Resumo: O setor de energia está passando por mudanças substanciais de forma a promover melhor eficiência, aumentar o uso de energia renovável, reduzir emissões de gases poluentes e implantar efetivamente tecnologias para compensar custos e benefícios. Dentre as fontes renováveis de energia que apresentaram maiores crescimentos na participação na geração de eletricidade na matriz nacional tem-se a solar fotovoltaica e a eólica. Uma característica comum dessas fontes renováveis é o período de intermitência e sazonalidade que pode gerar instabilidade nos sistemas de transmissão, tornando necessária a implementação de medidas que proporcionem a segurança do sistema. Uma solução emergente que pode aumentar a eficiência de sistemas energéticos é a aplicação da tecnologia Power-to-Gas (P2G) que produz hidrogênio via eletrólise da água, podendo esse gás ser usado para diferentes finalidades, dentre eles a injeção em gasodutos de gás natural. Alguns países, como EUA, Alemanha, Holanda e a China, possuem projetos que visam a utilização da tecnologia Power-to-Gas (P2G) e utilizam o vetor energético hidrogênio para injeção em volumes pré-estabelecidos nas redes de gás natural e em outras finalidades. No Brasil, projetos de P&D utilizam a tecnologia do hidrogênio vinculada às fontes renováveis no âmbito da Chamada de P&D Estratégico N° 21/2016 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). No âmbito dessa Chamada foram desenvolvidos os projetos de armazenamento de energia elétrica juntos às UHEs de Porto Primavera, entre os estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul e de Itumbiara, na divisa entre Minas Gerais e Goiás. Com o objetivo de verificar as possibilidades da tecnologia P2G no Brasil, em particular do hidrogênio produzido nesses dois projetos, este estudo realiza uma identificação dos gasodutos nacionais, as empresas transportadoras, empresas distribuidoras, suas malhas e demanda nacional de gás natural (GN). Foram realizadas análises dos valores do Poder Calorífico Superior (PCS), o Índice de Wobbe (IW) e percentual molar mínimo de metano após a injeção de volumes de H2 na rede de GN. Posteriormente, foram calculadas as demandas máximas de H2 no contexto nacional e por gasoduto, em P2G, respeitando as normas reguladoras. A partir desses dados são elaborados cenários comparativos do potencial ganho entre duas alternativas de uso final do H2 em ambos os projetos: (i) a utilização do hidrogênio eletrolítico para geração de eletricidade e (ii) a injeção de H2 em tubulações de gás natural. Através da análise dos resultados foi possível chegar à conclusão que é admissível injetar volumes proporcionais de H2 na forma e P2G dentro das normas estabelecidas. Em relação aos parâmetros de PCS e o IW, é admissível a injeção de 10 % e 20 % de volume proporcional de hidrogênio, respectivamente. Em relação ao percentual mínimo de metano, esse valor é 5 % de volume proporcional de hidrogênio na forma de Power-to-Gas. Em termos da limitação relacionada aos constituintes do material (aço) dos gasodutos, que nesse caso permite um máximo admissível de injeção de hidrogênio na forma de Power-to-Gas é de 1 %. Na continuidade das análises dos resultados, no cenário de injeção de 1 % H2 na forma de P2G, estimou-se que a produção de H2 do projeto de P&D desenvolvido na UHE de Porto Primavera tem capacidade para suprir 100 % das demandas nacional e local do trecho de Três Lagoas/MS do Gasoduto Brasil-Bolívia (GASBOL). Da mesma forma, estimou-se que a UHE de Itumbiara tem a capacidade de suprir 100 % da demanda de hidrogênio injetado na forma de P2G nacional e local, tanto no trecho de Três lagoas/MS do GASBOL, quanto da demanda estimada do futuro empreendimento Gasoduto São Carlos-Brasília, no trecho de Itumbiara/GO. No cenário comparativo das empresas em estudo que tem H2 armazenado, é financeiramente viável a venda para injeção de H2 na rede de gás natural. A relação comparativa é cerca de duas vezes mais vantajosa em relação à utilização do hidrogênio para geração de eletricidade Ver menos

Abstract: The energy sector is undergoing substantial changes in order to promote better efficiency, increase the use of renewable energy, reduce pollutant emissions and effectively deploy technologies to offset costs and benefits. Among the renewable energy sources that have shown the greatest growth in the participation in electricity generation in the national matrix are solar photovoltaic and wind. A common characteristic of these renewable sources is the period of intermittence and seasonality, which provides instability in electricity transmission systems, making it necessary to implement measures that provide security to the system. An emerging solution is the application of Power-to-Gas (P2G) technology, which increases the efficiency of energy systems by producing hydrogen via water electrolysis, and this gas can be used for different purposes, including injection into natural gas pipelines. Some countries such as the USA, Germany, Holland and China have projects that aim to use the Power-to-Gas (P2G) technology and use the hydrogen energy vector for injection in pre-established volumes in natural gas networks and other purposes. In Brazil, R&D projects use the hydrogen technology linked to renewable sources, in the scope of the Strategic R&D Call N° 21/2016 of the National Electric Energy Agency (ANEEL). In the ambit of this Call it were developed the projects of storage of electric energy together to the UHEs of Porto Primavera, between the states of Sao Paulo and Mato Grosso do Sul and Itumbiara, on the border between Minas Gerais and Goiás. In order to verify the possibilities of P2G technology in Brazil, in particular the hydrogen produced in these two projects, this study carries out an identification of the national gas pipelines, the transportation companies, distribution companies, their meshes and national demand for natural gas (NG). Analyses of the values of the Higher heating value (HHV), the Wobbe Index (IW) and minimum molar percentage of methane after the injection of H2 volumes in the NG network were carried out. Subsequently, the maximum demands of H2 in the national context and by pipeline, in P2G, were calculated, respecting the regulatory standards. Based on these data, comparative scenarios of the potential gain between two alternatives for the final use of H2 in both projects are elaborated: (i) the use of electrolytic hydrogen for electricity generation and (ii) the injection of H2 in natural gas pipelines. Through the analysis of the results, it was possible to conclude that it is admissible to inject proportional volumes of H2 in the form and P2G within the established standards. Regarding HHV and IW parameters, it is admissible to inject 15 % and 20 % proportional volume of hydrogen respectively. Regarding the minimum percentage of methane, this value is lower, 5% of hydrogen proportional volume. Another point analyzed was the constituent of the pipelines (steel), which in this case allows a maximum admissible hydrogen injection in the form of power-to-gas is 1 %. In continuation of the analyses of the results, in the scenario of 1 % H2 injection in the form of P2G, it was estimated that the H2 production of the R&D project developed in Porto Primavera HPP has the capacity to supply 100 % of the hydrogen demand injected in the form Power-to-Gas in national and local demand, both in the Três Lagoas/MS section of the Brazil-Bolivia Gas Pipeline (GASBOL). Likewise, it was estimated that the Itumbiara HPP has the capacity to supply 100% of the national and local demand, both in the Três Lagoas/MS section of GASBOL and in the estimated demand of the future São Carlos-Brasília Gas Pipeline project, in the Itumbiara/GO section. In the comparative scenario of the companies under study, which have H2 stored, it is financially viable to sell H2 injection in the natural gas network. The comparative ratio is about twice as advantageous in relation to the use of hydrogen for electricity generation Ver menos