As várias cores do hidrogénio 

Existe vasta e variada informação técnica e científica acerca do hidrogénio. Na actualidade, essa informação está, porém, muito presente em publicações de cariz técnico-comercial e político, centrada na novel Economia do Hidrogénio Verde, divulgada a partir de finais do século XX1. 

Como mero exemplo dessa notória actividade refere-se o Portal Energia, onde se garante que o «hidrogénio verde será mais económico do que gasóleo em 2023».

Neste contexto comunicacional passou a classificar-se o hidrogénio, o elemento químico (H) e a respectiva molécula (H2), na realidade inodoros e incolores, com base numa paleta baseada no tipo de produção associado2:

    • Hidrogénio verde: aquele que é produzido através de electricidade fornecida a partir de fontes renováveis ​​intermitentes.

    • Hidrogénio cinzento: fabricado por reformação do metano através de vapor de água (SMR), com as correspondentes emissões de CO2.

    • Hidrogénio castanho (ou negro3): produzido através da gaseificação de carvão, também com as consequentes emissões de CO2.

    • Hidrogénio azul: o hidrogénio cinzento ou castanho, cuja produção seria acompanhada de posterior captura e armazenamento do CO2, num processo com +/- 50-70% de eficiência.

    • Hidrogénio amarelo ou rosa: aquele que implica o uso de electricidade nuclear para propiciar electrólise e, eventualmente, também através de calor a altas temperaturas com a mesma origem.

    • Hidrogénio turquesa: produzido a partir da pirólise do metano, tendo como subproduto carbono sólido.

O motivo central desta mais recente tentativa de promoção do H2 como vector e forma de armazenamento de energia está relacionada com as deliberações políticas da União Europeia (UE), em particular com a sua estratégia para o H2, que se insere no Pacote Ecológico Europeu (EU Green Deal), publicada em Julho de 2020, que, visando atingir a neutralidade carbónica em 2050, coloca o H2 verde no topo da agenda política.

Na UE deseja-se que, num futuro próximo, seja possível a produção maciça deste gás através da electrólise da água, usando fontes de energia renováveis, esperando-se que o H2 verde assim obtido venha a desempenhar um papel crucial na transição energética. 

Assim sendo, existe um ambicioso plano para instalação de electrolisadores: cerca de 6 GW até 2024 e 80 GW já em 2030, dos quais metade seriam instalados em estados-membros da UE e os restantes 40 GW em países terceiros. Esta capacidade significaria cerca de 10 milhões de toneladas de H2 verde por ano em 2030.

A Comissão Europeia (CE) anunciou mesmo a criação de um banco europeu para fomentar os respectivos investimentos na UE, com um orçamento estimado em três mil milhões de euros.

Em Portugal, a Direcção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) publicou, em Março de 2018, o relatório «O Hidrogénio no Sistema Energético Português – Desafios de Integração», no qual se registava uma avaliação do potencial e impacto do H2 em Portugal e, ainda, um roteiro para o seu desenvolvimento, como medidas integradas do Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER).

Mais tarde, em Dezembro 2019, a mesma entidade fez sair o «Roteiro e Plano de Acção para o Hidrogénio em Portugal», tendo sido ambos os projectos financiados pelo POSEUR4 (01-1001-FC-000004).

Neste contexto, é visível que Portugal tem vindo mostrar a vontade política de se colocar num autodesignado «pelotão da frente», tendo apresentado em 2020 a sua Estratégia Nacional para o Hidrogénio (EN-H2), cujas principais metas até 2030, são:

    • 5% de hidrogénio verde no consumo final de energia, no transporte rodoviário e na indústria;

    • 5% de hidrogénio verde injectados nas redes de gás natural;

    • 50 a 100 estações de abastecimento para hidrogénio entre 2 a 2,5 GW de capacidade de produção (electrolisadores).

A referida estratégia foi analisada em Agosto de 2020 (ver Academia). O governo já então lhe dedicava grande importância, designadamente aquando da apresentação do PNEC 2030, assumindo fortes expectativas na «aposta, já na próxima década, na produção e incorporação de gases renováveis como o hidrogénio e o biometano». Aliás, ao tempo, o governo chegou a mencionar «uma parceria estratégica com a Holanda, com potencial para incluir outros Estados-membros», intenção louvada pela presidente da Comissão Europeia. De facto, o governo previa, em meados de 2020, a «instalação de uma unidade industrial em Sines para produção de H2 verde com uma potência 1000 MW, alimentada por energia solar, e alicerçada em parcerias estratégicas». Nesse contexto, a EDP, operadora da central a carvão de Sines dizia estar a estudar cenários futuros para aquela unidade, que «passariam pelas renováveis e pelo hidrogénio», porque já então se falava no seu encerramento.

É necessário esclarecer que a designação «economia do hidrogénio», projectando uma visão futurista desde há mais de duas décadas, se foca no abastecimento, não apenas ao sector energético, mas a toda a economia e sociedade. Assim, o H2 verde não se limitaria a ser vector de energia de baixo carbono, mas, continuaria como molécula base em processos de síntese e fraccionamento químicos, petroquímicos e siderúrgicos. Ou seja, num referencial cujo princípio indutor é a descarbonização geral da economia e da sociedade, o H2 verde não seria destinado apenas ao transporte e armazenamento de energia renovável para, p.ex., ser adicionado ao gás natural, ou como combustível directo ou indirecto na mobilidade e nas residências, mas estaria na base do aprovisionamento às acima referidas indústrias. O H2 é, de facto, uma molécula estrutural para a indústria química e petroquímica, sendo essa a sua mais nobre e útil faceta.

Isto significaria, contudo, a necessidade de geração, armazenagem, transporte e distribuição de colossais quantidades de H2 num crescendo vertiginoso e num curto período de duas a três décadas.

Num artigo de 1979 e num livro editado sob a direcção de Giorgio Beghi5, apresentava-se já a «fascinante solução» que o hidrogénio ofereceria à economia e sociedade, isto num tempo em que não entrava na equação o factor climático. Há, até, alusões escritas a um relatório de 19726 onde já se ventilava a possibilidade, tida como entusiasmante, de usar reactores nucleares de alta temperatura para, através do fraccionamento da molécula de água, se gerar o necessário H2. Esta hipótese, técnica e cientificamente fundamentada, é ainda hoje uma possibilidade usando reactores nucleares de muito alta temperatura (VHTR, HTGR, etc.,), embora não esteja perto tal concretização em larga escala devido a muito ponderosas questões socioeconómicas. 

O já referido G. Beghi mencionava que, «Para o transporte aéreo, as perspectivas são muito animadoras e a densidade de energia por unidade de massa é muito maior para o hidrogénio do que para outras soluções possíveis», prevendo-se no final da década de setenta «realizações experimentais na década de 1990.»

Note-se que, em 1854, havia já lugar a patentes de motores capazes de funcionar a H2, bem como a ideia de o produzir a partir de turbinas eólicas remonta a 19237, tendo as diversas vias para o H2 sido posteriormente objecto de aturadas pesquisas desde pouco antes da primeira crise do petróleo (1972/1973). 

A descarbonização e respectiva intensa electrificação da economia que a UE propõe, requer crescentes produções de energia renovável que é dificilmente adaptável à procura dos consumos instantâneos reais devido à marcante intermitência que a caracteriza. É daí que surge a óbvia necessidade de armazenar maciçamente essa energia com disponibilidade insegura. Mas, como o recurso à bombagem hídrica não é suficiente devido a limitações físicas objectivas, e o recurso a acumuladores/baterias está muito longe de ser uma solução em larga escala, tanto por razões técnico-económicas (rendimento de conversão, baixa densidade energética em volume e/ou massa, etc.,) como devido a conjecturas geoestratégicas (escassez potencial, no médio prazo, de metais estratégicos, localização dos principais locais de mineração e refinação, etc.,), voltou a colocar-se a hipótese de armazenar electricidade na forma de H2, transformando esta molécula química em electricidade ou calor quando necessário. 

Contudo, o ciclo: radiação solar-electricidade-hidrogénio-electricidade/calor tem um rendimento global que, com as melhores tecnologias existentes, é inferior a 30%. 

Além disso, deve considerar-se que as instalações eólicas e solares produzem apenas o equivalente a cerca de doze e quinze semanas por ano, respectivamente, tendo em conta as taxas de utilização média anual da potência líquida disponível (factor de capacidade). Recordar, a propósito, que o factor de capacidade, expresso em %, ou, por vezes, em horas/ano, traduz a produção real efectiva em unidades de energia (KWh, MWh, etc.,) a partir de uma potência instalada na unidade geradora (KW, MW, etc.,), durante as 8760 horas anuais.

O factor de capacidade (Fc), para uma determinada tecnologia, é, portanto, um parâmetro usado para medir a disponibilidade da unidade de produção energética. Trata-se, em geral, de uma percentagem traduzida pelo quociente entre a energia produzida num ano, Ep, em MWh e a potência nominal (P) multiplicada pelo número de horas num ano.

Na fórmula a constante 8760 representa o número de horas anuais (24 horas/dia x 365 dias/ano):

Fc = (Ep/P*8760) * 100

Por exemplo, em Portugal, os factores de capacidade dos sistemas do tipo flat plate, baseados na tecnologia do silício cristalino e sem seguimento do movimento do sol, andavam nos 18% (1 577 horas anuais de funcionamento)8 há pouco tempo, enquanto com a utilização de sistemas de seguimento ou de sistemas de concentração (CPV) se poderá atingir 25 a 30% (2 190 a 2 628 horas de funcionamento à potência nominal), mas, estas duas últimas tecnologias estão pouco disseminadas em Portugal. 

Os valores de Fc para os projectos eólicos onshore e offshore rondam, em média, os 24% e 41%9, respectivamente. No onshore português toma-se como normal um factor de capacidade, expresso em horas anuais, à volta de 2000.

Quer isto significar que, enquanto uma central a gás natural ou a carvão, poderá operar, normalmente, cerca de 7500 horas num ano (apenas descontado as necessidades de conservação/manutenção), e uma hidroeléctrica de albufeira, num ano médio, poderá chegar às 3 a 4000 horas por ano, as produções baseadas na fotovoltaica e na eólica andarão entre 1800 a as 2200 horas por ano.

Ou seja, traduzindo estas disponibilidades reais para as unidades de produção de H2 verde, concluir-se-á que os pesados ​​investimentos necessários para instalar poderosos centros de electrólise, onde se consumiriam grandes quantidades de água tratada, corresponderiam a funcionamentos de apenas 20% do tempo. Assim, tendo presentes estas limitações objectivas, não se afigura que, industrialmente - técnica, económica e financeiramente - seja viável tal solução final em larga escala.

Contudo, em 2003, na era do presidente George W. Bush e do presidente da CE, Romano Prodi, assinou-se um acordo de cooperação para o desenvolvimento da economia do hidrogénio, acompanhado de um acordo de cooperação na área de células de combustível, defendendo-se que o hidrogénio e as células de combustível seriam fundamentais para atingir o objectivo da UE substituir 20% dos combustíveis dos veículos por combustíveis alternativos, incluindo H2, até 2020. 

A acima referida inviabilidade económica e financeira pode, é certo, ser alterada num quadro de radical inversão dos termos de referência usados correntemente em análise técnico-económica. Ou seja, se os custos das energias primárias fósseis concorrentes e se os preços/tarifas dos vectores de energia final necessários aos consumidores forem exponencialmente empolados e se, em acréscimo, houver maciça subsidiação aos investimentos feitos por empreendedores privados em H2, então o que seria uma inviabilidade num quadro normal, passará a ser um negócio viável.

Através da crescente precificação do carbono, da financeirização das commodities, da privatização das utilities, da liberalização forçada de monopólios naturais, da liberdade debilmente regulada dada aos oligopólios actuantes, e, ainda, do extremar das tensões geoestratégicas e militares com prejuízo do funcionamento logístico global, assiste-se à criação artificial de condições para que as hipóteses quase absurdas, como seria a economia global do H2, passem a ter uma aparência de credibilidade e sustentabilidade.

Será necessário, no entanto, colocar a questão: por quanto tempo, a que preço para os consumidores e com que custos para os interesses colectivos gerais?    

O funcionamento real da economia tende a determinar, independentemente da política imposta pela UE, que o H2 seja produzido maioritariamente em todo o mundo pela tecnologia mais económica, em princípio, aquela que usa como base o gás natural abundante e relativamente barato. Salvo se forem criados entraves extraordinários a que isso seja possível...na Europa. Ora, não pode deixar de se considerar curioso que seja isso mesmo que está a acontecer desde meados de 2021, e, posteriormente, mais intensamente, com o início da guerra na Ucrânia e a aplicação das sanções impostas à Rússia que resultaram imediatamente no aumento ainda mais generalizado dos preços.

Como um produto só pode ter um preço num mercado aberto, o H2 verde teria de ser subsidiado enquanto houvesse disponibilidade de gás natural, o que se previa, num mundo normal, durar para cerca de um século. Ou seja, é provável que, vindo a acontecer o forçamento político do H2 nos países da UE, então, a competitividade económica europeia face às produções deste gás em outras regiões mundiais pautadas por referenciais diferentes, será fortemente afectada.

Mas, mais uma vez, poderá admitir-se que, devido ao surgimento de uma «necessidade vital» colocada ao nível de princípio incontornável a todas as nações do planeta, que impusesse a banição quase imediata das utilizações do gás natural e, obviamente, de todos os outros combustíveis fósseis, então a electrificação generalizada e a concomitante economia do H2 verde, aí estaria, disponível como cara tábua de salvação. 

Ora essa tal «necessidade vital» também já anda por aí, apresentada como incontornável pelos media, veiculada num avassalador caudal de notícias e comentários sobre os terríveis desastres climáticos que pressagiam o fim do mundo para daqui a poucos anos. Nessa narrativa dominante tal cataclismo seria propiciado pelo género humano ao lançar na atmosfera enormes quantidades de CO2 provenientes, esclareça-se, não da respiração biológica, mas da oxidação de combustíveis fósseis. E esta campanha, bastas vezes baseada em referências alarmistas e sem correspondência fundamentada na realidade empírica verificável, apresenta a humanidade como um todo homogéneo e igualitário na contabilidade de responsabilidades.    

Que ao nível de uma UE rica, embora cada vez mais desigual e insustentável, haja elites que assim pensem, talvez possa ser teoricamente aceitável devido a razões socioculturais, económicas e financeiras. Mas, pergunta-se, como concretizar uma terapêutica que está a determinar a escalada de preços e tarifas, a engrossar o desemprego devido aos encerramentos precoces de unidades clássicas, a criar graves dificuldades noutras regiões mundiais carentes de crescimento e desenvolvimento, e, ainda, a posicionar a Europa como utópica vanguarda a caminho de um futuro que não se sabe bem qual seja? Tudo isto sem contribuir quase nada para uma almejada redução dos teores de CO2 na atmosfera.   

Introduzido o tema é necessário reforçar que a produção e fornecimento de hidrogénio para diversos usos económicos não é uma actividade recente, sendo este gás muito importante no mundo desde há muitas décadas. De facto, a procura de hidrogénio triplicou desde 1975, sendo o H2 em grande parte proveniente e destinado à indústria química e petroquímica.

Na actualidade são produzidas cerca de 120 milhões de toneladas de hidrogénio por ano, das quais dois terços são hidrogénio puro e um terço referem-se a hidrogénio em mistura com outros gases10. Cerca de 95% de todo o hidrogénio mundial é, de facto, gerado a partir de gás natural e carvão. Mais exactamente, perto de 99% da actual produção global de H2 é baseada em combustíveis fósseis (Figura 1), e, em 2019, foram produzidas cerca de 80 milhões toneladas de H2.

Os Estados Unidos e a China produzem perto de 10 milhões t/ano, e a França, p. ex., produz um milhão de t/ano.

Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE ou IEA, na sigla anglo-saxónica), a procura de H2 puro em 2018 estava nos 74 milhões de toneladas (Mt), das quais 38,2 Mt foram usadas em diversos processos relacionados com a refinação de petróleo e 31,5 Mt com a produção de amoníaco. Houve ainda, mais 42 Mt de procura de H2 misturado com outros gases, como o monóxido de carbono. Destas, 12 Mt foram utilizadas na produção de metanol e 4 Mt na redução directa de ferro (DRI) para produção de aço.

No final de 2021 cerca de 47% da produção global de hidrogénio foi conseguida a partir do gás natural, 27% provenientes de carvão, 22% a partir do petróleo e apenas 4% foi produzido através da electrólise11.

Em termos objectivos, a quantidade de hidrogénio que actualmente é produzido para usos industriais andará à volta dos números registados em cima, concluindo-se que o uso do H2 como vector ou acumulador energético ou, até, como combustível directo, é residual, e circunscrito a casos muito especiais. Mesmo nessas situações, quando necessário em grandes quantidades, o H2 não é produzido a partir da electrólise da água, ou seja, não é verde. É o caso da alimentação dos motores do veículo espacial Artemis I que vai a caminho da Lua. 

O H2 é extremamente importante nas indústrias petroquímicas e químicas relacionadas, sendo usado, p.ex., para remover o enxofre do petróleo bruto, afinar destilados e na produção de amónia utilizada depois na estratégica fabricação de fertilizantes.

Tendo o H2 vindo a ser muito utilizado em diversos processos industriais, nunca foi, até à actualidade e na esmagadora maioria das situações, usado como vector ou acumulador de energia pelos motivos que se deixaram registados. 

Será, então, pertinente voltar a sublinhar a questão central: apesar de se conhecerem bem as características físicas e químicas do hidrogénio desde há longa data, sabendo-se que se trata de um gás muito inflamável e, também, passível de utilização como combustível directo e, para mais, dominando-se bem as tecnologias associadas desde há muitas décadas, por que motivo nunca teve ele uma relevante função energética, designadamente para gerar e fornecer calor, de longe a maior parte da energia final necessária na Europa? Não foi por falta de iniciativas técnicas e políticas que, em diversas circunstâncias, desde há quatro décadas e meia, o tivessem proposto ou tentado impor, embora sempre com o mesmo resultado: o fracasso.

A inviabilidade da economia do H2 não está, para a maioria dos países europeus, relacionada apenas com a colossal expansão dispersa nos territórios que seria necessária para os sistemas eléctrico, que, logicamente, por si só, a poderão tornar pouco viável. Está, de facto, muito ligada à delicada operação de conversão dos sistemas de gás natural em infra-estruturas capazes de transportar H2. Referir, por exemplo, que a rede de gás natural do Reino Unido, que não é actualmente adequada ao transporte de H2, necessitaria, de acordo com a análise do governo do Reino Unido, de um investimento adicional de £ 22 000 milhões para fazer a adaptação, sendo isso semelhante ao valor actual total da rede de gás do Reino Unido. 

Não é impossível vir a alterar-se progressivamente a situação ao longo dos próximos anos, no sentido de a produção deste gás passar a fazer-se por via electroquímica de várias tipologias (PEM-Proton Exchange Membrane, Alcalina e SOE-Solid Oxide Electrolyser) e com base em electricidade produzida a partir de fontes renováveis (fotovoltaica, eólica). Ou, então, através do potencial electronuclear. Mas, estas hipóteses só ocorrerão quando e se se comprovar a viabilidade da utilização do H2 como vector energético, em boas condições de segurança, e com sustentabilidade socioeconómica e ambiental. Coisa que, por maiores que sejam as campanhas de marketing político e empresarial, ainda não se verifica, e, portanto, implicaria a afectação de enormes montantes de subsidiação pública tão necessários em diversas outras frentes.

Tal viabilidade, projectada para uma escala muitíssimo maior do que a actual baseada no metano, só acontecerá quando a produção electrolítica de hidrogénio alicerçada na electricidade fotovoltaica e/ou eólica ficar bem abaixo das alternativas designadas como azul ou cinzenta, o que ainda não é o caso como se pode verificar na Figura 2, com base em dados dispensados pela AIE, entidade que, aliás, e como seria expectável dada a sua génese política, demonstra uma grande propensão para estimular a economia do hidrogénio como vector/acumulador energético.

É colossal a distância entre os custos de produção a partir do gás natural (com e sem captação de CO2) e do carvão, e, por outro lado, a partir das fontes renováveis: no primeiro caso temos valores entre 1 e 3 USD/kg, e, no outro, entre 3 e 7 USD/kg.

Mesmo considerando outras fontes de informação, como a que se deixa no Quadro 1 (https://world-nuclear.org), esta marcante diferença entre custos de produção em função das tecnologias utilizadas está sempre presente. Partindo dessa fonte podemos constatar custos de produção dentro da mesma gama de valores.

Fonte: Pinksy et al. 2020

Os custos de produção da electricidade fotovoltaica, fundamental para a produção de hidrogénio verde, variam não apenas com os preços das tecnologias de captação, mas, também, com a intensidade da radiação solar em função da latitude e grau de nebulosidade média, como se constata nas Figuras 4 e 4.1, sendo mais altos em grande parte da Europa, dos USA e Japão, e, pelo contrário, mais baixos, no Norte e Sul de África, Médio Oriente, Índia, grande parte da China, América central e a faixa ocidental da América do Sul, e, ainda, a Austrália. 

Ou seja, uma parte importante do mundo onde se prevêem (e desejam no plano político) incrementos mais fortes de consumo de H2, são aqueles onde os custos de produção são mais elevados.

Na actualidade, no âmbito da UE/CE, está-se numa fase de estudo, regulamentação e definição de financiamentos, através das habituais e complexas tramitações europeias.

Não obstante todas as dificuldades objectivas existentes nos campos técnico, económico e até de segurança na operação e na logística global, as entidades de governação multilateral do mundo ocidental, onde se destaca a UE/CE, e as entidades de apoio como a AIE, insistem com denodo na proposta da economia do hidrogénio. Aliás, depois do início da crise energética mais recente, em meados de 2021, e com o dealbar da guerra na Ucrânia e respectivas sanções aplicadas à Rússia, que avolumaram as profundas perturbações que já se faziam sentir, principalmente na Europa, levam estas entidades a intensificar os seus discursos, carregando de tintas verdes o hidrogénio.

Veja-se, de uma forma mais minuciosa, o que a AIE defende, num recente report de Setembro de 2022 (IEA Hydrogen): «no Cenário Net Zero (NZE Total), o uso de hidrogénio de baixa emissão de CO2 (H2 verde) e combustíveis à base de hidrogénio (misturas de gás natural com H2 verde) levará a reduções modestas nas emissões de CO2 em 2030. A contribuição das tecnologias de hidrogénio é significativamente menor do que as contribuições de outras medidas de mitigação, como a implantação extensiva de renováveis, a electrificação directa em unidades comunitárias e as mudanças comportamentais (socio-económicas). No entanto, o papel que o H2 pode desempenhar é importante em sectores onde as emissões são difíceis de reduzir e onde outras medidas de mitigação podem não estar disponíveis ou sejam difíceis de implementar». 

Contudo, depois deste consciencioso balde de água fria, a AIE argumenta logo a seguir que «novas aplicações aumentarão rapidamente após 2030, embora também contribuam já antes de 2030 (?). O H2 de baixa emissão e respectivas misturas são uma ferramenta importante para a descarbonização da indústria pesada e do sector de transporte de longa distância, particularmente em aplicações onde outras alternativas de energia limpa, como a electrificação directa, apresentam desafios técnicos ou não podem ser implementadas».

Mais à frente mostram o que está registado na Figura 5, deixando a impressão de que, daqui a apenas oito anos, no cenário NZE Total, todo o H2 necessário para alimentar, não só as indústrias de refinação, de produção de amónia e metanol, bem como as siderúrgicas, e, ainda, os transportes altamente intensivos em energia (aviação e transporte marítimo), seriam aprovisionáveis através de H2 verde numa quantidade duplicada face à actual consumida na indústria (de 90 para +/- 180 milhões de toneladas anuais).

Será isto sustentável e credível considerando que, no presente, as unidades de geração de H2 verde, são, no fundamental, projectos de tipo semi-industrial ou de demonstração, intensamente subsidiados com dinheiro público? 

É muito instrutiva, numa outra perspectiva, a leitura de uma recente informação posta a circular pela EURACTIVE na qual se antecipa oficiosamente o projecto de regulamento que a Comissão Europeia (CE)  emitirá para consulta durante o corrente mês de Dezembro. 

O objectivo do regulamento é o de garantir que a produção do H2 verde seja realizada, de facto, através de electricidade renovável (eólica, fotovoltaica). Vejam-se, a título de exemplo, alguns dos requisitos para considerar que o H2 seja verde/renovável:

    • A central de produção eléctrica renovável a partir da qual é abastecida a unidade de electrólise (através de ligação directa ou via Contrato de Aquisição de Energia - PPA), deve ter entrado em funcionamento num período máximo até três anos anteriores à da entrada do centro de produção de hidrogénio.

    • A unidade de electrólise deverá estar localizada numa zona de mercado grossista (no caso de Portugal seria no OMIE - Polo Espanhol do OMI) em que a quota de produção renovável foi de, pelo menos, 90% no ano anterior. No caso concreto português é uma condição de muito difícil cumprimento, só ultrapassável por sofisticados «desenhos» de regulamentação.

    • Curiosamente, o H2 também será considerado «verde» quando produzido com electricidade a um preço igual ou inferior a € 20 / MWh ou inferior a 0,36 vezes o preço do CO2 no mercado europeu do RCLE, independentemente da tecnologia utilizada.

No fundo uma das grandes questões parece ser a exigência de erradicar a possibilidade de haver «falso» H2 verde/renovável através de simples registos genéricos anuais de Garantias de Origem. Ou seja, para ser considerado como tal, só o H2 correlacionado de forma transparente com concretas unidades de produção fotovoltaica e eólica, é que contaria. Parece, assim, querer-se estimular novos investimentos mistos central eléctrica/unidade de electrólise. 

Antecipa-se que esta proposta, considerada muito «rigorosa», leve a intrincadas discussões porque, obviamente, as dificuldades práticas que dela adviriam fariam perigar o gigantesco potencial do negócio, não tanto e só o que está correlacionado com o gás utilizado nas redes locais/nacionais, mas, fundamentalmente, porque estão em jogo larguíssimos volumes de exportações. 

Em Portugal, alguns dos investimentos anunciados poderão vir a estar destinados à exportação de H2 verde para o centro e norte da Europa, embora também existam outros que se perspectivam para a injecção do H2 no sistema de gasodutos existente relacionado com o gás natural12. Muitos países da América do Sul, África e Médio Oriente, são vistos, nas conjecturas dos centros de governação mundial, como sítios onde se fará a captação da radiação solar e se usará grandes volumes de água tratada, através de tecnologia exportada a partir de uns quantos produtores localizados em alguns países europeus e americanos, para, depois, se exportar o H2 verde para gerar valor acrescentado na Europa, nos EUA e na China, como se poderá verificar na Figura 6. 

A China tem uma função central dado o seu relevantíssimo papel tanto na mineração como na refinação dos metais estratégicos relacionáveis com a transição, e, portanto, com o H2 de uma forma directa ou indirecta, tal como está registado na Figura 8. Para além da capacidade de fabricar e instalar múltiplos sistemas e equipamentos.

A cadeia de valor do H2, tanto o energético como, principalmente, o que se destina ao processamento químico, petroquímico e siderúrgico, só é totalmente optimizada quando o H2 é convertido em produtos químicos derivados através da junção ao carbono (CO2) para produzir hidrocarbonetos, e ao azoto para produzir amónia. Assim, coloca-se a dúvida se essa incorporação será feita, pelo menos parcialmente, nas regiões do sul da África, da América, da Ásia-Pacífico e na Península Ibéria? É que só através da conversão do H2 em compostos químicos mais pesados ele poderá vir a interessar ao comércio global, ou seja, depois de convertido em commodities com uma densidade energética em volume a um nível que torna o transporte de longa distância e o armazenamento de longo prazo economicamente viáveis. 

Percebe-se, em diversas publicações da administração pública e das corporações e centros de influência privados, a tentativa de manipular a noção relacionada com a densidade energética do H2, afirmando que ele, descontando as substâncias usadas na produção electronuclear, teria o valor mais alto.

A DGEG, escreve que o H2 tem «uma elevada densidade energética por unidade de massa (33kWh/kg) – i.e. três vezes mais energia por unidade de massa que a gasolina, e 2,5 vezes mais que o gás natural», mas, conscienciosamente, acrescenta e corrige parcialmente, que se deverá ter atenção o facto de ele ter «uma baixa densidade energética por unidade de volume», o que é uma clara desvantagem, tornando pouco eficaz (e eficiente, deve acrescentar-se) o seu transporte e armazenamento. 

Já a amónia líquida tem quase oito vezes a densidade energética das baterias de iões de lítio, como se mostra na Figura 7, com as unidades expressas respectivamente em kWh/l e kWh/kg. Repare-se nas colossais diferenças que vão para os casos da gasolina, do diesel, do jet fuel e também para o butano, propano e gás natural liquefeito.

Com as densidades energéticas expressas em MJ/kg e MJ/l, respectivamente, poderá ver-se no Quadro 2 as profundíssimas diferenças existentes.

Estas diferenças entre as densidades energéticas mássicas e em volume, estabelecem uma forte desvantagem do H2, que apresenta uma maior densidade energética por unidade de massa do que a gasolina, mas uma densidade energética por unidade de volume baixíssima. Ora esta questão técnico-económica não é alterável através de leis ou deliberações políticas.

Do ponto de vista técnico económico é necessário e incontornável saber-se a que fim se destinam os produtos energéticos para definir com rigor quais as utilizações mais eficientes. Num foguetão, por exemplo, a densidade em relação à massa é muito importante, mas para o caso do transporte e armazenagem comercial a densidade em relação ao volume é o mais adequado parâmetro de comparação, claramente favorável ao metano e a diversos combustíveis derivados do petróleo. 

É relevante trazer à colação a particular questão das misturas entre gás natural e o H2 verde numa proporção de 5 a 20% para atender aos requisitos de segurança. Há que chamar a atenção que o H2 na sua forma gasosa tem uma densidade energética de um terço da do metano. Assim, a adição de 20% de H2 na rede de gás natural reduziria a densidade energética da mistura em cerca de 14%, enquanto se reduzirão as emissões de CO2 em 20%13.

Pergunta-se, então, como encorajar os fornecedores de gás e os consumidores finais para usar um gás energeticamente mais pobre que seria vendido ao mesmo preço, ou até, quem sabe, mais alto, devido ao facto de ser considerado um «contributo para a descarbonização»?

A concluir, deixar registado que se poderia aceitar um crescente interesse real no H2 electrolítico se os seus custos de produção viessem a baixar efectivamente, não obstante as diversas questões críticas de segurança que envolvem os usos generalizados de um tal gás que, mesmo verde, não deixa de ser muito inflamável e reactivo.

Mas, será que, como se vê e ouve diariamente aos responsáveis políticos e aos activistas engajados a núcleos de pressão corporativa, os preços de comercialização da electricidade renovável (fotovoltaica e eólica) colocada através de mercados grossistas e retalhistas com fortes fragilidades regulatórias, vai mesmo baixar para preços inferiores aos de 2020?

Para além dos diversos tipos de problemas de que aqui se deixa uma amostra, há que adicionar a expectável pressão altista sobre os metais estratégicos para a transição energética, pressão que está já a ser empolada pelas crescentes tensões geoestratégicas e geopolíticas. Assim, é improvável alcançar níveis de competitividade real para o H2 (sem subsidiação) que lhe venham a conferir o transcendente papel que se lhe querer atribuir.

No mínimo, afigura-se razoável afirmar que, seja quais forem os contornos exactos de uma tamanha alteração de paradigma, será de exigir mais circunspecção, trabalho e humildade e, simultaneamente, muito menos fanfarra e propaganda. Sendo necessária a transição por diversas ordens de razão, ela não deve ser feita exclusivamente ao ritmo dos negócios «na hora» e com «licenciamento zero», ritmo que tudo arrasará, designadamente o coberto vegetal em centenas de milhar de hectares de solo português sacrificado numa poderosa corrente especulativa.

Não é gratificante ver protagonistas políticos prestarem-se sistematicamente a espectáculos burlescos em que o bairro é o melhor do concelho e o país, pouco relevante internacionalmente neste domínio, colocado, de forma risível, num suposto pelotão da frente de nível mundial.

No fundo, que o H2 seja azul, cinzento ou verde, é apenas uma questão de marketing ou de simbolismo, porque o que verdadeiramente conta é a cor do dinheiro. Ou seja, para que servem e a quem servem os recursos naturais de interesse colectivo que estão em equação neste momento crucial para o planeta, para a soberania portuguesa e para o género humano. 

• 1. Por exemplo, ver publicação The Hydrogen Economy, 2002; este título é encontrado em outros textos, mas, neste caso o autor, Jeremy Rifkin, especialista em prospecção e futurologista, empenhou-se numa intensa campanha de sensibilização, em particular junto dos círculos políticos e administrativos da União Europeia (UE), no sentido de promover a «economia do hidrogénio verde»...
• 2. Existindo diversas nuances utilizou-se a classificação proposta pela World Nuclear Association (WNA) que, grosso modo, é idêntica à utilizada pela Agência Internacional de Energia Atómica (IAAE) WNA cores H2. A IEA (International Energy Agency, formada em 1974) na sua publicação Global Hydrogen Review 2021, utiliza uma classificação mais sintética: cinzento aquele H2 que é obtido a partir de fontes fósseis (metano e carvão); azul o que tendo origem fóssil envolve uma posterior captura/armazenagem/utilização do CO2 (CCUS); verde o que se obtém por electrólise da água através de electricidade de origem renovável e o púrpura que é um hidrogénio que surge como subproduto em diversos processos.
• 3. De acordo com H2 Bulletin, com edições diárias e com carácter independente que se dedica à produção de notícias sobre a indústria do hidrogénio, pode, ainda, considerar-se o H2 roxo (electrólise termonuclear da água), o vermelho produzido por fracturação catalítica da água a alta temperatura também com energia termonuclear e, ainda, o branco, tratando-se neste caso do hidrogénio molecular gasoso que ocorre na natureza em situações muito raras.
• 4. O PO SEUR - Programa Operacional Sustentabilidade e Eficiência no Uso de Recursos foi criado através da Decisão de Execução da Comissão Europeia em 16 de Dezembro de 2014, sendo um dos 16 programas criados para a operacionalização da Estratégia Portugal 2020.
• 5. Conjunto de palestras no âmbito de um curso sobre Energy Storage ant Transportation levado a cabo pelo Joint Research Centre, ISPRA, Itália
• 6. In Samuel Furfari in europeanscientist, académico e ex-alto funcionário europeu do Centro de Pesquisa da Comissão Europeia durante mais de trinta e cinco anos.
• 7. In L'utopie hydrogène, S. Furfari, Agosto de 2020, Amazon.
• 8. Fórum Energias Renováveis em Portugal, 2020
• 9. EWEA - European Wind Energy Association, 2013
• 10. IRENA (International Renewable Energy Agency), uma Agência criada como organização intergovernamental para favorecer a transição energética. HYDROGEN: A RENEWABLE ENERGY PERSPECTIVE, SEPTEMBER 2019. Report prepared for the 2nd Hydrogen Energy Ministerial Meeting in Tokyo, Japan.
• 11. IRENA
• 12. Caso do projecto da Hytlantic, sociedade veículo que junta EDP, Galp e outros accionistas (Bondalti, Engie, Martifer e Vestas) para produzir H2 verde através de uma unidade com a potência instalada de 96 MW no terreno da antiga central de Sines, que já iniciou o processo de licenciamento ambiental junto da Agência Portuguesa do Ambiente (APA). A produção anual andará nas 9 mil toneladas de H2 verde, e 30 % serão destinados à refinaria da Galp em Sines, enquanto restantes 70 % serão injectados na rede de transporte de gás natural operada pela REN em percentagens que não ultrapassarão os 10%.
  No presente existem 76 pedidos de Registo Prévio para produção de gases renováveis (H2, biometano) junto da DGEG, a maioria dos quais com injecção na rede nacional de gás natural. Dos 76 projectos, 5 são de biometano e 69 de H2, os restantes são mistos.
• 13. Furfari, Samuel, L'útopie Hydrogène pp. 115, 2020, Amazon