Desafios tecnológicos, econômicos e ambientais do hidrogênio azul

O hidrogênio de baixa emissão de carbono é considerado um pilar fundamental de um sistema energético sustentável. Entre as opções de produção de hidrogênio de forma sustentável, destacam-se a eletrólise da água usando eletricidade renovável (H2 Verde) e a produção a partir de gás natural com captura, utilização e armazenamento do CO₂ gerado (H2 Azul). O H₂ verde é mais sustentável (menores emissões), mas também mais caro no cenário atual. O H₂ azul é, em geral, mais barato, mas causa maiores emissões devido à captura incompleta de CO₂ e emissões fugitivas de metano.

O custo de produção de hidrogênio renovável hoje está entre 1,5 e 6 vezes maior do que a produção baseada em combustíveis fósseis sem captura de CO₂ (H₂ Cinza), dependendo da localização.¹

A produção de H₂ Azul se baseia no uso de técnicas de CCUS, que compreendem a captura, utilização e armazenamento de carbono (do inglês Carbon Capture, Utilization and Storage), cujo objetivo principal é reduzir a liberação de CO₂ para a atmosfera. Nessa definição de CCUS, estão contempladas atividades que vão da obtenção do CO₂ de diferentes origens e seu transporte até a destinação final, que pode ser a utilização do CO₂ e/ou o armazenamento permanente, tipicamente realizado em formações geológicas.

Em todo o mundo, há 50 plantas de CCUS em operação, das quais apenas seis estão associadas à produção de hidrogênio e/ou amônia.² No Brasil, a Petrobras e seus parceiros no pré-sal apresentam-se como operadores pioneiros de projetos de CCUS em ambiente offshore, sendo o CO₂ utilizado na recuperação avançada de óleo, principalmente na Bacia de Santos.

No que tange ao custo de produção de H₂ Azul, este depende fortemente dos preços da matéria prima e energia (gás natural) e também dos custos dos processos de CCUS. Deve-se levar em conta os custos de captura do CO₂, que variam em função da concentração de CO₂ nos gases gerados e da tecnologia empregada, os custos de transporte do CO₂, que dependem da quantidade transportada e do modal de transporte, bem como os custos do armazenamento do CO₂, que é dependente da capacidade de armazenamento da área.³

A implementação das tecnologias de CCUS enfrenta inúmeros desafios. Entre os desafios logísticos, estão a maturidade das tecnologias, que ainda se encontram em estágios iniciais, e a limitação da infraestrutura para o transporte de CO₂.

Com base em projetos de demonstração existentes, como o Shell Quest no Canadá e H-vision na Holanda, os investimentos de capital necessários para instalações CCUS variam de U$ 600 a U$ 1.200/t CO₂/ano, aumentando em 25–30% os custos de produção de hidrogênio. No entanto, esses projetos mostraram que a implementação em larga escala permite reduzir potencialmente os custos em 30–40% em comparação com instalações menores.

A análise econômica dos projetos existentes sugere que os custos de produção de H₂ Azul podem diminuir para U$ 1,2–2,1/kg quando os preços do gás natural estiverem em U$ 1,4–6,3/GJ, tornando-o cada vez mais competitivo com a produção de H₂ Cinza (U$ 0,7–1,6/kg).⁴

Aqui no Brasil, a EPE estimou os custos de produção de H₂ Azul em cerca de U$ 2,5/kg para plantas onshore e U$ 3,7/kg para plantas offshore, com o preço do gás natural em U$ 5,7/GJ, utilizando uma escala de produção de 1.000 t H₂/dia.

Esses valores foram calculados considerando o armazenamento geológico do CO₂, sem geração de receita advinda da utilização do carbono. Ao considerar a venda do crédito do carbono capturado em U$ 50/t CO₂, o custo de produção de hidrogênio no cenário onshore cai para U$ 2,1/kg.³ Esse custo é comparável ao estimado pela IEA para o H₂ Verde em 2030, em algumas regiões do planeta (U$ 2,0/kg).¹

Uma alternativa para reduzir os custos do H₂ Azul é implantar estratégias de utilização do CO₂ através do desenvolvimento de rotas de produção de combustíveis, produtos químicos e materiais de alto valor agregado à base de carbono.

Os processos de conversão de CO₂ a diversos produtos químicos, como metanol, éteres, metano e outros hidrocarbonetos, demandam grande consumo de energia e catalisadores adequados para se alcançar altos rendimentos. Com isso, a utilização de CO₂ em escala comercial ainda enfrenta limitações tecnológicas e econômicas.

A intensidade de carbono do H₂ Azul está relacionada com as tecnologias utilizadas na sua produção, especialmente com aquelas que impactam diretamente nas taxas de captura de CO₂. Para calcular a intensidade de carbono devem ser consideradas todas as emissões da cadeia de produção, por meio de uma avaliação de ciclo de vida (ACV).³

No caso do H₂ Azul, as emissões de gases do efeito estufa (GEE) dependem da taxa de captura do CO₂ da corrente de processo (proveniente do reformador) e também da queima do combustível usado para fornecer energia ao reformador e ao próprio processo de captura, além das emissões fugitivas de metano no upstream.

Quando se captura apenas o CO₂ da corrente de processo, a taxa global de captura não chega a 60%. Para se alcançar mais de 90% de captura, é necessário capturar também o CO₂ proveniente da queima de combustível no processo, que gera uma corrente mais diluída de CO₂, aumentando os custos do processo.

Embora estas elevadas taxas de captura sejam assumidas em muitas estratégias nacionais, ainda não foram alcançadas em nenhuma planta comercial de grande escala.

Com 90% de captura de CO₂ e uma taxa de emissões fugitivas de metano de 1,7% do consumo de gás natural (padrão adotado pelo IPCC), a intensidade de carbono do hidrogênio azul chega a 22 gCO2eq/MJ, contra cerca de 87 gCO2eq/MJ do H₂ Cinza, usando a métrica GWP (do inglês Global Warming Potential) para um horizonte de 100 anos.

Se o horizonte temporal do GWP for de 20 anos, que é mais consistente com os prazos das metas climáticas globais, a intensidade de carbono do H₂ Azul passa para 52 gCO₂eq/MJ.⁵ Portanto, mesmo com alta taxa de captura de CO₂, o hidrogênio azul gera emissões significativas, tornando-se uma opção arriscada na busca pela neutralidade de carbono.

¹ IEA, Global Hydrogen Review 2024. Disponível em: https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2024

² Global CCS Institute, Global Status of CCS 2024. Disponível em: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2024/11/Global-Status-Report-6-November.pdf

³ EPE, Nota técnica “Hidrogênio Azul: Produção a partir do gás natural com captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS)”, 2022. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-654/NT%20Hidrogenio%20Azul.pdf

⁴ Hongfang Lu, Dongmin Xi, Y. Frank Cheng, “Hydrogen production in integration with CCUS: A realistic strategy towards net zero”, Energy 315 (2025) 134398. https://doi.org/10.1016/j.energy.2025.134398

⁵ Thomas Longden, Fiona J. Beck, Frank Jotzo, Richard Andrews, Mousami Prasad, ‘Clean’ hydrogen? – Comparing the emissions and costs of fossil fuel versus renewable electricity based hydrogen, Applied Energy 306 (2022) 118145. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.118145