Na indústria de cloro-álcalis, apenas em 2013 no Brasil, foram utilizados 4.006 GWh de energia elétrica para a produção de 1.248 mil toneladas de cloro, através da eletrólise aquosa (a partir de um eletrólito solúvel em água). Isso corresponde a um consumo de 3,2MWh por tonelada de cloro produzido, conforme dados da Abiclor. A energia elétrica é o principal insumo nessa indústria eletrointensiva representando cerca de 45% do custo final de produção. Além do cloro e do hidróxido de sódio, essa indústria também produz o H2V como subproduto[1].

O cloro e seus derivados estão entre os produtos mais usados pela indústria química. O hidróxido de sódio (soda cáustica), outro produto dessa indústria, encontra também larga aplicação na indústria, tendo forte participação na fabricação de papel, e do PVC. Além disso, a soda cáustica é um insumo importante na produção de alumínio e em toda a cadeia do lítio, cuja exploração está em franca expansão devido ao seu uso em baterias.

A eletrólise ígnea (a partir de um eletrólito fundido) é frequentemente utilizada para a extração e purificação de substâncias não ionizáveis em água. Entre suas aplicações mais importantes podemos citar a produção de Alumínio (15 MWh/t Al), a purificação do Cobre (4 MWh/t Cu) e a produção de outros metais como Níquel, Nióbio e Lítio.

De acordo com o BEN, o setor de mineração responde por cerca de 2% do consumo de energia elétrica no país, sendo que boa parte dessa energia é destinada diretamente à separação química por eletrólise e aos processos de beneficiamento, separação física e purificação de minérios.

A produção do H2V por eletrólise consome cerca de 65 MWh/t H₂ (com um rendimento inferior a 65%). Sua utilização em aplicações industriais pode ser considerada uma rota indireta para o uso de energia elétrica renovável (EER) na indústria, contribuindo para a descarbonização da economia. Esse mesmo propósito pode ser alcançado pelo uso direto da energia renovável na indústria, por exemplo, através da eletrólise. Resta determinar qual dessas rotas alcança o melhor desempenho na redução das emissões de gases de efeito estufa em relação a quantidade de EER utilizada.

Embora se dê muita ênfase ao papel do H2V na descarbonização da economia, um mercado mais direto e eficiente para o uso da EER com esse propósito poderia ser o da produção industrial de alumínio, cloro e derivados, cobre e outros produtos eletrointensivos, tornando-os “mais verdes” e buscando, inclusive, o mercado de exportação.

Se considerarmos a distribuição geográfica dos recursos energéticos renováveis e minerais no país, poderemos identificar nichos de mercado para a utilização da EER, especialmente daquelas provenientes de fontes solar e eólica.

[1] Segundo a Abiclor, as indústrias brasileiras de Cloro-Álcalis, têm capacidade para produzir 40 mil toneladas de H2V por ano.

Professor Mario Olavo Magno de Carvalho | Consultor da SER

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Em uma primeira abordagem, seríamos levados a buscar uma dentre as alternativas de armazenamento de energia elétrica, possivelmente um BESS, que garantisse uma regularização ao menos diária da geração. A flexibilidade proporcionada pelo armazenamento, embora de custo elevado, proporciona um melhor casamento (matching) da oferta não firme de energia renovável com a demanda dos Data Centers.

Grande parte dessa demanda, cerca de 40%, se destina à refrigeração para retirada de calor produzido pelo volume massivo de processamento de dados nos servidores dos Data Centers, que devem ser mantidos em uma temperatura controlada entre 15 e 22°C.

Tal característica sinaliza para a possibilidade de armazenamento térmico de calor a baixa temperatura, junto à carga. Esse armazenamento poderia, por exemplo, ser feito na forma de gelo (vulgarmente denominado “armazenamento do frio”). Assim procedendo, teríamos a possibilidade de adequar (ao menos em parte) a carga térmica demandada à oferta de energia de forma muito mais econômica. Essa flexibilidade introduzida na demanda de energia pode ser bastante importante, considerando-se a elevada carga de refrigeração exigida pelos Data Centers, e reduziria a necessidade de flexibilidade na geração.

A flexibilidade na geração, através do armazenamento elétrico, poderá ainda ser necessária, mas de forma apenas complementar e em menor escala. Teríamos, assim, carga e geração, ambas com alguma flexibilidade, que se amoldariam reciprocamente para mais facilmente alcançar o referido matching. Isto é, através do armazenamento híbrido de energia elétrica na geração e de energia térmica na carga. Tal solução para o suprimento energético de Data Centers se apresenta promissora, devido a uma redução importante no custo final do armazenamento híbrido.

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Por razões de sustentabilidade, temos hoje a proposta de atendimento dessa demanda energética através de recursos renováveis, o que acrescenta mais uma dimensão às várias condições a serem atendidas pata a instalação de um  Data Center.

Conforme descrito por Christensen[1], dentre os muitos parâmetros relevantes que determinam a locação ótima para um Data Center, estão:

1. Acesso a recursos energéticos abundantes
2. Baixo preço de Energia
3. Qualidade e confiabilidade do suprimento de Energia
4. Disponibilidade de Energia Renovável
5. Clima frio
6. Estabilidade política
7. Conectividade internacional de dados

Fora a estabilidade política e a conectividade internacional de dados, todos os demais quesitos estão relacionados à energia. Mesmo o clima frio é um dos quesitos desejáveis, devido à redução do gasto de energia para a necessária refrigeração.

Embora a disponibilidade de energia renovável seja fortemente desejável, é preciso tê-la de forma firme e confiável. Assim, os Data Centers devem, idealmente, ficar próximos a grandes fontes de energia renovável, firmes e baratas, preferencialmente em regiões frias e, ainda, próximas a grandes centros com conectividade internacional de dados.

No Brasil, o suprimento de energia para Data Centers através de fonte eólica ou solar demandaria, de forma complementar, uma grande capacidade de armazenamento. Alternativamente, ao invés de armazenamento, poder-se-ia recorrer a uma outra fonte de energia flexível (até mesmo de origem fóssil) que pudesse garantir, de forma híbrida, o quesito confiabilidade, sem onerar em demasia o custo final da energia.

Acredito que a fonte eólica na região centro-sul do país, de forma híbrida com uma fonte termelétrica, possa melhor conciliar os múltiplos requisitos demandados para a instalação de um Data Center no Brasil.

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[1] Christensen, 2018 – “Data center opportunities in the Nordics” – An analysis of the competitive advantages         https://norden.diva-portal.org/smash/get/diva2:1263485/FULLTEXT02.pdf

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O Hidrogênio – H2 é ainda mais difícil e caro de se armazenar que o metano, seja por compressão, seja por liquefação criogênica. Pode-se armazenar 156kWh de energia comprimindo metano em um cilindro de 60 litros a 200bar, enquanto apenas 36kWh de H2 pode ser armazenado em igual volume e pressão, isto é, menos de 40% da energia armazenada pelo metano.

Liquefeito a uma temperatura de -162ºC, 25kg de metano, correspondendo a 325kWh de energia, podem ser armazenados em um cilindro de 60 litros termicamente isolado, enquanto o mesmo volume comporta 4,2kg de hidrogênio liquefeito que precisaria ser isolado a -253ºC e conteria apenas 138kWh de energia.

Assim, comprimido a 200bar, o H2 pode armazenar menos de 23% da energia armazenada pelo GNV em um mesmo volume e pressão. Já liquefeito, o H2 guarda menos de 42% da energia armazenada pelo metano liquefeito, com um gasto energético maior e a um custo igualmente mais elevado. Também o transporte do metano seja por dutos ou embarcado é muito mais simples, eficiente, seguro e barato que o do H2.

Esse quadro apresentado permite ainda concluir que não há racionalidade em se aumentar a participação da geração de energia elétrica a partir do Gás Natural – GN para o Sistema Integrado Nacional – SIN, atualmente responsável por 20% dessa geração e se utilizar energia renovável, ou ainda pior, o H2V (obtido por eletrólise com eficiência de 60%) no transporte veicular. Melhor seria dirigir a geração de energia elétrica renovável para o SIN e não para o transporte e aumentar o uso de GNV no setor de transportes.

O argumento de que a geração de energia elétrica a GN se deve à maior flexibilidade proporcionada ao SIN, embora verdadeiro, não compensa a inflexibilidade decorrente da produção  do H2V por eletrólise da água, realizada de forma não intermitente.

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O armazenamento de energia elétrica via H2V a 700 atm apresenta uma elevada densidade volumétrica de energia (em kWh/m³), cerca de duas vezes maior que os modernos Sistemas de Armazenamento em Baterias – BESS e três vezes maior quando o H2V é armazenado no estado líquido. Essa densidade volumétrica de energia, bem como a densidade mássica de energia (em kWh/kg), tem relevância maior em aplicações de mobilidade de pequeno porte. Tal como em aplicações estacionárias, no transporte de massa e de carga em grande escala a vantagem de uma elevada densidade de energia não é muito relevante, uma vez que o peso e o volume destinado à energia de propulsão são proporcionalmente pequenos quando comparado aos da carga transportada. Nessas aplicações, como nos modais ferroviário e naval, a eficiência se faz mais relevante e torna os BESS mais promissores que o armazenamento via H2V. Cabe ainda lembrar que a mobilidade utilizando o H2V compete com as rotas via biocombustível e e-fuels, ambas também renováveis.

Os modernos BESS, além de não demandarem água como insumo apresentam uma eficiência global entre 80% e 90%, bem maior que no armazenamento via H2V, cuja eficiência se encontra de 25% a 30%. Além disso, a evolução tecnológica, dos BESS têm apresentado uma redução acentuada de custo e um aumento de vida bem maior do que ocorre com o eletrolisador e com as Fuel Cells. Isso sem mencionar as promissoras Baterias de Fluxo, cuja tecnologia vem se desenvolvendo rapidamente e se adaptando muito bem ao armazenamento estacionário de grande porte.

Além das desvantagens mencionadas para o armazenamento via H2V, o seu uso através de Motores de Combustão Interna apresenta, uma eficiência pior que via Fuel Cells, degradando ainda mais a eficiência global dessa rota para a faixa de 16% a 20%.

Finalmente, a aplicação do H2V, puro ou em mistura com o GN, como combustível no aquecimento é muito cara e apresenta eficiência da ordem de 70%. Melhor seria o uso direto da energia elétrica que daria origem a esse H2V através da eletrólise. Por essa via poder-se-ia alcançar uma eficiência superior a 95%, ou ainda, no caso de aquecimento a baixa e média temperatura, o uso direto da energia elétrica através de uma Bomba de Calor que poderia tornar o processo como um todo muito mais eficiente ainda chegando-se a um Coeficiente de Desempenho – COP de 300% ou mais. Ou seja, entregando uma potência térmica até três vezes superior à potência elétrica gasta no processo.

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Recentemente houve um aumento expressivo da participação de fontes renováveis intermitentes, como solar e eólica, na geração de EE, quadro esse agravado pela redução do tamanho dos reservatórios das novas UHEs, redução esta imposta por razões ambientais. A mudança acentuada no perfil de consumo devido à entrada do mercado dos veículos elétricos e a forte tendência de substituição de combustíveis fósseis por energia renovável em todos os setores da economia, aumentaram muito a demanda por flexibilidade (e confiabilidade) do SIN.

Para proporcionar flexibilidade e acomodar esse descasamento entre oferta e demanda de EE, podemos utilizar diferentes abordagens, tecnologias e estratégias para o armazenamento massivo de energia:

1. A mais direta seria aumentar a participação da geração termelétrica por combustíveis fósseis. Com baixa eficiência (cerca de 40%) e forte emissão de GEE, essa solução é a atualmente adotada, mas se coloca na “contramão” da transição energética para uma economia de baixo carbono.
2. Alternativamente, a repotenciação e supermotorização de UHE (sem necessariamente aumentar reservatórios), com baixo impacto ambiental e eficiência de 90%, pode garantir, em boa parte, o alcance desses objetivos nas regiões onde houver UHEs de porte adequado e geograficamente bem localizada junto ao SIN para atender ao armazenamento requerido.
3. Os Sistemas de Baterias – BESS vêm aumentando a sua potência, capacidade e melhorando suas propriedades. Com eficiência de 80% a 95% e cumprindo ainda serviços ancilares, apesar do custo ainda elevado, é uma tecnologia largamente utilizada em todo o mundo com potência relativamente baixa.
4. Usinas Hidroelétricas Reversíveis – UHR são tecnologias maduras mas com limitações devido à topografia, geologia e recursos hídricos no local de instalação. Com eficiência da ordem de 80% é uma tecnologia largamente utilizada em todo o mundo.
5. O armazenamento por Ar Comprimido – CAES para ter uma eficiência razoável (de cerca de 70%) demanda uma fonte complementar de calor e encontra mercado em aplicações específicas, apesar de emitir GEE.
6. O armazenamento em H2V apresenta alguma perspectiva para veículos de grande porte, mas sua baixa eficiência (cerca de 25%), alto custo e a necessidade de água tratada limita muito sua utilização em larga escala.
7. A “Bateria Gravitacional” é uma tecnologia promissora, de alta eficiência mas ainda pouco madura.

O aumento da capacidade de armazenamento massivo de energia está entre as opções de menor impacto ambiental para proporcionar a flexibilidade desejada ao SIN. Esse armazenamento pode estar localizado junto ao consumo ou à geração da energia e cumpre o papel de guardar EE quando houver excedente de geração e devolver à rede essa energia armazenada quando a demanda suplantar a geração. Esse mecanismo pode se dar em períodos diários ou mesmo sazonais.

O armazenamento massivo de energia deve atender a uma capacidade superior a dezenas de MWh, com uma potência mínima de alguns MW e é desejável que o custo da energia armazenada seja inferior ao da geração termelétrica.

Adequadamente combinado com Linhas de Transmissão, o armazenamento massivo pode otimizar muito o SIN.

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O uso de H2V no refino implica em um investimento importante na substituição de insumo para a indústria do petróleo que assim, passa a produzir os combustíveis tradicionais com menor pegada de carbono. Com essa utilização do H2V, a redução da pegada de carbono nos combustíveis derivados do petróleo é da ordem de 2% em relação ao processo tradicional que utiliza GN. Embora muito positivo, esse dado indica uma expectativa da continuidade na dependência do petróleo por mais tempo do que se imaginava.

Com relação ao uso de amônia verde na indústria de fertilizantes nitrogenados, cabe um questionamento estratégico: Que sentido faz o Brasil competir pelo fornecimento de amônia verde ao mercado europeu se o Brasil importa (dados de 2022) cerca de 95% das 13 milhões de toneladas de fertilizante nitrogenado que consome?

Tecnicamente, não só na Europa, o H2V pode ser utilizado diretamente como combustível veicular. No entanto, exceto em nichos de mercado muito específicos, o custo final do combustível fica excessivamente elevado devido ao alto investimento (CAPEX) no eletrolisador, no armazenamento e nas Células a Combustível. Some-se a esse custo, aquele decorrente da baixa eficiência dessas três etapas em cadeia até a obtenção do combustível final (de 19% a 24% a depender das tecnologias utilizadas). No transporte de carga pesado, em particular no transporte naval, ainda há uma perspectiva de uso desse energético diretamente ou na forma de amônia com uma eficiência da ordem de 20%. Considerando a exportação de energia limpa do Brasil para essa aplicação, lembramos que o uso alternativo do biodiesel, por exemplo, também renovável, poderia apresentar uma maior eficiência de cerca de 40% (com um CAPEX menor). Assim, excluídas situações particulares em que a logística privilegia a energia solar ou eólica, existem boas alternativas de tecnologia madura para a descarbonização do transporte naval.

O hidrogênio, diferentemente dos combustíveis líquidos de origem fóssil, do álcool e do biodiesel não tem as características desejáveis de um bom combustível, sendo de manuseio (handling), armazenamento e transporte difíceis, caros e de baixa eficiência.

O uso do H2V em mistura com o GN degrada a energia elétrica renovável que lhe dá origem e que poderia ser usada diretamente por eletrotermia com eficiência maior, além de substituir um combustível que custa de 23 US$/MWh (Europa, maio 2024) por outro cujo custo está entre 153 e 205 US$/MWh (Brasil, dez. 2023), sem contabilizar o gasto com armazenamento e transporte.

Finalmente, do ponto de vista logístico, fica difícil para o Brasil, competir com o H2V produzido no norte do continente africano ou mesmo na Península Ibérica, especialmente se for materializada a construção de um pipeline (hidrogenioduto) da Alemanha até o norte da África, como vem sendo aventado pela União Europeia.

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Dentre elas podemos estabelecer uma hierarquia de prioridades que indica o quão promissora é cada uma das rotas alternativas. Embora o custo seja o critério determinante para qualificar cada uma dessas rotas, quando essas rotas ainda se encontram em desenvolvimento (tecnologias não maduras), existe uma incerteza grande quanto ao custo, devido a inovações e desenvolvimentos que estão em curso. Tão maiores serão as incertezas quanto menos maduras estiverem as tecnologias.

Para hierarquizarmos as prioridades de cada possível rota, partindo da EER devemos considerar critérios técnicos, políticos, ambientais e econômicos entre outros. Como critérios técnicos, destacam-se eficiência energética, segurança, confiabilidade, maturidade, porte (escala) e vida útil da tecnologia. Entre os critérios políticos, temos a importância estratégica para o país e o estabelecimento de marcos regulatórios para a tecnologia. Temos ainda critérios ambientais, como a demanda de recursos naturais (na instalação e no uso da tecnologia) e impacto ambiental ao longo do ciclo de vida da tecnologia. Por fim, temos critérios econômicos como tamanho do mercado, custo estimado presente e futuro (CAPEX e OPEX) da tecnologia.

Considerando esses critérios, mesmo com incertezas associadas a cada rota, podemos definir certas orientações e prioridades:

1. Em aplicações estacionárias, sempre que possível, o uso direto da EER para a produção de potência mecânica é mais promissor que o do Hidrogênio Verde – H2V.
2. O mercado para o H2V é fortemente superestimado quando nele é incluída a substituição de todo o Hidrogênio utilizado no refino (55% do atual consumo de Hidrogênio no mundo).
3. O uso direto da energia elétrica via baterias no transporte de pequeno porte é mais promissor que através do armazenamento em H2V.
4. O uso estacionário da EER para eletrotermia é mais promissor que o uso do H2V para produzir calor.
5. O Metano deverá participar ainda por longo tempo da matriz energética nacional e mundial produzindo potência elétrica, calor e como insumo em processos na indústria química e de fertilizantes.
6. O uso de H2V na indústria química, especialmente na produção de Amônia como insumo para a produção de fertilizantes através do processo Haber-Bosch, está entre as aplicações potencialmente mais relevantes, embora essa rota, já madura, compita com a Síntese Eletrolítica direta, que é outra rota muito promissora, mas ainda em desenvolvimento.
7. O armazenamento de EER em baterias – BESS tem apresentado uma evolução tecnológica mais rápida e promissora que o armazenamento na forma de H2V.
8. Quando existir topografia favorável, o armazenamento por Usinas Hidrelétricas Reversíveis – UHR em grande escala ainda é o mais econômico e eficiente.
9. O uso de H2V como combustível no transporte naval deverá estar viabilizado antes do transporte marítimo desse energético para outros mercados.

Sujeito a essas diretrizes, o H2V pode ainda vir a ser um bom candidato para aplicações em nichos específicos, conhecidos como sendo de “difícil abatimento”. Nesse cenário podemos incluir a Amônia Verde, a produção de Metanol Verde como insumo na produção de Biodiesel, ou mesmo como Combustível Verde, conhecido como e-fuel, em veículos de grande porte.

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