Quais as configurações na cadeia de valor do hidrogénio com maior possibilidade de serem sustentáveis em Portugal?

Sistemas energéticos integrados, mais limpos e inteligentes

INTEGRAÇÃO DO HIDROGÉNIONAS CADEIAS DE VALOR

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Quais as configurações na cadeia de valor do hidrogénio com maior possibilidade de serem sustentáveis em Portugal?

Integração do H2 nas cadeias de valor

Sistemas energéticos integrados, mais limpos e inteligentes

Projeto POSEUR-01-1001-FC-000004 “Avaliação do Potencial e Impacto do Hidrogénio em Portugal – Estratégia para a Sustentabilidade”

Projeto co-financiado pelo programa POSEUR – Programa Operacional para a Sustentabilidade e Eficiência no Uso de Recursos.

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Edição

Direção-Geral de Energia e Geologia

Elaborado pela Direção-Geral de Energia e Geologia, através da Equipa de Projeto da Divisão de Estudos Investigação e Renováveis, com revisão de Direção de Serviços de Combustíveis

Ficha Técnica

Título“Integração do Hidrogénio nas cadeias de valor – Sistemas energéticos integrados, mais limpos e inteligentes”

Edição1ª Edição

DataFevereiro 2019

Tiragem1000 exemplares

ISBN978-972-8268-48-0

AutorDireção-Geral de Energia e Geologia

SuporteImpresso

ISBN978-972-8268-49-7

AutorDireção-Geral de Energia e Geologia

SuporteEletrónico

ProduçãoEmpresa adjudicada

Depósito Legal457130/19

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ÍNDICE

Índice de figuras ................................................................................................................... 5Índice de tabelas ................................................................................................................... 8Lista de símbolos e acrónimos ............................................................................................... 9

Preâmbulo .......................................................................................................................... 11Enquadramento geral .......................................................................................................... 15

1. Âmbito e Objetivo ........................................................................................................... 17

2. Introdução 2.1 Em direção às energias integradas, renováveis e sustentáveis .................................... 18 2.2 Processo de descarbonização: Alinhamento de condições-chave ................................. 23 2.3 Dinâmica e maturidade da tecnologia .......................................................................... 26 2.4 Determinantes do desenvolvimento do hidrogénio renovável ........................................ 29 2.5 Hidrogénio e cadeias de valor ...................................................................................... 33 2.5.1 Porquê o Hidrogénio? ........................................................................................ 33 2.5.2 A cadeia de valor para o hidrogénio ................................................................... 36

3. Metodologia 3.1 Configurações e variantes – As estratégias P2X e G2X ................................................. 38 3.1.1 Produção de eletricidade: Power-to-Power (P2P) ................................................ 39 3.1.2 Soluções para a mobilidade: Power-to-Mobility (P2M) ......................................... 39 3.1.3 Produção de calor: Power-to-Gas (P2G) ............................................................. 40 3.1.4 Aplicação na indústria: Power-to Industry (P2I) ................................................... 41 3.1.5 Síntese de combustível sintético: Power-to-SynFuel (P2Fuel) .............................. 42 3.2 Análise de sistemas ..................................................................................................... 43 3.2.1 Análise energética .............................................................................................. 43 3.2.2 Avaliação de impactes ambientais no ciclo de vida (ACV) .................................... 46 3.2.3 Análise de custos .............................................................................................. 51 3.2.4 Análise de aspetos sociais e de política associados ao hidrogénio ...................... 52

4. Resultados & Discussão 4.1 Análise energética a nível macro .................................................................................. 54 4.2 Eficiências energéticas nos processos de produção de hidrogénio ............................... 59 4.3 Avaliação de impactes ambientais no ciclo de vida ....................................................... 62 4.3.1 Análise da produção do hidrogénio .................................................................... 62 4.3.2 Análise de sensibilidade da eletrólise alcalina ...................................................... 65 4.3.3 Armazenamento e distribuição de hidrogénio ...................................................... 70 4.3.4 Utilização final de hidrogénio .............................................................................. 70 4.3.5 Aplicação à economia circular – A captura de CO2 .............................................. 84 4.4 Análise de custos ........................................................................................................ 86 4.4.1 Custos de produção do hidrogénio .................................................................... 86 4.4.2 Custos de compressão, armazenamento e distribuição ....................................... 87 4.4.3 Custos do hidrogénio nas cadeias de valor ......................................................... 89 4.5 Análise dos aspetos sociais e de política associados ao hidrogénio .............................. 90 4.5.1 Perceção pública ............................................................................................... 90 4.5.2 Emprego ........................................................................................................... 92 4.5.3 Saúde e segurança ............................................................................................ 93 4.5.4 Desenvolvimento regional/local .......................................................................... 94

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4.5.5 Políticas públicas ............................................................................................... 94 4.5.6 Investigação e Inovação ..................................................................................... 95 4.5.7 Síntese e recomendações ......................................................................................95 4.6 Resposta às questões operacionais ................................................................................96 4.6.1 Questão operacional 1 ...........................................................................................96 4.6.2 Questão operacional 2 ...........................................................................................98

5. Conclusões & Recomendações ...........................................................................................100

Referências .............................................................................................................................102

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Índice Figuras

Figura 1 Emissões comparadas de CO2 associadas à produção-uso de energia referentes ao quadro de políticas atuais e ao quadro de adoção acelerada de energias renováveis (IRENA, 2018) ........................................................................................... 18

Figura 2 Contribuição das energias renováveis por setor de atividade para o consumo total de energia final (TFEC), e projeção de capacidade por fonte até 2050 (IRENA, 2018). .......................................................................................................... 19

Figura 3 Desagregação por setor das emissões globais de CO2 relacionadas com energia em 2015 (IRENA, 2017). ............................................................................................ 19

Figura 4 Origem da procura de calor na indústria (EJ = exajoule) (Philibert, 2017). .................... 20

Figura 5 O crescimento massivo da eletricidade de base renovável conduzirá muito provavelmente a excesso e necessariamente a crescentes curtailments (Zauner, 2018). .... 20

Figura 6 Hidrogénio comparado com combustíveis fósseis, relacionando o fator de incorporação do hidrogénio (HCF), com o fator ambiental (GF) e o fator de impacto ambiental (EIF) (Dincer e Acar, 2015). ............................................................ 21

Figura 7 O hidrogénio pode facilitar a complementaridade entre produção de energia renovável, mobilidade, edifícios e indústria (IRENA, 2018) ........................................... 21

Figura 8 Opções de armazenamento de energia em função da capacidade de resposta (SBC, 2014)............................................................................................ 22

Figura 9 Opções de integração das FER (FCHJU, 2019). ......................................................... 22

Figura 10 Exemplo da representação dos níveis de maturidade para diferentes tecnologias energéticas renováveis (EPRI, 2010) ........................................................ 26

Figura 11 Curva de aprendizagem para a produção de eletricidade no caso alemão (2018-2035) a partir de diferentes tecnologias energéticas (Kost et al, 2018). .............. 27

Figura 12 Identificação de oportunidades em I&I para a cadeia de valor do H2, no âmbito das classificações em TRL e CRI (ARENA, 2016) ........................................ 28

Figura 13 A competitividade da indústria do hidrogénio, e a recetividade dos mercados alvo, depende da evolução na redução dos custos no abastecimento de hidrogénio (Bruce et al, 2018). .................................................................................................... 30

Figura 14 Prioridades assumidas pela DGEG na análise e avaliação das cadeias de valor para o hidrogénio. ........................................................................................ 37

Figura 15 Produção de hidrogénio dirigida a aplicações elétricas, na rede ou fora dela (Fonte: Adaptado de CHBC, 2015) ............................................................................. 39

Figura 16 A cadeia de valor para o hidrogénio, da fase de produção à utilização final no setor dos transportes (Sinigaglia et al, 2017) ......................................................... 40

Figura 17 A rede elétrica permite contribuir para o armazenamento de energia através da injeção de gás na rede (Fonte: Adaptado de CHBC, 2015) ..................................................... 40

Figura 18 Produção de hidrogénio na descarbonização do setor industrial (Adaptado de HC, 2017) ............................................................................................ 42

Figura 19 Hidrogénio utilizado na síntese de combustíveis sintéticos (DW, 2017). ....................... 43

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Figura 20 Diagrama de Sankey no modelo Janus 4, região Portugal continental, ano 2016. ............45

Figura 21 Diagrama de Sankey no cenário de referência do modelo Janus 4.18, região Portugal continental, ano 2030. ............................................................................46

Figura 22 Âmbito do estudo de impactes de produção do hidrogénio (adaptado de Lozanovski et al, 2011). .............................................................................48

Figura 23 Cenário de procura de energia final, por setores. ............................................................54

Figura 24 Diagrama de Sankey no cenário de fração de renováveis 47% do modelo Janus 4.18, região Portugal continental, ano 2030. .......................................55

Figura 25 Diagrama de Sankey no cenário de fração de renováveis 47% do modelo Janus 4.18, região Portugal continental, ano 2040. .......................................56

Figura 26 Cenário de procura de energia final, por vetores energéticos. ..........................................56

Figura 27 Cenários de procura de energia final nos setores onde o hidrogénio é consumido. .............................................................................................57

Figura 28 Combustíveis de origem renovável no cenário 47% FER. ................................................58

Figura 29 Potencial para produção de hidrogénio por eletrólise da água em função da temperatura (Zeng e Zhang, 2010). ...........................................................60

Figura 30 Energia primária acumulada (MJep) no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio. ......................63

Figura 31 Energia primária não renovável acumulada (kWhep) por kg de hidrogénio. ........................63

Figura 32 Emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio. ................................................................................................................64

Figura 33 Potencial de emissão de gases ácidos (mol H+eq)

por kg de hidrogénio. .....................................................................................................64

Figura 34 Impactes ambientais no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio, expressos para os três indicadores selecionados. ...........................................................65

Figura 35 Energia primária acumulada (MJep) no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio via eletrólise alcalina. ....................................................................66

Figura 36 Energia primária não renovável acumulada (kWhep) por kg de hidrogénio no ciclo de vida, via eletrólise alcalina. ............................................................................67

Figura 37 Importância da eletricidade (%) na energia primária incorporada por kg H2, ao longo do ciclo de vida, via eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV) ............................................................................................................67

Figura 38 Emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) por kg de hidrogénio ao longo do ciclo de vida, via eletrólise alcalina. ..............................................................68

Figura 39 Importância da eletricidade (%) nas emissões de GEE por kg de hidrogénio ao longo do ciclo de vida, via eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV). ...........................................................................................................68

Figura 40 Potencial de emissão de gases ácidos (mol H+eq) por kg de hidrogénio

ao longo do seu ciclo de vida, na produção por eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV). .......................................................... 69

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Figura 41 Importância da eletricidade (%) no potencial de emissão de gases ácidos por kg de hidrogénio ao longo do seu ciclo de vida, via eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV) ........................................................... 69

Figura 42 Emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) de ciclo de vida de 1 kWh de energia elétrica ......................................................................................................... 74

Figura 43 Impacte no indicador Acidificação (molc H+ eq) de ciclo de vida de 1 kWh de energia elétrica ......................................................................................................... 74

Figura 44 Energia primária acumulada (kWhep) de ciclo de vida de 1 kWh de energia elétrica ......................................................................................................... 75

Figura 45 Energia primária acumulada por km (kWhep) ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte................................................................................. 76

Figura 46 Energia primária não renovável acumulada por km de mobilidade (kWhep) ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte ................................................ 76

Figura 47 Emissões de GEE por km de mobilidade (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte ................................................ 77

Figura 48 Impacte de 1 km de mobilidade no potencial de Acidificação (mol H+eq)

ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte ................................................ 77

Figura 49 Energia primária acumulada por kWh térmico (kWhep) .................................................... 78

Figura 50 Emissões de GEE para 1 kWh térmico (IPCC GWP 100a/kg CO2eq) ................................ 78

Figura 51 Impacte de 1 kWh térmico no potencial de acidificação (mol H+eq) .................................. 79

Figura 52 Aspetos caracterizadores da produção de combustíveis líquidos via síntese de Fischer-Tropsch ....................................................................................... 82

Figura 53 Aspetos caracterizadores da produção de combustíveis via síntese do metanol (Artelys, 2018a). .......................................................................................... 83

Figura 54 Diferentes vias para a utilização de gás renovável ou descarbonizado (E3G, 2018) .................................................................................... 84

Figura 55 Custos de produção de H2 (€/kg H2) segundo os diferentes processos .......................... 87

Figura 56 LCOH atual e futuro para diferentes aplicações finais (€/MWh de H2) (Vita et al, 2018) ..................................................................................... 90

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Índice Tabelas

Tabela 1 Pressupostos macroeconómicos da modelação energética do SEN. ....................... 44

Tabela 2 Eficiência de processos de produção de hidrogénio (%) . ......................................... 61

Tabela 3 Eficiência global dos processos de produção do hidrogénio consideradas ............... 61

Tabela 4 Análise de sensibilidade: Impacte da origem da energia nas emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) da produção via eletrólise alcalina . ........................................ 69

Tabela 5 Análise de sensibilidade: Impacte da origem da energia no potencial de emissão de gases ácidos (molc H+

eq) por kg de hidrogénio da produção via eletrólise alcalina ............................................................................................... 70

Tabela 6 Características de sistemas de armazenamento de energia (Lehner et al, 2014) ....... 71

Tabela 7 Eficiências parciais e eficiência global da estratégia P2P de produção de eletricidade (Bossel, 2006) ........................................................................................................ 72

Tabela 8 Resultados das avaliações de impacte dos modelos de cadeias de valor de Power-to-Power (P2P) modeladas ........................................................ 52

Tabela 9 Preço de energia consideradas para os cálculos de LCOH ...................................... 86

Tabela 10 Custos atuais, futuros e ideais a longo prazo nas fases das cadeias de valor do hidrogénio da produção à distribuição (Vita et al, 2018; Mann e Steward, 2018; Blanco et al, 2018) ............................................................ 88

Tabela 11 LCOE atual e futuro da aplicação do hidrogénio nas cadeias de valor, em pequena-média escala (Vita et al, 2018; Mann e Steward, 2018; Blanco et al, 2018) ................................................................................................. 89

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Lista de símbolos e acrónimos

ACV Avaliação de ciclo de vidaAE Alkaline electrolysisAIE Agência Internacional de EnergiaAP AcidificationpotentialB2L Biomass to liquids CAES CompressedairenergystorageCAPEX CapitalexpenditureCCS CarboncaptureandstorageCCU CarboncaptureanduseCED CumulativeenergydemandCH4 MetanoCHBC CaliforniaHydrogenBusinessCouncilCO2 Dióxido de carbonoCOP21 21ª Conferência das PartesCRI CommercialreadinessindexCSD Compression,storageanddistributionDGEG Direção-Geral de Energia e GeologiaDHC DistricheatingandcoolingDME Éter dimetílicoDSM DemandsidemanagementE3G Third Generation EnvironmentalismEC EuropeanCommissionEEA EuropeanEnvironmentAgencyEED EnergyEfficiencydirectiveEIF EnvironmentalimpactfactorEJ Exajoule = 1018 joulesEP Energia primáriaEPRI Eletric Power Research InstituteEPSC EuropeanPoliticalStrategyCentreER Energia renovávelETS EmissionstradingsystemEU EuropeanUnionEUA Estados Unidos da AméricaFC Fuel cellFCH JU FuelCellsandHydrogenJointUndertakingFCV Fuel cell vehycleFER Fonte de energia renovávelFLH Full load hourG2G Gás para gásG2L Gás para líquido GEE Gases com efeito de estufaGF Greenization factorGNV Gás natural veicularGO Garantia de origemGPL Gás de petróleo liquefeitoGWP GlobalwarmingpotentialH2 HidrogénioH2A (US DOE) Hydrogen Analysis production modelsH2O ÁguaHC HydrogenCouncilHCF Hydrogencontentfactor HHV HigherheatingvalueHRS HydrogenrefuelingstationIEA InternationalEnergyAgencyILCD International Life Cycle Data systemIPCC IntergovernmentalPanelonClimateChangeIRENA InternationalRenewableEnergyAgencyISO InternationalOrganizationforStandardizationkg QuilogramakW KilowattkWh Kilowatt horaL2G Líquido para gasoso L2L Líquido para líquidoLCA Life cycle assessmentLCC Life cycle costLCI Life cycle inventoryLCIA LifecycleimpactassessmentLCOE Levelizedcostofenergy

LCOH LevelizedcostofhydrogenLEAP Long-rangeenergyalternativesplanningsystemLHV LowerheatingvalueLULUCF Landuse,land-usechangeandforestryMJ MegajouleNH3 AmóniaNm3 Metro cúbico em condições normais de temperatu-

ra e pressãoNOx Óxidos de azotoOME Éter oximetilenoOPEX OperationalexpenditureP2Fuel Power to synfuelP2G PowertogasP2H PowertohydrogenP2I Power to industryP2M Power to mobilityP2Me Power to methaneP2P PowertopowerP2X Power to XPEM ProtonexchangemembranePEME ProtonexchangemembraneelectrolysisPHS PumpedhydrostoragePIB Produto interno brutoPNAER Plano Nacional de Ação para as Energias RenováveisPNEC Plano Nacional de Energia e ClimaPOSEUR Programa Operacional Sustentabilidade e Eficiência

no Uso de RecursosPRIMES Price-Induced Market Equilibrium SystemPSA PressureswingadsorptionPT PortugalPV PhotovoltaicRCLE Regime de comércio de licenças de emissãoRED RenewableEnergydirectiveREN21 Renewableenergypolicynetworkforthe 21st centuryRePCEC ReversibleprotonicceramicelectrochemicalcellsRNC Roteiro para a neutralidade carbónicaSBC SchlumbergerBusinessConsultingSEN Sistema Elétrico NacionalSETAC SocietyofEnvironmentalToxicologyandChemistrySMES SuperconductingmagneticenergystorageSMR SteammethanereformingSNG SyntheticnaturalgasSO2 Dióxido de enxofreSOE SolidoxideelectrolysisSOFC SolidoxidefuelcellSR SteamreformingSTE Solarthermalenergytep Tonelada equivalente de petróleoTFEC TotalfinalenergyconsumptionTIR Taxa interna de retornoTRL TechnologyreadinesslevelUNEP UnitedNationsEnvironmentProgrammeUS DOE UnitedStatesDepartmentofEnergyv/v Volume por volumeVAB Valor acrescentado brutoW2C Waste to chemical WEC WorldEnergyCouncilWGS Watergasshift

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PreâmbuloEstá em curso em Portugal uma transição para a descarbonização profunda do sistema energético nacional. Através do contributo de todos os setores de atividade, trata-se de um processo gradual de transformação que irá permitir: - Alcançar a neutralidade carbónica em 2050; - Responder a outros desafios estratégicos, em particular na próxima década no âmbito do Plano Nacional integrado Energia Clima (PNEC), o qual é o principal instrumento de política energética e climática para o período 2021-2030.

Esta transição energética irá transformar radicalmente o modo como produzimos, armazenamos, dis-tribuímos e consumimos a energia. Nesse âmbito concreto, a descarbonização progressiva por reforço da incorporação de energias re-nováveis no sistema energético nacional conduzir-nos-á na próxima década de 31% (2020) a 47% de incorporação (2030) no consumo de energia primária.

Em 2050 a produção de eletricidade será integralmente garantida por fontes renováveis, salvaguar-dadas as condições de segurança e flexibilidade do sistema de abastecimento - para as quais con-tribuirá igualmente uma aposta crescente na produção descentralizada e distribuída, na eficiência energética e na descarbonização progressiva dos transportes, edifícios e indústria. Neste quadro de desenvolvimento sistémico, torna-se imperativa uma articulação inteligente nas cadeias de valor lato senso - da geração ao consumo final, passando pelas fases de armazenamento e distribuição.

Neste desafio de escala sistémica, emerge o Hidrogénio como vetor energético com grande potencial de aplicabilidade à economia nacional assente em dois argumentos principais para a sua adoção: (a) por ser uma opção de facilitação intra e inter-setorial por excelência – segmento a segmento, para os desejados efeitos de escala na descarbonização dos setores (transportes, edifícios e industria); (b) por atuar a nível sistémico nesse processo, ao introduzir um mecanismo de flexibilização de energia trans-ferível (setores, tempo, lugares, regiões). Coloca-se assim a questão de saber qual o papel e a am-bição que devem ser atribuídos ao Hidrogénio em Portugal neste processo de transição energética.

João GalambaSecretário de Estado da Energia

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O futuro sistema energético nacional deverá ter a capacidade de gerir o desafio da integração das energias renováveis intermitentes, as flutuações na produção de eletricidade no nivelamento entre oferta e procura, bem como os escoamentos em diferentes direções devido à produção tendencial-mente mais descentralizada de energia. Será estruturante a interconexão entre as diferentes partes do sistema energético e a partilha energética entre setores. A capacidade de armazenamento de energia (eletricidade, calor) e a versatilidade da sua conversão noutras formas de energia desempenharão um papel crucial num sistema energético baseado em fontes renováveis. Nos setores da energia elétrica, da energia térmica e dos transportes as tecnologias devem ser combinadas em sistemas integrados energética e ambientalmente eficientes. A existência de tecnologias e sistemas que permitam a fiabi-lidade no abastecimento, bem como a flexibilidade de adaptação a condições variáveis entre oferta e procura e resiliência na resposta a condições de stress e contingências) do sistema energético, é de-cisiva para a incorporação custo-eficaz das fontes de energia renovável no sistema energético, e por outro para a diminuição das emissões GEE. Face a este potencial de aplicabilidade e ao nível de ma-turidade tecnológica (TRL) já alcançado por alguns componentes de sistema baseados no hidrogénio, pode-se- perspetivar uma contribuição muito interessante do hidrogénio no mix energético nacional, muito provavelmente, antes do expectável, se a curva de aprendizagem do hidrogénio continuar ao ritmo que temos vindo a assistir.

É por isso que é de grande importância que se desenvolvam trabalhos, estudos e projetos que ace-lerem o conhecimento e o desenvolvimento deste vetor, que possam suportar tomadas de decisão políticas e de investimento com base em evidência e discussão de base científica, técnica e econó-mica. Neste sentido, é da maior oportunidade o contributo dos resultados do projeto “Avaliação do Potencial e Impacto do Hidrogénio em Portugal” da responsabilidade da Direção-Geral de Energia e Geologia, e no sentido de alertar para a necessidade de uma gestão adequada das diferentes opor-tunidades e desafios colocados a Portugal pela Economia do Hidrogénio.

O resultado deste projeto, financiado pelo POSEUR, é muito importante não só para informar e es-clarecer os cidadãos e as empresas sobre o potencial do hidrogénio e implicações da sua utilização, como para recomendar caminhos estratégicos para o seu desenvolvimento em Portugal.

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PreâmbuloO hidrogénio é o elemento mais simples conhecido pelo homem e é também o gás mais abundante do universo. Esta questão da abundância ou da renovação é muito importante quando falamos sobre energia.Em termos energéticos a sociedade tem dependido de recursos aparentemente abundantes, a lenha, o carvão, o petróleo, o gás natural, o urânio ou, mais recentemente, o lítio (associado à construção de baterias), mas cujos limites de utilização, os limites económicos se quisermos, revelam-se cada vez mais apertados face às necessidades crescentes de energia que estimulam a procura, a sobre-explo-ração e, consequente, o esgotamento a prazo dos mesmos.Também não é despiciente assinalar que a distribuição destes recursos no globo é bastante hete-rogénea, constituindo frequentemente, as tentativas para o seu controlo, motivo de vários conflitos geoestratégicos, incluindo conflitos armados. No setor energético, a segurança de abastecimento é sem qualquer margem para dúvidas a principal preocupação de qualquer decisor. A existência de um recurso energético praticamente inesgotável e bastante bem distribuído, como o hidrogénio, vem alterar todo o paradigma associado à exploração e utilização das fontes de energia e retira a pressão sobre a necessidade de domínio do recurso, colocando a ênfase na procura de soluções tecnológicas de produção, distribuição e consumo.Mas o hidrogénio é mais do que uma fonte de energia, é um verdadeiro vetor energético, isto é, permi-te transferir ou movimentar energia de uma forma utilizável de um lugar para outro. A eletricidade é o vetor de energia mais conhecido. Em vez de utilizarmos nas nossa casas ou empresas, por exemplo, o carvão, o urânio ou a água armazenada em barragens, utilizamos a eletricidade para transportar essa energia. É muito mais fácil usar eletricidade do que as próprias fontes de energia que a geram.O hidrogénio tem um grande potencial como como vetor energético no futuro. Pode ser produzido a partir de uma variedade de recursos (água, combustíveis fósseis, biomassa) e é um subproduto de vários processos químicos. Ao contrário da eletricidade, grandes quantidades de hidrogénio podem ser facilmente armazenadas para serem usadas no futuro. O hidrogénio também pode ser usado em situações onde o uso da eletricidade é limitado.Neste contexto, tendo em consideração a sua distribuição, o seu reduzido impacto no ambiente (da sua combustão apenas resulta água) e a sua polivalência, o hidrogénio tem o potencial para contribuir

João Correia BernardoDiretor Geral de Energia e Geologia

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significativamente para a implementação de políticas públicas na área da energia, em especial no apoio à transição energética e ao reforço da segurança energética. Em todo o mundo, o papel do hidrogénio como vetor energético tem vindo a ser crescentemente reconhecido, constituindo hoje uma das principais prioridades da investigação, desenvolvimento e implementação, que são acompanhadas com muito interesses por grandes instituições de referência no setor, como a International Energy Agency (IEA), o U.S. Department of Energy (DOE) ou a Comis-são Europeia. A Global Hydrogen Coalition, lançada em Davos, durante o World Economic Forum, em 2017, correspondeu a iniciativa das principais empresas multinacionais de energia, transporte e indús-tria, com uma visão unificada e ambição de longo prazo para a promoção do hidrogénio no contexto da transição energética. Em apenas 18 meses, desde a sua criação, já quadruplicou o número dos seus membros, contando agora com 54 grandes empresas mundiais, incluindo os gigantes como a Airbus do ramo da aviação, a Audi, a BMW GROUP, a Daimler, a General Motors, a Honda, a Hyundai Motor e a Toyota, do ramo automóvel, entre outras empresa de projeção mundial na área da indústria e da energia como a Air Liquide, a Alstom, a China Energy, a EDF, a Johnson Matthey, JXTG Nippon Oil & Energy, Royal, a The Bosch Group, The Linde Group, a Thyssenkrupp, a Total, etc…, só para citar algumas. Entre os países que mais têm apostado no hidrogénio, encontram-se os Estados Unidos, Canada, Alemanha, Japão, Coreia do Sul e a China.Portugal também tem estado atento a esta dinâmica e tem participado em projetos europeus e inter-nacionais sobre este tema, especialmente nas áreas de desenvolvimento tecnológico e da inovação, através da participação de universidades e de outras entidades do sistema tecnológico e científico, mas também através de empresas ligadas ao setor energético e aos transportes, que se têm interes-sado cada vez mais por este assunto.O Governo também já manifestou a sua intenção de promover a investigação científica aplicada a tecnologias limpas e novos métodos de produção de eletricidade a partir de fontes renováveis, bem como a tecnologias de armazenamento de energia. Nas Grandes Opções do Plano para 2019, publi-cadas pela Lei n.º 70/2018, de 31 de dezembro, considerou-se fundamental a aposta na flexibilidade do sistema energético, através do apoio a projetos de inovação, investigação e demonstração ba-seados na utilização do hidrogénio para armazenamento de energia e reconversão em eletricidade, na injeção direta na rede de gás, na produção gás a partir de fontes renováveis, na substituição de carbono em processos industriais e na eletrificação, através das células de combustíveis, para apoio à mobilidade elétrica.O Plano Nacional Integrado de Energia e Clima para o período de 2021-2030 (PNEC 2030), também não pode deixar de considerar o papel crescente do hidrogénio que se fará sentir já na próxima dé-cada.É por tudo isto, pela revolução energética em que já estamos emersos, que vemos com muito agrado os resultados deste projeto “Avaliação do Potencial e Impacto do Hidrogénio em Portugal” onde se inclui naturalmente esta publicação dedicada à integração do hidrogénio em diversas cadeias de valor, em particular da produção de eletricidade e de calor e da mobilidade.

Lisboa, 29 de Abril de 2019

João Pedro Costa Correia Bernardo

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A avaliação do potencial e impacto do hidrogénio em Portugal e a definição de um roteiro para o seu desenvolvimento e aproveitamento é uma das medidas do Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (PNAER) que está a ser integrado no PNEC 2030. O PNAER reconhecia as potencialida-des do hidrogénio para o sistema energético nacional e determinou a necessidade de elaboração do roteiro em articulação com instituições do sistema tecnológico e científico nacional, o que se veio a concretizar. Por outro lado, no quadro da prossecução das políticas atuais com vista a uma transição global para uma economia hipocarbónica estão em curso iniciativas de carácter setorial a nível nacio-nal, comunitário e internacional, que reforçam a necessidade de análise e avaliação da oportunidade deste vetor energético a nível sistémico.

Sendo um objetivo temático do POSEUR apoiar a transição para uma economia de baixo teor carbó-nico em todos os setores de atividade, o projeto “Avaliação do Potencial e Impacto do Hidrogénio em Portugal – Estratégia para a Sustentabilidade” (POSEUR-01-1001-FC-000004) visou contribuir para este desafio. O objetivo deste Projeto consistiu em avaliar o potencial e impacto do hidrogénio tendo em consideração as especificidades do País a nível dos recursos, as características do sistema ener-gético nacional, bem como a diversidade e maturidade tecnológica das soluções de energia renovável (ER) baseadas no hidrogénio e dos respetivos impactes expectáveis. A concretização deste objetivo está a resultar não apenas na elaboração do roteiro Português neste domínio mas igualmente numa proposta de plano de acção, por forma a propor a sua contribuição faseada no sistema energético.

Este Projeto enquadra-se nas prioridades do POSEUR para a promoção e integração sistémica das energias renováveis, na qual o hidrogénio está a emergir como vetor energético com grande potencial de aplicabilidade à economia nacional, contribuindo para:

• A diversificação das fontes de abastecimento energético, dado que o hidrogénio pode ser obtido a partir de diferentes fontes de energia renováveis (FER), utilizadas ou não atualmente, e a sua disponibilização diversificará ainda os combustíveis disponíveis para consumo final;

• O aproveitamento de recursos energéticos endógenos, dado que as tecnologias de hidrogénio poderão facilitar o aproveitamento imediato, ou diferido por armazenamento, quer de recursos de biomassa quer da eletricidade renovável resultante de períodos com excesso de produção decorrente da intermitência de algumas FER;

• A redução da dependência energética ao usar na sua produção fontes endógenas como sejam a biomassa ou a eletrólise da água apoiada por FER, com valorização de excedentes de ener-gia elétrica a partir de FER, servindo assim como tecnologia de armazenamento de energia que de outra forma seria desperdiçada.

No desafio colocado pela transição energética em curso, o potencial de adoção do hidrogénio na economia nacional assenta em dois argumentos principais: (a) Ser uma opção de facilitação por exce-lência para os desejados efeitos de escala na descarbonização dos setores de atividade (transportes, edifícios e industria), segmento a segmento, e cadeias de valor subjacentes; (b) Atuar a nível sistémico nesse processo, ao introduzir um mecanismo de flexibilização de energia transferível (setores, tempo, lugares, regiões). Coloca-se assim a questão de saber qual o papel e a ambição que deve ser atribuída ao hidrogénio em Portugal neste processo de transição energética.

Enquadramento Geral

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A presente publicação tem por objetivos gerais:

• Aprofundar a análise de cada cadeia de valor, incluindo a respetiva contribuição energética, económica e ambiental em cada configuração escolhida, e suas variantes, face aos segmen-tos de mercado e nichos que melhor correspondam às necessidades nacionais;

• Apoiar o processo de tomada de decisão sobre esta trajetória tecnológica de natureza disrup-tiva, que requer evidência e discussão de base científica, técnica e económica.

Esta publicação apresenta a seguinte estrutura:

O capítulo 1 define o âmbito e objetivos pretendidos ao abordar a integração do hidrogénio nas dife-rentes cadeias de valor em Portugal e coloca como questão principal saber quais são as configura-ções na cadeia de valor do hidrogénio em Portugal com maior possibilidade de serem sustentáveis. Para responder a esta questão são formuladas duas questões operacionais.

O capítulo 2 introduz e contextualiza os desafios que estão em curso, em particular com a integração das energias renováveis, a descarbonização da economia, a necessária sustentabilidade das soluções que darão resposta àqueles desafios, a importância da maturidade e disponibilidade da tecnologia no desenho daquelas soluções, e ainda as determinantes do desenvolvimento desta trajetória tecnológi-ca.

O capítulo 3 descreve a metodologia adotada na análise e avaliação das cadeias de valor para o hidro-génio, incluindo a descrição das configurações e variantes consideradas nos cenários estratégicos de power-to-x e de gas-to-x, os meios e condições seguidos na análise de sistemas, a análise de custos, e a análise dos aspetos sociais e de política pública.

O capítulo 4 apresenta os resultados obtidos segundo o método descrito no capítulo anterior, incluindo a análise energética, as eficiências energéticas e ambientais ao longo do ciclo de vida de cada solu-ção, e as análises de custos bem como dos aspetos sociais e de política pública associados. Estes resultados permitem responder às questões operacionais formuladas no capítulo 1.

Finalmente o capítulo 5 apresenta as conclusões retiradas sobre o método seguido, sobre os resul-tados dos impactes avaliados e suas implicações, bem como sobre a resposta à questão principal formulada no capítulo 1. Apresenta finalmente um conjunto de perspetivas futuras seguidas de reco-mendações.

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A transição energética está a proporcionar importantes desafios e oportunidades em todo o mundo. As reduções significativas de emissões de GEE exigidas em todos os setores económicos para convergir com os objetivos climáticos à escala global – passando de um sistema baseado em combustíveis fósseis para outro mais eficiente, renovável, de baixo carbono e centrado no consumidor – oferecem forças motrizes para um crescimento económico mais sustentável, melhorando a segurança energéti-ca, promovendo sistemas robustos e resilientes, e beneficiando as comunidades locais e o ambiente. Tendo presente a forte correlação entre competitividade e nível de rendimento, e não havendo apenas uma “solução para todos os problemas”, num mundo globalizado cada país identifica caminhos novos para a sua diferenciação, competitividade e prosperidade, fixando metas de descarbonização e de au-tosuficiência energética. Neste processo, a promoção de energia renovável (ER), e da eletricidade de baixo carbono incluída, é uma das melhores práticas internacionais no âmbito de cada sistema ener-gético. Tal significa que cada país tem que encontrar as suas condições ótimas de acordo com suas respetivas condições endógenas e exógenas. Sendo um vetor energético estratégico e sustentável, o hidrogénio vem provando progressiva e consistentemente que tem um papel facilitador chave para a transição energética, oferecendo as vantagens seguintes, algumas delas únicas:

• Reduzir a dependência dos combustíveis fósseis e contribuir para a descarbonização dos setores, por integração das fontes renováveis e intermitentes no mix energético, em direção a uma economia circular e neutra em carbono;

• Melhorar a flexibilidade do sistema energético, que se pretende seguro e sustentável, por des-centralização do abastecimento, desenvolvimento do armazenamento de energia, e partilha energética entre setores1 a partir das redes elétrica e de gás;

• Criação de um ecossistema inovador, incluindo I&I estruturalmente assente em inovação dis-ruptiva, a qual é assistida por tecnologias maduras adaptadas ao sistema, bem como por ca-chos de inovação incremental associados a cada contexto, e promovendo fatores (tangíveis, intangíveis) promotores e facilitadores (enablers) de capacitação na Sociedade;

• Promover um cluster nacional para a economia do hidrogénio, e as diferentes competências que lhe estão associadas na produção e utilização.

Face ao exposto acima, existirá provavelmente um conjunto razoável de argumentos para a formula-ção da hipótese da produção-utilização do hidrogénio ser oportuna no sistema energético português, em diferentes configurações e variantes. Esta abordagem conduz à necessária avaliação de seus impactos, em condições-fronteira variáveis, numa lógica sistémica e de ciclo de vida. Será assim uma questão fundamental conhecer:

“Quais as configurações na cadeia de valor do hidrogénio em Portugal com maior possibilidade de serem sustentáveis?”

Para operacionalizar esta questão principal, as seguintes questões operacionais são consideradas:a) Como pode o hidrogénio ser produzido, distribuído e utilizado de forma sustentável?b) Quais são as cadeias de produção e uso do hidrogénio que em Portugal melhores possibili-

dades podem oferecer para alcançar a neutralidade carbónica em 2050?

1 A partir do inglês setorcoupling, que se refere à conversão e partilha de energia gerada entre setores, por via da flexibilidade da rede elétrica e garantida a eficácia dos custos nas sinergias entre as redes elétrica e de gás (Ecofys, 2018; Stern, 2019), os sistemas de aquecimento, e os transportes. Existe um duplo interesse para esta partilha setorial, dado a eletricidade, particularmente num quadro de integração de FER intermitentes, não ser previsivelmente gerada no local e no momento onde é necessária. Um caso de aplicação será por exemplo a estratégia power-to-heat a partir de energias renováveis em excesso.

1. Âmbito e Objetivo

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2. Introdução2.1 Em direção às energias integradas, renováveis e sustentáveis

Com a adoção do Acordo de Paris na 21ª Conferência das Partes (COP21), o sistema de energia à escala mundial deverá passar por uma transformação disruptiva para alcançar as metas acordadas em Paris. À medida que a comunidade internacional debate a viabilidade das vias de mitigação e adaptação às alterações climáticas, o processo de gestão da redução de carbono em excesso está rapidamente a tor-nar-se uma oportunidade para soluções com capacidade de resposta de modo a passar de um sistema amplamente baseado em combustíveis fósseis para outro energeticamente eficiente e renovável.

Neste contexto, sendo necessária uma redução substancial de emissões de GEE em todos os setores, a ER e a eletricidade de baixo carbono baseada em FER estão a emergir como o provável vetor ener-gético, que permitirá responder – em conjunto com medidas de eficiência energética – a mais de 90% da redução de emissões exigida. A Figura 1 mostra as emissões de dióxido de carbono associadas à produção e uso de energia no caso de referência, i.e. relativas às políticas e planos atuais, e compa-ra-as ao roteiro da IRENA para a adoção acelerada de renováveis nas próximas décadas (i.e. o caso REmap) (IRENA, 2018).

Figura 1 - Emissões comparadas de CO2 associadas à produção-uso de energia referentes ao quadro de políticas atuais e ao quadro de adoção acelerada de energias renováveis (IRENA, 2018)

Para o cumprimento do Acordo de Paris, baseado no recurso a energia descarbonizada a nível mun-dial, a contribuição das FER para a energia total consumida teria de aumentar dos níveis atuais de 18% para cerca de 65% em 2050.

A ER variável no sistema elétrico, em particular a eólica e a solar, constituirão a grande maioria da capacidade de geração e cerca de 60% da geração total de eletricidade. A Figura 2 mostra a contri-buição das ER para o consumo total de energia final (TFEC), em que o caso de referência compara com 2050, mostrando também a projeção da capacidade energética por fonte renovável no quadro das condições REmap. Assim, o sistema energético precisa de se tornar mais flexível para integrar economicamente as grandes contribuições em geração variável. Além disso, existem evidências de que pode ser difícil e dispendiosa a descarbonização total em alguns setores, como os transportes, a indústria e os segmentos de mercado no uso final de energia requerendo calor de alta qualidade, se a transição energética for abordada exclusivamente por via da eletrificação.

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Figura 2 - Contribuição das energias renováveis por setor de atividade para o consumo total de energia final (TFEC), e projeção de capacidade por fonte até 2050 (IRENA, 2018).

Atualmente um terço das emissões globais associadas à energia têm origem nos setores económicos para os quais não existe atualmente uma alternativa económica aos combustíveis fósseis (IRENA, 2017).

Essas emissões têm origem predominantemente nos setores industriais energeticamente intensivos, e no transporte de mercadorias (Figura 3).

Figura 3 - Desagregação por setor das emissões globais de CO2 relacionadas com energia em 2015 (IRENA, 2017).

Com efeito, cerca de 74% da energia utilizada na indústria mundial está na forma de calor de proces-so, do qual 30% está abaixo de 150 °C, e 22% numa gama média-alta (150-400 °C) (Philibert, 2017).

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Figura 4 - Origem da procura de calor na indústria (EJ = exajoule) (Philibert, 2017).

A transição energética e a contribuição principal que receberá das FER intermitentes colocam pois de-safios múltiplos, nomeadamente na integração dessa energia na rede e/ou em soluções fora da rede, com abastecimento centralizado ou descentralizado, bem como na flexibilidade e facilitação requeri-da nessa integração, ou dado mesmo nem todos os processos industriais poderem ser eletrificados (WEC, 2018). Como cresceu rapidamente nos últimos anos a penetração da eletricidade renovável estocástica no sistema energético global, e se espera venha a crescer mais, também a capacidade de armazenamento de energia vem sendo demonstrada como cada vez mais importante.

De facto, as FER, como a eólica e a solar, têm grande potencial para fazer reduzir por um lado a nossa dependência em combustíveis fósseis e, por outro, as emissões de GEE (Beaudin et al, 2010; Evans et al, 2012). Contudo, devido à sua natureza intermitente e aos desafios de integração na rede (Luo et al, 2016; Solomon et al, 2014), as instalações de armazenamento de energia são crescentemente assinaladas como necessárias para cumprir diferentes funções:

(i) gerir flutuações na geração de eletricidade, para reduzir o curtailment – que significa uma re-dução na produção de um sistema gerador daquela que poderia tipicamente produzir numa base involuntária – face aos recursos disponíveis (Figura 5);

(ii) introduzir capacidade adicional na geração de eletricidade renovável (Johnson et al, 2014); e eventualmente

(iii) facilitar a descarbonização do setor elétrico (De Sisternes et al, 2016).

Figura 5 - O crescimento massivo da eletricidade de base renovável conduzirá muito provavelmente a excesso e necessariamente a crescentes curtailments (Zauner, 2018).

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Este desafio pode ser endereçado por um vetor energético como o hidrogénio se o mesmo for gerado por via renovável. Dincer e Acar (2015) mostraram que através da incorporação de hidrogénio reno-vável2 (Figura 6) as fontes de energia se tornam ambientalmente mais sustentáveis, dando-se uma redução dos impactes ambientais. Esta é uma clara vantagem do hidrogénio em termos de redução de emissões. Para aproveitar ao máximo a economia do hidrogénio, ela precisa de ser produzida portanto a partir de fontes renováveis e a baixo custo.

Figura 6 - Hidrogénio comparado com combustíveis fósseis, relacionando o fator de incorporação do hidrogénio (HCF), com o fator ambiental (GF) e o fator de impacto ambiental (EIF) (Dincer e Acar, 2015).

Naquelas condições será então possível canalisar grandes quantidades de energia renovável do setor elétrico para os setores de uso final (Figura 7).

Figura 7 - O hidrogénio pode facilitar a complementaridade entre produção de energia renovável, mobilidade, edifícios e indústria (IRENA, 2018)

O hidrogénio pode assim assumir um papel chave na facilitação de três importantes efeitos:

• Descarbonização daqueles setores; • Integração de grandes quantidades de ER variável; • Dissociação da geração face ao consumo de ER variável, por via da produção de hidrogénio

(transportável, in situ).

No entanto, para que a descarbonização daqueles setores ocorra com base nas vias do hidrogénio, e para que o hidrogénio seja economicamente competitivo, é necessário que ocorram reduções signifi-cativas nos custos de produção e distribuição nas cadeias de valor do hidrogénio.

2 Considera-se hidrogénio renovável aquele que é produzido utilizando exclusivamente recursos materiais e energéticos renováveis.

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Além disso, em cada contexto a capacidade de equilibrar a oferta e procura em hidrogénio será re-querida em períodos diferentes ao longo do tempo (estação, dia, hora) e na escala de exigência aí requerida, resultando na aplicação de diferentes tecnologias de armazenamento e/ou partilha entre setores. Na Figura 8 são representadas as tecnologias de armazenamento em função da periodicidade de descarga solicitada.

Figura 8 – Opções de armazenamento de energia em função da capacidade de resposta (SBC, 2014)

Estudos recentes (Luo et al, 2015; Chen et al, 2009) mostraram que muitas tecnologias de armazena-mento são capazes de fornecer armazenamento de curto prazo (ou seja, variando de minutos a horas) com capacidades limitadas, mas quando se trata de uma escala sazonal ou de armazenamento a lon-go prazo (i.e. de meses), as opções são limitadas à bombagem hidroelétrica, ao armazenamento a ar comprimido e ao P2G (Hofstetter et al, 2014). O potencial de armazenamento por bombagem hidroelé-trica e por ar comprimido é limitado em muitos países devido a exigências específicas de topografia, localização geológica e às condições económicas da operação (Rehman et al, 2015). Além disso, o ar-mazenamento de energia comprimida pode ter uma perda térmica considerável se for de longo prazo.

Na Figura 9 comparam-se as opções de armazenamento com a partilha entre setores.

Figura 9 - Opções de integração das FER (FCHJU, 2019).

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2.2 Processo de descarbonização: Alinhamento de condições-chave

Associada à procura mundial de energia e à crescente penetração de ER num quadro de esforço global, a contribuição de diferentes fatores tem conduzido à emergência estruturada da economia do hidrogénio nestas primeiras décadas do século XXI. O Renewables Global Status Report (REN21, 2016) assinala que as ER representaram 19,2% do uso mundial de energia primária em 2014, e que 173 países definiram suas metas renováveis em 2015. Além disso, a concretização dos objetivos de desenvolvimento do Milénio e da sustentabilidade da produção mais limpa requer o desenvolvimento de sistemas de ER e, dentro destes, a variabilidade e sazonabilidade das fontes de abastecimento mais relevantes, como a eólica e o solar, bem como a gestão previsional do excesso de produção, vem determinando a definição de estratégias de distribuição, armazenamento e partilha energética entre setores, baseados na capacidade de facilitação do hidrogénio (Flavin e Aeck, 2007; Conte et al, 2001). Nenhum dos objetivos do Milénio pode ser alcançado sem envolver tanto os países desenvolvidos como em desenvolvimento, sendo que nestes últimos em particular o crescimento económico será gerador de riqueza e de uma crescente solicitação de energia. Neste contexto, devem ser atendidas grandes melhorias na qualidade e na quantidade de serviços de energia, pelo que tem sido sugerido inclusivamente que as ER baseadas no hidrogénio poderão nestes casos desempenhar igualmente um papel vital ajudando os países em desenvolvimento a acelerar o seu desenvolvimento económico (Golusin et al, 2013). Para que esse desenvolvimento ocorra garantindo o acesso a energia limpa e sustentável para todas as pessoas até 2030, acresce serem requeridas mudanças técnicas e infraes-truturais (REN21, 2014).

As energias renováveis, e especialmente aquelas baseadas no hidrogénio, estão a ser consideradas como substitutas dos combustíveis fósseis, sendo vitais para o desenvolvimento económico e social com benefícios ambientais, segurança energética, mudança climática e produção mais limpa (Akella et al, 2009; Ren et al, 2014). Os sistemas de ER baseados em hidrogénio podem aumentar a segurança de abastecimento energético e garantir o teto de emissões de GEE em cada nação por diversificação tecnológica e minimização da dependência na importação de combustíveis. Nesse sentido, enquanto o crescimento económico for suportado energeticamente por combustíveis fósseis, as emissões de GEE serão um dos principais contributores na adaptação às alterações climáticas. Nesse contexto, as fontes de energia renovável terão uma importante oportunidade bem como grandes desafios para lidar com essa mudança de forma sustentável (IPCC, 2011).

Embora os drivers do consumo de energia tenham sido bem estudados (EEA, 2011; McKinsey & Company, 2016; Odyssee-Mure, 2018), são poucos os estudos sobre as determinantes do desenvol-vimento de ER. Sadorsky (2009) analisou as relações entre as emissões de CO2, o PIB, os preços do petróleo e o consumo de ER nos países do G7 e concluiu que o PIB e o CO2 são os principais impul-sionadores do consumo de ER. Marques et al. (2010) estudaram os drivers da ER a partir dos dados recolhidos em países europeus e concluiram que a segurança energética era um fator estimulador do uso da ER. Após examinar o papel das diferentes fontes de energia no crescimento económico de 24 países europeus (1990-2006), Marques e Fuinhas (2011) assinalaram o papel da estabilidade das políticas energéticas ao longo do tempo na penetração das ER, i.e. os níveis atuais de utilização de-pendem positivamente dos níveis de uso em períodos anteriores, e concluíram que tanto a incerteza como a descontinuidade na decisão para promoção da ER são fatores relevantes para o seu fraco desenvolvimento no quadro dos países analisados. Por outro lado, não encontraram evidência no período analisado, de que a consciencialização social sobre a mitigação das alterações climáticas e a redução de CO2 seja suficiente para motivar a mudança de fontes energéticas convencionais para renováveis. Igualmente não identificaram como decisivos no período analisado, os níveis de afluen-cia da população e os preços dos combustíveis fósseis como decisivos para o desenvolvimento das ER – o que os conduziu à conclusão de que não foi o mercado que encorajou as ER mas sim outros fatores. No quadro da garantia da segurança de abastecimento Marques e Fuinhas (2011) concluíram também sobre a importância da configuração do mix energético renovável para assegurar uma produ-ção contínua sem criar excesso da capacidade instalada, a qual resultaria em custos energéticos mais

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elevados. Esta conclusão é instrumental para justificar abordagens de análise e dimensionamento do mix energético a nível regional. À escala de um grande país, Menz e Vachon (2006) desenvolveram uma abordagem para o setor de energia eólica em 30 estados americanos, e discutiram a contribuição de diferentes regimes políticos para o desenvolvimento da energia eólica. Wang et al (2018) contribuíram para a compreensão das determinantes da ER em países em desenvolvimento. Embora a Europa e os EUA tenham assumido um papel de liderança no mercado de ER, a China e o Brasil são contribuintes emergentes no quadro do consumo mundial de ER. Os mecanismos internos de desenvolvimento de ER nos países em desenvolvimento e sua comparação com os das economias desenvolvidas serão igualmente relevantes para entender melhor os determinantes que promoveram ou prejudicaram o desenvolvimento das ER no mundo.

No quadro da importância das fontes de energia para o crescimento económico a nível mundial, o compromisso na adoção das energias renováveis está associado ao potencial das ER para, em cada sistema energético nacional, responder a dois desafios colocados pelo paradigma da Sustentabilida-de: a escassez progressiva dos recursos energéticos de natureza fóssil, e o aumento de GEE condu-zindo aos fenómenos de alteração climática que resultaram em diferentes tratados e compromissos internacionais. Os fatores e condições que explicam o recurso às ER através de um compromisso contínuo, apesar das barreiras à sua implementação, foram analisados por Marques e Fuinhas (2011). Aquele compromisso tem uma expressão variável conforme os países, do apoio ao desenvolvimento da eficiência tecnológica até ao lançamento no mercado estimulado quer pelo apoio financeiro (aces-so ao crédito) quer pela iniciativa pública (adoção por empresas públicas).

Sendo o desenvolvimento da adoção e uso das ER um processo dinâmico, é necessário o compro-misso de todos os agentes económicos. A pressão e a aceitação social são fatores relevantes para os desafios das ER. Os cidadãos têm vindo a suportar os custos económicos diretos nas fases iniciais do ciclo de vida da tecnologia, nomeadamente os custos regulatórios, dos quais resultam custos e impostos mais elevados. Do lado do governo, as políticas de energia podem garantir um caminho estável para os investimentos. Em linha com o referido acima, os casos Holandês (van Rooijen et van Wees, 2006), e Sueco (Wang, 2006) vieram demonstrar que tanto a incerteza quanto a descontinuidade das políticas energéticas são as principais causas do reduzido desenvolvimento da ER nestes países. No seu conjunto conclui-se que a Europa segue um caminho de continuidade e definição de objetivos a médio e longo prazo. Uma condição de referência para essa evolução são as metas estabelecidas para uso de ER na União Europeia.

Os fatores que promovem a utilização de ER baseada em hidrogénio à escala mundial foram também analisados por Wang et al (2018), centrando-se na geração de eletricidade renovável em 32 países (1980-2011). Face às múltiplas alternativas disponíveis, recorreram igualmente a uma análise relacio-nal cinzenta para explorar as relações entre o desenvolvimento de ER e os fatores que as influenciam e promovem a nível nacional. Além da análise de fatores, esta análise possibilitou: (i) explorar o empe-nho atribuído às renováveis ao longo do tempo; (ii) resumir as experiências recolhidas nas nações em desenvolvimento e desenvolvidas; (iii) identificar o grau de relacionamento entre a utilização das ER e seus drivers.

Conforme já referido acima, o nível de rendimento está positiva e significativamente correlacionado com a geração de eletricidade renovável, o que implica que o desenvolvimento de ER depende do desenvolvimento económico. Acresce terem as emissões de dióxido de carbono um efeito negativo no desenvolvimento de ER. O papel das alterações climáticas no recurso às ER sugere que os atuais níveis de CO2 não são um incentivo suficiente para mudar para as ER. A pressão social parece ter sido insuficiente para estimular o uso de energias renováveis, e os acordos internacionais devem ser mais ambiciosos para enfrentar as alterações climáticas. O preço das fontes convencionais de energia fóssil é postulado pela teoria económica ser encorajador do consumo de ER. No período em análise, o papel da IEA e da OPEP na fixação dos preços pode ter conduzido a resultados mistos. Concretamente o preço do petróleo, embora esteja positivamente relacionado com o desenvolvimento de ER, conclui-se em quase todos os casos analisados por Wang et al (2018) não ser um fator importante para explicar

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o uso de ER. O apoio do mecanismo de preços sobre as ER está a revelar-se ser mais complexo do que um simples mecanismo direto de fixar preços altos no combustível fóssil para tornar as ER mais atraentes. Urbanização e industrialização exibem uma relação positiva com o desenvolvimento das ER, enquanto os indicadores de intensidade energética e da utilização de energia apresentam resulta-dos inconsistentes.

Os processos de urbanização e industrialização estimulam o consumo de energia, sugerindo os re-sultados de Wang et al (2018) que essas necessidades de energia adicionais também poderiam esti-mular a produção por FER e não apenas pelas fontes convencionais. Quanto à variação de resultados sobre a intensidade de energia e uso da energia, revelam desde logo não serem conclusivos para o desenvolvimento das ER durante o período analisado. Os principais resultados durante este período de análise indicam o seguinte:

(1) O PIB per capita é um contribuinte positivo significativo para o consumo de ER, enquanto o preço do petróleo não apresenta uma forte correlação com o uso das ER;

(2) A consciencialização social para as alterações climáticas e as preocupações com a segu-rança energética não são suficientes para motivar a mudança de fontes de energia conven-cional para renováveis;

(3) O papel da urbanização no consumo de ER depende de etapas diferentes no processo de urbanização, resultando em tendências por vezes opostas ao desenvolvimento de ER quan-do comparadas regiões desenvolvidas e em desenvolvimento.

Para as condições de análise consideradas, estes resultados mostram (Wang et al, 2018) que os me-canismos de mercado não são inteiramente responsáveis por encorajar o uso de ER e que o papel das alterações climáticas e as preocupações com a segurança energética no uso de ER devem ser melhorados. De acordo com estes autores, o método de abordagem não teve em consideração: a) a influência sobre o preço do petróleo dos mecanismos de preços na utilização das ER; b) a aceitação pública da transição energética e das responsabilidades diferenciadas do quadro do público em geral, pois são um fator facilitador da ação na direção do processo de transição.

A partir da análise anterior, conclui-se:

(1) Enquanto o desenvolvimento económico fornece a base para o uso da ER, a preocupação com as alterações climáticas é insuficiente para estimular o seu uso. O nível de rendimento das pessoas é um contribuinte positivo para o consumo de ER, contudo o preço dos com-bustíveis fósseis não foi decisivo naquele período para o desenvolvimento das ER. Con-sidera-se portanto não terem sido apenas as forças de mercado a incentivar as ER, mas também outros fatores. Acresce terem sido insuficientes a escassez de combustíveis fósseis e a competitividade da tecnologia renovável para promover o consumo de ER durante o pe-ríodo de análise, e a consciencialização social sobre a mitigação das alterações climáticas e redução de CO2 não ter sido um incentivo suficiente para motivar uma adesão expressiva às FER.

(2) A análise de outros drivers para o desenvolvimento das ER mostra que processos socioló-gicos, associados à urbanização e industrialização, promovem um ténue consumo de ER, enquanto a segurança energética suscita preocupação não estimulando o uso de ER no período considerado. A fraca, mas positiva, relação entre consumo de ER e os processos de desenvolvimento social revela o enorme potencial para desenvolvimento social na promo-ção da adoção das ER. Acresce, no período em análise, não ter sido encontrada evidência do efeito estimulador da segurança energética sobre o uso de ER, facto que pode estar associado ao papel da Agência Internacional de Energia (IEA) na garantia do abastecimento de energia e à escassez de ER no fornecimento ininterrupto desse abastecimento. Quanto à relação da intensidade energética e do uso de energia no desenvolvimento de ER não exis-tem evidências suficientes sobre essa dependência.

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(3) Os determinantes do desenvolvimento de ER nas regiões do mundo desenvolvido e em desenvolvimento exibem uma concordância substancial, ocorrendo a única diferença no efeito da urbanização sobre o uso das ER. É apontado o efeito positivo da urbanização na motivação do uso de ER em países desenvolvidos. Há, no entanto, uma correlação negativa entre consumo de ER e urbanização que ocorre nas economias em desenvolvimento. A ra-zão pode estar na procura diferenciada das ER consoante os patamares de urbanização.

Do ponto de vista das implicações para a política energética, no desenvolvimento das ER à escala global considera-se que:

(1) O desenvolvimento de um mix de ER em cada país é sensato se garantir uma produção estável de eletricidade e evitar um excesso de capacidade sem rentabilização, o que faria aumentar os custos de energia desse país. Essa opção pode promover o uso das ER em dois aspetos pelo menos: a) a melhoria na produção de ER, especialmente a estabilidade da produção, pode eliminar um obstáculo à introdução de tecnologias para ER nos países alta-mente importadores; só assim a preocupação com a segurança energética pode promover as ER; b) a redução dos preços da eletricidade renovável melhorará a competitividade da ER no mercado de energia.

(2) A política energética para desenvolvimento das ER será diferente em países desenvolvidos e em desenvolvimento. O desenvolvimento económico fornece uma base importante para o desenvolvimento das ER, mas as nações em desenvolvimento têm-se concentrado priori-tariamente no desenvolvimento económico sem integrar a implementação de energias mais sustentáveis. Quando acrescem em particular questões de segurança energética, tal deve refletir-se na respetiva política energética nacional. Também a consciencialização pública sobre a mitigação das alterações climáticas, e sobre a redução de CO2, é uma importante oportunidade para estratégias de mobilização dos cidadãos sobre as ER pelo que se deve dar ímpeto à sua adoção e uso.

2.3 Dinâmica e maturidade da tecnologia A dinâmica tecnológica é uma condição chave para o desenvolvimento económico, havendo atual-mente inúmeros registos na história da Inovação, e em particular no domínio das tecnologias para as energias renováveis, da dependência dos seus custos relativamente à evolução da curva de aprendi-zagem em cada tecnologia. Para diferentes tecnologias de energia renovável, a Figura 10 exemplifica a relação dos custos unitários previsionais com as maturidades respectivas, analisadas em 2010, ao longo da curva de ciclo de vida (EPRI, 2010).

Figura 10 - Exemplo da representação dos níveis de maturidade para diferentes tecnologias energéticas renováveis (EPRI, 2010)

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Um parâmetro característico na gestão desta dinâmica – à qual está implicito o papel chave da I&I – é a ‘taxa de aprendizagem’ (learning rate) definida num momento dado pela relação entre a redução do custo apresentado por cada tecnologia com a duplicação na capacidade associada, ou na pro-dução de energia acumulada. A Figura 11 ilustra a projeção de desenvolvimentos futuros na produ-ção de eletricidade alemã, em termos do LCOE (€cêntimos/kWh) para o período: 2018-2035, a partir de diferentes tecnologias energéticas.

Figura 11 - Curva de aprendizagem para a produção de eletricidade no caso alemão (2018-2035) a partir de diferentes tecnologias energéticas (Kost et al, 2018).

A gestão da redução daqueles custos unitários na produção de energia depende dos resultados da I&I – como referido acima, bem como de outros fatores que, no seu conjunto podem ser definidos em duas categorias: (a) Tecnologia, com desenvolvimentos de desempenho face ao design de base; (b) Economias de escala, com ampliação dimensional da unidade para reduzir os custos unitários. Na pri-meira categoria, a evolução da tecnologia (e.g. via learning by doing, e por ganhos de eficiência) pode ser medida através do TRL (Technology Readiness Level), enquanto a segunda categoria está supor-tada por um índice de disponibilidade no mercado, o CRI (Commercial Readiness Index) conforme se representa na Figura 12.

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Figura 12 - Identificação de oportunidades em I&I para a cadeia de valor do hidrogénio, no âmbito das classificações em TRL e CRI (ARENA, 2016)

No âmbito dos desenvolvimentos da trajetória do hidrogénio, existem uma série de iniciativas e linhas de trabalho em curso bem como de projeções para o futuro, que permitem realçar o foco que está a ser dado atualmente ao hidrogénio relativamente ao observado no passado. Inclui compromissos internacionais de política energética (e.g. a ‘Hydrogen Initiative’, declaração recentemente subscrita pelos Estados-Membros), bem como o crescimento do investimento (e.g. fabricantes de tecnologia, e empresas de energia e transportes) e a diversidade de aplicações.

A principal diferença entre a realidade atual e a passada é que a cadeia de valor do hidrogénio está finalmente sustentada por uma série de tecnologias maduras que estão a ser demonstradas global-mente em projetos-piloto à escala real. De facto, os níveis de interesse global no desenvolvimento da indústria do hidrogénio variaram nas últimas décadas. A indústria do hidrogénio está a ganhar escala globalmente, sendo apoiada por uma série de tecnologias maduras com elevado TRL mas ainda com baixo CRI (Figura 12) pois os mercados para segmentos mais relevantes não atingiram ainda o “ponto de inflexão”.

A maioria dos programas de I&I para hidrogénio e células de combustível tem abordado tecnologias disruptivas, isto é inovação propondo uma nova tecnologia que rompe com os modelos de negócios das empresas e suas subsequentes redes de valor, incapazes de se integrar e se adaptar, o que sig-nifica mais tempo requerido e mais I&D necessária quando comparada com caminhos tecnológicos convencionais. Com a criação de conhecimento no domínio do hidrogénio – apoiado por um lado pela experiência existente na indústria petrolífera, e por outro pelo desenvolvimento de novas áreas e disciplinas científicas – a fase de investigação aplicada é exigente em tempo para desenvolvimento e testes, bem como em investimento elevado para construir protótipos e novos artefactos os quais vão requerendo adaptações contínuas para melhorar eficiências e funcionalidades. De modo semelhante

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ao que acontece com a inovação radical, a inovação disruptiva requer apoio público elevado no inves-timento dirigido às fases de demonstração, marketing e roll-out em particular pelas infraestruturas as-sociadas às redes de hidrogénio e armazenamento. Por contraste, no caso de inovações incrementais os custos respetivos são comparativamente mais baixos e devendo ser inteiramente suportados pelo investimento privado. Conclui-se por isso serem necessárias e recomendadas a formação de parce-rias público-privadas de modo a acelerar o processo de redução de custos, criando condições para o desenvolvimento antecipado do mercado, e reduzindo o tempo de espera para operações comerciais, a fim de evitar o risco do “vale da morte”. Embora atualmente exista ainda uma margem considerável para I&I, com base na maturidade atual em TRL, o facto é que a narrativa mudou recentemente do desenvolvimento da tecnologia para a neces-sidade de ativação dos diferentes segmentos de mercado. Isso envolve uma transição da maturidade em CRI de um estádio de tecnologias emergentes e demonstração em pequena escala (CRI 2-3) para outro de ativos financiáveis (CRI 6), semelhante ao que foi observado recentemente no setor do solar fotovoltaico, onde os mercados relevantes alcançaram a sustentabilidade económica e hoje operam sem o apoio do financiamento público, e onde existe um amplo espaço para expansão das suas apli-cações em abordagens integradas, incluindo a partilha energética entre setores, o armazenamento e a injeção na rede de gás, permitindo sinergias na operação de redes de eletricidade, gás e calor, para se obterem ganhos em flexibilidade, disponibilidade e segurança no abastecimento, bem como ganhos em eficiência e custo-efetividade no processo de transição energética.

2.4 Determinantes do desenvolvimento do hidrogénio renovável

A complexidade e escala do desafio colocado a cada país na redução da dependência dos combus-tíveis fósseis, e na descarbonização dos setores em direção a uma economia neutra em carbono, conduzem à necessária transição do mix energético atual para outro progressivamente alimentado por fontes renováveis. Como referido acima, a análise do panorama internacional tem demonstrado que este processo de transição requer um compromisso contínuo e consistente na adoção das energias renováveis, e uma gestão das determinantes de desenvolvimento que podem ser quer estimuladoras quer desincentivadoras desse compromisso. No contexto europeu segue-se esse caminho de conti-nuidade estrategicamente planeado com objetivos a médio e longo prazo. Uma condição de referência para essa evolução são as metas estabelecidas para uso de ER na União Europeia. Concretamente no âmbito estrito do hidrogénio, iremos considerer os seguintes fatores determinantes: estado da arte, barreiras, custos, financiamento, abordagem sistémica, escala, risco, perceção e aceitação pelo público.

O estado da arte da tecnologia: Como mostrado acima, a cadeia de valor do hidrogénio é sustentada por uma série de tecnologias core que estando maduras (TRL 8-9) vêm sendo utilizadas em projetos--piloto à escala real3. As demonstrações bem sucedidas estão a conferir fiabilidade técnica a essas tecnologias, superando barreiras ao investimento de forma continuada por forma a melhorar o seu desempenho e a eficácia dos custos. No entanto, como mostrado, nas cadeias de valor do hidrogénio existem também outras tecnologias menos maduras que podem vir a oferecer potencial de disrupção, ao nível dos materiais, das condições operacionais, e da eficiência operacional, e o acesso a esta fonte de energia a preços competitivos. Dito isto, sem garantir uma arquitetura mínima do sistema e assegurar a curto prazo um nível de financiamento adequado, será um desafio para essas tecnologias chegarem a amadurecer em tempo útil. Nessa perspetiva têm sido criados centros de excelência em todo o mundo, de modo a tornar eficaz a abordagem daquelas questões, coordenando o financia-mento e aumentando a partilha de conhecimento e colaboração entre as equipas de I&I, a indústria e o governo. Fruto das condições de excelência das práticas nestas entidades, os compromissos para financiamento no longo prazo permitem igualmente que as equipas de I&I planeiem de forma integra-

3 É o caso do setor dos transportes ferroviários, p.ex. onde o protótipo Alstom entrou em Julho 2018 num serviço pi-loto na rede ferroviária Elbe-Weser (Alemanha), e do setor industrial do aço onde um projeto está em desenvolvimento entre a SSAB, LKAB e Vattenfall (Suécia) aplicado aos fornos de metalurgia de ferrosos por redução a H2.

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da, e definam prioridades e financiamentos para os diferentes projetos. Um bem-sucedido exemplo é o NIP – German Innovation Programme on Hydrogen and Fuel Cell Technology, criado em 2006 (NIP, 2018). No NIP, um total de 710 milhões de euros foi concedido entre 2006 e 2016, do qual resultaram 750 projetos de I&D. Os beneficiários desses apoios investiram igualmente um adicional de 690 mi-lhões de euros e angariaram 20 milhões de euros de entidades terceiras.

Barreiras: Criação do mercado e utilização do hidrogénio nos diferentes setores (transporte, eletricida-de, calor, indústria e armazenamento) respondendo às políticas com produtos de base industrial e com substituição tecnológica, as barreiras resultam principalmente da falta de infraestrutura de suporte, do custo do abastecimento de hidrogénio e das emissões em cada aplicação, quando comparando com outros meios de abastecimento de energia. No entanto, qualquer destas barreiras pode ser superada, e os custos em particular, a partir de um adequado enquadramento de política, por forma a criar um mecanismo por via da pressão do mercado, e por via de uma série de investimentos estratégicos (pri-vado, público) ao longo da cadeia de valor (infraestrutura, produção de hidrogénio, armazenamento e transporte) até ao utilizador final consoante as diferentes configurações (P2X, e G2X, nomeadamen-te hydrogen-to-industry), o que, explorando tecnologias alternativas, levaria à redução no custo do abastecimento de hidrogénio e à progressão dos segmentos de mercado-alvo em função da previsão de se alcançarem condições de competitividade comercial para o hidrogénio (Figura 13). A Figura 13 permite representar ambas as barreira-tipo, i.e. consoante as barreiras de mercado estão do lado da infraestrutura (i.e. acima da curva de custo) e/ou do lado do custo do abastecimento de hidrogénio (i.e. abaixo da curva de custo).

Figura 13 - A competitividade da indústria do hidrogénio, e a recetividade dos mercados alvo, depende da evolução na redução dos custos no abastecimento de hidrogénio (Bruce et al, 2018).

Custos: A seleção da tecnologia na cadeia de valor, o seu dimensionamento e escala de utilização terão muito possivelmente impacto nos custos. A promoção da competitividade do hidrogénio – face a tecnologias concorrentes, irá beneficiar se for abordada de forma sistémica, tendo em consideração diferentes fatores: eficiência, escala, localização, automação na cadeia de abastecimento, o próprio abastecimento de energia, o risco de não descarbonizar, bem como a criação de uma indústria dedi-cada à cadeia de valor. O conceito de levelised cost of hydrogen (LCOH) deriva do conceito de LCOE amplamente utilizado na área da energia renovável onde o custo de ciclo de vida (LCC) das renováveis é apresentado em termos de custo por unidade de energia produzida (Viktorsson, 2017). O LCOH das potenciais tecnologias a considerar deve ser comparado com o SMR, incluindo uma análise de sensibilidade relativamente às matérias-primas, aos preços do gás natural, e ao efeito da curva de aprendizagem.

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Financiamento: Tratando-se de um recurso energético com emissão ‘zero’ em CO2, logo existe a ten-dência do acesso ao financiamento ter menor risco e, portanto, menor custo. O acesso ao financia-mento de baixo custo pode melhorar a economia em termos gerais de um dado projeto. Com Portugal suscetível de ser um importador de tecnologias relevantes do exterior da UE, nas fases iniciais do desenvolvimento de uma indústria local, a taxa de câmbio face à jurisdição de exportação poderia ter algum impacto no custo. Embora as medidas de mitigação de risco, como a cobertura, sejam rele-vantes para projetos específicos, esse tipo de análise deve ser feito num âmbito diferente do presente trabalho.

Abordagem sistémica: Durante a fase de crescimento, em particular, de uma indústria dedicada ao hidrogénio, o aumento da eficiência e a melhoria da sua economia podem ser alcançados através do estabelecimento de modelos de negócio verticalmente integrados, e de soluções sistémicas. Tais modelos aumentam o grau de abrangência para melhor utilização de ativos, agregação de dados, oportunidades de arbitragem e remoção de margem em cada ponto de intersecção ao longo da cadeia de valor. Além disso, as características exigidas ao hidrogénio (e.g. pressão, pureza) podem variar em função da aplicação, pelo que os modelos de negócio verticalmente integrados ajudam a garantir que as tecnologias selecionadas são apropriadas para um uso final predefinido. Concretamente, a questão da qualidade do produto está a ser tratada no âmbito da escala Europeia da CertifHy4, um esquema de garantia de origem (GO) lançado em 2014, com o objetivo de “...projetar a primeira garantia de origem do hidrogénio verde para um novo mercado de hidrogénio” (CertifHy, 2016). Este projeto permitiu o desenvolvimento da definição do ‘hidrogénio premium’ (verde, e baixo carbono), e produziu um siste-ma de acreditação e plataforma de negociação (“esquema GO”). Através do esquema GO, o objetivo é dissociar o atributo verde do fluxo físico do hidrogénio, permitindo a transferência e consumo de hi-drogénio premium em toda a Europa, independentemente do local de produção. A CertifHy está nesta data a concluir a realização de um piloto de demonstração do esquema GO, envolvendo quatro insta-lações de produção de hidrogénio na Europa. Prevê-se que os primeiros GO para hidrogénio possam em breve ser emitidos, e subsequentemente negociados e usados, numa base comercial.

Escala: O aumento da escala ou da capacidade dos projetos de hidrogénio permitirá na generali-dade reduções do CAPEX (custos de capital) e OPEX (custos operacionais), além de melhorar a efi-ciência do sistema. Em particular no caso das tecnologias que ficam a montante – i.e. nas fases de produção, armazenamento e transporte, estas economias de escala podem ser conseguidas fixando melhores condições de aquisição em encomendas maiores ou repetidas no tempo. A capacidade do hidrogénio de responder simultaneamente a vários mercados melhora as condições de enquadra-mento para essa ampliação e, portanto, o posicionamento de unidades de produção de hidrogénio próximas dos diferentes pontos de utilização é também uma condição crítica. Dito isso, na maioria dos casos é provável que se atinja um limiar para o qual as reduções de custo obtidas por aumento da capacidade de uma única fábrica serão incrementais predominantemente. Nesse caso, a construção em alternativa de diferentes unidades de menor capacidade poderá permitir uma maior diversifica-ção do risco técnico e financeiro. Esta abordagem poderá ser muito beneficiada por mapeamentos e estudos geo-referenciados, estabelecendo relação entre potenciais fontes de hidrogénio e a pro-cura (e.g. aglomerados populacionais, cidades) considerando as respetivas distribuições espaciais.

Risco: Como acontece com outras indústrias emergentes, reconhece-se na generalidade que o inves-timento associado ao hidrogénio obriga à gestão de maior risco (e.g. ativos técnicos, financeiros, de valor prematuramente degradado), quando comparados com ativos maduros. Apesar da aceitação dessa evidência, o risco deve ser limitado. Para o efeito, conforme já referido acima, a formação de joint ventures permite partilha de risco e de resultados a partir da aplicação de recursos consoante a estratégia de cada entidade envolvida. Mesmo assim, para uma dada economia – e tendo a inovação um papel-chave na economia – as fases iniciais de desenvolvimento de uma trajetória tecnológica es-tratégica devem ser geridas não só pelas empresas mas igualmente pelo governo respetivo, co-subs-crevendo o risco do “primeiro do género” criando condições para alavancar o investimento privado.

4 https://www.certifhy.eu

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Perceção e aceitação social: À imagem de trajetórias tecnológicas passadas, associadas a curvas de aprendizagem envolvendo risco – não apenas financeiro, mas igualmente na segurança da produção e uso – um dos principais desafios associados à adoção do hidrogénio, e ao desenvolvimento da sua indústria, está associado à “normalização” do risco. Por exemplo, a história da tecnologia regista que os consumidores de hoje beneficiam do conforto e segurança de viaturas equipadas com motores de combustão interna, apesar da inflamabilidade do combustível. Os carros movidos a hidrogénio passam igualmente por uma perceção de perigosidade, independentemente do nível de risco em causa. Essas perceções são importantes, não apenas com o propósito de estimular a aceitação das tecnologias, mas também para garantir que os regulamentos e padrões impostos sejam proporcionais ao nível de risco. Como afirmado acima, o excesso de regulação mesmo não sendo prescritiva, o que condiciona-ria a inovação, pode aumentar o custo de projetos específicos, e.g. restringindo o acesso de redes de distribuição preferenciais e/ou impondo configurações de rede mais caras. Projetos de demonstração estratégica são pois de importância crítica, não apenas para avaliar a viabilidade das tecnologias, mas para demonstrar a segurança da sua operação. Projetos exigindo maiores infraestruturas, obrigam necessariamente a planos de detalhe incluindo o modo como envolver a comunidade local.

O desenvolvimento da economia do hidrogénio vai depender de um quadro de política adequado, bem como de diferentes drivers, a curto, médio (2020-2025) e longo-prazos (> 2030).

O hidrogénio de base ER pode ser utilizado para atender a necessidades de mercado e cumprir dife-rentes regulamentos e políticas:

• Metas de descarbonização profunda;• Elevados níveis de penetração de eletricidade renovável.

Consoante o quadro de solicitação do utilizador final, em alguns casos a origem renovável da energia para produzir hidrogénio é necessária – e.g. a diretiva das renováveis – enquanto em outros casos será necessário ou suficiente fazer prova de redução de emissões – e.g. a diretiva da qualidade dos combustíveis e o comércio de emissões onde o recurso ao hidrogénio pode ser necessário por ausên-cia de sumidouros de CO2 eficientes e/ou de alternativas mais intensivas via CCS/CCU à data ainda em fase experimental. Elevados custos marginais no tratamento irão conduzir certamente a custos e investimentos crescentes em infraestruturas e tecnologias de hidrogénio. Quando a regulação não é o driver, o mercado e o cliente final conduzem à decisão.

No setor industrial, vem sendo demonstrado de forma crescente que, mesmo antes de 2020, as em-presas necessitam provar a origem da energia utilizada. Anteriormente à RED II (2018), onde se previa um mercado de garantias de origem associadas ao uso de hidrogénio (GO-H2), o cumprimento da diretiva para a qualidade dos combustíveis, em particular da meta de redução em 6% da intensidade de carbono no combustível, as refinarias, mesmo com encargos acrescidos (administrativos, económi-cos), podiam beneficiar a curto, médio e longo prazos do uso do hidrogénio como matéria-prima alter-nativa no processamento de combustíveis utilisando hidrogénio com baixa concentração em carbono, ou nula se baseada em FER. Acresce ser a origem renovável do hidrogénio uma mais-valia para os fabricantes de combustível, e logo para os Estados Membros, no sentido do cumprimento do objec-tivo de 10% de energias renováveis no setor dos transportes até 2020, conforme previsto na directiva para as energias renováveis. Outros setores industriais (e.g. alimentar, amoníaco, metalurgia e metalo-mecânica) podem beneficiar do acesso a hidrogénio baseado em FER e respetiva garantia de origem, como estratégia de diferenciação no mercado, bem como em resposta à dinâmica regulamentar, e eventualmente via mecanismos de comercialização de licenças de emissão no mercado do carbono.

O potencial do hidrogénio para penetrar/descarbonizar os setores é igualmente um driver. Será o caso da mobilidade e transportes, onde se verificará, particularmente nas frotas e transporte de mercado-rias, a capacidade de resposta a curto, médio e longo-prazos dos veículos movidos a H2-FC relativa-mente a um quadro regulamentar, que inclui: a diretiva para a qualidade dos combustíveis, a diretiva para as energias renováveis, a diretiva para criação de infraestrutura para combustíveis alternativos e

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a legislação associada à qualidade do ar e às emissões dos veículos. Relativamente aos drivers eco-nómicos e de mercado, os destaques vão para a crescente competitividade do hidrogénio por via dos custos comparados com o SMR do gás natural, e para a procura dos consumidores por transportes tecnologicamente mais evoluídos e limpos (e.g. H2-FCV).

No caso das redes de distribuição de gás, a curto, médio e longo prazo, a estratégia P2G (power-to--gas) e G2X (gas-to-X) vão beneficiar do quadro proporcionado pela diretiva para as energias reno-váveis via blending de hidrogénio, nomeadamente no gás natural e metano ou em outras aplicações G2X, bem como de um cenário de excesso de produção de ER conjugada com a promoção do mer-cado de armazenamento de energia, no qual o hidrogénio pode ser produzido a custos competitivos com ER variável disponível e injetado na rede de distribuição existente.

Finalmente, no âmbito desta trajetória tecnológica, serão necessários:

a) Esquemas de apoio, uma vez que esteja compreendido o nível de subsidiação ou fiscalida-de, para o hidrogénio ser utilizado nos diferentes setores, conjuntamente com o seu impacto nas emissões de GEE e contribuição para as metas de redução de CO2; sendo um vetor energético, as políticas devem ser direcionadas não apenas para a fase de produção mas também para a distribuição, o que difere das ER variáveis; não é perfeitamente compatível com a infraestrutura existente, o que difere dos biocombustíveis, requerendo incentivos para o seu desenvolvimento;

b) Soluções para os gaps existentes incluindo, conforme referido em Blanco et al (2018), no-meadamente em áreas como:

– A competição entre setores (residencial, comercial, industrial, energia e transporte) na tran-sição para o uso do hidrogénio como vetor energético de base renovável, bem como nas aplicações não energéticas (e.g. refinarias);

– A competição entre fontes energéticas alternativas (e.g. hidrogénio, metano, combustíveis sintéticos, eletrocombustíveis e biocombustíveis);

– A análise sistemática da relação entre o potencial de hidrogénio e diferentes configurações do sistema (e.g. potencial de biomassa, metas para o CO2, preços de combustível);

– O papel do hidrogénio considerando uma diferenciação entre os drivers específicos da tec-nologia (e.g. despesas de capital, curva de aprendizagem) e drivers do sistema (e.g. meta de redução do CO2) para estabelecer metas de desempenho da tecnologia;

– A análise de todo o sistema energético (usos alternativos), distribuição espacial das fontes, das infraestruturas e sumidouros, e análise de opções de consumo para adoção de tecno-logia nas cadeias de valor prioritárias, e.g. no âmbito das componentes de comportamento nas variantes modais ao transporte privado.

2.5 Hidrogénio e cadeias de valor

2.5.1 Porquê o Hidrogénio?O hidrogénio é o elemento químico mais abundante no planeta. Na Natureza ocorre apenas em formas moleculares, sendo obtido a partir de elementos primários como água, biomassa à base de celulose, gás natural, carvão e óleo combustível, entre outras fontes.

O hidrogénio molecular sozinho ou combinado quimicamente pode ser usado como combustível e como portador de energia. A energia específica (poder calorífico inferior) do hidrogénio é 120 MJ/kg, enquanto o diesel e a gasolina têm cerca de 46 MJ/kg. No entanto, a densidade volumétrica do hidro-génio é menor que a do diesel, etanol, gasolina e outros combustíveis.

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As tecnologias associadas ao hidrogénio enquanto combustível são consideradas potencialmente fa-cilitadoras de uma transição energética mais limpa e renovável incluindo, mas não se esgotando, na eletrificação e na digitalização. Espera-se que a geração de eletricidade a partir de fontes renováveis aumente rapidamente nas próximas décadas. A integração de energia renovável, em particular a de natureza intermitente, requer armazenamento de energia durante períodos de baixa procura e uma po-tencial conversão de energia elétrica excedentária noutros vetores energéticos. Como o hidrogénio na natureza não se apresenta estável na forma livre, ele precisa de ser produzido a partir de outros recur-sos, ser separado e purificado e transportado por vias apropriadas. Na sua utilização final em veículos equipados com células de combustível existem as opções do hidrogénio ser gerado local ou remota-mente, no primeiro caso incluindo eletrolisador + fuel cells, e no segundo armazenamento + fuel cells.

Foram descritos diferentes processos de produção de hidrogénio (DGEG, 2018) oferecendo diferentes vantagens para a sua adoção em função dos contextos (país, região) e permitindo assim o uso da(s) fonte(s) de energia e de matérias-primas disponíveis.

Todos aqueles processos identificados requerem uma fonte de energia, que pode ser de origem re-novável (e.g eólica, solar, geotérmica, hidroelétrica) i.e. sem emissões de GEE, ou não renovável. A seleção do processo de produção de hidrogénio requer a consideração de impactes ambientais, efi-ciência, custos, recursos e seu uso, disponibilidade tecnológica e opções de integração sistémica. Atualmente, a reforma por vapor (SR – steam reforming) é o principal método de produção, com 48% da produção mundial. Em quantidades menores, mas com níveis de pureza mais elevados, o hidrogé-nio também é gerado eletroquimicamente a partir da água. Na Europa, 95% do hidrogénio produzido provém da reforma do gás natural, 4% da eletrólise da água e apenas 1% da gaseificação ou pirólise de biomassa. Atualmente, a produção total de hidrogénio atinge cerca de 7,2 EJ/ano, sendo utilizado principalmente pelas indústrias química e de petróleo.

O hidrogénio é armazenado após a sua produção. Esse armazenamento pode ser feito por diferentes vias: sob compressão, liquefação, e os armazenamentos físico ou químico na forma de hidretos. A via-bilidade de métodos de armazenamento depende da respetiva capacidade volumétrica e gravimétrica, requisitos de segurança, baixo custo, baixo peso, qualidade na absorção e cinética de dessorção, bem como a reciclabilidade. Armazenamento e transporte são duas das fases da cadeia de valor que mais desafios colocam à viabilidade da economia do hidrogénio.

O fornecimento de hidrogénio é também um passo importante para a economia do hidrogénio, e precisa por isso ser tomado em devida conta. Para fins de mobilidade, por exemplo, o modo de abas-tecimento do hidrogénio contribui de maneira crítica para o aumento de custos, emissões e consumo de energia. A disponibilidade de infraestrutura para o transporte, e os postos de abastecimento são aspetos essenciais. Frequentemente, as principais formas de fornecimento de hidrogénio são na for-ma de gás comprimido – à temperatura ambiente, alta pressão e baixa densidade – ou na forma de líquido criogénico – com maior densidade e custo energético mais alto.

Finalmente, na fase de uso do hidrogénio a abordagem tem diferentes configurações e variantes con-soante os segmentos de mercado. Recorramos ao setor de mobilidade por exemplo, envolvendo quer veículos com células de combustível, quer veículos convencionais com motores de combustão inter-na. A durabilidade e a fiabilidade do veículo como sistema, os seus custos, a eficiência, e as emissões, são relevantes e precisam ser considerados para que a tecnologia a considerar seja competitiva e usada em larga escala.

Para que a economia de hidrogénio seja viável, além do desenvolvimento tecnológico é necessária uma compreensão adequada dos diferentes aspetos envolvidos na produção, armazenamento, distri-buição e uso.

Além de possuir vantagens incontestáveis, a introdução do hidrogénio produzido como vetor energé-tico coloca vários problemas ao desenvolvimento da tecnologia para armazenamento, distribuição e

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uso (Giglio et al, 2015). À temperatura ambiente, e à pressão atmosférica, 1 kg de H2 gasoso ocupa um volume de 11 m3. Com uma baixa densidade (0,09 kg/m3) o armazenamento de hidrogénio tornou-se uma das principais barreiras ao seu uso mais amplo (Kim e Moon, 2008). Os principais métodos de armazenamento permitem que o hidrogénio seja armazenado fisicamente (gás, líquido), em superfícies (adsorção) ou dentro de sólidos (absorção). O armazenamento do hidrogénio gasoso a alta pressão é atualmente o método mais comum e maduro, atingindo elevadas pressões (até 77 MPa) usando com-pressores mecânicos do tipo pistão. No entanto, o trabalho necessário para a compressão é muito superior a 2,21 kWh/kg, proporcionando uma densidade gravimétrica e volumétrica de 13% em peso e inferior a 40 kg/m3, respetivamente. O hidrogénio líquido pode ser armazenado em tanques criogéni-cos através de um procedimento de compressão e arrefecimento num permutador de calor. Devido ao seu baixo ponto de ebulição (-252,87°C), o trabalho necessário é estimado em 15,2 kWh/kg, atingindo uma densidade volumétrica de 70,8 kg/m3 à pressão atmosférica, enquanto a densidade gravimétrica depende do tamanho do tanque (Bossel e Eliasson, 2003).

Mesmo com um isolamento perfeito, as perdas diárias de hidrogénio para a atmosfera são tipicamente avaliadas em 0,4%, 0,2% e 0,06% para volumes de armazenamento de 50, 100 e 20 000 m3, respe-tivamente. Tratando-se de grandes quantidades, o armazenamento em estado sólido é mais eficaz a temperaturas e pressões moderadas.

Em processos de adsorção, a molécula de gás interage com os átomos à superfície do sólido adsorven-te, onde fica adsorvida ou dessorvida, conforme seja necessário devido às características de reversibili-dade do sólido. Os nanotubos de carbono são capazes de armazenar hidrogénio a temperaturas bastan-te baixas (-196,15 °C) e pressões (6MPa), proporcionando uma densidade gravimétrica e volumétrica de 10,8% e 41 kg/m3, respetivamente. Alternativamente, o hidrogénio pode reagir a temperaturas elevadas com muitos metais de transição e suas ligas para formar hidretos. Metais leves, como Li, Be, Na, Mg, B e Al, formam uma grande variedade de compostos de metal-hidrogénio, tendo no caso de Al(BH4)3 sido alcançada uma elevada densidade volumétrica (150 kg/m3) à temperatura e pressão ambiente. No entan-to, a densidade gravimétrica tem ficado limitada a valores inferiores a 3% pelo que se tem desenvolvido um grande interesse por metais de armazenamento ainda mais leves como os hidretos complexos, os quais permitem, no caso do LiBH4, densidades gravimétricas até 18% em peso.

Para o transporte e distribuição de hidrogénio existem duas vias possíveis. A primeira via refere-se ao transporte a granel, utilizando autotanques, vagões-tanque e similares, enquanto a segunda via inclui o transporte canalisado em rede. A baixa capacidade de carga, associada à falta de capacidade para manipular adequadamente o hidrogénio na primeira via, resulta em custos de abastecimento elevados. Um futuro sistema de transporte e distribuição de hidrogénio – uma vez garantidos critérios de eficiência de transporte e de eficácia de custos, dado haver que acrescer requisitos de estanquicidade, resistência de materiais e segurança específicos para os níveis de hidrogénio presentes – poderá aproximar-se do modelo de gestão dos atuais gasodutos. Provada a sua viabilidade, a rede resultante viria a ser gerida como parte integrante de um sistema de redes incluindo a eletricidade e o gás natural. Para o efeito, se-rão necessárias inovações significativas, atendendo a que as perdas no transporte a grandes distâncias para o metano e eletricidade são razoavelmente idênticas (5-7%), enquanto o uso do mesmo tipo de gasodutos para transporte de hidrogénio poderia elevar essas perdas, estimadas em 20%.

Na fase de uso, como referido acima, além do seu uso nas indústrias químicas e petrolíferas, o hi-drogénio pode ser usado nomeadamente em motores de combustão interna, células de combustível, turbinas, fogões e caldeiras a gás (Giglio et al, 2015a). Em termos de simplicidade, modularidade e proteção ambiental, as células de combustível possuem grande interesse para a geração de ener-gia, aquecimento e transporte. Apresentam-se com diferentes tecnologias e capacidade variável de potência, da pequena escala (1-10 kW) para geração de energia e cogeração, dirigida aos setores residencial e industrial, a maiores escalas para geração distribuída e cogeração industrial (100 kW-10 MW). Em relação às aplicações para mobilidade, os veículos à base de hidrogénio consideram duas alternativas consoante se inclua ou não o armazenamento de hidrogénio fornecido por estações de reabastecimento (Bensmann et al, 2016; Giglio et al, 2015).

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2.5.2 A cadeia de valor para o hidrogénio

Considerações geraisNo âmbito de um modelo de negócio, uma cadeia de valor (value chain) é um conjunto inter-rela-cionado de áreas de atividade, ou subsistemas, com inputs que determinam três aspetos-chave: a qualidade do valor oferecido, os custos respetivos, e influenciando o lucro, por transformação desses inputs. Resulta um output final por criação de um produto ou produto-serviço de valor superior ao processo realizado, com o objetivo de oferecer valor aos seus clientes e uma vantagem competitiva para si própria. Além de incluir toda a logística do negócio, as cadeias de valor dão particular atenção a atividades de teste do produto, à inovação, à investigação e desenvolvimento, e ao marketing.

Estas caraterísticas da value chain são complementares às das supply chain, nas quais o objetivo é desenvolver um processo funcional B2B para envolver todas as partes que integram uma cadeia de criação, produção e distribuição de modo a garantir a oferta de um produto ou produto-serviço em resposta a uma procura objetiva dada.

Uma cadeia de valor para o hidrogénio consiste então em diferentes subsistemas para a produção, armazenamento, transporte e distribuição até ao ponto de utilização final. A avaliação da respetiva sustentabilidade é considerada complexa, dado incluir múltiplos e influentes fatores que nas diferentes etapas da cadeia também se inter-relacionam.

A cadeia de valor para o hidrogénio assume em geral diferentes configurações compreendendo etapas consecutivas, e podendo cada configuração apresentar diferentes variantes. Além disso, estas varian-tes podem ocorrer em diferentes etapas da cadeia de valor.

Essa configuração começa com a transformação dos recursos naturais em hidrogénio, cuja fonte de energia pode ser um combustível fóssil (e.g. gás natural) ou uma fonte renovável (e.g. energia eóli-ca, biomassa) e resulta, após etapas consecutivas relacionadas com a distribuição e conversão, no cumprimento de uma procura concreta de produto-serviço associado à energia num setor económico dado. Por exemplo, na área da mobilidade e do transporte terrestre em particular, as duas opções de tração alternativas estão baseadas em vetores de energia secundária sendo fundamental entender as vantagens e desvantagens que oferecem em relação às emissões de GEE que não se limitam a uma fase específica do ciclo de vida (e.g. o processo de produção), uma vez que há que considerar também as condições-fronteira do sistema e os pressupostos, as diferentes condições de enquadramento, e a evolução e resposta da tecnologia ao longo da cadeia de valor P2X (onde X é o setor de aplicação, e.g. eletricidade, mobilidade, gás, combustível sintético e indústria) e ao longo do tempo. Assim, a cadeia de valor para o hidrogénio é um sistema complexo em si. Além disso, está incorporado num sistema maior, portanto não é apenas afetado pelas interações de seus componentes endógenos, mas também por fatores exógenos decorrentes do sistema maior em que está incorporado (Denholm et al, 2010). Existem análises ilustrativas dessa dependência destacando níveis de agregação distintos, por exemplo: edifícios, distrito urbano, e, ao nível do edifício a interação habitação-automóvel (Kilkis e Kilkis, 2018).

Opções e estratégias tecnológicasNeste contexto, de modo a apoiar o processo de decisão nacional sobre a definição de ações para a transição energética e, dentro daquelas, a hipótese concreta de aderir ao paradigma da economia do hidrogénio, emerge uma questão-chave: Como pode a cadeia de valor para o hidrogénio ser sus-tentável no sistema energético português, tendo em consideração a sua arquitetura e os fatores endógenos e exógenos a que está exposta?

Torna-se pois essencial definir as configurações para a cadeia de valor do hidrogénio com o obje-tivo de identificar estratégias sustentáveis e custo-eficazes, devidamente enquadradas no sistema energético nacional e nos esforços em curso para a transição energética. Trata-se de uma atividade

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beneficiando grandemente do recurso a abordagens holísticas, como a análise do sistema energético e a avaliação do ciclo de vida, que exigem cálculos detalhados e visões sistemáticas consistentes.

Foi desenvolvida uma caracterização abrangente do estado da arte sobre as diferentes estratégias de produção e uso de hidrogénio (DGEG, 2018). Além disso, a análise energética realizada posteriormente e utilizada na presente abordagem, cf. descrição no capítulo metodológico desta publicação, forneceu um conjunto de prioridades que permitiram análise posterior com enfoque em configurações prioritá-rias para a cadeia de valor (Figura 14).

Assim, após a análise energética para as condições nacionais, foram considerados múltiplos aspetos para a análise e avaliação do desempenho da tecnologia, nomeadamente a sua eficiência e as opções de integração a nível sistémico das diferentes configurações e variantes, bem como os impactes am-bientais, económicos e sociais das mesmas.

O objetivo desta abordagem consiste em criar evidência científica e técnica para apoio à decisão so-bre o mix de estratégias a adotar no curto e longo prazos a nível local, regional e nacional.

Figura 14 - Prioridades assumidas pela DGEG na análise e avaliação das cadeias de valor para o hidrogénio.

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3. Metodologia3.1 Configurações e variantes – As estratégias P2X e G2X

As características atuais do sistema energético nacional determinaram a seleção das seguintes con-figurações estratégicas para a cadeia de valor do hidrogénio: Power-to-Power, Power-to-Mobility e Power-to-Gas, bem como Power-to-Industry e Power-to-Fuel, ou as configurações complementares Hydrogen-to-Power, Hydrogen-to-Industry e Hydrogen-to-Fuel se a estratégia de valorização se iniciar no hidrogénio.

Na identificação das variantes a estas principais configurações, cada estágio da cadeia de valor do hidrogénio foi tomado em consideração e, em cada um destes, incluídas diferentes opções, se dispo-níveis e justificáveis.

A produção de hidrogénio é o primeiro estágio da cadeia de valor, no qual se identificam diferentes vias, processos e tecnologias associadas. Em função da escala requerida, distingue-se a produção em larga escala (centralizada) da produção em pequena escala (descentralizada).

Enquanto a eletrólise (alimentada a eletricidade renovável ou não), a reforma a vapor do metano (SMR) e do gás natural, e a SMR à base de etanol têm sido utilizadas como opções para a produção de hidro-génio em pequena escala, atualmente a produção de hidrogénio em larga escala ainda é garantida por: a) SMR com/sem captura e sequestro de carbono (CCS); b) Gaseificação e pirólise de biomassa com/sem CCS; c) Gaseificação de carvão com/sem CCS; d) Oxidação parcial; e) Pirólise (processo Kvaer-ner). Concretamente, na produção de hidrogénio por via termoquímica, por reforma de combustível fóssil, gaseificação ou pirólise de biomassa, apesar do processo de CCS ser uma tecnologia emer-gente e de abordagem curativa end-of-pipe, é entendido pelos cenários de desempenho energético de longo prazo como uma solução inevitável para se obter hidrogénio termoquímico de baixo carbono.

O segundo estágio da cadeia de valor para o hidrogénio é o seu condicionamento, distribuição e abastecimento. Inicia-se com o condicionamento e conclui-se na entrega para o seu uso final. Este estágio inclui processos que se desagregam em subprocessos. Um subprocesso pode referir-se a ar-mazenamento subterrâneo de gás, liquefação, compressão, armazenamento em tubulações, distribui-ção de tubulações, transporte rodoviário e marítimo ou reabastecimento. As prováveis combinações de processos de abastecimento de hidrogénio podem ser: a) Entrega por estrada (curta) na forma de gás liquefeito/comprimido, terminando com um processo de reabastecimento líquido a líquido (L2L) para sistemas de armazenamento de hidrogénio criogénico líquido a gasoso (L2G) e gás para gás (G2G) em escalas pequenas/grandes; b) Entrega de hidrogénio por navios sob a forma de hidrogénio liquefeito, incluindo a entrega para utilização final com oleodutos e transporte rodoviário; c) Entrega de hidrogénio gasoso por um sistema de tubagens; d) Mistura de hidrogénio com gás natural na atual infraestrutura de transporte e distribuição. O custo e a distância de transporte, a capacidade e a distri-buição espacial da densidade de procura e a dimensão dos locais de reabastecimento fazem parte de pressupostos de análise de custo. Para uma estação de reabastecimento, as capacidades podem ser distinguidas como pequena capacidade e grande capacidade. As distâncias de transporte rodoviário devem ser, no mínimo, categorizadas em longa distância de transporte e curta distância de transporte.

No terceiro estágio, a cadeia de abastecimento de hidrogénio é dirigida às aplicações de uso final nos setores da mobilidade e dos transportes, residencial e industrial. As aplicações móveis incluem a pilha de combustível e os motores de combustão interna alimentados com hidrogénio gasoso. O hidrogénio líquido pode igualmente ser usado em aplicações móveis equipadas com armazenamento criogénico, que não foi considerado na avaliação dada a reduzida escala das distâncias de transporte e as apli-

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cações nacionais. Nas aplicações estacionárias residenciais e industriais, as misturas de hidrogénio e gás natural podem ser aplicadas para gerar calor e eletricidade.

Neste trabalho foram consideradas as seguintes cadeias de valor:

3.1.1 Produção de eletricidade: Power-to-Power (P2P)A cadeia de valor dirigida para a rede elétrica é designada por P2P (Power-to-Power), e permite em condições operacionais dadas, descritas acima, responder às necessidades do sistema energético.

Figura 15 - Produção de hidrogénio dirigida a aplicações elétricas, na rede ou fora dela (Fonte: Adaptado de CHBC, 2015)

3.1.2 Soluções para a mobilidade: Power-to-Mobility (P2M)

A cadeia de valor dirigida para a mobilidade e transporte é designada por P2M (Power-to-Mobility), que a partir de uma configuração de base assume duas variantes principais: a P2Mm que inclui células de combustivel móveis (FC móvel), e a P2Ms que inclui células de combustivel estacionárias (FC esta-cionária). O hidrogénio pode ser produzido por diferentes métodos requerendo uma fonte de energia, de origem renovável ou não renovável, e uma fonte de hidrogénio (DGEG, 2018). Atualmente, a reforma de gás natural é o principal método de produção em grande escala. Após a produção, o hidrogénio precisa ser armazenado, seja no estado gasoso a alta pressão, no estado líquido a baixa temperatura ou armazenamento físico ou químico na forma de hidretos.

O armazenamento e o transporte são provavelmente as fases mais difíceis para viabilizar a economia do hidrogénio. O abastecimento do hidrogénio também é um passo importante na economia do hidro-génio e precisa ser levado em consideração, uma vez que contribui de forma crítica para o aumento dos custos, das emissões e consumo de energia. A disponibilidade de infraestruturas para transporte e estações de abastecimento também é uma condição essencial. Frequentemente, os principais es-tados para abastecer hidrogénio são o gás comprimido (temperatura ambiente, pressão 350-700 bar e densidade reduzida quando comparado com combustíveis líquidos), e o líquido criogénico o qual oferece maior densidade, mas também maior custo energético.

Finalmente, o hidrogénio atinge a fase de utilização final, quer em aplicações móveis quer estacioná-rias (Figura 16).

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Figura 16 - A cadeia de valor para o hidrogénio, da fase de produção à utilização final no setor dos transportes (Sini-gaglia et al, 2017)

3.1.3 Produção de calor: Power-to-Gas (P2G) A cadeia de valor dirigida para a rede de gás que a partir de uma configuração de base assume duas variantes principais: Power-to-Hydrogen (P2H), e Power-to-Methane (P2Me). Trata-se de uma estra-tégia promissora devido ao potencial de armazenamento de energia que oferece em larga escala, e a longo prazo. No entanto, trata-se de tecnologia com muitas variantes em sistema, pelo que os seus desempenhos e impactes devem ser avaliados e comparados com tecnologias convencionais antes de implantação em larga escala (Lymperopoulos, 2017).

Figura 17 - A rede elétrica permite contribuir para o armazenamento de energia através da injeção de gás na rede (Fonte: Adaptado de CHBC, 2015)

A estratégia P2G inicia-se com a conversão de eletricidade em hidrogénio através da electrólise da água.O hidrogénio gerado pode ser injetado na rede de gás natural, entre 2% e 15% (v/v) (Garmsiri et al,

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2014; Altfeld e Pinchbeck, 2013), ou usado em aplicações em que o hidrogénio é uma matéria-prima ou um combustível (Figura 17). Também pode reagir com dióxido de carbono para produzir gás natu-ral sintético (SNG) o qual contém principalmente metano. O gás assim gerado pode ser desidratado, comprimido opcionalmente conforme a aplicação, condicionado e fornecido como substituto do gás natural, como combustível em caldeiras a gás e veículos, ou simplesmente injetado e armazenado na rede de gás existente (Hofstetter et, 2014; Grond et al, 2013; Bünger et al, 2014). As vantagens do P2G são a flexibilidade de converter eletricidade em gases para armazenamento e a utilização da infraes-trutura de gás natural existente, o que reduz os investimentos de capital e introduz a possibilidade de descarbonização de processos industriais difíceis de eletrificar.

3.1.4 Aplicação na indústria: Power-to Industry (P2I)Na cadeia de valor do hidrogénio dirigida à indústria identificam-se diferentes aplicações com níveis de maturidade tecnológica também diferenciados. O hidrogénio tem potencial para substituir o gás natural como fonte de calor e energia na indústria, incluindo áreas em que a eletrificação não é pos-sível, podendo obrigar contudo à substituição de equipamentos mas sem necessidade de elevado grau de pureza do hidrogénio. Em setores que utilizam altas temperaturas, como na fabricação do aço e do cimento, o hidrogénio pode ser uma alternativa de médio prazo (2030) válida para a descar-bonização, dependendo da evolução da tecnologia e condições de mercado (Staffell, 2018).

Para além do seu uso energético, o hidrogénio é utilizado igualmente como matéria-prima na indús-tria, maioritariamente na produção de amónia e refinação de petróleo, e é um subproduto de pro-cesso em alguns subsetores da indústria química inorgânica. A utilização de hidrogénio renovável como matéria-prima industrial envolve a substituição do hidrogénio ‘castanho’ produzido por SMR como a fonte incumbente. O ponto de break-even será impulsionado pela dinâmica dos preços do gás natural relativamente ao do hidrogénio produzido via eletrólise (ou mesmo via biomassa) cujos custos têm vindo a reduzir. Esperando-se que isso venha a ocorrer antes de 2025, em termos do estímulo de mercado pouco mais se poderá fazer além de incentivar com projetos de demonstração o uso de hidrogénio renovável nos processos industriais antes que seja comercialmente competitivo, dado que a procura potencial atual é considerada baixa.

Na indústria petroquímica a utilização do hidrogénio tem duas aplicações principais: (i) Hidrogena-ção, na remoção catalítica de contaminantes dos produtos petrolíferos; e (ii) Hidrocraking no fracio-namento de hidrocarbonetos pesados de cadeia longa em hidrocarbonetos leves insaturados, pos-teriormente saturados por adição de hidrogénio para obter produtos de maior valor acrescentado (e.g. jet fuel).

Na indústria de biocombustíveis a partir de biomassa poderá observar-se a procura crescente de hidrogénio renovável, apesar do desenvolvimento deste setor ser ainda lento e condicionado pelos preços do crude e pela disponibilidade da matéria-prima. Contudo, a crescente perceção do inte-resse e necessidade de biocombustíveis drop-in na aviação e na navegação, a fim de implementar a descarbonização destes dois setores, poderá estimular a procura de hidrogénio.

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Figura 18 - Produção de hidrogénio na descarbonização do setor industrial (Adaptado de HC, 2017)

Na aplicação à produção de fertilizantes e produtos químicos, o hidrogénio oferece diferentes vias para a descarbonização do setor industrial. A produção de amónia via hidrogénio renovável pode ser usada nos mercados de fertilizantes e produtos químicos. Como vetor no mercado da energia, a amónia pode igualmente ser portadora de hidrogénio para utilizações subsequentes. Por outro lado, o metanol renovável pode ser sintetizado através da hidrogenação do CO2, embora com uma eficiência inferior ao processo convencional. As olefinas – matéria-prima para plásticos, fibras e outros produtos químicos – podem ser produzidas via hidrogenação catalítica do CO2.

No setor alimentar, o hidrogénio pode ser usado na hidrogenação catalítica para produção de marga-rinas e outras gorduras semissólidas. A hidrogenação ajuda a evitar a oxidação e proporciona estabili-dade térmica ao produto. Os produtores de margarina produzem localmente o hidrogénio via SMR de pequena escala ou via eletrólise.

Na produção de vidro, o hidrogénio desempenha um papel importante na fabricação onde, em com-binação com o azoto, é usado para obter atmosferas antioxidantes, minimizando as falhas no vidro.

No processamento de metais, a produção de aço por exemplo pode tornar-se uma aplicação significa-tiva para o hidrogénio, nomeadamente para a estratégia de redução do consumo energético e de GEE no setor, se tiverem sucesso os testes e demonstrações que se irão desenvolver na próxima década, face à maturidade tecnológica atual. Concretamente a aplicação do hidrogénio à transição do minério de ferro para aço, através de uma reação de redução do ferro no minério, com remoção do oxigénio, depende muito de sua reação no alto-forno. Nova reação de redução via hidrogénio pode realizar-se numa etapa seguinte sobre o ferro reduzido diretamente do minério, uma vez submetido a condições de forno a arco elétrico para produzir aço. Este tipo de aplicação para o hidrogénio no processamento de ferro está a ser atualmente objeto do projeto à escala industrial: HYBRIT5. Este projeto iniciado em 2018, está suportado por uma joint venture constituída pelas SSAB, siderúrgicas suecas que preten-dem converter o seu processo de produção, a LKAB, a maior produtora de minério de ferro da Europa, e pela Vattenfall, uma das maiores produtoras de eletricidade da Europa. Este projeto prevê a constru-ção de uma fábrica e testes-piloto até 2025, com entrada em roll-out até 2035.

3.1.5 Síntese de combustível sintético: Power-to-SynFuel (P2Fuel)

Os combustíveis sintéticos são tradicionalmente produzidos via reformação a vapor do meta-no e por gaseificação de carvão ou biomassa. Podem ser utilizadas diferentes tecnologias (e.g.

5 http://www.hybritdevelopment.com/

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Fischer-Tropsch) para a produção de combustíveis drop-in sintéticos, o que conduz à perspetiva teó-rica de que todos os produtos derivados de petróleo bruto podem ser produzidos sinteticamente. A estratégia Power-to-Liquids oferece uma via de produção de syngas pela reação de hidrogénio gasoso com CO2, i.e. a reação inversa da eletrólise da água.

A cadeia de valor dirigida para a produção de combustíveis sintéticos pode ser representada através da Figura 19.

Figura 19 - Hidrogénio utilizado na síntese de combustíveis sintéticos (DW, 2017).

3.2 Análise de sistemas

Conforme já referido acima, as características atuais do sistema energético nacional determinaram, por via da análise energética, a seleção de diferentes opções tecnológicas e configurações estratégi-cas para a cadeia de valor do hidrogénio, de modo a identificar o impacte dos desempenhos respe-tivos: Power-to-Power (P2P), Power-to-Mobility (P2M), Power-to-Gas (P2G), Power-to-Industry (P2I), e Power-to-Fuel (P2F). Foram consideradas diferentes dimensões de análise: a eficiência energética da tecnologia, os impactes ambientais no ciclo de vida (ACV), os custos, aspetos sociais e a nível das políticas.

3.2.1 Análise energética

A análise do hidrogénio na modelização de sistemas energéticos, bem como dos pressupostos e interações dos componentes nele definidos permite testar estratégias de implantação de âmbito glo-bal, nacional ou regional e/ou avaliar o impacte potencial das políticas de energia e clima, das metas de longo prazo, e dos meios para descarbonização, se aplicável, na exploração de um dado sistema energético. A representação dessas interações depende de forma significativa dos pressupostos con-siderados, em particular, do desenvolvimento tecnológico (dinâmica, desempenho, custos) e do tipo de modelo utilizado (top-down, bottom-up ou ambos).

A abordagem top-down depende da descrição da tecnologia em termos de entradas e saídas. Assim, a mudança tecnológica pode ser vista como uma substituição induzida pelo preço (Carraro e Galeotti, 1997), e, estando suficientemente descrita, é frequentemente usada para avaliar os custos e efeitos ambientais de instrumentos gerais de política energética ou climática, como os impostos sobre ener-gia, as sobretaxas sobre o CO2, o comércio de emissões de carbono (ETS – Emission Trading System), tarifas de alimentação de energias renováveis, etc. (Bataille, 2005).

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Por contraste, os modelos bottom-up são impulsionados pelas interações de energia e pela evolução setorial e/ou tecnológica. Este tipo de modelos é utilizado para minimizar custos face à procura de energia, a partir das opções de tecnologia disponíveis (Grübler et al, 1999).

Modelo LEAPA avaliação de vias e de cenários para o hidrogénio em âmbitos regionais e globais tem sido abordada por modelos bottom-up dada a sua capacidade para lidar em detalhe com tecnologias atuais e futuras.

No caso presente adoptou-se a plataforma LEAP – Long-range Energy Alternatives Planning System (Heaps, 2016), uma ferramenta bottom-up para modelação energética que já tem sido usada em estu-dos de avaliação da integração do hidrogénio.

O LEAP baseia-se em balanços de energia nos intervalos de tempo definidos, contabilizando procura interna, exportações e importações, transporte e distribuição, e produção de energia. Não obstante esta simplicidade de base, é possível criar estruturas de dados de grande detalhe e simulações muito sofisticadas de um sistema energético, em várias escalas de tempo. E embora não produzindo cená-rios de equilíbrio de mercado ou de custo-óptimo como o fazem certas ferramentas bottom-up com outras abordagens de base, é possível atribuir no LEAP preços e custos aos vetores energéticos e às tecnologias de produção, transporte, distribuição, armazenamento, e utilização de energia, e daí iden-tificar também cenários que minimizam custos. Adicionalmente, com o LEAP é possível atribuir efeitos à utilização das tecnologias, sendo possível estimar os impactos dos diversos cenários nas vertentes macroeconómica, do emprego, e ambientais (como emissões).

Uma vantagem do LEAP sobre outras ferramentas baseadas nos conceitos de equilíbrio de mercado ou de custo-óptimo, é que é possível especificar diretamente num cenário a utilização de tecnologias que actualmente não são identificadas de custo-óptimo, tal como é o caso das tecnologias relativas ao hidrogénio. Criado um cenário de referência, é possível então verificar qual o impacto da introdução do hidrogénio em vários pontos do sistema energético, tanto em termos de eficiência como em termos de custos do sistema global, e identificar as melhores opções para essa introdução.

Para a presente análise, foi utilizado o modelo energético nacional «Janus», versão 4, desenvolvido pela DGEG no contexto dos trabalhos de preparação do PNEC 2030 – Plano Nacional Energia-Clima. Os pressupostos macroeconómicos principais utilizados na modelação da procura de energia foram os indicados na Tabela 1.

Tabela 1 - Pressupostos macroeconómicos da modelação energética do SEN.

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

População (mil habitantes) 9 543 9 338 9 188 9 028 8 880 8 753 8 644

Variação do PIB 1,92% 1,98% 1,70% 1,00% 0,70% 0,70% 0,70% VAB nos Serviços 112,4 109,9 124,8 134,4 140,5 146,2 152,1 VAB Ind. Transformadora (G€) 24,4 24,4 26,4 27,8 28,7 29,8 30,8 VAB Ind. Extractiva (G€) 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 VAB Agricultura etc. (G€) 2,8 3,2 3,3 3,4 3,6 3,7 3,8 VAB Construção e O.P. (G€) 8,5 6,5 6,7 7,3 7,5 7,8 8,1 Impostos (G€) 22,4 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 Preço gás natural industrial (€/MWh) 23,7 22,3 17,1 19,7 22,6 22,6 22,6 Preço gás natural doméstico (€/MWh) 30,0 40,0 31,0 33,5 36,0 37,0 38,0 Preço da eletricidade (€/MWh) 37,7 50,9 45,5 46,7 47,9 49,0 50,0 Preço das emissões (€/tonCO2) 2,8 7,5 15,0 22,5 33,5 42,0 50,0

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A Figura 20 mostra um diagrama de Sankey dos fluxos de combustíveis para o ano de referência de 2016; naturalmente, as tecnologias do hidrogénio não estão ainda presentes. No cenário de referência desenvolvido para o PNEC para o período 2017-2030, que inclui apenas as políticas e medidas actual-mente em vigor, o hidrogénio encontra-se presente nos veículos rodoviários, cf. Figura 21, mas apenas a um nível residual – para comparação, tem um papel muito inferior ao do GPL e da mesma ordem do papel do gás natural veicular em 2040.

Apesar de ser um cenário de referência, em 2030 já contém numerosas inovações relativamente a 2016, incluindo: ganhos acentuados de eficiência energética; uma penetração de 30% de vendas de veículos de motorização eléctrica; baterias como sistemas de reserva na rede eléctrica; encerramento das centrais a carvão; aumento da electrificação do mix energético (de 22,5% em 2016 para 30% em 2030), além de um grande aumento da capacidade de produção eléctrica instalada com base em energias renováveis, especialmente hídrica, solar fotovoltaica e eólica; e uma percentagem de energia renovável no consumo bruto final de energia na ordem dos 32% (fração de renováveis).

Para construir um cenário de maior ambição para o PNEC, a este cenário de referência foram primeiro acrescentados os efeitos sobre a procura de energia decorrentes das obrigações do artigo 7º da nova directiva da eficiência energética no período 2020-2030, equivalentes a uma redução acumulada de 260 000 PJ (6 400 Mtep) relativamente à procura de energia final média de 2015 a 2017. Foi ainda adicionado o efeito de renovação de stocks de equipamentos (incluindo veículos) e outras medidas adicionais, resultando numa redução do consumo de energia na procura de 35% face às projeções de 2007 do modelo PRIMES.

Figura 20 - Diagrama de Sankey no modelo Janus 4, região Portugal continental, ano 2016.

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Figura 21 - Diagrama de Sankey no cenário de referência do modelo Janus 4.18, região Portugal continental, ano 2030.

De seguida foram adicionados os efeitos de políticas e medidas sobre a produção de energia, até alcançar uma fração de renováveis de 47%, compatível também com uma redução de 45% a 55% na emissão de gases com efeito de estufa (sem LULUCF), relativamente a 2005. Como sub-metas se-toriais, estabeleceram-se mínimos de 80% na produção de eletricidade, 20% no uso de energia final nos transportes (exceto navegação internacional) e 38% no uso final de energia térmica (aquecimento, arrefecimento, e processos de fabrico).

Finalmente foram adicionadas tecnologias inovadoras, fazendo os reajustes necessários (com espe-cial incidência no sistema de produção de eletricidade) para manter as metas globais e setoriais acima identificadas, bem como o nível de importações de energia. Estas tecnologias inovadoras incluem nomeadamente baterias, geotermia de profundidade, biocombustíveis avançados, e tecnologias as-sociadas ao vetor hidrogénio, incluindo produção via reformação do gás natural, via electrólise, e via gaseificação de biomassa. Foi dada mais relevância na avaliação destas cadeias de valor do hidrogé-nio aos efeitos no sistema de abastecimento energético e na fração de renováveis, do que aos custos inerentes – ainda assim também considerados, mas não a um nível tão detalhado como se pôde fazer através de Avaliação de Ciclo de Vida, vd. secção seguinte. Os critérios principais consistiram em que o impacto da introdução do hidrogénio não conduzisse a mais de 5% de impacto na capacidade de produção de eletricidade, e em não mais de 10% nos custos de produção de eletricidade.

3.2.2 Avaliação de impactes ambientais no ciclo de vida (ACV)Esta secção apresenta uma visão geral da metodologia de ACV e define os resultados de inventário e indicadores específicos utilizados na avaliação de impacte potencial sobre o ambiente e saúde humana.A Organização Internacional de Normalização (ISO) especificou normas internacionais sobre ACV (ISO, 2006; 2006a). Devido à sua abordagem abrangente e às etapas de avaliação interdependentes, a condução de uma ACV é geralmente um processo iterativo baseado em quatro etapas principais:

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definição do objetivo e âmbito, análise do inventário, avaliação de impactes, e interpretação, conforme definido na ISO 14040 (ISO, 2006).

A ACV é uma metodologia que quantifica os impactes ambientais potenciais ao longo do ciclo de vida de um produto ou serviço. Por definição, outras dimensões que abordam a sustentabilidade de produ-tos e serviços, como os impactes económicos e sociais, não são avaliadas aqui, e os impactes de um produto-serviço não se limitam a um único ciclo de vida (por exemplo, o próprio processo de produção de hidrogénio, como a eletrólise). Assim, a ACV quantifica os impactes ambientais de um determinado produto ou serviço ao longo de todo o seu ciclo de vida, da extração e utilização de recursos (fósseis, minerais) até ao fim da vida (incl. tratamento, reciclagem e disposição final), passando por etapas in-termédias de processamento, produção, distribuição e a sua utilização/consumo. Além dos consumos de recursos, inclui o uso do solo e as emissões para o ar, a água e solo.

A metodologia de ACV é orientada para o produto, é integradora e evita transferências de impactes de uma etapa do ciclo de vida para outra, de uma categoria de impacte para outra, de uma localização para outra, e é quantitativa, podendo envolver recursos humanos, técnicos e financeiros significati-vos. Os resultados de uma ACV são utilizados para identificação de oportunidades de melhoria do desempenho ambiental dos produtos em vários pontos do seu ciclo de vida, para apoio à decisão na indústria e em organizações governamentais e não-governamentais (p. ex. no planeamento es-tratégico, definição de prioridades, design ou redesign de produtos ou processos), para seleção de indicadores relevantes de desempenho ambiental, incluindo métodos de quantificação, e para ope-rações de marketing (p. ex. na implementação de rotulagem ecológica, elaboração de uma alegação ambiental ou produção de uma declaração ambiental de produto).

As fronteiras do sistema em análise, bem como as abordagens de subdivisão e expansão do sistema, a unidade funcional, a análise de sensibilidade e a avaliação dos impactes no ciclo de vida (LCIA) são descritos abaixo. A presente avaliação recorreu ao modelo de LCA Simapro versão 8.5.2.0 (Pré, 2014), como ferramenta de cálculo, e à base de dados ecoinvent versão 3.4 (Ecoinvent, 2014) como fonte de dados para o inventário do ciclo de vida (LCI), complementando com dados recolhidos na bibliografia sempre que necessário.

Condições de ACV

Definição de objetivos e âmbito

Numa avaliação de ciclo de vida, o objetivo e o âmbito da avaliação definem as características e restri-ções fundamentais da ACV que se está a iniciar, a escolha dos parâmetros do sistema e a complexida-de da avaliação, bem como os limites do sistema, influenciando a recolha de dados para o inventário. O objetivo da presente análise é avaliar os efeitos ambientais potenciais nas diferentes fases de um ciclo de vida, aplicando-se a diferentes cadeias de valor predefinidas para o hidrogénio. Os dados do inventário são fluxos de recursos e emissões, enquanto o uso e a ocupação do solo ou a prestação de serviços se exprimem na forma de processos unitários. Alguns dos principais aspectos a serem considerados na definição dos objetivos e âmbito do estudo incluem (ISO, 2006, 2006a):

Unidade funcional É a unidade quantificável de um produto ou serviço, a partir da qual os dados de inventário são re-lacionados. As unidades funcionais são consideradas de acordo com os produtos de referência. Por exemplo, o P2G pode produzir hidrogénio a partir de energia elétrica renovável ou não, podendo de-pois ser utilizado por diferentes vias alternativas para obter produtos e serviços. Assim, nesta análise das cadeias de valor do hidrogénio, múltiplos produtos de referência e unidades funcionais podem ser considerados. Para coerência de análise será analisado 1 kg de hidrogénio produzido em todas

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as cadeias de valor para a produção do hidrogénio, com uma pureza de 99,999% e a uma pressão de 20 bar à temperatura ambiente. Nas análises de cadeias específicas que incluem a fase de utilização do hidrogénio, salienta-se a mobilidade (P2M), onde se utiliza a unidade funcional de 1 passageiro.km de distância percorrida pelo meio de transporte, e a produção de calor na via Power-to-Gas, onde se utiliza a unidade funcional de 1 kWh de calor produzido.

Nos casos em que o sistema é multifuncional, isto é, existem 2 ou mais produtos resultantes do pro-cesso, os dados de inventário utilizados já incluem essa multifuncionalidade e os impactes nas entra-das e saídas do processo são contabilizados considerando uma alocação repartida de acordo com o valor de cada uma das saídas.

Fronteiras do Sistema Os limites do sistema são definidos de acordo com restrições temporais, geográficas e tecnológicas, com o nível de detalhe adequado para refletir os objetivos do estudo, considerado a capacidade da ferramenta e bases de dados disponíveis, bem como os recursos humanos e financeiros disponíveis.

No estudo de impactes da produção do hidrogénio a fronteira do sistema é definida de acordo com o esquema apresentado na Figura 22.

Figura 22 - Âmbito do estudo de impactes de produção do hidrogénio (adaptado de Lozanovski et al, 2011).

De acordo com esta abordagem, incluem-se na contabilização dos impactes da produção todos os impactes a montante da obtenção do hidrogénio purificado e preparado para armazenamento ou transporte. Sempre que possível, as fases opcionais, purificação e condicionamento, são incluídas no âmbito da avaliação e são explicitamente referidas na descrição dos dados de inventário.

Critérios de exclusão de resultadosO critério para selecionar as entradas e saídas de acordo com a definição do limite do sistema é um processo iterativo que decorre ao longo da ACV, sendo determinado à medida que vários aspectos são testados quanto à sua sensibilidade relativamente ao resultado final. Não foram incluídos na ava-liação os impactes de cadeias de valor com TRL baixos, ainda em fase inicial de desenvolvimento, em que não existem dados consolidados sobre as tecnologias e cujos valores são muito voláteis com a evolução do seu desenvolvimento.

Qualidade dos dadosOs dados utilizados têm origem na base de dados ecoinvent versão 3.4, em recolha bibliográfica e em informação disponível na DGEG relativa ao sistema energético nacional, nomeadamente na cenariza-ção para o futuro de acordo com o Plano Nacional integrado de Energia e Clima. Assim, a escolha dos dados privilegia os dados mais recentes disponíveis, o âmbito geográfico de Portugal, da Europa e em último caso, dados de âmbito global. A recolha de informação foi levada a cabo de forma a garantir a disponibilidade da maior quantidade possível de dados de inventário das tecnologias que definem as diferentes cadeias de valor do hidrogénio em avaliação.

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Validação e revisão

Considera-se que os resultados obtidos são válidos para as condições atuais (do presente e das proje-ções de evolução) de desenvolvimento tecnológico assim como das condicionantes ambientais, econó-micas e sociais. Os resultados foram objeto de uma validação interna da equipa de trabalho e sujeitos a apresentação pública, mas não foram realizadas validações ou revisões por terceira parte independente.

Análise de sensibilidade

A análise de sensibilidade permite aferir a robustez dos resultados e do modelo e a respetiva sensibi-lidade a fatores de incerteza na ACV. Esta análise destaca o conjunto mais importante de parâmetros do modelo para determinar se a qualidade dos dados precisa ser melhorada, resultando também na melhoria da interpretação dos resultados.

Análise do Inventário (LCI)

A análise do Inventário do Ciclo de Vida (LCI) quantifica todos os fluxos elementares associados a cada processo, i.e. às entradas de matérias-primas e energia, ao uso do solo, às saídas não produtivas (emissões para o ar e água, e resíduos) e às saídas produtivas (i.e. produto pretendido). O procedimen-to passa pela recolha e gestão dos dados ao longo das diferentes fases do ciclo de vida, recorrendo a bases de dados de ACV, bem como a dados recolhidos diretamente das empresas ou de trabalho de investigação publicado com avaliação pelos pares.

Avaliação de Impactes do Ciclo de Vida (LCIA)

Trata-se do terceiro passo dentro de uma ACV, e foca na agregação de cargas ambientais específicas ou totais para a comparação pretendida. O LCIA também pode ser usado para analisar as contribui-ções de partes do sistema ou para uso na otimização de produtos. O LCIA contém vários elementos obrigatórios e certas opções adicionais para maiores níveis de agregação e para avaliações mais abrangentes. A implementação de todos os elementos opcionais permite a agregação de todos os encargos ambientais num único indicador. O conceito de indicadores de categoria para impactes ambientais é a base da LCIA. Cada categoria de impactes tem seu próprio mecanismo ambiental. Todos os fluxos tidos em conta no LCI são classificados e multiplicados por fatores de caracterização específicos referentes ao impacte ambiental específico para uma categoria de impacte específica. A implementação dos elementos opcionais depende da avaliação pretendida.

A normalização é um passo que permite a comparação de diferentes indicadores de categoria, dividin-do os resultados por um valor de referência selecionado, tal como emissões ou usos de recursos para uma determinada área. O agrupamento de categorias de impacte permite uma comparação específi-ca, dependendo dos interesses definidos na descrição do objetivo e do âmbito.

Existem diferentes métodos de LCIA, que produzem resultados com um ou com múltiplos indicadores e que são selecionados de acordo com o objetivo da avaliação em execução. Nesta avaliação de im-pactes das cadeias de valor do hidrogénio, no que respeita à avaliação de fluxos energéticos, utiliza-se o indicador “Energia primária acumulada” no ciclo de vida (Frischknecht et al, 2015) calculado pelo método Cumulative Energy Demand V1.10 (CED) integrado no SimaPro versão 8.5.2.0 (Hischier et al, 2010). As emissões de gases com efeito de estufa são contabilizadas utilizando o método recomenda-do pelo Painel Intergovernamental para as Alterações Climáticas (IPCC, 2013), expressas em termos de potencial de aquecimento global no horizonte temporal de 100 anos, também integrado no SimaPro versão 8.5.2.0. No que respeita às emissões acidificantes, selecionou-se o método do ILCD – Sistema Internacional de Dados do Ciclo de Vida de Referência, que realizou um estudo de revisão (EC-JRC--IES, 2010) sobre métodos LCIA para diferentes categorias de impacte, e que resultou em recomen-dações sobre modelos globais e fatores de caracterização que podem ser utilizados na avaliação de impactes de ciclo de vida (EC-JRC-IES, 2010a).

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Assim, e de acordo com a metodologia utilizada pelo grupo de trabalho do hidrogénio da IEA (Valente et al, 2017, 2017a, 2018, 2018a), a avaliação de impactes realizada neste trabalho para o hidrogénio apresenta resultados expressos em três indicadores:

Energia primária acumulada (total, renovável e não renovável) Este indicador aborda a disponibilidade a longo prazo de recursos energéticos, quantificando o con-sumo total de recursos energéticos (corresponde ao somatório das fontes: Não renovável, fóssil; Não renovável, nuclear; Não renovável, biomassa; Renovável, biomassa; Renovável, eólica, solar, geotér-mica; Renovável, hídrica), ou apenas os recursos energéticos não-renováveis (corresponde ao so-matório das fontes: Não renovável, fóssil; Não renovável, nuclear; Não renovável, biomassa), sendo expresso em MJ.

Emissões de Gases com Efeito de Estufa (GEE)Devido ao seu impacte no clima, as emissões de GEE são um elemento central da política energética. A sua quantificação é por isso crucial para a avaliação comparativa de tecnologia. A avaliação adota os critérios IPCC 2013 atrás referidos, sendo os resultados expressos em CO2 equivalentes (CO2eq).

Emissões de Gases com Potencial de Acidificação (AP)As emissões acidificantes consideradas são avaliadas utilizando o método do ILCD 2011 atrás refe-rido, que utilizando os fatores de conversão recomendados (EC-JRC-IES, 2012) para as emissões de óxidos de azoto (NOx), dióxido de enxofre (SO2) e amónia (NH3), apresenta os resultados em valores de Mol H+ equivalentes (mol H+

eq).

Interpretação

Nesta fase do trabalho realiza-se a interpretação e avaliação dos resultados da análise de impactes das cadeias de valor, envolvendo sistemas de produção-utilização de hidrogénio, com diferentes con-figurações e variantes, e subsequentes condições operacionais.

É considerado um conjunto amplo de tecnologias e processos alternativos associados em particular: às tecnologias de produção e abastecimento do hidrogénio, às tecnologias de eletrólise, e às fontes ao longo de cada sistema com impactes negativos quer em termos energéticos (i.e. Energia primária acumulada) quer ambientais (ie. GEE, Acidificação).

São analisados os seguintes aspectos:• Avaliação das configurações e variantes assumidas em cada sistema, considerando as efi-

ciências energéticas das tecnologias e processos utilizados em cada caso, incluindo o for-necimento de energia à produção de hidrogénio, o produto resultante (e.g. hidrogénio), a sua utilização (e.g. eletrólise), e a existência de emissões ambientais;

• Comparação entre soluções alternativas;• Discussão sobre a abordagem de captura, utilização, e armazenamento de CO2 (CCUS).

As variantes ao sistema consideradas incluem:a) Consumos de energia e materiais: – Gás natural para reformação; – Eletricidade de fontes renováveis de energia em Portugal (barragens, turbinas eólicas e

painéis fotovoltaicos considerando rendimento anual específico função da localização e tempo de vida);

– Eletricidade da rede elétrica em Portugal (baseado no mix de produção em PT em 2014); – Eletricidade da rede elétrica em Portugal (baseado no mix de produção em PT modelado

para 2030); – Biomassa para gaseificação.

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b) Tecnologia de produção de hidrogénio: – Reformação de gás natural; – Eletrólise alcalina (AE – alkaline electrolysis); – Eletrólise de membrana permutadora de protões (PEME – proton exchange membrane

electrolysis); – Eletrólise de óxidos sólidos (SOE – solid oxide electrolysis); – Gaseificação de biomassa – conversão do gás de síntese por reação de deslocamento de

gás-água.c) Operações complementares: – Absorção química de dióxido de carbono através de soluções aquosas de aminas; – Purificação do hidrogénio (Pressure Swing Adsorption-PSA); – Compressão;

As tecnologias de captura, armazenamento e uso das emissões de dióxido de carbono continuam a ser objeto de investigação e desenvolvimento, sendo a sua aplicação no terreno muito reduzida na atualidade e com previsão de evolução altamente condicionada pelos preços das licenças de emis-sões de GEE. No entanto, uma publicação recente do World Energy Council Netherlands defende que a captura e armazenamento das emissões de CO2 poderão tornar-se viáveis no prazo de poucos anos, antes de 2030, desde que o preço das licenças de emissão seja próximo dos 30 €/ton CO2 (WEC, 2018). As tecnologias de CCUS incluem processos de absorção com base em aminas, absorção com base em amónia aquosa e membranas, sendo que a adsorção em materiais de estrutura metalorgâ-nica (do inglês metal organic framework) parece apresentar maior potencial de desenvolvimento (Sa-bouni et al, 2014). Nos dados utilizados neste estudo, com base na ferramenta H2A (US DOE, 2018), a tecnologia de captura de CO2 utilizada é a absorção por aminas.

d) Utilização do hidrogénio: – P2P: produção de energia elétrica em pilha de combustível alcalina, PEM ou de óxidos sólidos; – P2M: combustível para mobilidade elétrica com base em pilhas de combustível; – P2G - injeção direta na rede de gás natural ou metanação e posterior injeção na rede de

gás natural; – P2I: matéria-prima com contributo para a descarbonização da indústria.

3.2.3 Análise de custos

Método

Os custos de cada etapa das cadeias de valor do hidrogénio são dependentes dos pressupostos para as condições económicas, que incluíram a localização geográfica da operação, a escala da instalação, os processos utilizados e o período de abrangência do projeto. Uma extensa consulta bibliográfica permitiu determinar a gama de valores aplicáveis e valores típicos para cada etapa, considerando o tempo presente (referido a valores de 2015), o tempo futuro (2030) e a escala da instalação de produ-ção (produção centralisada vs. produção descentralizada).

Com o objetivo de verificar a aplicabilidade à realidade nacional dos custos apresentados nas tabelas referidas e publicados em várias referências de âmbito global ou europeu, utilizou-se uma ferramenta de cálculo desenvolvida pelo US NREL – National Renewable Energy Laboratory que de forma flexível permite ajustar, em função das necessidades, os valores de base do cálculo dos custos agregados do hidrogénio (LCOH – levelised cost of hydrogen). O modelo utilizado é o H2A v.3 (US DOE, 2018) e permite fazer uma análise dos aspetos técnicos e económicos das tecnologias de produção de hidro-génio centralizada (dimensão > 1500 kg H2/dia) e descentralizada (dimensão < 1500 kg H2/dia) para as principais tecnologias de produção do hidrogénio e que têm grau de maturidade tecnológica mais elevado. No caso da produção centralizada é possível incluir custos do processo de captura e armaze-

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namento de carbono (CCS), enquanto na produção descentralizada o modelo permite calcular custos de compressão, armazenamento e distribuição do hidrogénio (Ramsden et al, 2009).

Este modelo do NREL utiliza uma metodologia padrão da taxa de rendibilidade do discounted cash flow (DCF), e determina o preço mínimo de venda do hidrogénio (ou levelized cost), incluindo uma Taxa Interna de Retorno (TIR) da tecnologia de produção especificada após a dedução de impostos.

Recolha de dados Os custos associados às cadeias de valor para o hidrogénio (€/kg H2) foram analisados para 2015 e previsionalmente para 2030, a partir dos dados de Vita et al (2018), Mann (2018) e Blanco (2018), tendo em consideração:

a) A produção de hidrogénio em pequena-média escala (<1500 kg H2/dia), e a acumulação desses custos em função do uso final (mobilidade, introdução nas redes de gás e eletricida-de, aplicação à indústria);

b) As diferentes fases do ciclo de vida: produção de hidrogénio (pequena-média escala) na qual se incluiu a análise do LCOH (IRENA, 2018), compressão (média ou alta pressão), arma-zenamento centralizado (média pressão), transformação (metanação, injeção na rede GN, PEMFC, SOFC), distribuição e abastecimento (botijas, cisternas, e estações de abasteci-mento); além dos custos para 2015 e 2013, foram igualmente considerados valores ótimos a atingir a longo-prazo em condições ideais conforme Vita et al (2018).

Os detalhes dos custos das várias etapas das cadeias de valor do hidrogénio, assim como os pressu-postos que suportam a recolha e os dados apresentados, estão disponíveis na bibliografia selecionada e acima indicada.

Relativamente ao investimento (CAPEX), considerando-se que o mercado dos equipamentos é global e que os custos para a realidade nacional serão dependentes de múltiplos fatores que poderão ser alvo de negociação caso a caso, foram utilizados os dados encontrados na bibliografia e na ferramen-ta de cálculo acima referida.

Os custos de operação (OPEX) são altamente dependentes dos custos da energia consumida (energia elétrica, combustíveis sólidos, líquidos ou gasosos). Assim, foram utilizados valores ajustados à reali-dade nacional para o presente e para a projeção de evolução futura.

3.2.4 Análise de aspetos sociais e de política associados ao hidrogénioA integração do hidrogénio no sistema energético terá diferentes impactes sociais – positivos, negati-vos ou uma combinação de ambos – consoante a forma como é produzido, armazenado, distribuído e utilizado. Face ao estado da arte (Mattioda et al, 2017), uma avaliação mais precisa e detalhada destes impactes terá de ser realizada a nível de cada instalação ou projeto específicos, utilizando por exem-plo a metodologia de avaliação de impactes sociais do ciclo de vida de produtos e serviços definida pela UNEP/SETAC (2009), tendo em conta os grupos de stakeholders e as categorias de impactes aí propostas.

No entanto, uma análise mais geral, tendo em conta a literatura sobre o hidrogénio e os contributos dos stakeholders no decurso do presente projeto, poderá contribuir para identificar aspetos sociais rele-vantes a considerar no Roteiro para o Hidrogénio em Portugal e em futuros projetos de demonstração. Para melhor estruturar esta análise são utilizados os critérios propostos por Sheikh et al (2016) para a avaliação social e política das energias renováveis. Nesta abordagem iremos considerar diferentes dimensões de análise de impactes direta e indiretamente associadas ao hidrogénio numa perspetiva social, designadamente: perceção pública, emprego, saúde e segurança, desenvolvimento regional/

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local; e numa perspetiva política, incluindo: políticas públicas e enquadramento legal, regulamentar e normativo, e investigação e desenvolvimento.

São consideradas para cada uma destas dimensões de análise uma recolha bibliográfica e uma sínte-se dos contributos dos stakeholders que participaram em eventos relacionados com o hidrogénio em Portugal ao longo do projeto (DGEG, 2017 e 2018).

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4. Resultados & Discussão4.1 Análise energética a nível macro

Nesta secção apresentam-se os resultados da análise energética que permitiram guiar a seleção das cadeias de valor prioritárias na construção do Roteiro para o Hidrogénio em Portugal.

Em primeiro lugar, analisa-se o contexto de procura de energia final no cenário de 47% de fração de renováveis (47% FER). A Figura 23 mostra as respectivas projeções até 2040, por setores de activi-dade. Globalmente a procura aumenta até 2020, em recuperação de período de crise económica e financeira, estagna até 2025, e depois vai decrescendo ligeiramente. Não obstante o crescimento da actividade económica esta antevisão muito estável da procura é suportada por uma renovação de stocks de equipamentos e por políticas e medidas de eficiência energética, em particular as implemen-tadas para cumprimento do artigo 7º da EED.

A nível setorial, destaca-se pela negativa o aumento da procura de energia na aviação internacional e nos edifícios residenciais, e pela positiva a redução da procura nos transportes rodoviários (em parti-cular nos de passageiros), impulsionada pela mobilidade eléctrica.

Figura 23 - Cenário de procura de energia final, por setores.

Recorda-se que os critérios principais para a seleção de cadeias de valor de hidrogénio no cenário de 47% FER (vd. secção 3.2.1) consistiram em que o impacto da introdução do hidrogénio não condu-zisse, mantendo as metas nacionais e o nível de importações de energia, a mais de 5% de impacto na capacidade de produção de eletricidade, e a mais de 10% nos custos de produção de eletricidade. Verificou-se de facto que a introdução de certas cadeias de valor no modelo energético levava a im-pactos de dimensão não aceitável. Estas opções desfavoravelmente identificadas na análise energé-tica foram as seguintes:

(i) reformação do gás natural, dado que os impactos incluíam uma redução da fração de reno-váveis nacional e um aumento nas emissões de gases com efeito de estufa;

(ii) H2-to-power dedicado, i.e. armazenamento em hidrogénio em competição direta com a hí-drica reversível e com baterias no fornecimento de energia e potência de reserva ao sistema elétrico nacional;

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(iii) produção de combustíveis sintéticos a partir de eletricidade da rede elétrica nacional, devido aos custos elevados e a baixa eficiência global do processo;

(iv) produção de combustíveis sintéticos com base em centrais de energias renováveis aloca-das apenas a esse fim, pois embora apresentando um potencial interessante em termos de eficiência e custos, não foi claro existir a disponibilidade futura das fontes concentradas de dióxido de carbono requeridas, num contexto de eletrificação da indústria em geral, e em particular do encerramento de grupos geradores e mesmo centrais termoelétricas.

Assim, as cadeias de valor selecionadas como as mais interessantes para o caso específico do terri-tório continental, no cenário com fração de renováveis de 47%, foram as seguintes, tal como se ilustra na Figura 24 (2030) e Figura 25 (2040):

(i) produção de hidrogénio em centrais de energias renováveis individuais, quer aproveitando situações de excesso de produção relativamente à procura e evitando o curtailment, quer para certas tecnologias como a eólica offshore em que interessa usar o transporte ou o ar-mazenamento de energia em hidrogénio;

(ii) produção de hidrogénio por gaseificação da biomassa, especialmente dados os custos mais favoráveis, a disponibilidade de recurso e tecnologia;

(iii) utilização de hidrogénio em células de combustível a bordo de veículos (rodoviários);(iv) injeção de hidrogénio na rede de gás natural, até 7% v/v de incorporação de hidrogénio

(alcançados em 2040), considerando as limitações de uma infraestrutura metálica; e(v) utilização direta na indústria, para obtenção de temperaturas elevadas.

Figura 24 - Diagrama de Sankey no cenário de fração de renováveis 47% do modelo Janus 4.18, região Portugal continental, ano 2030.

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Figura 25 - Diagrama de Sankey no cenário de fração de renováveis 47% do modelo Janus 4.18, região Portugal continental, ano 2040.

Assim, a evolução da procura final de energia já retratada na Figura 23 tem a expressão em termos de vetores energéticos que se mostra na Figura 26. Destaca-se o aumento do uso da eletricidade face aos combustíveis líquidos em geral, em particular relativamente ao gasóleo e gasolina, mas com excepção dos jets usados na aviação. Nesta cenarização o hidrogénio aparece ainda de forma muito incipiente; a nível setorial a sua expressão é mais visível, embora ainda pequena, ver Figura 27.

Figura 26 - Cenário de procura de energia final, por vetores energéticos.

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Figura 27 - Cenários de procura de energia final nos setores onde o hidrogénio é consumido.

Ainda assim, o hidrogénio tem um papel significativo face a outros combustíveis de origem renovável, cf. Figura 28. Por decisão política europeia ligada à sustentabilidade, deverão desaparecer a prazo os

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biocombustíveis líquidos de primeira geração usando matéria-prima originária de culturas agrícolas; os biocombustíveis líquidos avançados deverão mais do que compensar essa quebra.

A nível de combustíveis gasosos, aparece tanto o biometano (resultante da limpeza de biogás) como o hidrogénio. Este hidrogénio produzido por eletrólise da água, terá uma capacidade instalada de 160 MW em 2030 e 400 MW em 2040, considerando-se a sua utilização a 90% de disponibilidade. Maiores potências têm um impacto não aceitável no sistema de produção de eletricidade segundo os critérios adoptados. Por isso se recorre também à gaseificação de biomassa, com equipamentos da mesma capacidade e disponibilidade. Poder-se-ia esperar um maior papel na introdução de hidrogénio na rede de gás natural, contudo isso é impedido pela limitação da percentagem de mistura a 7% num contexto de estagnação e mesmo redução do consumo de metano a nível setorial.

Figura 28 - Combustíveis de origem renovável no cenário 47% FER.

É evidente que este tipo de análises deve ser interpretado principalmente em termos qualitativos, uma vez que depende de perspetivas de custos e eficiências, que para a preparação de um plano nacional são sempre tomados de forma conservadora e não disruptiva, e que de qualquer forma há sempre gran-des incertezas em cenários com horizontes a 10 e a 20 anos. A principal valia é pois a identificação das cadeias de valor mais interessantes. No entanto não deixa de ser visível que a introdução do hidrogénio no sistema energético português apresenta algumas dificuldades. Em primeiro lugar temos as políticas públicas orientadas para a eletrificação do mix energético em detrimento dos combustíveis. Em segundo lugar temos tecnologias em competição direta, seja na produção, como os biocombustíveis, seja no ar-mazenamento de eletricidade, como as baterias, seja na procura, como a mobilidade eléctrica baseada em baterias em vez de células de combustível. Em terceiro lugar há interrogações relativas aos custos e pertinência de implementar nova infraestrutura específica do hidrogénio. Por outro lado, é necessário va-lorizar a flexibilidade do vetor energético hidrogénio entre estas vertentes, bem como por exemplo outras valias como a sua capacidade de fornecer um armazenamento de energia de longo prazo.

Em conclusão, a análise energética desenvolvida para as características específicas do sistema ener-gético português, no contexto da preparação do PNEC, justifica a proposta de opções tecnológicas e configurações estratégicas feitas a 3 de dezembro de 2018 para as cadeias de valor do hidrogénio em Portugal: Power-to-Mobility (P2M), Power-to-Gas (P2G), Power-to-Industry (P2I), no médio prazo e a longo prazo Power-to-Power (P2P) e Power-to-Fuel (P2F).

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Estas cadeias de valor são seguidamente objeto de outras fases de análise de desempenho comple-mentares: a eficiência energética da tecnologia, os impactes ambientais no ciclo de vida (ACV), os custos, e aspetos sociais e a nível das políticas.

4.2 Eficiências energéticas nos processos de produção de hidrogénio

De um modo geral a eficiência energética refere-se à relação entre a energia produzida, ou obtida à saída, e a energia consumida no processo (Tsotridis e Pilenga, 2018):

Nos processos de produção de hidrogénio, a energia obtida no processo é determinada pela quanti-dade de hidrogénio produzido e o seu poder calorífico inferior ou superior (LHV ou HHV). No caso de a reação ser exotérmica, poderá também incluir a energia térmica produzida.

A energia consumida agrega as entradas de energia necessárias para o processo de produção do hidrogénio, incluindo energia elétrica, energia térmica e conteúdo energético dos combustíveis, como biomassa, gás natural, carvão ou outros.

Por exemplo, num processo de eletrólise, é comum a indicação da eficiência elétrica do processo, calculada em função do poder calorifico inferior do hidrogénio (LHV) produzido e a energia elétrica consumida. De forma equivalente, num processo de reformação de gás natural, o cálculo da eficiência do processo utiliza como energia consumida o conteúdo energético do gás natural e num processo de produção de hidrogénio por gaseificação de biomassa é utilizada a energia contida na biomassa consumida. Informação mais detalhada sobre o cálculo e apresentação de conteúdos sobre eficiência de processos de eletrólise pode ser consultada na publicação atrás referida (Tsotridis e Pilenga, 2018).

De uma forma sintética, no caso especifico de processos de eletrólise, existem três maneiras de ex-pressar a eficiência de processo: eficiência voltaica, eficiência farádica e eficiência térmica (Hammoudi et al, 2012; Zeng e Zhang, 2010).

A eficiência voltaica representa a proporção da tensão elétrica efetiva para dividir a água e a tensão elétrica total aplicada à célula inteira e é expressa como:

em que:

= potencial no ânodo (V) = potencial no cátodo (V)

Uc = tensão elétrica total na célula (V)

A eficiência farádica expressa as mudanças de energia livre de Gibbs da reação de eletrólise da água, podendo ser entendida como a razão entre a quantidade real de hidrogénio produzido no eletrolisador e a quantidade máxima teórica, é expressa como:

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em que: = eficiência farádica

= variação de energia livre de Gibs à temperatura “t” e pressão “P”F = constante de Faraday

= potencial de equilíbrio = 1,23 V (25 ̊C) = potencial da célula

O gráfico da Figura 29 apresenta a variação do potencial (tensão) de equilíbrio e de termo neutralidade em função da temperatura.

Figura 29 - Potencial para produção de hidrogénio por eletrólise da água em função da temperatura (Zeng e Zhang, 2010).

A eficiência térmica é função da variação de entalpia da reação de decomposição da água como a entrada de energia e é expressa como:

Em que: = variação de entalpia da reação de decomposição da água

= potencial de termoneutralidade

Em publicações recentes, são estudadas células eletroquímicas reversíveis de cerâmicas protónicas de alta temperatura (RePCEC) e classificadas como de alta eficiência.Choi et al (2019) indica que um eletrolisador eficiente deve converter o máximo de energia elétrica em hidrogénio, ou seja, deve ter alta eficiência farádica. E que, uma vez que as reações secundárias são atípicas em células eletroquímicas de óxidos sólidos de alta temperatura, é comum assumir 100% de eficiência farádica nestes dispositivos (não considerando neste cálculo a energia térmica). Estes autores referem valores de eficiência publicados na literatura para células eletroquímicas cerâmicas protónicas entre 65 e 95%. Esses valores de eficiência, em combinação com a flexibilidade de arma-zenamento de energia, tornam as células eletroquímicas reversíveis de cerâmicas protónicas, uma al-ternativa a considerar para integração crescente de fontes de energia descarbonizadas intermitentes.Duan et al (2019) referem a eficiência farádica entre 90-98% e eficiência de conversão de energia elé-trica para hidrogénio superior a 97% em condições de reação endotérmica, sendo também referida a eficiência de ciclo completo de 75% (P2P, energia elétrica hidrogénio energia elétrica).

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Apresentam-se na Tabela 2 uma seleção de valores de eficiência recolhidos na literatura.

Tabela 2 - Eficiência de processos de produção de hidrogénio (%).

Referência Eletrólise alcalina

Eletrólise PEM

Eletrólise óxidos sólidos

Gaseificação de biomassa

SMR Observações

Buttler e Spliethoff 2018 51-79 46-69 96 Eficiência LHV (fabricantes)

Dincer e Acar 2015 62-82 67-82 81-86 Eficiência voltaica

US DOE 2015 60 60 60 Eficiência elétrica (LHV)

Zeng e Zhang 2010 59-70 65-82 40-60 Eficiência líquida

Schmidt 2017 62-82 67-82 <110 Eficiência voltaica (HHV)

PNNL 2012 67 44 72

US DOE 2018 62 63 44 72

Tendo presentes:

a) A importância da energia na produção de hidrogénio (vd. Secção 4.3);b) Os aspetos técnicos e económicos das diferentes tecnologias de produção – por via reno-

vável ou não, em instalações centralizadas (> 1500 kg H2/dia) e descentralizadas (< 1500 kg H2/dia);

a Tabela 3 resume, em cada caso, a eficiência energética global pela solução completa oferecida em 2015 e a projetada para 2030, permitindo:

– A comparação entre diferentes vias de produção de hidrogénio renovável e não renovável, a partir de dados do US DOE (2018) considerados para cálculo do LCOH;

– Destacar que a reformação do gás natural se manterá até 2030 como a mais competitiva, mesmo se devidamente apoiada por CCS.

Tabela 3 - Eficiência global dos processos de produção do hidrogénio consideradas nos cálculos de LCOH

Tecnologias de produção do hidrogénioEficiência (%)

2015 2030

Produção centralizada(> 1500 kg/dia)

Gaseificação de biomassa 44,0 46,0

Gaseificação de biomassa com CCS 43,9 45,9

Reformação de gás natural 72,1 72,1

Reformação de gás natural com CCS 72,1 72,1

Eletrólise (SOE) 62,7 68,8

Eletrólise (PEME) 61,5 66,5

Produção descentrali-zada(< 1500 kg/dia)

Eletrólise (PEME) 61,2 66,4

Reformação de etanol 67,1 72,0

Reformação de gás natural 71,4 74,2

(Adaptado de US DOE, 2018)As eficiências da eletrólise terão que evoluir para deslocar o melhor desempenho da reformação ou, por exclusão de partes, limitar-se a utilizar, mesmo que por via de menos eficiência, as FER em excesso.

62

A gaseificação da biomassa, por outro lado, será uma via de exceção a qual permitirá responder às ocorrências sazonais daquele recurso endógeno, preferencialmente com o apoio do solar fotovoltai-co a alimentar a energia de processo.

Um estudo sobre a eficiência de conversão de energia elétrica em hidrogénio através do processo de eletrólise concluiu que a eficiência do sistema aumenta à medida que aumenta a temperatura do sistema e a eficácia dos permutadores de calor e diminui à medida que aumenta a espessura da membrana permutadora de protões e o fluxo de entrada de H2O. Esta procura das melhores estraté-gias de processo permite um melhor conhecimento das condições termodinâmicas e eletroquímicas de funcionamento de um eletrolisador e é essencial para a otimização do funcionamento de siste-mas de eletrólise para produção de hidrogénio (Rashid et al, 2015).

4.3 Avaliação de impactes ambientais no ciclo de vida

Na análise e avaliação de impactes ambientais – ao longo das fases da cadeia de valor, da produção à utilização final – assume-se uma abordagem de ciclo de vida para produção de 1 kg de hidrogénio. Na avaliação dos impactes ambientais serão considerados como indicadores; a energia primária acumulada, a emissão de GEE e o potencial de acidificação.

4.3.1 Análise da produção do hidrogénio Nesta secção são analisadas e comparadas diferentes vias para a produção de hidrogénio, incluindo o recurso a fontes energéticas renováveis ou não renováveis.

Os modelos de produção selecionados para esta análise são:a) Gaseificação de biomassa – gaseificação em leito fluidizado seguido de reação por

water gas shift (WGS)b) Gaseificação de biomassa (eficiência 86%, energia elétrica PV) – gaseificação optimizada

projetada para 2030, com incremento de eficiência e energia elétrica de processo produ-zida por tecnologia solar fotovoltaica

c) Eletrólise alcalina (eficiência 57%) – eletrólise alcalina de eficiência 57% (2015) e energia elétrica de processo alimentada com mix energético nacional 2014

d) Eletrólise alcalina (eficiência 68%) – eletrólise alcalina de eficiência 68% (2030) e energia elétrica de processo alimentada com energia eólica

e) Eletrólise PEM (eficiência 53%) – eletrólise PEM de eficiência 53% (2015) e energia elétri-ca de processo alimentada com mix energético nacional 2014

f) Eletrólise alcalina (eficiência 64%) – eletrólise alcalina de eficiência 64% (2030) e energia elétrica de processo alimentada com mix energético nacional 2014

g) Reformação de gás natural – reformação de gás natural modelada para Portugal.

Para cada opção de produção, a energia primária acumulada ao longo do ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio é analisada na Figura 30.

63

Figura 30 - Energia primária acumulada (MJep) no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio.

A Figura 31 apresenta uma análise do mesmo tipo a partir de um indicador derivado: a energia primária não renovável acumulada (indicador considerado relevante por Huijbregts et al, 2006, à semelhança do que fazem Reiter e Lindorfer, 2015), na qual se destaca a penalização da eletrólise alcalina (eficiência: 57%) ou da eletrólise via PEM (eficiência: 53%) se alimentadas pelo mix energético à data de 2014 (incl. FER e combustíveis fósseis), o que compara com as mesmas tecnologias de produção apoiadas por energia eólica dedicada.

Figura 31 - Energia primária não renovável acumulada (kWhep) por kg de hidrogénio.

As mesmas opções de produção são analisadas para o ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio em ter-mos das emissões por GEE (Figura 32), e do potencial de acidificação (Figura 33).

64

Figura 32 - Emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio.

Figura 33 - Potencial de emissão de gases ácidos (mol H+eq) por kg de hidrogénio.

Em síntese, a análise comparada dos impactes ambientais para diferentes vias de produção de hidro-génio é representada na Figura 34 para os três indicadores principais: Energia primária acumulada, Emissões por GEE e Potencial de acificação.

65

Figura 34 - Impactes ambientais no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio, expressos para os três indicadores selecionados.

Esta análise reflete:

a) A importância da utilização de recursos endógenos, e em particular o recurso a fontes de energia renovável;

b) O melhor desempenho da eletrólise alcalina e da eletrólise PEM para eficiências de 68% e 64% respetivamente, e se apoiadas por energia eólica, o que compara com a eletrólise alcalina e a eletrólise PEM para eficiências mais baixas, para as quais os impactes no ciclo de vida são significativamente superiores;

c) As vantagens da reformação do gás natural pelas suas elevadas eficiências de processo, ape-sar de, comparativamente às eletrólises apoiadas por energia eólica, exibir mais emissões por GEE que poderão ser mitigadas através de CCS se a análise custo-benefício o justificar.

Em síntese, não há soluções únicas, pelo que produzir hidrogénio por eletrólise ou gaseificação, em alternativa à reformação de gás natural, não será suficiente se não estiverem reunidas as condições críticas para melhorar os respetivos desempenhos. Assim, a análise comparativa anterior conduz a uma análise de sensibilidade onde cada tecnologia é analisada para um conjunto alargado de condi-ções operacionais de modo a concluir sobre quais daquelas condições são consideradas críticas para o respetivo desempenho. Para esse fim na secção seguinte apresenta-se uma análise detalhada da produção de hidrogénio por eletrólise alcalina, considerada uma tecnologia representativa do conjunto de opções que vimos analisando neste estudo.

4.3.2 Análise de sensibilidade da eletrólise alcalina

O objetivo desta seção é fazer:

a) Uma análise específica à eletrólise alcalina por ser uma opção de elevado potencial na pro-dução de hidrogénio em condições operacionais concretas;

b) Uma análise de sensibilidade em função de condições críticas para o seu desempenho, e.g. a origem e composição da fonte de energia utilizada, conforme se evidencia nas figuras seguintes e na Tabela 4 e Tabela 5.

66

A interpretação dos resultados, relativos ao incremento de utilização de fontes energéticas descarbo-nizadas, ao incremento da eficiência e do tempo de vida dos equipamentos, é apresentada apenas para a eletrólise alcalina, mas é válida também para a eletrólise PEM e eletrólise de óxidos sólidos.

Os modelos de produção por eletrólise alcalina selecionados para esta análise são:

a) ef. 57%, PT mix 2014 - eficiência 57% e energia elétrica de mix energético nacional 2014

b) ef. 57%, PV - eficiência 57% e energia elétrica solar fotovoltaicac) ef. 68%, PT mix 2014 - eficiência 68% e energia elétrica de mix energético nacional 2014

d) ef. 68%, PV - eficiência 68% e energia elétrica solar fotovoltaicae) ef. 68%, PT mix 2030,

LV- eficiência 68%, energia elétrica de mix energético nacional 2030

(PNEC) e prolongado tempo de vida do eletrolisadorf) ef. 68%, PV, LV - eficiência 68%, energia elétrica solar fotovoltaica e tempo de vida

prolongado do eletrolisadorg) ef. 68%, hídrica, LV - eficiência 68%, energia elétrica de origem hídrica e tempo de vida

prolongado do eletrolisadorh) ef. 68%, eólica, LV - eficiência 68%, energia elétrica eólica e tempo de vida prolongado

do eletrolisador

Energia primária acumulada

Figura 35 - Energia primária acumulada (MJep) no ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio via eletrólise alcalina.

A utilização das alternativas consideradas permite verificar que a utilização de fontes de energia re-novável e o aumento da eficiência da eletrólise reduzem de forma significativa as necessidades de energia primária (Figura 35 e Figura 36). Por outro lado, o aumento do tempo de vida do eletrolisador tem um efeito menor na redução das necessidades de energia primária. Na Figura 37 é representada a proporção de energia primária atribuída ao processo de produção e à infraestrutura, verificando-se

67

que neste caso específico apenas 3% das necessidades de energia primária são responsabilidade da infraestrutura. 97% das necessidades de energia primária acumulada tem origem na utilização da energia elétrica no processo de eletrólise. Assim, no sentido de aumentar a eficiência energética do sistema e reduzir as necessidades de energia primária, é fundamental a utilização de energia predomi-nantemente proveniente de fontes renováveis.

Figura 36 - Energia primária não renovável acumulada (kWhep) por kg de hidrogénio no ciclo de vida, via ele-trólise alcalina.

Figura 37 - Importância da eletricidade (%) na energia primária incorporada por kg H2, ao longo do ciclo de vida, via eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV).

Emissões de GEE

De forma semelhante ao que se verificou para as necessidades de energia primária, a utilização das alternativas consideradas permite verificar que a utilização de fontes de energia renovável e o aumento da eficiência da eletrólise reduzem de forma significativa as emissões de gases com efei-

68

to de estufa (Figura 38). Já o aumento do tempo de vida do eletrolisador tem um efeito menor na redução das necessidades de energia primária. Na Figura 39 é representada a proporção de emis-sões de GEE atribuídas ao processo de produção e à infraestrutura e operações complementares, verificando-se que neste caso cerca de 89% das emissões são responsabilidade da energia elétrica utilizada no processo de eletrólise. Na Tabela 4 verifica-se que nos casos em que a fonte de energia elétrica tem menores emissões de GEE associadas, ganham relevância a infraestrutura e operações complementares e manutenção. Assim, no sentido de reduzir as emissões de GEE do sistema, é fundamental que a utilização de energia no processo de eletrólise seja predominantemente prove-niente de fontes renováveis, se possível utilizando equipamentos com elevada eficiência e tempo de vida prolongado.

Figura 38 - Emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) por kg de hidrogénio ao longo do ciclo de vida, via eletrólise alcalina.

Figura 39 - Importância da eletricidade (%) nas emissões de GEE por kg de hidrogénio ao longo do ciclo de vida, via eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV).

69

Tabela 4 - Análise de sensibilidade: Impacte da origem da energia nas emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) da produção via eletrólise alcalina.

Eletrólise alcalina kg CO2 eq Eletric. Água Eletrolisador Compressor Tanque Edifício Outros c. Op. e man.

ef. 57%, PT mix 2014 25,0 96,8% 0,0% 0,2 0,1% 1,2% 0,4% 0,0% 1,3%

ef. 68%, PT mix 2030, LV 5,8 89,0% 0,2% 1,0% 0,2% 3,8% 1,2% 0,1% 4,4%

ef. 68%, eólica, LV 2,6 75,2% 0,4% 2,3% 0,4% 8,7% 2,7% 0,3% 10,0%

Potencial de AcidificaçãoNo caso das emissões acidificantes, também se verifica que a utilização de fontes de energia reno-vável reduz de forma significativa estes impactes. No entanto, são menos significativas as reduções resultantes do aumento da eficiência da eletrólise e do aumento do tempo de vida dos equipamentos (Figura 40 e Figura 41). Nesta categoria de impacte, a utilização de fontes renováveis de energia traduz- -se no aumento significativo da parcela de emissões que são da responsabilidade das operações de manutenção, onde se inclui a substituição de componentes de equipamento em fim de tempo de vida útil, chegando ao 25% (Tabela 5).

Figura 40 - Potencial de emissão de gases ácidos (mol H+eq) por kg de hidrogénio ao longo do seu ciclo de vida, na

produção por eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV).

Figura 41 - Importância da eletricidade (%) no potencial de emissão de gases ácidos por kg de hidrogénio ao longo do seu ciclo de vida, via eletrólise alcalina (condições: eficiência de 68%, mix PT 2030, LV).

70

Tabela 5 - Análise de sensibilidade: Impacte da origem da energia no potencial de emissão de gases ácidos (molc H+

eq) por kg de hidrogénio da produção via eletrólise alcalina.

Eletrólise alcalina molc H+ eq Eletric. Água Eletrolisador Compressor Tanque Edifício Outros c. Op. e man.

ef. 57%, PT mix 2014 0,232 92,9% 0,0% 1,2% 0,0% 0,8% 0,2% 0,0% 4,8%

ef. 68%, PT mix 2030, LV 0,036 61,4% 0,1% 9,5% 0,2% 3,9% 1,0% 0,1% 23,8%

ef. 68%, eólica, LV 0,034 59,5% 0,2% 9,9% 0,2% 4,1% 1,0% 0,1% 25,0%

4.3.3 Armazenamento e distribuição de hidrogénio As infrastruturas utilizadas para compressão, armazenamento e distribuição do hidrogénio são fre-quentemente comuns a outras áreas de atividade associadas ao sistema energético. O caso concreto da rede de gás natural é um exemplo disso.

Existe em Portugal uma infrastrutura para o efeito, bem estabelecida e com capacidade de armazena-mento, transporte e distribuição. Trata-se efetivamente de uma infrastrutura partilhável com a estraté-gia P2G. Associada à flexibilidade para converter eletricidade em hidrogénio para armazenamento a adoção desta estratégia permite:

a) A injeção na rede de gás natural existente; b) A redução do esforço de investimento em capital, e de impactes ambientais acrescidos.

Por outro lado, de acordo com Zhang et al (2017), as emissões de GEE quando: a) Resultantes da compressão, transporte, e distribuição de gás natural sintético (ou mistura

de hidrogénio e gás natural), são consideradas semelhantes às dos sistemas convencionais;b) Associadas às infrastruturas rodoviárias utilizadas na fase de distribuição, são assumidas

como semelhantes em todos os cenários; em situações de exceção, as emissões não se referem às infraestruturas propriamente ditas, mas à produção de combustível e à contabi-lidade conjunta da produção de eletricidade associada à captura de CO2 pelo que não se aplica ao armazenamento e distribuição propriamente dito.

Face ao exposto, no presente estudo não serão analisados em detalhe os impactes ambientais asso-ciados ao armazenamento e distribuição de hidrogénio.

4.3.4 Utilização final de hidrogénio. Produção de Eletricidade: Estratégia ‘Power-to-Power’ No conjunto de todo o processo de produção de energia elétrica, a estratégia ‘power-to-power’ (P2P) oferece uma eficiência energética de ciclo completo que pode ser relativamente baixa, quando com-parada com algumas alternativas (Tabela 6).

Tabela 6 - Características de sistemas de armazenamento de energia (Lehner et al, 2014)

Tecnologia Eficiência Capacidade MW Escala temporal

Power-to-Gas (H2) 30 – 75 % 0,01 – 1 000 Minutos—meses

Baterias de iões de lítio 80 – 90 % 0,1 – 50 Minutos—dias

Bombagem hidríca 70 – 85 % 1 – 5 000 Horas—meses

Baterias de chumbo 70 – 80 % 0,05 – 40 Minutos—dias

Ar comprimido 70 – 75 % 50 – 300 Horas—meses

Baterias redox Vanádio 65 – 85 % 0,2 – 10 Horas—meses

Baterias de enxofre-sódio (NaS) 75 – 85 % 0,05 – 34 Segundos—horas

Baterias de níquel cádmio (NiCd) 65 – 75 % 45 Minutos—dias

Flywheel 85 – 95 % 0,1 – 20 Segundos—minutos

71

A Tabela 7 apresenta as eficiências parciais ao longo da cadeia de valor P2P, considerando eficiências reais de operação, tal como são por vezes apresentadas em estudos de viabilidade da utilização do vetor energético hidrogénio.

Tabela 7 - Eficiências parciais e eficiência global da estratégia P2P de produção de eletricidade (Bossel, 2006)

Processo Eficiência Energia inicial = 100 kWh

Eletrólise 75 % 75 kWh

Compressão e armazenamento 90 % 67,5 kWh

Pilha de combustível 50 % 34 kWh

Eficiência de ciclo completo 34%

As eficiências de processo da eletrólise e das pilhas de combustível têm gamas de variação relativa-mente grandes tal como foi apresentado na secção 4.2, sendo que a utilização de um valor único tem limitações associadas. Por exemplo os valores referidos na Tabela 7, apesar de já terem mais uma década, podem ainda representar alguma tecnologia existente no mercado, mas certamente não re-presentam a melhor tecnologia disponível atualmente e muito menos a melhor tecnologia que venha a ser comercializada no horizonte temporal do PNEC 2030 ou do RNC 2050.

Num cenário de produção de eletricidade 100% renovável, seja por via centralizada ou não, e tendo presente critérios de eficácia de custos e de impactes ambientais ao longo do ciclo de vida, uma evo-lução na eficiência dos eletrolisadores, dos processos de compressão e armazenamento e das células de combustível, poderá permitir uma eficiência de ciclo completo próximo de 75%, o valor superior da gama indicada na Tabela 6.

O valor de 34% de eficiência de ciclo completo será certamente um forte constrangimento na consi-deração da estratégia P2P como forma de armazenamento de energia. No entanto, o P2P já será uma alternativa de armazenamento a considerar no caso de se conseguir eficiência de ciclo completo da ordem dos 75%, resultante da evolução tecnológica e condições específicas como por exemplo:

a) necessidade de armazenamento em contextos de prossecução de autonomia energética com base em FER variáveis;

b) eficiência da tecnologia otimizada por via da gestão e valorização combinada de outputs elétrico e térmico (CHP).

Apresentam-se de seguida os resultados das avaliações de impacte dos modelos de Power-to-Po-wer (P2P), para as cadeias de valor modeladas e considerados mais relevantes para este trabalho. A Tabela 8 apresenta a totalidade dos resultados modelados para as combinações selecionadas para cadeias de valor da estratégia P2P. Nas figuras seguintes apresentam-se resultados para cada cate-goria de impacte reduzindo o número de cadeias de valor selecionadas como prioritárias para facilitar a interpretação.

Cada uma das cadeias modeladas é representada por uma sequência de processos e opções tecno-lógicas representadas pelas siglas a seguir indicadas:

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1kWh PT mix 1 kWh produzido no mix energético de Portugal em 2014

1kWh PT mix 2016 1 kWh produzido no mix energético de Portugal em 2016

1kWh PT mix 2030 1 kWh produzido no mix energético de Portugal em 2030

G2P 1kWh CCC GN PT 1 kWh produzido em central de ciclo combinado a gás natural

G2P 1kWh PEMFC GN PT 1 kWh produzido PEMFC a gás natural

G2P 1kWh SOFC GN PT 1 kWh produzido SOFC a gás natural

G2P 1kWh SOFC+GT GN PT 1 kWh produzido SOFC com turbina a gás natural

H2P 1kWh PEMFC 60% 1 kWh produzido em PEMFC, com eficiência 60%, utilizando:

H2_PT SMR hidrogénio produzido por SMR

H2_PT biomassa 86% ef + PV hidrogénio por gaseificação de biomassa e energia solar PV

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 hidrogénio por eletrólise alcalina, 68% eficiência, tempo de vida do eletrolisa-dor 100 000 horas, energia elétrica do mix nacional em 2030

H2_PT EA 68% 100000 wind idem, energia elétrica de fonte eólica

H2_PT EPEM 64% 50000 wind hidrogénio por eletrólise PEM, 64% eficiência, tempo de vida do eletrolisador 50 000 horas, energia elétrica de fonte eólica

H2P 1kWh PEMFC 70% 1 kWh produzido em PEMFC, com eficiência 70%

H2P 1kWh SOFC 60% 1 kWh produzido em SOFC, com eficiência 60%

H2P 1kWh SOFC 70% 1 kWh produzido em SOFC, com eficiência 70%

H2P 1kWh SOFC+GT 70% 1 kWh produzido em SOFC com turbina a gás, com eficiência 70%

H2P 1kWh SOFC+GT 85% 1 kWh produzido em SOFC com turbina a gás, com eficiência 85%

Tabela 8 - Resultados das avaliações de impacte dos modelos de cadeias de valor de Power-to-Power (P2P) modeladas.

Categoria de impacte GWP 100a Acidificação EP Não renovável

EP Renovável

EP Total

Mix energético nacional kg CO2 eq mol H+ eq kWh kWh kWh

1kWh PT mix 0,385 3,42E-03 4,39 2,86 7,25

1kWh PT mix 2016 0,397 2,96E-03 4,65 3,09 7,74

1kWh PT mix 2030 0,098 4,16E-04 1,39 3,89 5,28

Gás natural:

G2P 1kWh CCC GN PT 0,442 4,12E-04 8,22 0,01 8,22

G2P 1kWh PEMFC GN PT 0,675 7,12E-04 12,21 0,07 12,28

G2P 1kWh SOFC GN PT 0,498 3,95E-04 9,05 0,03 9,08

G2P 1kWh SOFC+GT GN PT 0,425 3,66E-04 7,70 0,03 7,73

H2P 1kWh PEMFC 60% +

H2_PT SMR 0,503 5,45E-04 8,97 0,08 9,06

H2_PT biomassa 86% ef + PV 0,186 1,40E-03 2,61 15,62 18,23

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 0,324 2,15E-03 4,50 10,42 14,92

H2_PT EA 68% 100000 wind 0,161 2,07E-03 2,00 10,46 12,45

H2_PT EPEM 64% 50000 wind 0,158 1,66E-03 1,94 11,02 12,96

73

H2P 1kWh PEMFC 70% +

H2_PT SMR 0,436 5,19E-04 7,76 0,08 7,84

H2_PT biomassa 86% ef + PV 0,164 1,25E-03 2,30 13,39 15,70

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 0,283 1,90E-03 3,92 8,94 12,86

H2_PT EA 68% 100000 wind 0,143 1,82E-03 1,78 8,97 10,75

H2_PT EPEM 64% 50000 wind 0,140 1,47E-03 1,73 9,45 11,18

H2P 1kWh SOFC 60% +

H2_PT SMR 0,486 3,36E-04 8,71 0,05 8,77

H2_PT biomassa 86% ef + PV 0,168 1,19E-03 2,35 15,58 17,93

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 0,307 1,94E-03 4,24 10,39 14,63

H2_PT EA 68% 100000 wind 0,144 1,86E-03 1,74 10,43 12,16

H2_PT EPEM 64% 50000 wind 0,140 1,45E-03 1,68 10,99 12,67

H2P 1kWh SOFC 75% +

H2_PT SMR 0,392 2,98E-04 7,01 0,05 7,06

H2_PT biomassa 86% ef + PV 0,138 9,84E-04 1,92 12,47 14,39

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 0,249 1,58E-03 3,43 8,32 11,75

H2_PT EA 68% 100000 wind 0,118 1,52E-03 1,43 8,35 9,77

H2_PT EPEM 64% 50000 wind 0,115 1,19E-03 1,38 8,79 10,18

H2P 1kWh SOFC+GT 70% +

H2_PT SMR 0,417 2,81E-04 7,46 0,04 7,50

H2_PT biomassa 86% ef + PV 0,144 1,02E-03 2,01 13,36 15,36

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 0,263 1,66E-03 3,63 8,91 12,53

H2_PT EA 68% 100000 wind 0,123 1,59E-03 1,48 8,94 10,42

H2_PT EPEM 64% 50000 wind 0,120 1,24E-03 1,43 9,42 10,85

H2P 1kWh SOFC+GT 85% +

H2_PT SMR 0,345 2,53E-04 6,17 0,04 6,21

H2_PT biomassa 86% ef + PV 0,121 8,58E-04 1,68 11,00 12,68

H2_PT EA 68% 100000 mix 2030 0,219 1,39E-03 3,01 7,34 10,35

H2_PT EA 68% 100000 wind 0,104 1,33E-03 1,25 7,36 8,61

H2_PT EPEM 64% 50000 wind 0,101 1,04E-03 1,21 7,76 8,97

Verifica-se que considerando o ciclo completo e para as cadeias de valor consideradas, a cadeia de valor P2P representada na base da Figura 42 (1 kWh de energia produzida em SOFC com turbina a gás, com eficiência 85%, utilizando hidrogénio produzido com recurso a energia eólica no eletrolisador PEM com eficiência 64%, com um tempo de vida de 50 000 horas) apresenta emissões de GEE mais reduzidas e de valor equivalente às emissões de GEE de 1 kWh de energia elétrica produzida no mix energético projetado no PNEC para Portugal em 2030.

As opções que usam gás natural para produzir hidrogénio por SMR apresentam emissões de GEE superior às cadeias P2P que recorrem a hidrogénio renovável e mesmo ao hidrogénio produzido com energia elétrica do mix energético projetado no PNEC para Portugal em 2030.

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Figura 42 - Emissões de GEE (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) de ciclo de vida de 1 kWh de energia elétrica

A utilização de gás natural como fonte energética produz muito baixas emissões de gases acidifican-tes. Comparativamente com a solução fóssil (G2P), todas as soluções que recorrem a hidrogénio re-novável (H2P) apresentam maiores emissões de gases acidificantes, como se pode verificar na Figura 43, que no entanto são menores quanto maior for a eficiência dos processos de eletrólise e das pilhas de combustível.

Figura 43 - Impacte no indicador Acidificação (molc H+ eq) de ciclo de vida de 1 kWh de energia elétrica

No que respeita às necessidades de energia primária total acumulada no ciclo completo de 1 kWh P2P, verifica-se que a utilização da eletrólise e das pilhas de combustível, em resultado das baixas eficiências do ciclo completo, apresentam valores superiores às soluções que usam combustíveis fósseis e que incluem menos transformações energéticas e, portanto, menos perdas. Quando se con-sideram apenas as necessidades de energia primária não renovável acumulada, a azul na Figura 44, apresentam menores valores as soluções que recorrem a hidrogénio renovável produzido por eletrólise e utilizado em pilhas de combustível.

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Figura 44 - Energia primária acumulada (kWhep) de ciclo de vida de 1 kWh de energia elétrica

Mobilidade: Estratégia Power-to-Mobility

Nesta secção analisam-se os impactes de ciclo de vida por quilómetro de diferentes opções de mo-bilidade. Pela análise de impactes para diferentes opções de mobilidade, utilizando ou não hidrogénio renovável, os resultados apresentados nas Figuras 45 a 48 para o ciclo de vida de 1 km percorrido permitem retirar as seguintes conclusões:

• Em termos de energia primária acumulada por quilómetro percorrido, os ciclomotores apoia-dos por eletricidade renovável, o autocarro elétrico e o comboio elétrico, incluindo ou não a motorização a hidrogénio renovável, são as soluções que apresentam menores impactes, enquanto o automóvel convencional e o automóvel elétrico a hidrogénio gerado a partir de biomassa são as opções mais penalizadas;

• Em termos de emissões de GEE, o autocarro elétrico e o comboio elétrico, ambos a hidrogénio renovável, bem como os ciclomotores a eletricidade renovável, são as soluções de mobilidade que apresentam menores impactes;

• Em termos do potencial de acidificação, o comboio e o autocarro elétrico, ambos movidos a hidrogénio renovável, bem como os ciclomotores apoiados por eletricidade renovável são as soluções que apresentam menores impactes, enquanto o automóvel convencional ou a eletri-cidade (renovável ou não) são os mais penalizados;

• Por quilómetro percorrido, os impactes associados às emissões por GEE e gases ácidos re-lativas à utilização do automóvel elétrico a hidrogénio renovável (excluindo a via da gaseifica-ção de biomassa) são semelhantes às do automóvel elétrico a baterias carregadas a energia renovável.

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Figura 45 - Energia primária acumulada por km (kWhep) ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte

Figura 46 - Energia primária não renovável acumulada por km de mobilidade (kWhep) ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte

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Figura 47 - Emissões de GEE por km de mobilidade (IPCC GWP 100a/kg CO2 eq) ao utilizar hidrogénio em diferentes meios de transporte

Figura 48 - Impacte de 1 km de mobilidade no potencial de Acidificação (mol H+eq) ao utilizar hidrogénio em diferentes

meios de transporte

Produção de Calor: Estratégia Power-to-Gas

Nesta secção analisam-se os impactes de ciclo de vida de 1 kWh de calor para diferentes opções renováveis ou não, na sua aplicação à rede de gás. Nas soluções envolvendo hidrogénio optou-se por

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considerar prioritariamente a eletrólise alcalina dado à data presente ser a tecnologia de produção de hidrogénio renovável que oferece maior eficiência.

Figura 49 - Energia primária acumulada por kWh térmico (kWhep)

No ciclo de vida de 1 kWh térmico, as soluções contendo menos energia primária acumulada (Figura 49) e baixos níveis de incorporação de FER, são as que envolvem a produção de hidrogénio em células de óxidos sólidos alimentadas a gás natural, e o recurso ao biometano como combustível. As soluções envolvendo hidrogénio renovável (fontes: eólica; mix PT 2030), serão uma alternativa interessante para armazenamento de energia, e para a descarbonização da rede de gás natural.

Ao longo do ciclo de vida de 1 kWh térmico (Figura 50), as opções exibindo mais emissões de GEE envolvem a eletrólise alcalina (eficiência: 57%) alimentada com energia elétrica da rede e as caldeiras a gás natural.

Figura 50 - Emissões de GEE para 1 kWh térmico (IPCC GWP 100a/kg CO2eq)

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Relativamente ao potencial de acidificação (Figura 51), as soluções mais penalizadas envolvem a eletrólise alcalina (eficiência: 57%) alimentada com energia elétrica da rede e a queima de biometano (eficiência: 96%).

Figura 51 - Impacte de 1 kWh térmico no potencial de acidificação (mol H+eq)

A análise de soluções por via da estratégia P2G mostra que:• Num cenário de excesso de eletricidade gerada por fontes renováveis intermitentes esta

estratégia oferece uma tecnologia de armazenamento promissora, e, de acordo com Lehner et al (2014), permite fornecer grande capacidade de armazenamento, com durações de ar-mazenamento flexíveis de minutos a meses;

• A estratégia P2G pode, dependendo do fornecimento de eletricidade e da fonte de GEE, re-duzir as emissões de GEE em comparação com as tecnologias convencionais de produção de gás.

Estes resultados estão concordantes com Zhang et al (2017) que concluiram – ao comparar as es-tratégias power-to-hydrogen e power-to-methane, utilizando em ambos os casos as mesmas fontes de energia renovável – que a variante power-to-hydrogen apresenta maior potencial de redução de emissões GEE do que a opção power-to-methane. Em relação a outras categorias de impacte, o po-wer-to-hydrogen exibe impactes menores do que a produção convencional de hidrogénio, enquanto o power-to-methane na maioria das vezes tem impactes mais elevados do que o uso do gás natural convencional.

Refira-se ainda que Gillesen et al (2017) analisaram um sistema power-to-gas híbrido, integrando no sistema de produção de hidrogénio renovável via PV e o armazenamento de eletricidade em bate-rias, reduzindo a potência instalada no eletrolisador e desviando o excesso de energia PV para as baterias para posterior utilização, aumentando assim o fator de disponibilidade do eletrolisador. Esta integração permitiu reduzir o investimento no eletrolisador, que necessita de menor potência insta-lada, para uma mesma capacidade diária de produção de hidrogénio. Mais recentemente, Kikuchi et al (2019) analisaram as condições de otimização do custo global do sistema, fixando objetivos de redução dos custos parciais dos componentes do sistema e concluíram, face às condições conside-radas, que a redução de investimento no eletrolisador compensa o investimento adicional associado às baterias e reduz o custo de produção do hidrogénio para um mínimo de 1,6-2,6 €/kg H2 (17-27 JPY/Nm3, 1 JPY = 0,008 €, 1Nm3 = 0,08375 kg).

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Outras estratégias no uso final – Ponto da situação

Aplicação na Indústria (P2I)A atividade industrial é a segunda maior consumidora de energia, e a quarta maior emissora de CO2, para o conjunto dos setores. Dois terços do total dessa energia consumida estão associados à ati-vidade de cinco setores da indústria transformadora que são energeticamente intensivos: Alumínio, Produtos químicos, petroquímicos e refinação, Cimento, Ferro e aço, e Celulose e papel.

A Indústria pode atingir as metas de descarbonização através das três estratégias complementares:

• Melhoria da eficiência energética, por implementação de melhores tecnologias disponíveis em processos de produção e reciclagem de materiais, que sendo importantes não permitem por si só atingir aquelas metas;

• Substituição dos combustíveis fósseis por biocombustíveis, por eletricidade renovável e/ou por adoção do hidrogénio como vetor energético;

• Utilização de tecnologia de captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS), quando a produção a montante ainda não é neutra em relação ao carbono;

contribuindo para a estruturação e desenvolvimento de uma economia de hidrogénio industrial com uma dupla finalidade da sua aplicação para fins energéticos e também como matéria-prima. Com efeito:

a) Nem todos os processos industriais podem ser eletrificados (WEC, 2018) e existe a necessi-dade de um transportador de energia neutro em carbono para descarbonizar completamente a produção industrial. O hidrogénio é uma das poucas substâncias que podem ser usadas para esse fim. Além disso, o hidrogénio e seus derivados já são um input chave em muitas indústrias, especialmente na produção de produtos químicos e refinados. Atualmente as apli-cações industriais são o maior consumidor de hidrogénio. A análise do WEC (2018) identi-ficou também uma ampla gama de aplicações energéticas, como o uso de hidrogénio para fornecer energia em processos industriais, e.g. aquecimento de alta temperatura. Em todos esses exemplos, o hidrogénio tem potencial para substituir processos baseados em carbono por vias alternativas descarbonizadas;

b) As atividades industriais podem ser um catalisador para o desenvolvimento de hidrogénio noutros setores. De facto, além de ser possível assumir que o hidrogénio é o mais promis-sor transmissor de energia baseado em moléculas, é igualmente possível alcançar escala e reduzir consequentemente custos de produção. Os volumes de hidrogénio necessários para reduzir o custo de produção serão significativos. Em aplicações industriais, isso é possível a partir de um número pequeno de utilizadores de muito grande dimensão o que conduz a uma procura de elevado volume e a uma intervenção eficaz para promover o uso de hidrogénio. Esta é uma vantagem sobre aplicações nos transportes ou em uso residencial, onde os cená-rios de utilização estão muito mais fragmentados;

c) Relacionada direta e indiretamente com o hidrogénio, existe já grande experiência na produ-ção industrial e na utilização de infraestruturas bem estabelecidas em diferentes setores.

O hidrogénio produzido para aplicações industriais atualmente é em grande parte baseado em com-bustíveis convencionais, normalmente gerado por reformação a vapor do metano. O desafio será substituir estas abordagens por alternativas descarbonizadas ou carbonicamente neutras. Exem-plos dessas tecnologias incluem: a produção de H2 renovável via eletrólise, ou reutilizando carbono para produzir gás para combustíveis sintéticos.Muitas dessas tecnologias baseadas em energias renováveis ou neutras em carbono estão ainda em relativamente baixos níveis de maturidade tecnológica no ciclo da tecnologia. Após os testes

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de conceito, estão atualmente em demonstração a escala relativamente reduzida, sendo necessária seguidamente a ampliação de escala para confirmar a sua viabilidade económica. Por exemplo, os estudos de viabilidade económica da eletrólise na produção de hidrogénio, em alternativa ao SMR, sugerem que durante a década de 2020-30 se poderá tornar uma realidade competitiva. De qualquer modo, os casos conhecidos de aplicação comprovada em larga escala são ainda em muito pequeno número, dado a redução de custos e a colocação das tecnologias em roll-out requerer bastante tem-po. Para beneficiar de uma economia baseada no hidrogénio renovável em 2050, é muito provável que ao longo desse percurso haja que recorrer ainda a portadores de energia baseados em molé-culas e em aplicações baseadas em hidrogénio carbonicamente neutro, mas para que as curvas de aprendizagem e tecnologias adequadas evoluam e ganhem escala é fundamental planear e começar a agir desde já (WEC, 2018).

Embora a atividade industrial ofereça um bom enquadramento para impulsionar a economia do hidrogénio, a maior parte do hidrogénio produzido atualmente nesse enquadramento não é neutro em relação ao CO2, dado ser baseado em combustíveis fósseis, resultando daí o designado hidro-génio ‘cinzento’. Esperam-se pelo menos mais dez anos até que o hidrogénio renovável, designado por hidrogénio ‘verde’, possa substituir o hidrogénio cinzento a uma escala suficientemente grande (WEC, 2018).

O hidrogénio designado por hidrogénio ‘azul’, no qual o CO2 emitido nos processos de fabricação pode ser capturado e armazenado, oferece a curto prazo uma via para a redução de emissões de GEE. A análise energética do WEC (2018) sugere que o processo de reformação do metano via SMR combinado com uma solução curativa de fim de linha via captura e armazenamento de carbono (CCS) está mais próximo do que se previa de ser comercialmente viável. Se o preço no comércio das licenças de emissão (RCLE) aumentar para cerca de 30 euros por tonelada, e as adequadas condições para transporte e armazenamento forem postas em prática, o hidrogénio azul pode ser uma opção viável à escala de alguns anos, e não de décadas.

Aplicação na síntese de combustíveis sintéticos (P2F)Em Portugal não é previsível a curto e médio prazo a prossecução desta estratégia P2F, dado que:

– Não se dispõe de explorações de extração de gás natural no território nacional;– Os recursos de biomassa disponíveis são finitos e sujeitos a múltiplas solicitações, incluindo

como fonte energética;– Os processos de síntese Fischer-Tropsch e de metanol precisam de uma fonte segura e sus-

tentável de CO2, sendo os custos de produção dos combustíveis sintéticos ainda elevados.

Adicionalmente, apesar do estado de maturidade tecnológica avançado, o estado de maturidade co-mercial é baixo e há ainda um grande caminho a percorrer, não havendo dados de inventário de ciclo de vida que permitam construir um modelo representativo do processo para uma avaliação de impac-tes.

A produção de combustíveis sintéticos é possível de realizar através de síntese química com base em componentes químicos simples, incluindo o hidrogénio e uma fonte de carbono, através do processo Fischer-Tropsch (DGEG, 2018), numa combinação de estratégias de power-to-hydrogen (P2H), gas-to--liquids (G2L) e biomass-to-liquids (B2L).

Após a eletrólise da água, o hidrogénio produzido pode ser convertido em diferentes combustíveis líquidos semelhantes ao diesel/gasóleo, em etanol, em metanol, bem como em éter dimetílico ou amoníaco. Cada um desses tipos de combustíveis líquidos tem o seu próprio processo de conver-são. O enfoque é mais frequente sobre os combustíveis do tipo diesel/gasóleo serem produzidos via

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processo de síntese Fischer-Tropsch, ou via síntese do metanol, para os quais há mais experiência e informação técnica e económica, e com capacidade para aplicação em segmentos específicos no setor dos transportes, onde as baterias elétricas ou as células de combustível tenham aplicabilidade limitada, e.g. a aviação (Artelys, 2018a).

O processo de Fischer-Tropsch produz uma variedade de hidrocarbonetos através da reação principal: nCO + (2n+1)H2 → CnH2n+2 + nH2O, onde ‘n’ assume valores tipicamente entre 10-20, resultando num combustível líquido bruto que posteriormente é refinado.

A síntese do metanol desenvolve-se pela reação: CO2+ 3H2 → CH3OH + H2O ou por via da reação entre o H2 e o CO. O metanol pode ser ponto de partida para a conversão noutros produtos de valor acres-centado, como é o caso dos combustíveis sintéticos, e.g. o OME (éter oximetileno) ou o DME (éter dimetílico), que serão abordados no ponto seguinte.

Na Figura 52 e na Figura 53 são apresentados detalhes sobre a produção de combustíveis líquidos através da síntese de Fischer-Tropsch ou via síntese de metanol.

Figura 52 - Aspetos caracterizadores da produção de combustíveis líquidos via síntese de Fischer-Tropsch(Artelys, 2018a).

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Figura 53 - Aspetos caracterizadores da produção de combustíveis via síntese do metanol (Artelys, 2018a).

Nas grandes instalações atualmente em funcionamento (Qatar, Malásia, África do Sul), o processo G2L envolve dois passos sequenciais: a conversão de gás natural ou carvão em gás de síntese, uma mistura de monóxido de carbono e hidrogénio; seguida do processo Fischer-Tropsch para converter o gás de síntese em hidrocarbonetos parafínicos (compostos orgânicos de cadeias longas e abertas).

Em instalações de menor dimensão, nalguns casos, pilotos para demonstração (Estados Unidos, Fin-lândia, Reino Unido), utiliza-se gás de aterro ou gaseificação de biomassa para obter o carbono ne-cessário para o processo Fischer-Tropsch.

A produção de combustível (metanol) e compostos químicos mais complexos a partir de resíduos, chamada de waste-to-chemical (W2C), é também uma possibilidade que continua a ser desenvolvida e que irá ser testada numa nova instalação no porto de Roterdão6. Uma parceria que inclui Shell, Air Liquide, Enerkem, Nouryon e o Porto de Roterdão está a desenvolver um projeto em Roterdão que irá ser a primeira instalação na Europa a produzir compostos químicos com valor e biocombustíveis a partir de resíduos não recicláveis. Este processo é já utilizado na instalação construída pela empresa canadiana Enerkem e que está desde 2015 a produzir metanol e etanol a partir de resíduos urbanos não recicláveis, evitando assim a sua incineração ou deposição em aterro7. O projeto W2C Roterdão está a ser apoiado a nível nacional pelo Ministério dos Assuntos Económicos e Clima da Holanda, a nível municipal pela Câmara de Roterdão e a nível regional pela InnovationQuarter, a agência regional de desenvolvimento da província do Sul da Holanda.

Em comparação à literatura existente relativa à metanação e à eletrólise, os processos P2L não estão ainda tão exaustivamente documentados e, portanto, apenas estão disponíveis algumas projeções de parâmetros-chave até ao ano 2050. Os produtos resultantes de processos P2L sofrem competição direta com os biocombustíveis avançados, uma vez que ambos podem ser usados diretamente em

6 https://w2c-rotterdam.com/ 7 https://enerkem.com/facilities/enerkem-alberta-biofuels/

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motores de combustão interna (Artelys, 2018). Apesar disso, há expetativa de construção de insta-lações de P2L na Europa utilizando processo Fischer-Tropsch, por exemplo, o Nordic Blue Crude na Noruega8, a Sunfire na Alemanha9 e a W2C Roterdão atrás referida.

4.3.5 Aplicação à economia circular – A captura de CO2

É previsível que a procura do mercado por gás fóssil se venha a reduzir de forma significativa devido às metas de descarbonização para o setor, deslocando o centro do debate sobre infraestruturas do gás para a eletricidade. Contudo, a hipótese de gás de base renovável ou descarbonizada substituir o gás fóssil como vetor de energia vem sendo assinalada, de modo a permitir rentabilizar a rede de gás existente.

As opções de descarbonização do gás têm potencial para oferecer uma descarbonização mais rápida de setores difíceis de eletrificar, particularmente na indústria pesada. Existem, contudo, incertezas significativas sobre o potencial técnico e económico do gás renovável e descarbonizado, sobre as emissões ao longo do ciclo de vida dessas opções, e sobre as implicações na infraestrutura.

Existem diferentes soluções que permitem incorporar o gás renovável e descarbonizado no mix ener-gético (Figura 54), que conduzem à necessidade de equacionar possíveis modificações na infraestru-tura e/ou de controlo de emissões de GEE. Nenhuma delas, contudo, oferece uma solução absoluta que permita manter o negócio como o conhecemos atualmente.

Figura 54 - Diferentes vias para a utilização de gás renovável ou descarbonizado (E3G, 2018)

Não sendo previsível que a rede de gás venha a conhecer um crescimento na sua utilização, mesmo que a incorporação do gás descarbonizado ou do gás renovável seja desenvolvida em pleno, a primei-ra conclusão será que, à escala europeia, não haverá necessidade de investir mais na expansão da rede de gás (Ecofys, 2018).

Do ponto de vista da gestão das emissões de GEE, como vimos na avaliação dos impactes ambien-tais do ciclo de vida de 1 kg de hidrogénio, a reformação a vapor do gás natural – apesar de exibir

8 https://nordicbluecrude.no/ 9 www.sunfire.de/en/products-and-technology/sunfire-synlink

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eficiências de processo mais elevadas comparativamente às eletrólises mesmo apoiadas por energia eólica – apresenta maior potencial de emissões de GEE. Estas emissões poderão ser contudo mitiga-das através de CCUS, como estratégia curativa, se a análise custo-benefício o justificar. Modelação recente realizada no âmbito do Conselho Mundial da Energia (WEC, 2018) sugere que a SMR em combinação com a CCUS está perto de ser comercialmente viável. Desde que o preço de mercado do carbono aumente para cerca de 30 €/tonelada CO2eq, e que as condições de transporte e armaze-namento sejam implementadas, o hidrogénio azul pode tornar-se uma opção viável num horizonte de anos ao invés de décadas.

Sendo atualmente a opção ‘SMR + CCS’ a mais económica para descarbonizar a rede de gás, há que considerar que:

• A utilização do CCS aumenta o custo da reformação em cerca de 30%, sendo o armazena-mento do CO2 baseado num recurso escasso; assim, o seu uso deve ser prioritário em casos onde não exista alternativa, e.g. no uso industrial do hidrogénio exigindo altas temperaturas, o que determina o recurso a redes de dimensão reduzida. Os custos desta opção vão depender das condições locais e da proximidade do armazenamento de CO2;

• Esta opção tem impactes na rede, e existem limites à quantidade de hidrogénio a injetar no sistema, na maioria dos casos esse limite é de 10%;

• Na opção ‘SMR + CCS’ a instalação da CCS pode ser mais próxima do ponto de produção ou do ponto de consumo. No caso do primeiro, a rede de gás seria usada para transportar hidrogénio, no caso do último para o transporte de gás fóssil;

• Se o hidrogénio da SMR for transportado através da rede de gás existente, isso exige mu-danças significativas, como seja a sua conversão para garantir uma utilização e transporte seguros, ou instalações de produção localizadas perto dos espaços de armazenamento de CO2 para evitar infraestruturas adicionais.

Caso se coloque em alternativa a hipótese de recurso à importação de volumes significativos de biogás/biometano, os critérios de segurança, qualidade e sustentabilidade na produção e transporte devem ser assegurados.

Relativamente à importação de hidrogénio produzido por via P2G, de países atualmente exportadores de gás com alto potencial de energia renovável e conetados à UE, existem poucos sinais de desen-volvimento de energia renovável em larga escala que lhes permita exceder as suas próprias necessi-dades de descarbonização. Se a estas previsões associarmos o facto de que as capacidades atuais das instalações de importação já atingem o dobro do volume importado, é improvável que o potencial limitado de importação de gás descarbonizado resulte numa utilização significativa da infraestrutura existente. Essa limitação determinará um cenário hipotético alternativo centrado prioritariamente no recurso ao gás descarbonizado e renovável como via complementar à eletrificação, acompanhado de redução da sua procura. Esta hipótese de complementaridade gás/eletricidade é aliás referida pelo Ecofys (2018) como oferecendo um custo inferior à opção de eletrificação individualizada e adotada de forma generalizada.

Nestes termos, será de esperar que a eletricidade renovável reduza consistentemente os seus custos comparativamente ao gás natural e improvável que os pontos de produção e consumo de hidrogénio mantenham correspondência com os da rede de gás atual. Caso se continue a considerar o uso de parte da infraestrutura de gás, o planeamento das redes de transporte e distribuição de gás deverá avaliar designadamente os aspetos seguintes:

a) A localização da produção: A produção de gás renovável será descentralizada, centralizada (e.g. via eólica off-shore), e/ou incluirá importações? Esta abordagem permite dar indicação das quantidades de gás que vão à rede de distribuição e transporte e das taxas de solicitação e utilização da infraestrutura de transporte e distribuição;

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b) A localização do consumo: Dada a limitada disponibilidade de gás renovável, quais serão os setores de consumo com maior valor associado, e onde estarão localizados? Quais os setores onde não existem alternativas para descarbonizar? Quais as vantagens dos gases renová-veis e descarbonizados face às alternativas de eletrificação no aquecimento de edifícios e no transporte?

c) O produto final: A adequação da rede e os custos da transição dependem do uso de hidro-génio ou metano. Se for usado hidrogénio para fins de armazenamento sazonal, então devem considerar-se a localização e a capacidade dos locais de armazenamento subterrâneos. Os dispositivos de uso final vão requerer atualização, bem como estações de compressão e/ou a infraestrutura de transporte existentes. Caso seja equacionada a hipótese de conversão de hidrogénio em metano (H2M), há que prever perdas de eficiência e custos adicionais.

A opção P2G conhece já hoje na Europa vários projetos-piloto em curso, sendo as vias baseadas na eletricidade as mais atraentes. Sem uma rápida redução de custos, a P2G só poderá competir se houver medidas de política dedicadas para introduzir o P2G. O hidrogénio P2G irá em primeiro lugar competir com outras formas de gerar hidrogénio, nomeadamente a SMR muito mais barata. Os custos dependem da utilização, do custo da energia renovável e do processo de eletrólise. A P2G poderia beneficiar da rápida queda dos custos das ER e de economias de escala se a implantação da eletrólise ganhar escala.

É improvável que a P2G consiga atingir volumes de gás comparáveis ao consumo atual de gás natural. A rede atual não é totalmente compatível com hidrogénio e poderá requer adaptações potencialmente significativas. Dado o potencial limitado que tem, uma conversão total da rede para compatibilizar com o hidrogénio pode não se justificar. Em alternativa, o hidrogénio produzido poderia ser usado diretamente para alimentar o calor do processo ou misturado com biometano. Se considerarmos um sistema energético para instalar a P2G a partir de fontes renováveis, para melhor compreensão da es-cala das modificações de infraestrutura necessárias, será importante fazer um mapeamento detalhado do potencial renovável, locais para eletrólise (por exemplo, on-shore ou off-shore), armazenamento e pontos de consumo mais adequados. Os impactos de rede resultantes da P2G dependem de ser produzido internamente (com eventuais perdas de escala) ou no exterior. Dadas as características do hidrogénio, é mais provável que ele seja transportado por meio de tanques de gás liquefeito, do que através de gasodutos ou após conversão (e.g. NH3).

4.4 Análise de custos

4.4.1 Custos de produção do hidrogénio

Com base nas eficiências de produção indicadas na Tabela 3, e nos pressupostos abaixo indicados, calcularam-se os custos agregados ajustados para Portugal para as diferentes tecnologias de pro-dução do hidrogénio, considerando como valores atuais os referentes a 2015 e os valores futuros resultado de projeção para 2030. Como pressupostos utilizaram-se os custos de energia indicados na Tabela 9 tendo por base os valores de mercado atuais e projeções para 2030.

Tabela 9 - Preço de energia consideradas para os cálculos de LCOH

Preço de energia 2015 2030

Biomassa 0,10 €/kg 0,03€/kg

Etanol 0,33€/litro 0,33€/litro

Energia elétrica 0,05€/kWh 0,03€/kWh

Gás natural 0,03 €/kWh 0,035€/kWh

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O LCOH calculado para o caso da produção descentralizada de hidrogénio inclui os custos de produ-ção e compressão, armazenamento e distribuição (CSD). No caso da produção centralisada, o LCOH é a soma dos custos agregados de produção, distribuição, do custo do excesso de produção devido a perdas durante a distribuição e do custo de CSD.

Todos os restantes valores considerados no cálculo, incluindo os custos de investimento (CAPEX) foram mantidos por defeito, dado que o mercado dos equipamentos é global e os custos para a rea-lidade nacional serão dependentes de múltiplos fatores, incluindo as condições de negociação caso a caso.

Figura 55 - Custos de produção de hidrogénio (€/kg H2) segundo os diferentes processos(Adaptado de US DOE, 2018)

A descida sustentada do custo da energia renovável sugere que a produção em grande escala de hidrogénio renovável, via eletrólise centralisada ou não, irá conhecer um apreciável impulso (Figura 55) na próxima década, para se situar num patamar dos 2 €/kg H2. As evidências recentes mostram igualmente que em estratégias híbridas de P2X em aplicações de nicho – com preço da energia intermitente otimizado e incluindo a produção de hidrogénio renovável e injeção na rede de gás – o hidrogénio apresenta um custo de 3,23 €/kg H2 (Glenk e Reichelstein, 2019).

4.4.2 Custos de compressão, armazenamento e distribuiçãoAs tecnologias utilizadas para compressão, armazenamento e distribuição do hidrogénio são comuns a outras áreas de atividade e ao processamento de outros materiais. De acordo com os cálculos rea-lizados na ferramenta H2A, estes custos são independentes do processo de produção do hidrogénio e não se prevê variação significativa com a evolução do tempo, indicando valores próximos de 1,5 €/kg H2.

As instalações de estações de abastecimento de hidrogénio (HRS) deverão ser concebidas e construí-das tendo em conta a especificidade da sua utilização, ou seja, se se destinam a abastecer veículos ligeiros (700 bar) ou veículos pesados (350 bar). Esta diferença de taxa de compressão do hidrogénio, está relacionada com as limitações de espaço nos veículos ligeiros que não se verifica nos veículos pesados, onde existe possibilidade de instalar tanques de maiores dimensões. Para além do dimen-sionamento adequado da capacidade de produção de hidrogénio, as tecnologias utilizadas para com-pressão, armazenamento e abastecimento do hidrogénio apresentam custos diferenciados, sendo

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mais elevados para abastecimento a pressões mais elevadas (Reuter et al, 2017). Assim, nos casos em que se prevê o abastecimento apenas para veículos pesados, os custos de instalação poderão ser reduzidos ao limitar a capacidade de abastecimento de hidrogénio para pressões de 350 bar.

A energia de compressão varia de acordo com o valor final de pressão pretendido, mas é sempre infe-rior ao custo da liquefação. Os valores típicos de consumo energético para compressão podem variar entre 1,7 e 6,4 kWh/kg H2, sendo por exemplo os valores 2,23 kWh/kg H2 para compressão a 440 bar e 3,0 kWh/kg H2 para compressão a 880 bar apresentados por Gardiner (2009).

A tecnologia de liquefação atualmente disponível no mercado é altamente exigente em termos energé-ticos, atingindo valores da ordem dos 12 kWh/kg H2, isto é, o equivalente a 36% da energia útil acu-mulada em 1 kg de hidrogénio (33,33 kWh/kg H2). O desenvolvimento do projeto IDEALHY, com base em análise tecnológica, trabalho concetual e otimização de processo, conseguiu reduzir o consumo energético específico da liquefação do hidrogénio para 6,4 kWh/kg H2 (Stolzenburg, 2013).

Na Tabela 10, apresentam-se os custos ao longo da cadeia de valor do hidrogénio atuais (2015) e fu-turos (2030), bem como valores ótimos a atingir a longo prazo em condições ideais conforme Vita et al (2018). Verifica-se que os custos de produção de hidrogénio apresentados estão em harmonia com os valores obtidos através da utilização da ferramenta do US DOE-NREL adaptada ao caso português e apresentados atrás. Os custos da compressão não variam de forma significativa entre a atualidade e o longo prazo (0,20 a 0,23 €/kg H2). No armazenamento a variação é entre 0,10 e 0,09 €/kg H2. No caso da distribuição em botija ou cisterna, o custo mantém-se constante (0,63 €/kg H2), contrastando com as estações de abastecimento de pequena dimensão (0,80-0,70 €/kg H2) e de média dimensão (0,48-0,43 €/kg H2).

Tabela 10 - Custos atuais, futuros e ideais a longo prazo nas fases das cadeias de valor do hidrogénio da produção à distribuição (Vita et al, 2018; Mann e Steward, 2018; Blanco et al, 2018)

€/kg H2 2015 2030 Meta final*

Produção larga escala

AE 3,07 2,97 3,0

PEME 3,6 2,83 3,0

SOE 6,17 4,97 3,6

SMR de GN (sem CCS) 1,6 2 6,2

SMR de GN (com CCS) 3,57 4,43 8,9

Gaseificação biomassa 2,12 1,91

Produção pequena escala

AE 3,40 3,03 3,13

PEME 4,37 3,23 3,17

SOE 7,80 6,27 3,83

SMR de GN (sem CCS) 2,93 3,03 7,63

Compressão

Para média ou alta pressão 0,20 0,22 0,23

Armazenamento

Tanque a média pressão 0,10 0,09 0,09

Transformação

Metanação 0,77 0,43 0,2

Injeção na rede GN 1,10 1,10

89

PEMFC PEME +20%

SOFC SOE +20%

Distribuição/Abastecimento

Transporte em botijas ou cisternas a média ou alta pressão 0,63 0,63

Estação de abastecimento pequena 0,80 0,73 0,70

Estação de abastecimento média 0,48 0,43 0,43

(*) A obter em condições ideais a longo prazo (Vita et al, 2018)

4.4.3 Custos do hidrogénio nas cadeias de valorA partir de diferentes fontes bibliográficas os custos associados às cadeias de valor para o hidrogénio (€/ kg H2) foram analisados para 2015 e previsionalmente para 2030. Na Tabela 11 mostra-se, para uma produção de hidrogénio em pequena-média escala (< 1500 kg H2/dia), a variação desses custos em função do uso final (mobilidade, introdução nas redes de gás e eletricidade, aplicação à indústria).

Tabela 11 – LCOE atual e futuro da aplicação do hidrogénio nas cadeias de valor, em pequena-média es-cala (Vita et al, 2018; Mann e Steward, 2018; Blanco et al, 2018)

Aplicação da cadeia de valorCusto total para a cadeia de valor

(€/kg H2)

2015 2030

Mobilidade Semi-centralizada HRS veículos ligeiros

via AEvia PEMEvia SOE via SMR de GN

5,036,009,434,56

4,614,817,854,61

Mobilidade Semi-centralizada HRS autocarros/camiões

via AEvia PEME via SOEvia SMR de GN

4,715,689,114,24

4,314,517,554,31

Mobilidade Descentralizada

via AEvia PEME via SOE via SMR de GN

4,185,158,583,71

3,773,977,013,77

Indústria ligeira Semi-centralizada

via AEvia PEMEvia SOEvia SMR de GN

4,235,208,633,76

3,884,087,123,88

Indústria ligeira Descentralizada

via AEvia PEME via SOEvia SMR de GN

3,704,678,103,23

3,343,546,583,34

Indústria pesada

via AEvia SMR de GN via SMR de GN com CCS via gaseific. biomassa

3,071,603,572,12

2,972,004,431,91

Introdução na rede de gás, com custos de Me-tanação

via AE via PEMEvia SOEvia gaseific. biomassa

4,144,677,243,19

3,713,575,712,65

90

Introdução na rede de gás, com custos de In-jeção

via AE via PEMEvia SOEvia gaseific. biomassa

4,475,007,573,52

4,384,246,383,32

Introdução na rede elé-trica (€/MWh)

via AE + AFC via PEME + PEMFCvia SOE + SOFCvia gaseific. biomassa + AFCvia gaseif. biom. + PEMFCvia gaseific. Biomassa + SOFC

211,3246,5415,9182,9202,1294,5

202,5193,7337,1170,7165,9245,3

Como evidenciado na Figura 56, em cenários de descarbonização o LCOH para a produção de hi-drogénio por eletrólise estima-se que será inferior ao da reformação do gás natural. Em condições de ciclo de aprendizagem completo, o LCOH previsível será de 100 €/MWh aproximadamente, enquanto as vendas de eletricidade a retalho serão da ordem de 70 €/MWh. Ao comparar a produção centrali-zada de hidrogénio e a eletrólise em pequena escala, as economias de escala relativas aos custos da produção local para uma estação de reabastecimento de grandes dimensões serão apenas da ordem de 20%, aproximadamente (Vita et al, 2018).

Figura 56- LCOH atual e futuro para diferentes aplicações finais (€/MWh de H2) (Vita et al, 2018)

4.5 Análise dos aspetos sociais e de política associados ao hidrogénio

4.5.1 Perceção públicaNo questionário de consulta pública realizado no âmbito do processo de preparação da nova diretiva das energias renováveis, a Comissão Europeia (EC, 2015) reconhece que a falta de capacitação dos consumidores e informação insuficiente sobre soluções baseadas em energias renováveis poderão dificultar o desenvolvimento de energias renováveis a custos aceitáveis a nível urbano e comunitário. Uma das barreiras identificadas é precisamente a perceção pública negativa sobre instalações de energias renováveis a nível local. A perceção pública é por isso um critério social relevante a ter em conta em projetos na área da energia desde o seu início.

91

No caso do hidrogénio, os benefícios para a sociedade, a aceitação social, as sinergias com políticas de melhoria da qualidade de vida, bem como a facilidade e conveniência de utilização das tecnologias pelo utilizador final, constituem aspetos sociais com importância para a perceção pública.

O benefício do hidrogénio para a sociedade mais amplamente referido na literatura decorre do seu elevado potencial para descarbonizar os setores de mais difícil eletrificação, como o aquecimento e arrefecimento na indústria e em edifícios residenciais e comerciais, bem como o setor dos transportes (FCHJU, 2017; IRENA, 2018; Mattioda et al, 2017; Melaina et al, 2017). Estão associadas a este be-nefício para a sociedade as reduções de emissões de CO2 na mobilidade, potenciada pela utilização de veículos movidos a hidrogénio produzido a partir de fontes renováveis, na indústria, potenciada pela substituição do hidrogénio produzido atualmente a partir de combustíveis fósseis por hidrogénio produzido a partir de fontes renováveis, e nos edifícios a produção de eletricidade, potenciada pela injeção de hidrogénio produzido a partir de fontes renováveis nas redes de gás natural, e consequen-te contribuição para as metas de redução definidas a nível nacional e internacional. Outro benefício importante é o potencial do hidrogénio para reduzir as limitações das fontes variáveis de energias renováveis, devido à capacidade de armazenamento de longa duração, possibilitando uma maior pe-netração das fontes de energias renováveis no mix energético e consequente redução de emissões de gases de efeito de estufa e maior segurança energética (FCHJU, 2017; IRENA, 2018; Mattioda et al, 2017).

Para os stakeholders nacionais estes benefícios do hidrogénio para a sociedade constituem oportu-nidades relevantes, nomeadamente no que toca à contribuição para a descarbonização do sistema energético nacional e à diversificação das soluções de segurança energética decorrente da possibili-dade de armazenamento de longa duração e consequente valorização das fontes de energias renová-veis (DGEG, 2017 e 2018).

Os estudos sobre aceitação social de energias renováveis que têm sido realizados na Europa, e tam-bém em Portugal, tendem a revelar uma atitude geral bastante favorável às energias renováveis, mas uma certa preocupação com os efeitos locais provocados pela instalação das infraestruturas asso-ciadas a este tipo de energia (Delicado, 2015). No caso do hidrogénio os estudos têm revelado uma atitude geral similar, embora a grande maioria dos casos se debrucem sobre a utilização do hidrogénio na mobilidade, sobretudo autocarros e respetivas estações de abastecimento (ECN, 2008; Roche et al, 2010; Huijts e van Wee, 2015; Iribarren et al, 2016; Schneider, 2017). Uma análise de diversos casos de estudo, realizada no âmbito do projeto europeu Create Acceptance, apontava já para atitudes em geral bastante favoráveis ao hidrogénio por parte do público, embora manifestando preocupação em relação à necessidade de mais informação (ECN, 2008). A localização das estações de abastecimento é em geral o fator que motiva mais preocupação, embora tenda a ser menos importante nos casos em que os projetos incluem adequadas estratégias de comunicação sobre o risco associado a este tipo de instalações. Por outro lado, o aspeto tido por mais positivo é em geral a redução da poluição atmosférica proporcionada pela utilização do hidrogénio como combustível. E sendo o hidrogénio associado à imagem de “energia sustentável” é relevante para a aceitação a forma como este é pro-duzido, sendo bastante mais significativa quando o é a partir de fontes de energias renováveis (ECN, 2008; Roche et al, 2010; Lozanovski et al, 2018). Estudos mais recentes na Holanda (Huijts e van Wee, 2015) e em Espanha (Iribarren et al, 2016) mostram a mesma atitude geral bastante favorável, sendo a maior preocupação a localização das estações de abastecimento, manifestada sobretudo por quem vive nas suas proximidades.

Os fatores de aceitação são no entanto muito dependentes de condições locais específicas, relaciona-das tanto com a existência ou não de experiências prévias como com a forma como os projetos são apresentados e geridos e com os stakeholders que são envolvidos no seu desenvolvimento. No caso específico islandês, por exemplo, a ligação do hidrogénio às energias renováveis foi determinante dada a importância que lhes é atribuída no país (ECN, 2008). No caso alemão, por outro lado, vantagens como a independência da rede central de eletricidade ou o potencial de descentralização são mais significativas para a aceitação do hidrogénio do que os seus benefícios ambientais (Schmidt e Donsbach, 2016).

92

Os projetos de demonstração do hidrogénio em Portugal podem aprender com estas experiências e adotar estratégias de comunicação adequadas ao contexto nacional. Para os stakeholders nacio-nais, estas estratégias de comunicação devem incluir a realização de ações de sensibilização, in-formação e formação para diferentes públicos-alvo, no intuito de contribuir para uma maior literacia sobre o hidrogénio, sem esquecer a necessidade de melhorar a perceção do sistema financeiro em relação a este tipo de tecnologias. Temas como uma adequada gestão dos riscos e condições de segurança do armazenamento e utilização, bem como os custos reais da não descarbonização do sistema energético, deverão integrar estas ações (DGEG, 2017 e 2018).

Outros aspetos sociais relevantes para a perceção pública são as sinergias com políticas de melho-ria da qualidade de vida e a facilidade e conveniência de utilização das tecnologias pelo utilizador final. Em relação ao primeiro aspeto, o estudo realizado no âmbito do projeto europeu Create Ac-ceptance menciona a melhoria da qualidade do ar decorrente da utilização de veículos a hidrogénio como um dos aspetos considerados mais positivos pela população (ECN, 2008). A ausência de ris-cos de poluição decorrente da utilização de tecnologias de hidrogénio é mesmo considerada como um dos benefícios potenciais para a sociedade da integração do hidrogénio no sistema energético (Mattioda et al, 2017). A melhoria da qualidade do ar em meio urbano decorrente da redução das emissões poluentes do transporte público rodoviário é considerada pelos stakeholders nacionais uma das formas de promoção do hidrogénio no nosso país (DGEG, 2017 e 2018).

Um estudo realizado no âmbito do Programa “50 Hydrogen Refuelling Stations”, financiado pelo Mi-nistério Alemão dos Transportes, incluiu a realização de experiências de abastecimento de veículos a hidrogénio por parte de utilizadores (seis com experiência e oito sem experiência), bem como um inquérito a 100 utilizadores de veículos a hidrogénio. Os resultados mostram um grau de satisfação muito elevado em relação à curta duração da operação de abastecimento (mais de 90%), mas tam-bém uma elevada percentagem de utilizadores (mais de 80%) que referem ter tido pelo menos uma vez problemas técnicos durante o abastecimento do veículo levando-os a considerar a tecnologia promissora mas com necessidade de melhorias em relação à sua fiabilidade (Schneider, 2017). Esta experiência mostra a importância de se considerar o aspeto da facilidade e conveniência de utiliza-ção das tecnologias pelo utilizador final no âmbito dos projetos de demonstração a desenvolver. Em relação a este aspeto é de referir ainda a necessidade de melhorar a perceção dos consumidores sobre as condições de segurança da utilização do hidrogénio como um dos desafios mencionados pelos stakeholders nacionais (DGEG, 2017 e 2018).

4.5.2 EmpregoSegundo a Organização Internacional do Trabalho, a nível global, a transição do sistema energético levará à perda de cerca de 6 milhões de empregos e à criação de cerca de 24 milhões de empregos até 2030, devido às alterações esperadas na produção e utilização de energia relacionadas com a adoção de práticas sustentáveis, incluindo as alterações do mix energético, o crescimento esperado dos veículos elétricos e o aumento da eficiência energética em edifícios (ILO, 2018).

Por outro lado, é necessário ter ainda em atenção onde se espera que estes empregos venham a ser criados, o que dependerá não apenas da capacidade de cada país implantar projetos adequados ao cumprimento dos objetivos e metas definidos a nível nacional, mas também da capacidade de criação de clusters adequados que promovam a criação de emprego a nível local. De acordo com a IRENA, a criação de empregos no setor das energias renováveis continuava a ser crescente em 2017, embora a criação de empregos permaneça altamente concentrada num pequeno número de países. Cerca de 43% dos empregos criados localizam-se na China, em especial nos setores do aquecimento e arrefecimento solar (83%), solar fotovoltaico (66%) e energia eólica (44%). A indús-tria do solar fotovoltaico é o maior empregador, mas a expansão (9% de 2016 para 2017) deu-se sobretudo na China e na Índia, tendo havido perda de empregos nos Estados Unidos da América, Japão e União Europeia (IRENA, 2018a). Na União Europeia havia cerca de 1,4 milhões de empregos

93

no setor das energias renováveis em 2017, esperando-se a criação de até 1,5 milhões de empregos líquidos até 2030 (EPSC, 2018). Em Portugal, o setor da eletricidade renovável era responsável por cerca de 55 000 empregos diretos e indiretos, esperando-se que seja responsável pela criação de quase 30 000 empregos até 2050 no cenário mais exigente em termos de redução de emissões de gases de efeito de estufa para este horizonte temporal (APREN, 2018).

Outro aspeto a ter em conta no âmbito do emprego relaciona-se com as profissões e funções em ascensão e em declínio no setor energético. O Fórum Económico Mundial identifica como exemplos de profissões em ascensão neste setor entre 2018 e 2022 cientistas e analistas de dados, engenhei-ros de energias renováveis, especialistas de big data, criadores e analistas de software e aplicações e especialistas de novas tecnologias, enquanto em declínio estarão profissões como operadores de entradas de dados, operadores de centrais de produção de energia e operadores de refinarias de petróleo e de fábricas de processamento de gás natural. Já quanto aos fatores determinantes para a localização dos empregos, são identificados para o setor energético na Europa Ocidental fatores como a disponibilidade de talentos, os custos laborais e os custos de produção, em detrimento de fatores como a flexibilidade das leis laborais, a localização das matérias-primas ou a qualidade da cadeia de abastecimento (WEF, 2018).

No que toca ao hidrogénio, poderá considerar-se que a sua integração no sistema enquanto vetor energético contribui para a valorização das fontes de energias renováveis, podendo por isso vir a ter um efeito potenciador das estimativas acima identificadas, para além dos empregos diretos associa-dos às cadeias de hidrogénio propriamente ditas. Existem, com efeito, ainda poucas estimativas sobre a criação de emprego provocada diretamente pelo hidrogénio e as que existem variam grandemente, sendo necessário ainda identificar melhor o seu potencial de criação de emprego, não apenas em nú-mero, mas também no que diz respeito ao tipo de empregos e quando e onde serão criados (Bezdek, 2019), aspetos que terão de naturalmente ser tidos em conta em futuros projetos de demonstração a realizar em Portugal.

4.5.3 Saúde e segurançaA necessidade de salvaguardar a saúde e segurança ao longo de todo o ciclo de vida do hidrogénio obriga a considerar em todos os projetos de demonstração aspetos como a segurança pública, a segurança no local de trabalho e a prevenção ou mitigação de efeitos perigosos de longo prazo na saúde.

A segurança pública é, como já referido, um dos aspetos que causam maior preocupação nos estudos de aceitação social do hidrogénio, tanto no que toca às infraestruturas de armazenamento e distribui-ção como em relação à própria utilização (ECN, 2018; Roche et al, 2010). A necessidade de caracte-rizar o risco e definir as condições de segurança do armazenamento de forma a melhorar a perceção do consumidor neste domínio, bem como a criação de competências e procedimentos de segurança na distribuição e a sensibilização dos cidadãos para a segurança no consumo são desafios realçados pelos stakeholders nacionais (DGEG, 2017 e 2018).

A segurança no local de trabalho e a prevenção ou mitigação de efeitos perigosos de longo prazo na saúde são aspetos a ter em conta não apenas na produção de energia e nas operações de armaze-namento e distribuição de hidrogénio, mas também na produção dos equipamentos e tecnologias e no fim-de-vida e desmantelamento das infraestruturas de produção, armazenamento e distribuição de hidrogénio.

Deverá considerar-se ainda que a melhoria da qualidade do ar em meios urbanos e a contribuição para a descarbonização do sistema energético, decorrentes da integração do hidrogénio no mix energéti-co, contribuem para uma sociedade mais saudável e mais segura, o que se irá traduzir em benefícios sócio-económicos a longo prazo que poderão vir a ser relevantes. Este é também por isso um aspeto importante a ter em conta no planeamento e avaliação de projetos de hidrogénio em Portugal.

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4.5.4 Desenvolvimento regional/localDada a sua capacidade de incentivar a descentralização da produção de eletricidade e de calor, o hi-drogénio apresenta um potencial elevado para contribuir para o desenvolvimento regional/local, quer através da capacitação a nível regional/local tanto em termos tecnológicos como em termos da cria-ção de novos modelos de negócio, quer através do desenvolvimento de infraestruturas e de clusters dedicados a nível local.

Será necessário compatibilizar a atuação à escala nacional, regional e local, bem como definir obje-tivos regionais/locais, para que a promoção de novas oportunidades de mercado e especialização de áreas de negócio se traduza na exploração de novos modelos de negócio potenciados pela pro-ximidade e flexibilidade do hidrogénio na distribuição. O hidrogénio poderá ser introduzido nas redes locais de gás ou poderão, a mais longo prazo, construir-se infraestruturas dedicadas a nível local. As estações de abastecimento de veículos a hidrogénio, que numa primeira fase serão destinadas a frotas de autocarros ou veículos pesados, poderão integrar a complementaridade da sua utilização também por veículos ligeiros, sejam particulares, sejam veículos de frotas de organizações públicas ou privadas (DGEG, 2017 e 2018).

Por outro lado, o desenvolvimento de clusters tecnológicos associados à produção, armazenamento, distribuição e utilização do hidrogénio poderá promover a economia a nível regional/local, melhorando as infraestruturas existentes, promovendo a indústria e capacitando a região para uma melhoria da produtividade e da qualidade de vida (Sheikh et al, 2016; DGEG, 2017 e 2018).

4.5.5 Políticas públicasA integração do hidrogénio no mix energético nacional pode ser incentivada pelas políticas públicas que promovem as energias renováveis e a eficiência energética, a segurança do abastecimento de energia, a independência energética nacional, bem como a formação da força de trabalho sobre novas fontes energéticas, podendo ainda vir a estimular o fornecimento local.

Ao contribuir para a descarbonização do sistema energético, para a redução da dependência externa de energia primária e para as condições de segurança no abastecimento, devido à descarbonização da indústria, do setor do gás e da mobilidade, à valorização das fontes de energias renováveis e à possibilidade de criar zonas energeticamente autónomas e de promover sistemas autónomos de funcionamento híbrido, o hidrogénio terá, por seu lado, também um impacte positivo na prossecução dos objetivos e metas definidos no âmbito destas políticas. Todos estes aspetos são realçados pelos stakeholders nacionais (DGEG, 2017 e 2018).

Estes aspetos são já assumidos no Plano Nacional integrado Energia Clima (PNEC) de Portugal, prin-cipal instrumento de política energética e climática para a década 2021-2030 que, em consonância com a visão para o país de alcançar a neutralidade carbónica em 2050, foi desenvolvido em estreita articulação com o Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050. Com efeito, ambos os documentos assumem a relevância do hidrogénio para o cumprimento das metas e objetivos nacionais neste âm-bito (PNEC, 2018; MATE, 2018), em particular no que toca às dimensões da descarbonização e da segurança energética.

No entanto, há que ter em conta que haverá necessidade no curto prazo de medidas para enfrentar o diferencial de custos inerente às tecnologias existentes, por exemplo no caso dos veículos a hidrogé-nio e investimentos em infraestruturas. Poderão vir a ser necessários instrumentos específicos para minimizar estes investimentos e melhorar os aspetos económicos das cadeias de abastecimento. Será ainda necessário elaborar esquemas de certificação do hidrogénio produzido a partir de fontes de energias renováveis de forma a realçar o valor acrescentado sistémico das tecnologias para produção, armazenamento, distribuição e utilização do hidrogénio (IRENA, 2018).

Por fim, há que identificar lacunas e barreiras na legislação nacional e comunitária, como por exemplo

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em relação ao licenciamento das operações ao longo da cadeia do hidrogénio, além de outros aspetos que possam dificultar a descentralização da produção de eletricidade e o autoconsumo, e adaptar o quadro normativo às necessidades de uma implantação adequada de infraestruturas de armazena-mento de hidrogénio e das tecnologias necessárias para a sua utilização (EPSC, 2018; DGEG, 2017 e 2018).

O Roteiro para o Hidrogénio em Portugal terá em conta todos estes aspetos, em estreita consonância com a visão e objetivos definidos no PNEC 2030 e no Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050.

4.5.6 Investigação e InovaçãoPara além da iniciativa privada, o apoio público à investigação e inovação (I&I) no domínio do hidro-génio é essencial, quer através do apoio à participação das instituições nacionais de investigação em projetos de I&I nacionais e comunitários, quer através da adoção de medidas de facilitação da trans-ferência de tecnologia das instituições de investigação para as empresas e autarquias (EPSC, 2018; DGEG, 2017 e 2018).

No caso concreto do hidrogénio – dado envolver inovação sistémica disruptiva que evolui no tempo e em função da cadeia de valor com dinâmicas distintas, existe uma margem considerável para I&I e para gestão de portefólios – com base na maturidade atual em TRL e subsequente distância ao mer-cado. A realidade demonstra que a narrativa está a evoluir do desenvolvimento da tecnologia para a necessidade da sua gestão integrada no tempo e espaço – i.e. ao longo das cadeias de valor, e nos contextos de aplicação, bem como na estimulação dos diferentes segmentos de mercado.

É de salientar neste âmbito que o PNEC preconiza a dinamização de programas nacionais de I&D&I, incluindo um programa orientado para o hidrogénio como vetor energético, visando a sua promoção “como elemento estabilizador, considerando a sua capacidade de armazenamento e transferência de energia, e a sua utilização na co-geração de eletricidade e calor, na introdução na rede de gás natural, a transformação em combustível líquido sintético ou a utilização na área da mobilidade em pilhas de combustível” (PNEC, 2018).

Neste domínio concreto assume importância vital o Roteiro para o Hidrogénio em Portugal, quer para a promoção e difusão das tecnologias mais maduras via projetos-piloto de demonstração, integradores e de escala sistémica, quer para o necessário apoio público estruturante e a montante a projetos de I&I das tecnologias menos maduras de produção, armazenamento, distribuição e utilização de hidrogénio.

4.5.7 Síntese e recomendaçõesA promoção de projetos-piloto de demonstração constitui um passo crucial para o escalonamento custo-eficaz da integração do hidrogénio no sistema energético. Face ao que foi exposto acima é relevante que estes projetos tenham em consideração uma série de aspetos sociais relacionados so-bretudo com a perceção pública das tecnologias de hidrogénio, o potencial de criação de emprego, a saúde e segurança ao longo do ciclo de vida do hidrogénio, bem como o seu potencial de contribuir para o desenvolvimento regional e local.

É necessário que em cada projeto de demonstração se analise nomeadamente o seguinte:

• No que toca à perceção pública: os benefícios para a sociedade, a aceitação social, as siner-gias com políticas de melhoria da qualidade de vida, bem como a facilidade e conveniência de utilização das tecnologias pelo utilizador final;

• Em relação ao emprego: o potencial de criação de emprego e, em particular, a capacidade de criação de clusters adequados que promovam a criação de emprego a nível local, bem como as necessidades de formação adequadas às novas profissões e funções relacionadas com o hidrogénio;

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• Relativamente à saúde e segurança: a segurança pública, a segurança no local de trabalho e a prevenção ou mitigação de efeitos perigosos de longo prazo na saúde;

• Para o desenvolvimento regional/local: a capacitação a nível regional/local tanto em termos tecnológicos como em termos da criação de novos modelos de negócio, e o desenvolvimento de infraestruturas e de clusters dedicados a nível local.

A adoção de estratégias de comunicação adequadas ao contexto nacional permitirá a cada projeto de demonstração otimizar a perceção pública e estimular a aceitação social das tecnologias de hidrogé-nio. Estas deverão pelo menos incluir os aspetos seguintes:

• Benefícios para a sociedade, nomeadamente no que toca à contribuição para a descarboniza-ção do sistema energético nacional e à diversificação das soluções de segurança energética decorrente da possibilidade de armazenamento de longa duração e consequente valorização das fontes de energias renováveis;

• Benefícios mais específicos a cada tipo de utilização, como por exemplo a melhoria da quali-dade do ar em centros urbanos decorrente da utilização de veículos a hidrogénio;

• Informação clara sobre as tecnologias de hidrogénio, o seu ciclo de vida, uma adequada ges-tão dos riscos e condições de segurança do armazenamento e utilização;

• Experiências práticas de utilização das tecnologias de hidrogénio por parte do público-alvo;

• Envolver os stakeholders adequados consoante o tipo de projeto, tendo em conta que os pro-jetos que envolvem tecnologias de hidrogénio se enquadram num contexto de transição ener-gética havendo, por isso, necessidade de considerar não apenas os stakeholders tradicionais, como as grandes empresas de produção e distribuição de energia e os consumidores indus-triais ou domésticos, mas também novos tipos de stakeholders, como as novas empresas de fornecimentos de serviços de energia, as cooperativas de consumo e os chamados prosumers – consumidores que também produzem energia a partir de fontes renováveis.

Para além da promoção de projetos de demonstração há ainda a considerar, a nível dos aspetos de política, os aspetos seguintes:

• O reconhecimento do impacte positivo do hidrogénio na prossecução dos objetivos e metas definidos no âmbito das políticas que promovem as energias renováveis e a eficiência ener-gética, a segurança do abastecimento de energia, a independência energética nacional, bem como a formação da força de trabalho sobre novas fontes energéticas, podendo ainda vir a estimular o fornecimento local;

• A necessidade de instrumentos específicos para fazer face aos investimentos de curto prazo;

• A elaboração de esquemas de certificação do hidrogénio produzido a partir de fontes de ener-gias renováveis;

• A inclusão do hidrogénio enquanto vetor energético no planeamento estratégico, integrando-o de forma adequada nos modelos de simulação energética.

4.6 Resposta às questões operacionais4.6.1 Questão operacional 1A questão formulada é a seguinte: “Como pode o hidrogénio ser produzido, distribuído e utilizado de forma sustentável?”

O hidrogénio de base renovável, em condições operacionais concretas, permite atender às necessida-des de mercado e cumprir diferentes aspetos de política, em particular as metas de descarbonização profunda, e apoiar os níveis elevados de penetração de eletricidade renovável.

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Essas condições operacionais dependem do estado da arte da tecnologia ao longo de cada cadeia de valor, a qual varia em função das aplicações finais e das condições locais de operacionalização, em particular do custo da produção do hidrogénio (custo de referência: 4,0 €/kg), da infraestrutura de suporte e das emissões em cada aplicação, quando comparado com outros meios de abastecimento de energia.

Atualmente, tendo presentes as dimensões de análise consideradas na produção de hidrogénio, a ele-trólise alimentada com FER é à data atual a opção de descarbonização por excelência, o que na maio-ria dos casos não é ainda uma realidade pois a energia elétrica da rede não está descarbonizada e o preço é elevado. Os custos do hidrogénio são ainda elevados, conforme vimos pela análise de custos (secção 4.4.1) e há que atender às eficiências de conversão nas diferentes tecnologias de eletrólise, aos tempos de vida dos equipamentos e ao seu custo de investimento inicial, qualquer destas condi-ções determinantes para a competitividade da tecnologia. No presente, a reformação do gás natural é ainda a via economicamente mais competitiva, vantagem que se irá reduzir durante a próxima década, em função da previsível redução dos custos da eletrólise. Relativamente aos impactes da reformação em termos de GEE, estes poderão vir a ser atenuados por via da CCUS assim que esta tecnologia atinja maturidade técnico-económica para tal.

Assumindo que os impactes no armazenamento e distribuição não são significativamente divergentes para soluções a hidrogénio e soluções convencionais, haverá então que contextualizar a fase do uso final. Para o efeito individualiza-se a utilização final do hidrogénio em duas estratégias:

(1) Na mobilidade transportada, as soluções que exibem menores impactes são:

a) em termos de energia primária por quilómetro, as que consideram o transporte indi-vidual leve eletrificado (ex. ciclomotores elétricos) e o transporte coletivo eletrificado (ex. autocarro e comboio elétrico), independentemente da fonte de abastecimento da energia elétrica para a motorização ser a hidrogénio renovável ou bateria;

b) em termos de emissões de GEE por quilómetro, a mobilidade em transporte coletivo (autocarro ou comboio) elétrico abastecido a hidrogénio renovável apresenta menores impactes, em desfavorecimento da solução elétrica a baterias;

c) em termos de potencial de acidificação por quilómetro, apresentam menores impac-tes a mobilidade em transporte coletivo (autocarro ou comboio) elétrico abastecido a hidrogénio renovável, em paralelo com o transporte individual leve eletrificado e carre-gado com base 100% renovável;

d) quando analisando isoladamente a mobilidade através de automóvel elétrico, a solu-ção abastecida por hidrogénio renovável (VEH) – com exceção da via por gaseificação de biomassa – evidencia impactes ambientais por quilómetro (emissões de GEE e de gases ácidos) semelhantes aos dos veículos elétricos a bateria (VEB) abastecidos com eletricidade renovável.

O custo atual do hidrogénio para a mobilidade varia atualmente em função do uso final e da tecnologia de produção:

– para os veículos ligeiros 4,5-9,4 €/kg H2 em sistema de cadeia semi-centralizada; – para os veículos pesados 4,2-9,1 €/kg H2 em cadeia semi-centralizada ou 3,7-4,2 €/kg H2 se

descentralizada.

Em termos de aceitação social, pode ser relevante que o hidrogénio utilizado na mobilidade seja de base renovável.

(2) Na injeção na rede de gás, considerando a função armazenamento ou produção de calor. A primeira função estratégica é muito favorecida em cenários que requerem armazenamen-

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to da energia elétrica renovável através da conversão eficiente em hidrogénio, oferecendo grande flexibilidade pelas potencialidades do seu armazenamento. No que respeita à função de produção de calor, as soluções com maior potencial para minimizar impactes ambientais por kWh térmico, em termos de GEE e gases acidificantes, são aquelas que utilizam hidro-génio produzido por via 100% renovável (mesmo o mix energético nacional em 2030 terá comparativamente maiores impactes negativos). Este desempenho mais positivo contrasta com as possíveis soluções atuais, em que o kWh térmico é obtido utilizando hidrogénio produzido com base no mix elétrico atual, para as quais ainda existem impactes ambientais significativos.

O custo atual do hidrogénio para injeção na rede de gás natural é de 3,5-7,56 €/kg H2, pro-jetando-se uma redução para 2030 que varia entre 3,3 e 6,4€/kg H2.

Os aspetos sociais mais relevantes associados a esta estratégia estão relacionados com o seu potencial de desenvolvimento local/regional e a criação de emprego.

4.6.2 Questão operacional 2A questão formulada é a seguinte: “Quais são as cadeias de produção e uso do hidrogénio que em Portugal melhores possibilidades podem oferecer para alcançar a neutralidade carbónica em 2050?”

A integração de sistemas a hidrogénio no sistema energético é importante e oportuna, dadas as suas múltiplas valências potenciais, nomeadamente ser:

a) Um combustível alternativo promissor com potencial para uma descarbonização alargada dos diferentes setores de atividade (i.e. produção de energia, mobilidade, edifícios e in-dústria). Saliente-se que, para além das utilizações como vetor energético, o World Energy Council assinala que o desenvolvimento da economia do hidrogénio industrial, garantidas as necessárias condições de sustentabilidade – i.e. minimizando os impactes ambientais, sociais e económicos, em particular associados ao processo de produção do hidrogénio – deve ser uma prioridade (WEC, 2018), tendo em conta que o hidrogénio é uma das poucas substâncias com capacidade para alcançar a completa descarbonização da indústria;

b) Associado a tecnologias potencialmente facilitadoras de uma transição energética mais in-tegrada, sustentável e inteligente, em particular pela integração crescente das energias re-nováveis intermitentes, num quadro de crescente eletrificação, digitalização e partilha entre setores, obrigando necessariamente à disponibilidade de capacidade de armazenamento da energia gerada em períodos de baixa procura, nomeadamente através da conversão noutros vetores energéticos.

A competitividade económica do hidrogénio e a sua eficiente integração depende em particular da identificação das vias ótimas e custo-eficazes para a sua produção e distribuição, e da capacidade de equilibrar a oferta e a procura em cada contexto de uso. Assim, as cadeias de produção e uso final do hidrogénio que, numa perspetiva dinâmica, melhores oportunidades oferecem em Portugal para alcançar a neutralidade carbónica são:

a) Estratégia P2P: Condicionadas pela necessária redução dos custos e avanços da maturi-dade tecnológica, as vias para produção de 1 kWh elétrico que minimizam as emissões de GEE serão muito provavelmente as seguintes:i. H2P via pilhas de combustível (PEM ou outra de eficiência otimizada), utilizando hidro-

génio produzido por eletrólise da água (alcalina ou outra de eficiência otimizada) com base em energia renovável (solar, eólica ou outra);

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ii. H2P via cogeração em pilhas de combustível de média-alta temperatura (SOFC) nas gamas aplicáveis e incluindo ou não turbina a gás para otimização do equilíbrio do aproveitamento de energia elétrica e energia térmica, consumindo hidrogénio produzi-do por eletrólise da água com base em energia renovável.

Apesar de a curto prazo esta estratégia ter difícil aplicabilidade em Portugal devido aos cus-tos elevados e à reduzida maturidade da tecnologia, é previsível que a médio-longo prazo esta transição se mostre favorável.

b) Estratégia P2M: As soluções de mobilidade que minimizam as emissões de GEE por quiló-metro percorrido ao longo do ciclo de vida são:

iii. Transporte coletivo (autocarro ou comboio) eletrificado com base em hidrogénio re-novável;

iv. Transporte individual leve (ciclomotor) eletrificado e abastecido com eletricidade re-novável.

as quais exibem um GWP 100a inferior a 33 g CO2eq/km percorrido, o que compara com ciclomotores, autocarros e comboios abastecidos por energia elétrica do mix energético na-cional atual que possuem GWP 100a superiores a 54 g CO2eq/km percorrido. As restantes opções analisadas, incluindo automóveis eletrificados abastecidos com energia da rede, são ainda mais penalizadas, i.e. com maiores impactes por emissões de GEE.

c) Estratégia P2G: As soluções utilizando hidrogénio para armazenamento de energia ou para produção de calor que têm potencial para minimizar as emissões de GEE por kWh térmico, estão associadas à injeção de hidrogénio renovável na rede de gás natural, produzido por:

v. Eletrólise da água (com eficiência otimizada) utilizando energia elétrica de fonte reno-vável (eólica ou solar);

vi. Pilha de combustível alimentada a gás natural, em regime de cogeração e consideran-do a valorização dos fluxos de energia térmica e de energia elétrica.

as quais apresentam emissões de GEE mínimas de 77 e 72 g CO2eq/kWh térmico respetiva-mente, o que compara com a eletrólise alcalina (57% de eficiência atual) alimentada pelo mix elétrico nacional apresentando impacte superior a 750 g CO2eq/kWh térmico. A especializa-ção desta estratégia mostra igualmente existirem vantagens na produção, armazenamento e uso final do hidrogénio comparativamente ao metano, pelo seu maior potencial na redução de emissões de GEE.

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5. Conclusões & Recomendações

O objetivo desta abordagem consistiu em criar evidência científica e técnica para apoiar a decisão sobre o mix de estratégias a adotar no curto e longo prazos a nível local, regional e nacional.

Para esse efeito:

a) Realizou-se a análise e avaliação dos impactes das cadeias de valor com diferentes confi-gurações e condições operacionais e envolvendo sistemas de produção-utilização de hidro-génio;

b) Considerou-se um conjunto amplo de tecnologias e processos alternativos associados em particular a: tecnologias de produção e abastecimento do hidrogénio, tecnologias de ele-trólise e fontes energéticas com impacte no seu desempenho, quer em termos energéticos quer ambientais.

Tendo sido respondidas as duas questões operacionais (4.6.1 e 4.6.2), importa agora sumarizar res-pondendo à questão:

“Quais as configurações na cadeia de valor do hidrogénio em Portugal com maior possibilidade de serem sustentáveis?”

considerando as análises e avaliações das diferentes opções associadas à produção, distribuição e utilização final do hidrogénio no contexto do sistema energético Português.

Dado que em 2050 a produção de eletricidade será integralmente garantida por fontes renováveis, o objetivo desta análise consistiu em discutir a viabilidade de diferentes estratégias no quadro da eco-nomia para o hidrogénio e da transição energética para a descarbonização profunda do sistema ener-gético nacional, num processo gradual de transformação de trajetórias tecnológicas que irá permitir responder aos desafios estratégicos integrados no Plano Nacional integrado Energia Clima para 2030 e alcançar a neutralidade carbónica tal como assumido no RNC 2050.

Perante o desempenho atual e previsível evolução, face ao estado da arte e ao elevado investimento em I&D, das tecnologias ao longo de cada cadeia de valor do hidrogénio, demonstra-se que as confi-gurações com maior potencial de aplicabilidade em Portugal são as seguintes:

Power-to-Power (P2P) – Será viável a médio-prazo se aplicável com abastecimento com energia elé-trica renovável, considerando TRL mais elevados (maior eficiência, tempo de vida mais longo e custo de investimento mais baixo) ao longo da cadeia de valor e custos mais baixos da energia utilizada, aproveitando picos de produção renovável ou com produção renovável dedicada e evitando os custos associados à utilização de energia elétrica da rede.

Power-to-Mobility (P2M) – Será viável a curto-prazo se o hidrogénio produzido por fontes renová-veis for aplicado em transportes coletivos, transporte pesados de mercadorias e frotas, bem como a soluções individuais leves eletrificadas abastecidas com hidrogénio. O custo do hidrogénio depende da tecnologia de produção mas também da intensidade de compressão necessária de acordo com as opções de uso final e do modelo de comercialização centralizado, semi-centralidado ou descentrali-zado. Por exemplo, no caso do abastecimento semi-centralizado para veículos pesados, atualmente o custo final do hidrogénio pode variar de 4,2 a 9,1 €/kg H2.

Power-to-Gas (P2G) – Será viável a curto-prazo se o hidrogénio for produzido por e.g. eletrólise de alta eficiência alimentada por fontes renováveis. Ainda no curto prazo, as pilhas de combustível

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alimentadas a gás natural em regime de cogeração poderão igualmente ser uma solução, pela sua elevada eficiência e flexibilidade introduzida no processo de transição para combustível totalmente descarbonizado (hidrogénio), ainda que seja necessário atender ao conteúdo carbónico do gás natural e à sua possível remoção no off-gas a médio prazo. Os custos atuais da introdução do hidrogénio diretamente na rede gás natural variam entre 3,5 e 7,6 €/kg H2.

A difusão das soluções oferecidas pela trajetória tecnológica para o hidrogénio, devido ao seu caráter sistémico e disruptivo enquanto vetor energético, vem pondo em evidência o seu potencial de ino-vação com impactes à escala de todo o sistema. Este tipo de inovação, propondo novas tecnologias que rompem com os modelos de negócio existentes nas empresas e as cadeias de valor associadas, significa para diferentes grupos de stakeholders necessidades de adaptação distintas, nomeadamente para:

a) Empresas – tempo de integração mais exigente, quando comparado com vias tecnológicas menos complexas e face à maturidade da tecnologia ao longo da cadeia de valor, para se adaptarem e integrarem por via de novas propostas ao mercado apoiadas por novos mode-los de negócio;

b) Estado – apoio público ao investimento com consistência e previsibilidade, face aos obje-tivos da política pública (especificamente as metas de redução de CO2 e de integração das FER) e ao risco associado à tecnologia ao longo da cadeia de valor, através de esquemas de apoio que poderão ser por via subsidiação e/ou fiscalidade ou mesmo através de facilitação regulamentar. Nos programas de financiamento de I&I é preciso continuar a apoiar o esforço necessário ao avanço tecnológico, à sua adaptação e integração ao sistema energético, incluindo nas fases de desenvolvimento, teste de protótipos, pilotos e disponibilização de infraestruturas (por exemplo infraestruturas de armazenamento e distribuição) até ao derra-deiro roll-out, com as necessárias adaptações incrementais exigidas aos diferentes segmen-tos de mercado.

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