Crie uma conta IEA gratuita para baixar nossos relatórios ou assinar um serviço pago.Principais autores Jose M Bermudez Ilkka HannulaContribuintes Simon Bennett Elizabeth Connelly Taku Hasegawa Hana Mandová Gergely Molnar Uwe RemmeIEA (2021), Hydrogen, IEA, Paris https://www.iea.org/reports/hydrogenA demanda de hidrogênio em 2020 foi de ~90 Mt, com mais de 70 Mt usados ​​como hidrogênio puro e menos de 20 Mt misturados com gases contendo carbono na produção de metanol e fabricação de aço.Quase toda essa demanda foi para refino e usos industriais.Atualmente, o hidrogênio é produzido principalmente a partir de combustíveis fósseis, resultando em cerca de 900Mt de emissões de CO2 por ano.O progresso da energia limpa para o hidrogênio pode ser acompanhado por três indicadores principais:O refino de petróleo é o maior consumidor de hidrogênio hoje (perto de 40 Mt em 2020), e assim permanecerá no curto e médio prazo.O hidrogênio usado neste setor é normalmente produzido no local por reforma de metano a vapor, separado de gases de subprodutos de processos petroquímicos ou obtido externamente como hidrogênio comercial (normalmente produzido em plantas dedicadas à produção de hidrogênio usando reforma de metano a vapor).O uso de hidrogênio de baixo carbono no refino enfrenta uma barreira econômica devido ao seu custo mais alto em comparação com o hidrogênio inabalável de origem fóssil.No entanto, substituir essa capacidade de produção de hidrogênio por tecnologias de baixo carbono não seria tão desafiador tecnicamente quanto adotar o hidrogênio para novas aplicações.Portanto, esta é uma oportunidade ideal para aumentar facilmente a demanda de hidrogênio com baixo teor de carbono enquanto diminui as emissões de CO2 dos processos de refino.Em relação ao uso de combustíveis fósseis com CCUS para produção de hidrogênio, a Shell foi a pioneira com seu projeto de 2005 na refinaria de Pernis (na Holanda) para capturar CO2 de unidades de gaseificação de resíduos pesados.Outros se seguiram desde então, e já existem seis instalações produzindo hidrogênio a partir de combustíveis fósseis acopladas ao CCUS, a última entrando em operação em 2020 na refinaria North West Sturgeon (Canadá).Essas instalações têm uma capacidade de produção de 320 kt de hidrogênio de baixo carbono (25% maior que em 2019), mas a produção pode aumentar para 380 t em 2021 se dois projetos atualmente em desenvolvimento na China entrarem em operação.Além disso, dois projetos (ambos na Alemanha) atualmente usam hidrogênio eletrolítico em operações de refino: um eletrolisador de membrana eletrolítica de polímero (PEM) de 5 MW (~0,7 kt de capacidade de produção) na refinaria H&R Ölwerke Schindler em Hamburgo (desde 2018) e o Projeto Refhyne na refinaria Shell Rhineland, um eletrolisador PEM de 10 MW (~1,5 kt de capacidade de produção) que entrou em operação em julho de 2021. Além disso, a primeira fase do projeto HySynergy na refinaria Shell Fredericia (20 MW, ~3 kt de capacidade de produção) deverá entrar em operação em 2022, e a construção começou recentemente no projeto Multiphly na Holanda para demonstrar um eletrolisador de célula eletrolisadora de óxido sólido de 2,4 ‑MW (~0,5 kt de capacidade de produção) em operações de refinaria.A Europa é particularmente ativa nesta frente, com mais de 1,3 GW de capacidade de eletrólise (~230 kt de capacidade de produção) em desenvolvimento em refinarias, a maioria ainda em estágios iniciais visando implantação até 2025. Perto de outros 700 MW (mais de 110 kt da capacidade de produção) dos projetos visam à produção de hidrogênio comercial vinculado às operações de refino, além de outras aplicações.A AIE estima que a quantidade de hidrogênio de baixo carbono usada no refino subiu de 250 kt em 2019 para mais de 300 kt em 2020 e, com base no pipeline atual de projetos, 1,2-1,4 Mt de hidrogênio de baixo carbono poderia ser usado em 2030. No entanto, isso está bem abaixo da expansão necessária para manter o cenário de Emissões Líquidas Zero até 2050, que prescreve 5 Mt até 2030.A demanda do setor industrial por hidrogênio foi de 51 Mt em 2020, com a produção química consumindo ~46 Mt. Aproximadamente três quartos foram usados ​​para produção de amônia e um quarto para metanol.As 5 Mt restantes foram consumidas no processo direto de redução de ferro para siderurgia.Apenas 0,3 Mt da demanda de 2020 foi atendida com hidrogênio de baixo carbono (perto de 20% a mais do que em 2019), principalmente de um punhado de plantas CCUS de grande escala, pequenas unidades de eletrólise no subsetor químico e um projeto CCUS no ferro e subsetor siderúrgico.No Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050, espera-se que a demanda total de hidrogênio da indústria cresça 44% até 2030, com o hidrogênio de baixo carbono se tornando cada vez mais importante (totalizando 21 Mt em 2030).A análise do atual pipeline de projetos sugere que apenas ~ 18% dessa demanda seria atendida: projetos equipados com CCUS fornecem 1 Mt da demanda total de hidrogênio de baixo carbono em 2030 e projetos eletrolíticos 3 Mt. Ação rápida é claramente necessária nos próximos dez anos para atender as Emissões Líquidas Zero projetadas até 2050 Cenário da demanda de hidrogênio do setor industrial.No subsetor químico, a demanda total de hidrogênio em aplicações tradicionais (produção de amônia e metanol) atinge 54 Mt até 2030 no Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050.Espera-se que novas aplicações de hidrogênio, como produtos químicos de alto valor e calor de processo de alta temperatura, acionem 2 Mt de demanda adicional de hidrogênio para o subsetor.Da demanda total em 2030, 9 Mt devem ser atendidas com hidrogênio de baixo carbono.No entanto, os projetos atualmente em andamento serão capazes de fornecer apenas 2,3-3,1 Mt/ano de hidrogênio de baixo carbono até 2030, representando ~33% das Emissões Líquidas Zero até 2050 Requisitos do cenário.Projetos de demonstração usando hidrogênio eletrolítico (1-4 kt H2/ano) para produção de amônia estão avançando, incluindo um projeto da Fertiberia e Iberdrola (Espanha) para misturar hidrogênio da eletrólise solar fotovoltaica (previsto para entrar em operação no final de 2021 ).Vários projetos também pretendem ampliar esse conceito para 30-140 kt/ano nos próximos anos.A produção de amônia com CCUS (com o CO2 capturado geralmente usado para recuperação aprimorada de petróleo) já está bem estabelecida e hoje fornece ~0,2 Mt de hidrogênio de baixo carbono para a produção de amônia.Com plantas pré-comerciais na Islândia e na China, a produção de metanol usando hidrogênio eletrolítico chega a ~2 kt/ano de hidrogênio de baixo carbono.Vários projetos visam expandir este conceito até 10 kt/ano, incluindo e-Thor e Djewels (Holanda), North-C-Methanol (Bélgica) e LiquidWind (Suécia).Além disso, dois projetos de demonstração de captura de CO2 para recuperação aprimorada de petróleo estão em andamento na China, outro deve começar nos Estados Unidos em 2025 e um para o Canadá até 2025 está sendo considerado.Juntos, eles podem adicionar mais de 0,3 Mt/ano de hidrogênio de baixo carbono.No subsetor de ferro e aço, espera-se que a demanda de hidrogênio triplique para 18 Mt até 2030 no Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050.Novos usos de hidrogênio são centrais para a estratégia de descarbonização do subsetor.Embora o ferro reduzido direto (DRI) 100% à base de hidrogênio em escala comercial não seja esperado até o início da década de 2030, o hidrogênio pode ser substituído por uma porção de gás natural e carvão em DRI e altos-fornos, ou pode ser usado para gerar calor para unidades auxiliares.Os projetos atualmente em andamento totalizam 0,5-0,8 Mt de hidrogênio de baixo carbono até 2030, representando apenas ~7% da meta de Emissões Zero Líquidas até 2050 Cenário 12-Mt.Hoje, apenas um punhado de plantas usa hidrogênio de baixo carbono na fabricação de ferro e aço.Isso inclui uma planta DRI equipada com CCUS nos Emirados Árabes Unidos, que captura CO2 para recuperação aprimorada de petróleo nas proximidades e para alguns projetos de demonstração que usam hidrogênio eletrolítico em projetos relacionados ao aço.Na Alemanha, o projeto Carbon2Chem usa CO2 capturado do gás de alto-forno para produção de metanol, e vários projetos da UE estão testando a injeção de hidrogênio em DRI e altos-fornos.Os projetos SALCOS (Alemanha) e H2FUTURE (Áustria) juntos somam mais de 1 kt/ano, e a Thyssenkrupp testou com sucesso a substituição de hidrogênio por carvão em uma ventaneira de um de seus altos-fornos na Alemanha e atualmente está testando taxas de mistura mais altas.A ArcelorMittal (Espanha) também se comprometeu a construir uma unidade DRI utilizando hidrogênio produzido diretamente de fontes renováveis.Além da mistura de hidrogênio em DRI e altos-fornos existentes, altas participações de mistura (até 100%) em instalações de DRI à base de hidrogênio oferecem uma oportunidade de produzir aço com uso de combustível fóssil muito limitado.Já na década de 1990, uma usina de 0,5 ‑Mt totalmente baseada em hidrogênio já estava em operação em Trinidad e Tobago (não está mais ativa).O projeto HYBRIT na Suécia, desenvolvido pela SSAB, LKAB e Vattenfall para produzir ferro-esponja usando 100% de hidrogênio em combinação com biomassa, está trabalhando para a transição de uma operação piloto para uma operação em grande escala (~ 1 Mt de DRI) até 2025.O hidrogênio é conhecido há muito tempo como um combustível de transporte de baixo carbono em potencial, mas estabelecê-lo na mistura de combustível de transporte tem sido difícil.Até o momento, o uso de hidrogênio no setor foi limitado a menos de 0,01% da energia consumida e, em 2020, os veículos elétricos a célula de combustível (FCEVs) representaram uma parcela muito pequena do estoque global de veículos totais (<0,01%) e de veículos elétricos (0,3%).No entanto, o mercado de FCEV está começando a decolar, catalisado por desenvolvimentos na Ásia e nos Estados Unidos.Mais de 40.000 FCEVs estavam na estrada globalmente até o final de junho de 2021. Os estoques cresceram em média 70% ao ano de 2017 a 2020, mas em 2020 o crescimento do estoque caiu para apenas 40% e os novos registros de carros com célula de combustível diminuíram 15%, espelhando a contração do mercado automóvel em geral devido à pandemia de Covid-19.No entanto, espera-se que 2021 seja um novo ano recorde, com mais de 8.000 FCEVs vendidos no primeiro semestre de 2021 e vendas mensais recordes registradas na Califórnia (759 em março) e na Coréia (1.265 em abril).Desde que a IEA começou a rastrear as ações do FCEV em 2017, os Estados Unidos eram o maior acionista, mas a Coreia assumiu esse primeiro lugar em 2020 graças às suas políticas agressivas para adoção do FCEV - subsídios de até US$ 30.000 foram oferecidos com o apoio combinado dos governos nacionais e locais.A implantação global do FCEV concentrou-se principalmente em veículos leves de passageiros, que representavam três quartos do estoque do FCEV no final de 2020, com ônibus representando ~ 15% e veículos comerciais com os 10% restantes.Existem, no entanto, algumas diferenças notáveis ​​na distribuição geográfica dos vários tipos de FCEVs.Como Coréia, Estados Unidos e Japão concentraram seus esforços na implantação de carros de passeio, eles detêm 90% do estoque desse segmento, mas têm um número muito pequeno de ônibus e veículos comerciais.Enquanto isso, a China adotou políticas para a adoção de ônibus e veículos comerciais a célula de combustível e agora domina os estoques globais nesses segmentos (93% dos ônibus e 99% dos veículos comerciais em 2020).É provável que essa tendência continue, pois a nova política chinesa de subsídios a veículos com célula de combustível adotada em 2020 visa aumentar as capacidades de fabricação da indústria de FCEV da China e se concentra no uso de células de combustível em veículos comerciais médios e pesados.Na Europa, vários anúncios em 2020 sinalizam esforços mais fortes para implantar ônibus e caminhões com células de combustível.Vários fabricantes e projetos pretendem implantar milhares de ônibus na próxima década.A Hyundai já entregou 46 caminhões pesados ​​para a Suíça em julho de 2021 e planeja implantar 1.600 veículos no país até 2025, enquanto o Porto de Roterdã e a Air Liquide criaram uma iniciativa para implantar 1.000 caminhões de célula de combustível até 2025 e uma chamada conjunta assinada por mais de 60 parceiros industriais visa até 100.000 caminhões até 2030. Com base na capacidade atual e anunciada, a IEA estima que a fabricação de células a combustível poderia permitir um estoque de 6 milhões de FCEVs até 2030, satisfazendo cerca de 40% da Net Zero Emissões até 2050 Cenário de necessidades.A implantação de veículos com células de combustível deve ser acompanhada pelo estabelecimento simultâneo de infraestrutura facilitadora.No final de 2020, mais de 540 postos de abastecimento de hidrogênio estavam em operação em todo o mundo, um aumento de mais de 15% em relação a 2019. O Japão manteve a liderança com cerca de 140 postos, seguido pela Alemanha (90) e China (85).O número de estações em operação aumentou consideravelmente no Japão (+24), China (+24) e Coréia (+18), enquanto a Alemanha adicionou apenas 9 novas estações em 2020 e não atingiu a meta NOW de 100 até 2020.Em veículos não rodoviários, novas aplicações estão ganhando popularidade.No setor ferroviário, a Alstom liderou o caminho na Europa, completando um teste bem-sucedido de 18 meses de dois trens na Alemanha em 2020, seguido por outros testes na Holanda, Áustria e Itália.Isso resultou em pedidos de pelo menos 41 unidades na Alemanha e 6 na Itália que serão colocadas em serviço entre 2021 e 2022, sendo a primeira entregue em março de 2021.Outras empresas europeias na França, Alemanha, Espanha e Reino Unido começaram a trabalhar com a Alstom ou estão desenvolvendo e testando seus próprios modelos de trens de célula a combustível, com o objetivo de substituir os trens a diesel em rotas não eletrificadas.Fora da Europa, países como China, Coréia, Japão, Canadá e Estados Unidos também estão demonstrando interesse em trens de célula a combustível de hidrogênio.Além dos trens de passageiros, os bondes a hidrogênio e as locomotivas de transporte e comutação estão em vários estágios de desenvolvimento e implantação.Espera-se que os trens de hidrogênio substituam principalmente as linhas a diesel que são caras para eletrificar devido à utilização relativamente baixa, constituindo 2% do consumo de energia ferroviária até 2030 no Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050.No subsetor marítimo, a Organização Marítima Internacional tem como objetivo a descarbonização dos combustíveis marítimos, com a expectativa de que o hidrogênio e a amônia se tornem mais importantes.Embora as células de combustível de hidrogênio tenham sido demonstradas em várias embarcações costeiras e de curta distância desde o início dos anos 2000, nenhuma ainda está comercialmente disponível.No entanto, espera-se que a operação comercial de balsas de células de combustível comece em 2021 nos Estados Unidos e na Noruega.Combustíveis à base de hidrogênio, particularmente amônia, também estão atraindo atenção para uso em grandes navios oceânicos.As principais partes interessadas do setor anunciaram planos para disponibilizar motores marítimos 100% movidos a amônia já em 2023 e oferecer pacotes de retrofit de amônia para embarcações existentes a partir de 2025. No cenário de emissões líquidas zero até 2050, a amônia atende a 8% da demanda total de combustível de transporte e o hidrogênio atende a 2%.Finalmente, o interesse no hidrogênio para aplicações de aviação foi despertado após muitos anos sendo ignorado devido a desafios técnicos.Em 2020, a Airbus deu o primeiro grande passo nessa direção, lançando um plano ambicioso para desenvolver novos conceitos de aeronaves a hidrogênio para até 200 passageiros e um alcance de 3.700 km, com o objetivo de ter uma aeronave comercial disponível até 2035. Além disso, , a Boeing recentemente fez uma parceria com a Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization da Austrália para publicar um roteiro para o hidrogênio no setor de aviação que considera oportunidades de uso de hidrogênio em aeronaves e aplicações aeroportuárias.Empresas menores, como ZeroAvia e Universal Hydrogen, também estão trabalhando em soluções de aeronaves a hidrogênio para voos de curta distância.Embora o uso direto de hidrogênio na aviação comercial não seja comercialmente viável até meados da década de 2030 ou mais tarde, o uso de querosene sintético à base de hidrogênio como combustível drop-in com aeronaves existentes pode fazer incursões até 2030. Na verdade, a KLM transportou realizou o primeiro voo com querosene sintético na Holanda em fevereiro de 2021. No cenário de emissões líquidas zero até 2050, o querosene sintético atende a mais de 1,6% da demanda de combustível de aviação em 2030.O hidrogênio tem uma presença insignificante no setor de energia hoje, respondendo por menos de 0,2% da geração de eletricidade globalmente.Isso está ligado principalmente ao uso de gases misturados contendo hidrogênio da indústria siderúrgica, plantas petroquímicas e refinarias.Além disso, mais de 2.100 MW de células de combustível estacionárias foram instaladas até o final de 2020, embora praticamente todas funcionem com gás natural.Muito poucos países declararam metas explícitas para o uso de hidrogênio ou combustíveis à base de hidrogênio no setor de energia.O Japão é uma das poucas exceções: pretende atingir 1 GW de potência com base em hidrogénio até 2030, correspondendo a um consumo anual de hidrogénio de 0,3 Mt, subindo para 1 5‑30 GW (5‑10 Mt) a longo prazo.Em seu roteiro de hidrogênio, a Coréia estabeleceu uma meta de 1,5 GW de capacidade instalada de células de combustível no setor de energia até 2022 e 15 GW até 2040. Vários países, no entanto, reconheceram o potencial do hidrogênio como uma opção de baixo carbono para energia e geração de calor, por exemplo, para fornecer flexibilidade em sistemas de energia com altas parcelas de energia renovável variável.Hoje, os motores alternativos a gás podem lidar com gases com teor de hidrogênio de até 70% (em base volumétrica), enquanto os testes de motores que funcionam com hidrogênio puro foram concluídos com sucesso.Os fornecedores de turbinas a gás já têm experiência significativa na combustão de combustíveis contendo hidrogênio, com algumas unidades menores operando com mais de 90% de participação de hidrogênio em refinarias e para aplicações químicas e petroquímicas.As atividades de P&D estão em andamento para desenvolver turbinas a gás secas de baixo NOx (DLN) capazes de lidar com 0-100% de hidrogênio fixo misturado com gás natural.A verificação bem-sucedida da tecnologia de combustão DLN 100% movida a hidrogênio foi recentemente alcançada no Japão na escala de 1 MWe.Até 2030, as usinas termelétricas usando combustíveis de baixo carbono poderão ser um importante recurso despachável para cobrir períodos de pico de demanda quando o valor da eletricidade é alto e fornecer uma gama de serviços de sistema para garantir a segurança energética e a adequação da capacidade, evitando dispendiosas interrupções no fornecimento de energia .No Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050, a demanda por hidrogênio e combustíveis à base de hidrogênio na geração de eletricidade atinge 17 Mt H2-eq até 2025 e 51 Mt H2-eq até 2030. Embora a capacidade de geração de eletricidade ligada a combustíveis à base de hidrogênio seja atualmente muito limitada, atinge 140 GW até 2030 neste cenário.Atualmente, cerca de 80% do hidrogênio é produzido por meio da reforma de gás natural e gaseificação de carvão com emissões intensivas, sendo quase todo o restante hidrogênio subproduto produzido em instalações projetadas para outros produtos – principalmente refinarias nas quais a reforma de nafta em gasolina produz alguns hidrogênio como subproduto.O uso de hidrogênio produzido a partir de combustíveis fósseis ininterruptos como alternativa aos próprios combustíveis fósseis oferece benefícios ambientais muito limitados e pode até levar a emissões globais mais altas na maioria das aplicações.Por esse motivo, para que o hidrogênio contribua significativamente para a transição para energia limpa, é fundamental desenvolver rotas de produção de hidrogênio com baixo teor de carbono que possam substituir a produção atual e, ao mesmo tempo, expandir a capacidade de produção para atender às novas demandas.As duas principais rotas de produção de baixo carbono usam combustíveis fósseis acoplados ao CCUS1 ou eletrólise da água.Acoplar tecnologias convencionais com CCUS ainda é o principal método de produção de hidrogênio de baixo carbono e provavelmente permanecerá assim no curto e médio prazo, porque os custos de produção são menores do que para outras tecnologias de baixo carbono, como a eletrólise da água.O CCUS é atraente porque pode reduzir as emissões da capacidade de produção existente rapidamente por meio de retrofits e pode permitir a produção de hidrogênio despachável em grande escala.No entanto, restringe a extensão em que as emissões de carbono podem ser reduzidas, uma vez que altas taxas de captura têm penalidades econômicas associadas.Além disso, é impossível eliminar 100% das emissões de CO2 geradas no processo, pois as melhores tecnologias disponíveis (ainda a serem demonstradas em escala) estão limitadas a reduções de emissões de até 97-98%.Além disso, as emissões a montante também afetam a pegada do ciclo de vida do hidrogênio produzido a partir de combustíveis fósseis e CCUS.O interesse por projetos que combinam tecnologias convencionais com CCUS está crescendo.Em 2020, dois novos projetos de produção de hidrogênio a partir de combustíveis fósseis com CCUS entraram em operação, ambos no Canadá (na refinaria North West Sturgeon e em uma planta de fertilizantes Nutrien).Isso elevou o número de projetos operando em todo o mundo para 16 (quatro dos quais produzem hidrogênio a partir de combustíveis fósseis com CCU).Juntos, esses projetos têm uma capacidade total de produção de pouco mais de 0,7 Mt de hidrogênio de baixo carbono.Além disso, cerca de 60 projetos em todo o mundo estão planejados ou em desenvolvimento, e quatro deles (dois na China e dois nos Estados Unidos) estão em construção e devem entrar em operação nos próximos dois anos.Esses projetos podem aumentar a capacidade anual de produção de hidrogênio de combustível fóssil equipado com CCUS para perto de 1 Mt. Se todos os projetos atualmente em andamento forem realizados, 8,0-8,7 Mt de hidrogênio de baixo carbono poderiam ser produzidos usando combustíveis fósseis com CCUS até 2030, em comparação com os 58 Mt modelados no Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050.Recentemente, a pirólise de metano surgiu como uma alternativa potencial para a reforma do metano com CCUS.Essa tecnologia produz hidrogênio a partir do gás natural e gera um carbono sólido como único subproduto, o que facilita a separação e coleta do componente de carbono do combustível fóssil após o processo.Essa tecnologia ainda não foi demonstrada em escala (está no nível de prontidão tecnológica 6) e ainda requer inovação para solucionar problemas técnicos como o entupimento do reator por depósitos de carbono e para reduzir as emissões de CO2 da geração da energia térmica necessária para o processo.No entanto, um projeto de materiais monolíticos em larga escala nos Estados Unidos (em sua primeira fase e com previsão de operação no final de 2021) produzirá hidrogênio e, se demonstrado com sucesso, expandirá para produzir amônia.A eletrólise, que produz hidrogênio a partir de eletricidade e água, tem o potencial de gerar hidrogênio livre de carbono se for usada eletricidade renovável ou nuclear, mas o processo também pode resultar em emissões muito altas se a fonte de eletricidade for de alta intensidade de carbono.Um eletrolisador operando na intensidade média da rede da França (50-70 gCO2/kWh de acordo com a Agência Ambiental Europeia) produz hidrogênio com uma pegada de carbono de 2,6-3,6 gCO2/gH2, equivalente a um reformador de gás natural com taxa de captura de carbono de 60-70%.No entanto, um eletrolisador usando eletricidade na intensidade média global de carbono (475 gCO2/kWh de acordo com a IEA) produziria hidrogênio com uma pegada de carbono quase três vezes maior que a de um reformador de gás natural ininterrupto.Os eletrolisadores são uma tecnologia relativamente madura que vem sendo utilizada há muito tempo em certos processos industriais, como a produção de cloro no processo cloro-álcalis (no qual o hidrogênio é produzido como subproduto).No entanto, seu uso para produção dedicada de hidrogênio ainda não foi amplamente adotado.A atual produção dedicada de hidrogênio a partir da eletrólise é de 30 kt por ano, representando ~0,03% de todo o hidrogênio produzido.O nível é baixo porque o custo de produção do hidrogênio eletrolítico (US$ 3-8/kg H2) é alto em comparação com os combustíveis fósseis inabaláveis ​​(US$ 0,5-1,7/kg H2).Fechar essa lacuna exigirá uma queda nos custos do eletrolisador e – mais importante – no preço da eletricidade de baixo carbono, bem como um aumento nos fatores de carga.Os eletrolisadores atingiram maturidade suficiente para escalar a fabricação e implantação para reduzir significativamente os custos, o que se reflete em três anos consecutivos de implantação recorde de capacidade em 2018, 2019 e 2020. Apesar do impacto da pandemia de Covid‑19, que atrasou um número significativo dos projetos, cerca de 70 MW de eletrólise entraram em operação em 2020, elevando a capacidade instalada total para quase 300 MW.A Europa tem 40% da capacidade instalada global e continuará sendo a região dominante graças ao estímulo do apoio político de inúmeras estratégias de hidrogênio adotadas no ano passado e ao destaque do hidrogênio eletrolítico nos pacotes de recuperação da Covid-19 de países como Alemanha, França e Espanha.Além disso, o tamanho do projeto aumentou significativamente: a maioria dos projetos no início de 2010 estava na escala de quilowatts, enquanto os maiores em 2017-2019 eram de 6 MW e um número significativo caiu na faixa de 1 MW a 5 MW.Nesse sentido, 2020 também foi um ano recorde porque o segundo e terceiro maiores projetos de eletrolisadores do mundo entraram em operação (o maior projeto é a planta Industrial de Cachimayo de 25 MW, no Peru).Em março, um eletrolisador alcalino de pilha única de 10 MW entrou em operação no Japão (alimentado por energia solar fotovoltaica) e, em dezembro, um eletrolisador PEM de pilha múltipla de 20 MW no Canadá (alimentado por energia hidrelétrica) terminou os testes e começou a operar em janeiro 2021. Além disso, houve significativamente mais anúncios de projetos da ordem de centenas de megawatts em 2020, alguns dos quais chegaram à fase final de decisão de investimento e devem começar a operar no início de 2020 (consulte o Banco de Dados de Projetos de Hidrogênio da IEA) .Espera-se que a implantação da capacidade de eletrólise acelere nos próximos anos graças ao alto número de projetos atualmente em desenvolvimento, que podem quebrar a barreira de 1 GW (equivalente a ~170 kt de hidrogênio) já em 2022. Com todos os projetos atualmente em andamento , a capacidade total de eletrólise instalada pode chegar a 5 4‑91 GW até 2030, com produção de hidrogênio eletrolítico variando de 4,9 Mt a 8,3 Mt. Embora animadora, essa taxa de crescimento ainda está muito aquém das Emissões Líquidas Zero até 2050 Cenário de 850 GW de capacidade de eletrólise instalada e 80 Mt de hidrogênio eletrolítico até 2030.Existem vários projetos de eletrolisadores.Os eletrolisadores alcalinos e de membrana eletrolítica polimérica (PEM) já são comerciais, enquanto as células eletrolisadoras de óxido sólido (SOECs) estão em estágio pré-comercial e as membranas de troca aniônica (AEMs) estão em estágios muito iniciais de desenvolvimento (nível de prontidão tecnológica 4).Os eletrolisadores alcalinos, a tecnologia de eletrólise mais madura, tradicionalmente dominam o mercado porque têm sido amplamente utilizados na indústria de cloro-álcalis.Para a produção dedicada de hidrogênio, no entanto, muitos novos projetos estão optando por projetos PEM, de modo que sua implantação nos últimos três anos ultrapassou a de eletrolisadores alcalinos.No entanto, não está claro qual design dominará o mercado à medida que a tecnologia aumenta.Embora a tecnologia alcalina tenha as vantagens de maturidade e custo mais baixo, o preço dos eletrolisadores PEM também está caindo rapidamente, e eles têm uma pegada menor e podem fornecer hidrogênio em alta pressão (30-60 bar, em comparação com 1-30 bar para alcalinos) .Além disso, os eletrolisadores PEM podem se beneficiar do aprendizado tecnológico de transbordamento do desenvolvimento de células a combustível PEM.Projetos envolvendo SOECs de alta eficiência também estão surgindo, alguns visando escalar até 20 MW no curto prazo.Praticamente todos esses projetos estão na Europa e se concentram na produção de hidrocarbonetos sintéticos, incentivados pela potencial adoção de cotas para combustíveis sintéticos na aviação anunciadas pela Comissão Europeia e pelos governos da Alemanha e Holanda.A produção de combustíveis sintéticos é um nicho de mercado interessante para os SOECs, pois o calor liberado na reação de síntese poderia ser utilizado no eletrolisador SOEC, que opera em altas temperaturas, evitando a necessidade de uma fonte externa de calor.A implantação de hidrogênio em larga escala precisará ser sustentada por um sistema eficaz e econômico para armazenamento e transporte, estrategicamente projetado para conectar fontes de suprimento a centros de demanda e, assim, estabelecer um mercado profundo e altamente líquido.Dos 5.000 km de dutos de hidrogênio atualmente em operação, mais de 90% estão localizados na Europa e nos Estados Unidos.A maioria são sistemas fechados pertencentes a grandes produtores comerciais de hidrogênio concentrados perto de consumidores industriais (principalmente refinarias e plantas químicas).Os primeiros passos para expandir essa infraestrutura específica de hidrogênio para entrega aos usuários finais (adicionais aos usuários industriais) já foram dados.A maioria dos desenvolvimentos envolveu o reaproveitamento de gasodutos de gás natural, o que pode reduzir significativamente o custo de estabelecimento de redes nacionais e regionais de hidrogênio.O primeiro gasoduto de gás natural foi convertido e colocado em serviço comercial pela Gasunie na Holanda em novembro de 2018, com extensão de 12 km e capacidade de produção de 4 kt/ano.Isso levou um consórcio de operadoras de redes de gás na Europa a propor uma iniciativa European Hydrogen Backbone (EHB) em 2020 (atualizada em 2021) que prevê 39.700 km de gasodutos em 21 países até 2040 – 69% sendo redes de gás natural reaproveitadas e 31% dutos de hidrogênio recém-construídos.No entanto, atingir as metas da estratégia de hidrogênio exigirá um desenvolvimento muito mais rápido da transmissão de hidrogênio.IEA Net Zero Emissions até 2050 A análise do cenário mostra que, até 2030, o comprimento total dos dutos de hidrogênio globalmente precisará quadruplicar para > 20.000 km.Aproveitar todo o potencial do hidrogênio como vetor de energia limpa também exigirá o estabelecimento de infraestrutura de armazenamento de hidrogênio.É difícil estimar as necessidades futuras de armazenamento de hidrogênio, mas o uso e armazenamento atuais de gás natural podem ser um bom substituto.Em 2020, o armazenamento global de gás totalizou mais de 400 bcm (10% do consumo total), portanto, assumindo uma relação armazenamento-consumo semelhante, os requisitos de armazenamento de hidrogênio no Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050 podem chegar a ~50 Mt até 2050.Armazenar hidrogênio em cavernas de sal subterrâneas é uma tecnologia comprovada que tem sido usada pela indústria petroquímica desde o início dos anos 1970.Hoje, quatro locais de cavernas de sal de hidrogênio estão operacionais: três nos Estados Unidos e um no Reino Unido.Vários projetos-piloto estão em desenvolvimento na Europa, com expectativa de entrar em operação nos próximos dois a três anos, enquanto a instalação de armazenamento avançado de energia limpa em grande escala nos Estados Unidos (Utah) está visando a inicialização em meados da década de 2020.Um progresso significativo na demonstração do comércio internacional de hidrogênio foi feito em 2020. A Advanced Hydrogen Energy Chain Association for Technology Development demonstrou com sucesso o primeiro carregamento de um transportador de hidrogênio orgânico líquido de Brunei para o Japão, para seu uso como combustível para geração de eletricidade.Enquanto isso, a Saudi Aramco e o Instituto de Energia e Economia do Japão colaboraram para importar 40 toneladas de amônia produzida a partir de combustíveis fósseis com CCUS para o Japão, também para geração de eletricidade.O primeiro embarque de hidrogênio liquefeito da Austrália para o Japão, originalmente planejado para 2021, foi adiado devido à pandemia de Covid-19 e deve ocorrer antes de março de 2022.Cerca de 60 projetos internacionais de comércio de hidrogênio foram anunciados, com a maioria dos anúncios ocorrendo em 2020 e no primeiro semestre de 2021. Se todos esses projetos forem realizados, a energia comercializada na forma de combustíveis à base de hidrogênio equivaleria a ~0,3 EJ até 2030, uma ordem de magnitude inferior aos mais de 2 EJ negociados no Cenário de Emissões Zero Líquidas até 2050.Obrigado por se inscrever.