O cenário global está se transformando com o advento das tecnologias sustentáveis, e as células a combustível baseadas em reforma de metanol emergem como uma solução estratégica para atender à crescente demanda por energia limpa e renovável. Essas células têm se mostrado adequadas para uma ampla gama de aplicações móveis e estacionárias, incluindo sistemas alimentados por células de combustível, sistemas móveis de carga, estações de energia de integração militar-civil e até mesmo em bases de dados 5G e situações de resgates de emergência.

Em setembro de 2019, foi inaugurada, no Porto de Aalborg, Dinamarca, a maior base de produção mundial de células de combustível a reforma de metanol (Blue World Technologies), com capacidade anual esperada de 750 MW, equivalente a 50.000 unidades de células de combustível. O sistema desenvolvido pela Blue World Technologies nos Estados Unidos, com foco em aplicações automotivas e móveis, tem a vantagem de não emitir poluentes nocivos ao meio ambiente. Essa tecnologia, que se destaca por não aumentar as emissões de CO2 em sua cadeia produtiva, pode ser um dos principais aliados na luta contra a poluição do ar e as mudanças climáticas.

A célula de combustível a partir da reforma de metanol usa um sistema de configuração mista com baterias de lítio, projetado para fornecer uma conversão eficiente de energia. O sistema completo inclui um reformador de metanol para conversão do combustível, um conversor de energia DC-DC e um conjunto de células de combustível para geração de eletricidade. O controle do sistema de células de combustível interage com o sistema veicular, garantindo alta eficiência e baixo custo de operação.

Em outubro de 2018, foi colocado em operação comercial o primeiro caminhão leve do mundo movido por célula de combustível de hidrogênio a partir de reforma de metanol, um projeto conjunto entre a Dongfeng Special Vehicle Co., Ltd. e a Suzhou Qingjie Power Supply Technology Co., Ltd. Este modelo foi concebido como uma solução inovadora frente aos desafios de construção de estações de recarga de hidrogênio e aos altos custos de implementação desses sistemas. Em vez do armazenamento tradicional de hidrogênio em tanques de alta pressão, esse sistema usa uma mistura de metanol e água, que, por meio de uma reação química de reforma, gera hidrogênio sob demanda, resultando em maior eficiência e menores custos de operação.

Um marco significativo foi alcançado em janeiro de 2020 com a realização do primeiro teste bem-sucedido de um projeto de demonstração de metanol verde a partir de energia solar, liderado pelo acadêmico Can Li, do Instituto de Física Química de Dalian. O projeto, localizado na Nova Área de Lanzhou, integrou unidades de energia solar fotovoltaica, eletrólise da água para produção de hidrogênio verde e hidrogenação de CO2 para sintetizar metanol. Com um sistema fotovoltaico de 10 MW alimentando dois eletrólitos de 1000 Nm3/h, o projeto apresentou uma eficiência superior ao reduzir o consumo energético da eletrólise de água a 4,0-4,2 kWh/m3 H2, o que representou uma diminuição significativa nos custos de produção do hidrogênio.

A produção e o armazenamento de metanol apresentam vantagens substanciais devido à infraestrutura existente e à versatilidade das matérias-primas. O metanol pode ser produzido a partir de diversas fontes, como eletricidade renovável, biomassa, biogás e resíduos sólidos urbanos. Além disso, a China, como maior produtora e consumidora mundial de metanol, desempenha um papel fundamental nesse mercado, com uma capacidade de produção que ultrapassa 50% do total mundial. Com um setor de transporte ainda altamente dependente de petróleo bruto e gás natural, a utilização de células de combustível de metanol oferece uma solução adaptada às condições e necessidades do país, complementando veículos elétricos com um sistema de geração de energia eficiente, que não só melhora a autonomia dos veículos, mas também prolonga a vida útil das baterias.

Entretanto, apesar das vantagens, a tecnologia ainda enfrenta desafios. A produção de metanol verde permanece com uma eficiência relativamente baixa, e a seletividade na produção do combustível precisa ser aprimorada para reduzir custos e otimizar o processo. Além disso, a eficiência dos reatores de reforma de metanol e os custos associados ao equipamento de separação de hidrogênio de alta pureza ainda são altos, o que pode limitar a escalabilidade dessa tecnologia. A integração do desenvolvimento de células de combustível de hidrogênio também enfrenta obstáculos, como a pureza do fornecimento de hidrogênio, a contaminação por catalisadores de CO e a durabilidade operacional dos sistemas.

É importante ressaltar que, à medida que a demanda por soluções energéticas mais limpas e eficientes cresce, a reforma de metanol com células de combustível oferece não apenas uma alternativa viável, mas uma oportunidade estratégica para diversos setores industriais, de transporte e energia. O contínuo avanço nas tecnologias de produção e armazenagem de metanol pode desempenhar um papel fundamental na transformação do panorama energético global.

Como as Tecnologias de Armazenamento de Hidrogênio: Amônia, Metanol e LOHC Se Comparam em Termos de Consumo de Energia e Custos de Capital?

O processo de reabastecimento de hidrogênio utilizando amônia, metanol e LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier) envolve complexas reações químicas e demandas significativas de energia. Quando se considera o armazenamento diário de 500 toneladas de hidrogênio gasoso, com uma perda estimada de 10%, o equivalente em termos de cracking seria cerca de 3200 toneladas de amônia, 4500 toneladas de metanol e 8700 toneladas de H18-DBT. Este tipo de operação, que demanda grandes quantidades de energia, deve ser analisado detalhadamente, pois envolve tanto consumo de eletricidade quanto calor, conforme ilustrado na Figura 4.27.

Para o sistema de armazenamento de hidrogênio com amônia (NH3), a produção de hidrogênio requer uma grande quantidade de eletricidade, cerca de 100 MW, devido à decomposição endotérmica da amônia. Em contrapartida, o processo de síntese da amônia, exotérmico, gera uma potência térmica significativa de aproximadamente 153 MW. Já no sistema de armazenamento de hidrogênio em metanol, baseado na tecnologia de captura direta de CO2 (DAC), a demanda de calor e eletricidade é de 500 MW e 151 MW, respectivamente, com uma produção térmica de 92 MW e 7 MW de eletricidade. Para o sistema de DBT/H18-DBT, o consumo de eletricidade é muito baixo, cerca de 0,35 MW, mas gera uma potência térmica considerável de cerca de 220 MW. Vale ressaltar que, para os sistemas de amônia e LOHC, a energia térmica gerada pode ser armazenada e utilizada posteriormente na reação de liberação de hidrogênio, especialmente em locais industriais estacionários.

Além do consumo de energia, é crucial considerar os custos de capital associados aos materiais de armazenamento de hidrogênio e os sistemas relacionados. Em plantas químicas, o armazenamento de hidrogênio geralmente é dividido em duas partes: uma unidade de armazenamento diurno-noturno para manter operações sem interrupções e, em caso de interrupção da cadeia de suprimentos, uma reserva de 30 dias de produtos e reagentes. Esses custos não se limitam à construção de tanques de armazenamento, mas também incluem unidades para separação de ar (ASUs), compressão mecânica para concentração do gás de síntese e o ciclo de síntese de amônia.

Para o sistema de metanol, os principais componentes são o dispositivo DAC para captura de CO2, o ciclo de síntese para conversão de metanol e os tanques de armazenamento. O custo mais alto está no processo DAC, o que torna a produção de metanol relativamente cara. Estudos sugerem que o custo do sistema de metanol pode ser mais baixo do que o da amônia ou LOHC, devido à diferença de preços entre DAC e captura de carbono (CCS). No caso do LOHC, o custo do material é o fator predominante, especialmente em sistemas de longo prazo, onde a operação contínua de 30 dias deve ser considerada. No entanto, espera-se que o custo de materiais para LOHC diminua com a produção em larga escala, o que pode melhorar sua competitividade.

Outro fator relevante são os catalisadores. Embora o custo dos catalisadores seja considerado um custo operacional devido ao seu consumo durante os processos, ele pode representar uma parte significativa do custo do sistema, especialmente no caso do LOHC, que utiliza metais preciosos. No caso do sistema LOHC, o catalisador é responsável pela hidrogenação de grandes quantidades de LOHC, sendo necessário calcular com precisão sua durabilidade e quantidade consumida. A durabilidade do catalisador, estimada em 14.000 horas, leva a um custo considerável, mas esse fator não diminui o apelo econômico do sistema de armazenamento de hidrogênio via LOHC.

Além disso, o custo de catálise é significativamente menor nos sistemas de amônia e metanol, uma vez que não requerem catalisadores de metais preciosos. Embora o custo de catálise do LOHC seja um obstáculo, o avanço tecnológico na redução de custos de catalisadores pode diminuir o custo global desses sistemas. A competitividade do LOHC depende em grande parte da queda no custo dos catalisadores e da eficiência dos processos envolvidos.

O uso de compostos líquidos ricos em hidrogênio, como amônia líquida, metanol e LOHC, oferece uma alta densidade de armazenamento de hidrogênio e segurança no transporte. Essas tecnologias são consideradas as mais promissoras para o armazenamento e transporte de hidrogênio em larga escala devido à maturidade de sua infraestrutura e à capacidade de transporte flexível. No entanto, esses processos exigem reações de hidratação e desidratação em altas temperaturas e sob a ação de catalisadores metálicos preciosos, o que implica em um elevado consumo de energia e uma diminuição da vida útil dos catalisadores. Além disso, as reações de decomposição de hidrogênio frequentemente geram subprodutos indesejados e impurezas no hidrogênio liberado, o que eleva o custo do processo de armazenamento e transporte.

O armazenamento e transporte de hidrogênio através de compostos líquidos é uma das tecnologias mais viáveis para grandes volumes de hidrogênio, especialmente em relação à sua segurança e custo de transporte relativamente baixo. No entanto, devido à necessidade de um processo constante de reabastecimento e purificação, bem como os custos altos associados ao uso de catalisadores, essa tecnologia ainda enfrenta desafios significativos em termos de eficiência energética e custos operacionais.

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