Jim Silva Naturesa Joubert Rodrigues do Antonio Carlos Carlos Alberto Mariotoni
Santos Junior Demanboro
Universidade Estadual de Campinas - UNICAMP
Faculdade de Engenharia Civil Arq. Urb. – DRH/FEC
Área de Recursos Hídricos, Energéticos e Ambientais
Grupo de Planejamento Energético e Sistemas Elétricos - GPESE
Título
Produção de hidrogênio utilizando a energia excedente de Itaipu.
Resumo
Esse artigo tem por objetivo analisar a viabilidade técnica e econômica da produção de hidrogênio
utilizando a energia excedente de Itaipu. Inicialmente será apresentada uma discussão sobre o consumo e a
produção do hidrogênio no âmbito nacional. Posteriormente, o artigo apresentará as principais
características técnicas, os dispositivos eletroeletrônicos empregados e uma breve discussão sobre a
possibilidade de expansão da energia elétrica, via utilização de dispositivos FACTS, para a região sudeste
do país tendo como combustível o hidrogênio.
Palavras chaves: Hidrogênio, Energia excedente, Itaipu, Dispositivos FACTS.
Introdução
O hidrogênio não é uma substância nova. Antonie Lavoisier (1743-1794) e Henry Cavendish (1731-
1810) descreveram pela primeira vez o hidrogênio no final do século 18. Em 1839, Christian Friedrich
Schonbien (1799-1868) e Willian Robert Grove (1811-1896) publicaram seus trabalhos sobre células a
combustível, no qual descreviam a primeira célula eletromecânica que combinava o hidrogênio com o
oxigênio (ar) para produzir eletricidade e calor (Winter, 2005).
A maioria do hidrogênio produzido atualmente no mundo está associada ao petróleo (78%), sendo
apenas 4% de origem renovável utilizando, basicamente, a hidroeletricidade. Na Tabela 1 pode-se observar
a demanda mundial de hidrogênio. Na Tabela 2 observa-se a produção mundial de hidrogênio segundo as
fontes utilizadas (Silva et al., 2003).
Tabela 1 - Demanda mundial de hidrogênio.
1

Setor Consumo Mundial de Hidrogênio (109 m3 / ano)
1995 1996 1997 1998 2003
Grandes 559,7 534,5 551,1 553,2 687,1
Consumidores
Mercado (exceto 222,4 244,3 251,1 288,8 338,6
célula a
combustível)
Célula a 5,9 7,4 8,1 10,3 12,8
Combustível
Total 788,0 786,2 810,3 851,5 1038,5
Fonte: Silva et al. (2003) com adaptações.
Tabela 2 - Produção mundial de hidrogênio segundo as fontes utilizadas
Fonte Volume (109 m3 / ano) Participação (%)
Gás Natural 240 48
Petróleo 150 30
Carvão 90 18
Eletrólise (fontes diversas) 20 4
Total 500 100
Fonte: Silva et al. (2003)
Segundo Adamson (2004), a produção de hidrogênio pode ser dividida em três grupos: foto-
biológico, foto-eletromecânico e termo-químico. Entre as técnicas de produção, destacam-se:
- Gás natural - o processo de reforma do gás natural é o mais utilizado em plantas comerciais para a
produção de hidrogênio. Seu custo de produção depende basicamente do custo da planta. Normalmente, o
custo do hidrogênio varia de 52 a 68% do custo do gás natural.
- Eletrólise - o hidrogênio também pode ser produzido através da eletrólise da água. A energia
elétrica necessária para o processo pode ser de um sistema não-renovável (usina termonucleares) ou
renovável (usinas eólicas, hidrelétricas ou fotovoltaicas). A eficiência no processo de conversão depende da
eficiência do processo de produção da energia elétrica, podendo variar de 11,5% para sistemas fotovoltaicos
a 42% em termelétricas. O preço dos eletrolisadores, necessários na eletrólise da água, devem diminuir de
5050 para 4100 Euros/kWe para unidades de 100 kWe; e de 2250 para 1900 Euros/kWe para unidades de
1MWe.
A Tabela 3 apresenta uma estimativa da Agência Internacional de Energia para o consumo mundial
de hidrogênio em 2001, por setor. A produção de amônia é responsável pela metade do hidrogênio
consumido no mundo (Silva et al., 2003).
Tabela 3 - Consumo mundial de hidrogênio em 2001
Setor Consumo (109 m3 / ano) Participação (%)
2

Amônia 250 50
Petroquímica 185 37
Outros 65 13
Total 500 100
Fonte: Silva et al. (2003).
Há atualmente diversos estudos relacionados à produção de hidrogênio através de fontes renováveis
de energia. Podem-se destacar:
- “Euro-Quebec Hydro-Hydrogen Pilot Project” - com a finalidade de estudar a viabilidade do
transporte de hidrogênio a longa distância;
- “Stand Alone Photovoltaic-Hydrogen Power System” - projeto que utiliza células fotovoltaicas
para a produção de hidrogênio;
- “Photovoltaic Electrolyser Fuel Cell and Technical Systems” - projeto que utiliza um sistema
híbrido de energia solar e eólica para a produção de hidrogênio.
O Laboratório de Hidrogênio da UNICAMP estimou a composição percentual do mercado brasileiro
de hidrogênio para o ano de 1984, sendo amônia para fertilizantes (75,6%), refino de petróleo (8,5%),
produção de metanol (3,5%), subproduto da industria de soda cáustica (8,6%). Pelos dados observa-se que o
hidrogênio é utilizado principalmente no setor industrial, sendo que na indústria química é usado na síntese
da amônia, metanol, ciclohexano, ciclo-hexanol, ácido clorídrico etc (Silva et al., 2003).
Segundo dados do Programa Brasileiro de Células a Combustível, há aproximadamente 0,8 MW
provenientes de projetos de demonstração de células a combustível de ácido fosfórico no Brasil. Esse
programa prevê que até o ano de 2012 haverá 50 MW instalados no país, o que corresponde a 0,4% da
potência relacionada ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). Para
o ano de 2020, a potência instalada em células à combustível deverá ser de 234 MW, sendo necessários
cerca de 106 x 106 kg de hidrogênio (Silva et al., 2003).
Segundo Adamson (2004) os benefícios de umaeconomia baseada em hidrogênio são:
(a) diversificação da produção de energia e segurança no fornecimento;
(b) diminuição da poluição urbana, e
(c) diminuição dos gases de efeito estufa.
Produção do hidrogênio
Os principais processos de extração do hidrogênio estão apresentados na Tabela 4. Percebe-se que
todos requerem energia, pois o hidrogênio não é encontrado na forma gasosa. A maior parte do hidrogênio
produzido é consumido no próprio local (refinarias de petróleo).
Tabela 4 - Principais processos de geração de hidrogênio
Processo Insumo básico Fonte de energia Aplicação
Eletrólise Água Eletricidade
Reforma a vapor de Hidrocarbonetos leves Calor gerado pela queima
hidrocarbonetos (metano, nafta) + Água de hidrocarbonetos
Oxidação parcial de óleos Hidrocarbonetos pesados Calor gerado pela queima Insumo químico (indústria
3

pesados + Água de hidrocarbonetos petroquímica)
Oxidação parcial de Calor gerado pela queima Insumo energético
carvão Carvão + Água do carvão (foguetes, células a
combustível)
Termoquímica Água Calor gerado por usinas
nucleares / energia solar
Hidrólise a altas Água Calor gerado por usinas
temperaturas nucleares / energia solar
Eletrólise fotovoltaica Água Radiação solar/ painéis
fotovoltáicos
Fonte: Silva et al. (2003).
Análise econômica dos processos de produção de hidrogênio.
O custo de produção do hidrogênio gasoso através de eletrólise é calculado com base em diferentes
alternativas, variando-se o tamanho da planta, fator de carga, custo da energia e tecnologias diferentes de
eletrólise. Para se calcular os custos de produção, podem-se utilizar as seguintes estimativas (Silva et al.,
2003):
1) Estimativa de Bayse
Custo de instalação = 1,03 x 106 (Cp)0,3 (US$) (1)
Onde:
Cp é a capacidade da planta de produção de hidrogênio em 106 m3 por dia.
2) Estimativa de Silva
Custo H2 = 207,553 CGN + 2,692 (10-3 US$ M/cal) (2)
Onde:
CGN é o custo do gás natural em US$ M/cal.
3) Estimativa de Bockris
Custo H2 = 0,9125 E Cc + 1,5870 (10-3 US$ M/cal) (3)
Onde:
E é a tensão do eletrolisador;
Cc é o custo da energia em 10-3 US$ kWh.
Com base nessas equações e nos preços dos insumos no Brasil, os custos da produção do hidrogênio
são apresentados na Tabela 6. Foi considerado um poder calorífico inferior de 18,6 Mcal kg -1 para o
hidrogênio.
Tabela 6 – Estimativas de custos do hidrogênio no Brasil
Forma de Geração Preço do insumo Custo do Hidrogênio
10-3 US$ Mcal-1 US$ kg-1 US$ m-3
Eletrólise (segundo 36,6 x 10-3 US$ 68,38 1,956 0,176
Silva) kWh
Eletrólise (segundo 2,368x106 US$ 61,43 1,756 0,158
Bockris) mês-1
4

Gás natural 0,1456 US$ m-3 32,91 0,941 0,085
Fonte: Silva et al., (2003).
É importante observar que a correta comparação dos custos implica em se considerar os custos
ambientais de cada alternativa. Assim, o gás natural teria um valor maior se comparação ao eólico e
fotovoltaico.
Células a combustível
As células a combustível possuem um elevado rendimento e baixas externalidades negativas quando
comparada aos sistemas de energia atuais. Logo, essa tecnologia mostra-se uma interessante opção em
aplicações estacionárias ou automotivas, por exemplo, sistemas de geração distribuída de energia elétrica de
até 250 kW, fontes de computadores (laptops) e telefones móveis. Estão sendo desenvolvidas também
células de até 1 kW para uso doméstico. Outra importante aplicação é a construção de automóveis movidos
a hidrogênio, ou fuel cell vehicle (FCV) (Adamson, 2004).
A célula a combustível é basicamente uma bateria, ou seja, um dispositivo que produz energia
elétrica a partir de reações eletroquímicas. Logo, as células a combustível são dispositivos eletroquímicos
que produzem energia elétrica utilizando como combustível o hidrogênio.
Na célula, o hidrogênio é fornecido constantemente a um dos eletrodos - o anodo-, que reage
eletroquimicamente com o oxigênio (oxidante) suprido no outro eletrodo - o catodo. Além do calor
liberado, ocorre a formação de água devido à combinação entre o hidrogênio e o oxigênio (Reis, 2003).
As cinco principais tecnologias de células a combustível são:
1) Células alcalinas (AFC - Alkaline Fuel Cell);
2) Células a ácido fosfórico (PAFC - Phosforic Acid Fuel Cell);
3) Células a polímero sólido (SPFC - Solid Polymer Fuel Cell);
4) Células a carbonato fundido (MCFC - Molten Carbonate Fuel Cell);
5) Células a óxido sólido ( SOFC - Solid Oxide Fuel Cell).
As tecnologias diferem entre si pelo eletrólito utilizado na célula, por suas reações eletroquímicas e
pelas temperaturas envolvidas. A Tabela 7 apresenta as principais aplicações de cada tipo de célula.
Tabela 7 - Tipos, características e aplicações das células a combustível.
Tipo Características Aplicações
- Não requerem materiais de alto - Aplicações remotas estratégicas
custo na sua construção; (missões espaciais, submarinas e
Células Alcalinas (AFC) - Possuem vida longa (15 mil militares);
horas);
- Alto custo.
- Requerem o emprego de - Centrais de cogeração com
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catalisadores à base de metais potência de 50 a 1000 kW;
Células a Ácido Fosfórico (PAFC) nobres (platina); - Podem ser utilizadas nas
- Excelente estabilidade térmica, dependências do consumidor (on-
química e eletroquímica. site power).
- Requerem o emprego de - São utilizadas na indústria
Células a Polímero Sólido (SPFC) catalisadores à base de metais automotiva em substituição aos
nobres (platina). motores de combustão interna.
- Elevada eficiência energética - Centrais de cogeração de médio e
(combustível / energia elétrica): grande porte.
Células a Carbonato Fundido 55%;
(MCFC) - Quando o calor residual é utilizado
a eficiência pode chegar a 85%.
- Elevadas temperaturas: 1000º C; - O calor produzido pode ser
- Dispensam a utilização de utilizado em aplicações de
catalisadores à base de materiais cogeração ou acionar uma turbina a
Células a Óxido Sólido (SOFC) nobres e de alto custo; vapor.
- Possuem vida longa. - Pode ser usada em um ciclo
combinado (eficiência da ordem de
80%).
Elaboração própria com os dados de Reis (2003).
Projeto de produção de hidrogênio a partir da energia vertida em hidrelétricas.
O excedente de energia em uma hidrelétrica é a diferença entre a geração verificada e a geração
assegurada. A geração assegurada é a energia que a usina fornece aos seus clientes e distribuidoras de
energia elétrica. Segundo Ferreira (2004) no ano de 1999 a usina hidrelétrica de Itaipu verteu 4.806.000
MWh/ano, o que representou 11,6% da sua capacidade de produção.
Assim, propõe-se que a energia excedente, correspondente a água não turbinada de Itaipu seja
convertida em hidrogênio através de eletrólise e armazenada. Neste esquema, a parcela da energia gerada na
freqüência de 50 Hz, vendida pelo Paraguai ao Brasil, poderia ser utilizada para a produção de hidrogênio,
uma vez que o processo requer corrente contínua. A Figura 1 apresenta o esquema simplificado da eletrólise
da água e a produção de hidrogênio.
Figura 1 - Eletrólise e armazenagem do hidrogênio
6

Essa energia pode ser novamente convertida em energia elétrica pelo uso das células a combustível e
transmitida utilizando dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) para as áreas de consumo.
Os dispositivos FACTS têm o objetivo de flexibilizar os sistemas de transmissão de energia elétrica. Esses
dispositivos, normalmente compensadores de reativos em série ou em derivação com as linhas, são
controlados por tiristores, semicondutores de alta potência (Reis, 2003).
Os dispositivos, que têm sido aplicados em sistemas de energia elétrica, são (Naturesa, 2001):
- Compensador estático de reativos (SVC - Static Var Compensator);
- Compensador estático (STATCON - Static Condenser);
- Compensador Série Controlado (CSC - Controlled Series Compensator);
- Controlador de fluxo de potência (LFC - Load Flow Controller) e
- Controlador de fluxo de potência unificado (UPFC - Unified Power Flow Controller).
A figura 2 apresenta as aplicações típicas dos dispositivos FACTS.
Figura 2 - Aplicações dos dispositivos FACTS. Fonte: Song & Johns, 1999.
O componente FACTS empregado seria o capacitor série controlado - TSCS (Thyristor-Controlled
Series Capacitor). Utilizando o capacitor série controlado pode-se aumentar a capacidade de transmissão de
potência ativa sem a necessidade de alteração das linhas de transmissão (Hingorani, 2000) (Song & Johns,
1999). A Figura 3 apresenta a célula combustível e os dispositivos FACTS. Percebe-se nas duas figuras a
necessidade de um dispositivo de controle que receba informações da capacidade máxima de geração da
usina e do consumo das cargas em cada instante. Esse controle atuará no processo determinando uma das
ações possíveis: produção de hidrogênio (armazenagem) ou produção de energia elétrica (consumo).
7

Figura 3 - Célula a combustível e dispositivo FACTS.
A potência ativa de um sistema de geração e transmissão de energia elétrica é dada por:
P = [ V1 V2 sen (δ1 - δ2) ] / x (4)
Onde:
V1 é a tensão da barra de geração (Volts),
V2 é a tensão da barra de carga (Volts),
δ1 é o ângulo da barra de geração (graus),
δ2 é o ângulo da barra de carga (graus) e
x é a impedância total da linha de transmissão (Ohms).
O capacitor altera a impedância desta linha, pois seu efeito se contrapõe ao do indutor. A Figura 4
apresenta a característica do capacitor série controlado, sendo que esse dispositivo possui uma capacitância
variável. A impedância total da linha é definida como:
x = xl - xc (5)
Onde:
xl é a impedância indutiva da linha (Ohms),
xc é a impedância capacitiva do dis
positivo - TSCS (Ohms).
A Figura 5 apresenta a curva potência versus ângulo de carga definida na equação 4. Com a
alteração da impedância da linha (x) pode-se aumentar o valor da potência ativa máxima. A potência ativa
aumenta de P1 para P2.
8

Figura 4 - O efeito capacitivo do dispositivo FACTS.
Figura 5 - Curva potência versus ângulo de carga.
A Figura 6 apresenta o dispositivo em detalhes. Os tiristores atuam no dispositivo produzindo o
efeito de um capacitor variável. A capacidade de transmissão de energia estará limitada apenas pela
característica térmica da linha de transmissão, ou seja, pela sua potência dissipada (Ri2).
Desse modo, o atual sistema de transmissão de energia elétrica da usina de Itaipu poderá ter sua
eficiência aumentada com a utilização dos dispositivos FACTS, associados à produção ou não de
hidrogênio.
No caso de ocorrer a produção de hidrogênio, entretanto, haverá um ganho de 4.806.000 MWh/ano
vertidos fora do horário de pico, por falta de consumidores naquele momento. A receita anual seria superior
a US$ 100 milhões, se considerarmos o preço unitário de US$ 25/MWh para a energia excedente vendida.
Figura 6 - O capacitor série controlado
Conclusão
Para a produção de grandes quantidades de hidrogênio são necessários altos investimentos na
montagem da planta eletrolítica, na aquisição de eletrolisadores, retificadores AC/DC, sistemas de controle,
refrigeração e estocagem. Os dispositivos FACTS (capacitor série-controlado) também possuem um custo
elevado e o país não detém o know-how da tecnologia.
Entretanto, há um benefício tangível da ordem de US$ 100 milhões anuais na usina de Itaipu, que
são suficientes para encorajar a continuidade dos estudos. Uma avaliação preliminar do investimento
9

necessário pode ser feita com base na equação de Bayse (eq. 1), considerando que 4.806.00 MWh/ano de
energia equivalem a 4,133 X 106 Gcal (1KWh = 860 Kcal) e a 2.466 X 106 m3/ano (ao PCI de 18,6 Mcal/Kg
e 1 Kg ≈ 11,1 m3 de hidrogênio). Assim o armazenamento da energia excedente necessita de US$ 15
milhões, que seria recuperado em 1 ano.
Outro problema não considerado refere-se à armazenagem de grandes quantidades de hidrogênio.
Uma análise detalhada poderá indicar as melhores soluções para se converter eficientemente a energia
vertida em usinas hidrelétricas e para se evitar desmatamentos e desapropriações com as instalações de
outros reservatórios.
Bibliografia
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(2004) 1231-1242.
Ferreira, P. F.; Araújo, P. D.; Lopes, D. G. e Silva, E. Produção de Hidrogênio Utilizando Energia
Vertida Turbinável de Itaipu: Cálculo de Custos e Comparação com o Gás Natural na Cidade de São
Paulo. 2004.
Hingorani, N & Gyugyi, L. Understanding FACTS: Concepts and Technology of Flexible AC
Transmission Systems. John Wiley & Sons. 2000.
Naturesa, J. S. A Influência de Compensadores Estáticos de Reativos na Estabilidade de Tensão de
Sistemas de Energia Elétrica. Dissertação de mestrado. Faculdade de Engenharia Elétrica e de
Computação - Unicamp. 2001.
Reis, L. B. Geração de Energia Elétrica. Manole. 2003.
Silva et al. “Energia a partir do uso do hidrogênio” in M. T. Tolmasquim (org.), Fontes Renováveis de
Energia no Brasil. Rio de Janeiro: Editora Interciência, COPPE, UFRJ, 2003.
Song, Y. and Jonhs A. Flexible AC transmission system (FACTS). The Institution of Electrical
Engineers. 1999
Winter, C. Into the hydrogen energy economy - milestones. International Journal of Hydrogen Energy 30
(2005) 681-685.
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