O hidrogênio tem um papel fundamental a desempenhar na descarbonização de setores difíceis de eletrificar, como a indústria pesada e o transporte de longa distância.
O relatório “Global Hydrogen Trade to Meet the 1.5°C Climate Goal: Green Hydrogen Cost and Potential” da Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) estima o potencial de produção de hidrogênio verde baseado na disponibilidade de terra, considerando zonas de exclusão como áreas protegidas, florestas, áreas úmidas, centros urbanos, encostas e escassez de água.
Mesmo considerando essas restrições de disponibilidade de terra, o potencial técnico do hidrogênio verde ainda é quase 20 vezes a demanda global de energia primária estimada em 2050. Esse potencial, no entanto, não é um valor único; é uma relação contínua entre custo e capacidade renovável.
Em termos de custo de produção, isso depende diretamente do custo do insumo renovável (principal gerador de custos), do eletrolisador e do WACC. Em 2050, serão necessários quase 14 terawatts (TW) de energia solar fotovoltaica, 6 TW de energia eólica terrestre e 4-5 TW de eletrólise para alcançar um sistema de energia com zero emissões líquidas. Graças a essas implantações, espera-se que os custos de tecnologia diminuam drasticamente devido à inovação, economias de escala e otimização da cadeia de suprimentos. Neste futuro, a produção de hidrogênio verde poderá atingir níveis de quase US$ 0,65/kg de hidrogênio (kgH2) para as melhores localizações no cenário mais otimista. Em um cenário mais pessimista com custos de tecnologia mais elevados, ainda para 2050, o menor custo de produção é de US$ 1,15/kgH2 passando para US$ 1,25/kgH2 para atender uma demanda de 74 exajoules (EJ) por ano.
Embora o potencial global de hidrogênio verde seja mais do que suficiente, existem países específicos onde o potencial é restrito e onde a produção doméstica pode não ser suficiente para satisfazer a demanda doméstica. Devido à natureza de seu território, o Japão e a República da Coreia, por exemplo, são os mais restritos: 91% do território total do Japão e 87% do território total da República da Coreia seriam excluídos para a produção de hidrogênio.
A República da Coreia precisaria usar cerca de um terço de seu potencial renovável para satisfazer sua demanda doméstica de energia em 2050. No entanto, uma vez que o consumo de eletricidade é considerado, quase não sobra para a produção de hidrogênio. O potencial técnico para o Japão é de cerca de 380 gigawatts (GW) de energia fotovoltaica e 180 GW de energia eólica onshore, o que seria suficiente para produzir cerca de 20 milhões de toneladas de hidrogênio (MtH2) por ano de hidrogênio abaixo de US$ 2,4/kgH2. A qualidade dos recursos é relativamente fraca (menos de 14% para a maioria do PV e menos de 30% para o vento) e a maior parte desse potencial é usado para satisfazer a demanda de eletricidade em vez de hidrogênio.
Outros países que exigiriam uma parcela relativamente alta de seu potencial renovável para satisfazer sua demanda doméstica de hidrogênio são a Índia (89% da terra é excluída principalmente devido à densidade populacional, terras agrícolas, savanas e florestas); Alemanha (66% excluída principalmente por florestas e terras agrícolas); Itália (62% excluídas principalmente devido à inclinação, densidade populacional e áreas de cultivo); e Arábia Saudita (94% excluídas principalmente devido ao estresse hídrico).
A água é usada como insumo para a eletrólise e é percebida como um dos parâmetros críticos para a produção de hidrogênio verde. Em regiões mais escassas, a dessalinização poderia ser usada. Mesmo em regiões distantes do litoral, o transporte aquaviário pode ser considerado, o que aumentará o custo do abastecimento de água, mas ainda representará uma parcela relativamente pequena do custo total de produção de hidrogênio, atingindo níveis de US$ 0,05/kgH2 e representando 1- 2% do consumo de energia do eletrolisador.
As regiões onde essa restrição mais interfere no potencial de hidrogênio são Arábia Saudita (redução de 92%); Oriente Médio (redução de 83%); Marrocos (redução de 63%); e o resto da Ásia (redução de 61%). Mesmo assim, o potencial permanece relativamente vasto. O reduzido potencial fotovoltaico na Arábia Saudita ainda seria suficiente para produzir cerca de 190 MtH2/ano e Marrocos representaria o menor destas regiões e ainda seria capaz de produzir cerca de 90 MtH2/ano.
As principais incertezas para a análise residem nos níveis de custo e, em particular, na evolução do CAPEX para renováveis, eletrólise e WACC para 2050. Por um lado, a tecnologia continuará a progredir e a implantação levará à otimização das cadeias de suprimentos, padronização e execução mais rápida. Por outro lado, à medida que o sistema transita para ativos de capital fixo em vez de combustíveis, ciclos de preços de commodities como o observado em 2021 podem levar a períodos de maiores custos de capital, embora com menor impacto nos preços de energia, pois afetaria apenas novos ativos. Os custos mínimos para as várias tecnologias ainda não são conhecidos com certeza. Se o custo da energia solar fotovoltaica manter sua tendência recente e os custos do eletrolisador também atingirem níveis baixos, a energia fotovoltaica pode se tornar mais econômica. Vários países da África Subsaariana, Oriente Médio e América Latina têm um vasto potencial renovável e a principal incerteza em seus níveis de custo é o quanto eles serão capazes de diminuir seus altos WACCs até 2050. Isso provou ser mais crítico na definição do diferencial de custo entre os países do que a qualidade do recurso renovável.
