El almacenamiento subterráneo de hidrógeno representa una vía estratégicamente relevante para la consolidación de un sistema energético sostenible y con bajas emisiones de carbono en Brasil, dada la disponibilidad de formaciones geológicas favorables, como cavernas de sal, acuíferos y yacimientos de petróleo y gas agotados. Los yacimientos agotados, respaldados por una amplia infraestructura existente, ofrecen ventajas particulares para el almacenamiento a gran escala y para la integración del excedente de energía renovable mediante la producción de hidrógeno verde.
Esta es la conclusión del artículo «The Brazilian context of underground hydrogen storage: A review and future perspectives» (El contexto brasileño del almacenamiento subterráneo de hidrógeno: una revisión y perspectivas futuras), publicado por investigadores de las universidades federales Fluminense (UFF), de los Valles del Jequitinhonha y Mucuri (UFVJM) y de Paraná (UFPR) en la revista científica Journal of Energy Storage.
Identificaron un potencial técnico de almacenamiento de hidrógeno en alta mar de aproximadamente 5,48 PWh (1 petavatio-hora = 1000 teravatios-hora), un inventario heredado de más de 6000 pozos de petróleo y gas inactivos y una alta idoneidad para el desarrollo de cavernas de sal en la región noreste.
Costos de producción
El artículo también analiza los costos de diferentes tecnologías de producción de hidrógeno, señalando la reforma con vapor del metano (SMR) como la opción más rentable, con costos de producción que oscilan entre 0,9 y 3,2 dólares por kilogramo. La electrólisis, por el contrario, presenta costos de producción que oscilan entre 3 y 23,27 dólares por kilogramo. Estos costos se ven impulsados principalmente por los gastos de electricidad, lo que pone de relieve la importancia de desarrollar fuentes de energía renovables más baratas para garantizar la viabilidad de la implementación a gran escala. El estudio destaca el potencial de producción de hidrógeno con energía renovable excedente en momentos de demanda menor que la generación en el sistema eléctrico.
Por otro lado, la reforma con vapor del etanol (ESR) muestra rangos de costos particularmente competitivos en regiones con abundante disponibilidad de bioetanol, como el sudeste de Brasil, lo que posiciona a la ESR como una opción estratégica para la producción de H2, especialmente en sistemas descentralizados o mercados emergentes. Además de los costos de producción competitivos, la reforma al vapor del etanol se ajusta bien a los requisitos de las estaciones de servicio de hidrógeno. La capacidad de producir hidrógeno localmente a partir de bioetanol reduce la necesidad de una amplia infraestructura de transporte y favorece la descentralización de las cadenas de suministro de hidrógeno.
Costos de almacenamiento
El proceso de almacenamiento de hidrógeno (H₂) en medios porosos subterráneos implica varias etapas, como la inyección, el almacenamiento y la posterior recuperación. Inicialmente, tras su producción, el hidrógeno se inyecta en una formación reservorio porosa y permeable a través de pozos de inyección. Dentro del yacimiento, el H₂ inyectado desplaza los fluidos de los poros in situ, se dispersa por toda la formación y queda contenido por rocas impermeables que impiden su migración y posibles fugas. Posteriormente, cuando hay demanda de energía, el H₂ almacenado puede recuperarse para su uso.
Los factores de costo varían sistemáticamente según la tecnología de almacenamiento. Los acuíferos requieren aproximadamente un 80 % de gas base, lo que impone un costo de oportunidad significativo al hidrógeno y eleva la contribución del gas base nivelado a alrededor de 7/10⁶ Btu. Los campos agotados suelen requerir aproximadamente un 50 % de gas base, mientras que las cavernas de sal requieren aproximadamente un 25 % y permiten una recuperación casi completa al cierre.
Áreas prioritarias
Basándose en las evaluaciones integradas de geología, infraestructura y energías renovables evaluadas por el estudio, los investigadores señalan tres clústeres prioritarios que destacan como los más estratégicos para la implantación inicial a gran escala del almacenamiento subterráneo de hidrógeno (UHS) en Brasil. El corredor de cavernas de sal en tierra firme de Ceará-Rio Grande do Norte representa una región óptima para el UHS, aprovechando los extensos depósitos de evaporitas, los altos factores de capacidad eólica, la proximidad a puertos industriales como Pecém y Suape, y la fuerte alineación con zonas de captura y almacenamiento de carbono (CCS) de alta prioridad.
Mapa del potencial de almacenamiento subterráneo de hidrógeno en Brasil.
Los yacimientos agotados de la cuenca del Recôncavo también presentan una excelente viabilidad para el UHS, ya que ofrecen campos maduros de petróleo y gas en tierra firme, sistemas de recolección existentes y proximidad a instalaciones de etanol, lo que permite la integración con la producción de hidrógeno derivado del bioetanol.
Los polos marítimos de la cuenca de Santos combinan campos y acuíferos agotados en aguas profundas con complejos portuarios e industriales en Açu y Vitória/Tubarão, lo que favorece la integración de la energía eólica marina con la producción de hidrógeno y el abastecimiento marítimo.
Las oportunidades secundarias incluyen áreas de potencial medio a alto en la cuenca de Pelotas (cuevas de sal y acuíferos en tierra y mar), en el norte de Bahía y en Minas Gerais, que presentan una geología favorable y una infraestructura madura, pero requieren inversiones específicas y avances en la obtención de licencias. Estos agrupamientos reflejan una evaluación multicriterio que abarca la idoneidad de los recursos subterráneos, la proximidad de la generación de energía renovable, la disponibilidad de la infraestructura y la sensibilidad medioambiental, lo que proporciona una hoja de ruta clara para la implementación por fases del Sistema Urbano de Alta Resistencia (UHS) en Brasil.
A pesar de la evaluación presentada en el estudio, los investigadores reconocen que la ausencia de una caracterización geológica adaptada al confinamiento de hidrógeno en cuencas nacionales es una laguna importante. Las evaluaciones existentes del almacenamiento de CO₂ en acuíferos salinos y carbonatos presalinos proporcionan criterios de selección y estimaciones de capacidad, pero se han desarrollado para el comportamiento del CO₂ y no del hidrógeno. Como resultado, los modelos actuales de porosidad-permeabilidad, descripciones de facies y datos de rocas sellantes son insuficientes para cuantificar la migración, el aprisionamiento y la fuga de hidrógeno bajo inyección y extracción cíclicas.
Perspectivas futuras
La reutilización de la infraestructura existente y el aprovechamiento de la proximidad a los recursos renovables y los polos industriales aumentan la viabilidad económica, mientras que el almacenamiento subterráneo de hidrógeno a gran escala contribuye a la seguridad energética, la descarbonización industrial y el fortalecimiento de la competitividad brasileña en los mercados emergentes de hidrógeno.
Sin embargo, el éxito de la implementación depende de la superación de retos técnicos relacionados con el confinamiento del hidrógeno, las interacciones geoquímicas y microbianas, la heterogeneidad de la cuenca y la monitorización a largo plazo, con soluciones basadas en la experiencia de proyectos mundiales de almacenamiento de gas natural y captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS). El desarrollo de un marco regulatorio integral, basado en iniciativas como Combustible del Futuro y alineado con las mejores prácticas internacionales, sigue siendo esencial para garantizar la seguridad, la protección ambiental y la seguridad de la inversión. Desde el punto de vista económico, la reutilización de la infraestructura, la proximidad a los recursos renovables y a los polos industriales, y la escalabilidad del sistema refuerzan el papel del almacenamiento subterráneo de hidrógeno como un componente competitivo y transformador del sector energético brasileño.
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