Estudo da UNSW: turbinas a gás podem reduzir custo de armazenamento de H2 a USD 0,62/kg

Um estudo publicado na Applied Energy pela Universidade de Nova Gales do Sul (UNSW) estabelece que turbinas a gás movidas a hidrogênio podem reduzir o Custo Nivelado do Armazenamento de Hidrogênio (LCOHS) para cerca de USD 0,62/kg (AUD 0,90/kg). A pesquisa demonstra que, sob condições simuladas de porosidade de 10%, permeabilidade de 50 mD, vida útil de projeto de 30 anos e taxa de desconto de 7%, as turbinas oferecem menor despesa de capital inicial comparadas às células a combustível, desafiando a primazia destas últimas em cenários de backup para energia solar de longa duração.

O achado técnico redefine benchmarks de viabilidade, destacando a importância da otimização integrada entre propriedades do reservatório geológico e equipamentos de superfície. Embora alta permeabilidade melhore a recuperação do gás, ela aumenta custos de purificação; já baixa porosidade exige maiores pressões de injeção. Essa complexidade exige precisão no projeto para garantir que o armazenamento subterrâneo seja economicamente viável, servindo como referência crucial para modelos de fluxo de caixa em projetos de hidrogênio verde globalmente.

Enquanto a pesquisa australiana sinaliza viabilidade técnica, o mercado global apresenta divergências marcantes em 2026. Nos EUA, a Air Products reconheceu provisões de USD 3,2 bilhões e saiu de projetos de hidrogênio verde devido a riscos de custo. Em contraste, a Europa fortalece seu apoio estatal: a Everfuel recebeu subsídios de EUR 245 milhões para sua planta na Dinamarca, e a Alemanha prepara leilões de capacidade para turbinas prontas para hidrogênio, com a RWE já garantindo contratos significativos.

Para o setor brasileiro, o impacto direto em tarifas regulatórias é nulo, pois trata-se de pesquisa técnica estrangeira. Contudo, o estudo oferece um benchmark internacional robusto, indicando que o armazenamento geológico pode operar abaixo de USD 1,00/kg. Isso influencia a alocação de capital global, sugerindo que a substituição de células a combustível por turbinas a gás em sistemas de backup pode se consolidar, desde que os parâmetros geológicos locais permitam a otimização necessária sem elevar excessivamente os custos operacionais.

A validade desses modelos depende da replicação em outros reservatórios geológicos e da consolidação da tendência de substituição tecnológica. Investidores devem monitorar os resultados do segundo leilão de capacidade da Alemanha, previsto para 10 de novembro de 2026, e a evolução dos contratos da Everfuel. A produção contínua de ferro reduzido direto pela Nippon Steel no Japão também valida a maturidade operacional do hidrogênio, reforçando a necessidade de reavaliar estratégias de backup em redes solares de grande escala.