotas (cavernas de sal e aquíferos em terra e no mar), no norte da Bahia e em Minas Gerais, que apresentam geologia favorável e maturidade de infraestrutura, mas requerem investimentos direcionados e avanços na obtenção de licenças. Esses agrupamentos refletem uma avaliação multicritério que abrange a adequação dos recursos subterrâneos, a proximidade da geração de energia renovável, a prontidão da infraestrutura e a sensibilidade ambiental, fornecendo um roteiro claro para a implementação faseada do Sistema Urbano de Alta Resistência (UHS) no Brasil.
Apesar da avaliação apresentada no estudo, os pesquisadores reconhecem que a ausência de caracterização geológica adaptada ao confinamento de hidrogênio em bacias nacionais é uma lacuna importante. As avaliações existentes de armazenamento de CO₂ em aquíferos salinos e carbonatos pré-sal fornecem critérios de triagem e estimativas de capacidade, mas foram desenvolvidas para o comportamento do CO₂ e não do hidrogênio. Como resultado, os modelos atuais de porosidade-permeabilidade, descrições de fácies e dados de rocha selante são insuficientes para quantificar a migração, o aprisionamento e o vazamento de hidrogênio sob injeção e retirada cíclicas.
Perspectivas futuras
No entanto, o sucesso da implantação depende da superação de desafios técnicos relacionados ao confinamento do hidrogênio, interações geoquímicas e microbianas, heterogeneidade da bacia e monitoramento de longo prazo, com soluções baseadas na experiência de projetos mundiais de armazenamento de gás natural e captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS). O desenvolvimento de um marco regulatório abrangente, fundamentado em iniciativas como o Combustível do Futuro e alinhado às melhores práticas internacionais, permanece essencial para garantir a segurança, a proteção ambiental e a segurança do investimento. Do ponto de vista econômico, a reutilização da infraestrutura, a proximidade com recursos renováveis e polos industriais, e a escalabilidade do sistema reforçam o papel do armazenamento subterrâneo de hidrogênio como um componente competitivo e transformador do setor energético brasileiro.
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