Hidrogênio natural: o que a geologia realmente mostra
O hidrogênio natural, aquele gerado no subsolo pela reação da água com rochas ricas em ferro, passou de uma curiosidade do Mali a uma categoria de exploração de bilhões de dólares em uma década. A geologia, as descobertas no Mali, na Albânia, no Kansas e na Lorena, e onde os céticos têm razão.
Como o hidrogênio natural foi descoberto: um cigarro e uma coluna de chamas no Mali
Em 1987, perto da vila de Bourakébougou, cerca de 50 quilômetros ao norte de Bamaco, uma equipe de perfuradores malineses desistiu de um poço de água aos 112 metros. O furo havia começado a soprar um vento forte, seco e inodoro, que assustou a equipe. Segundo o relato transmitido depois por Denis Brière e publicado por Eric Hand na Science, um perfurador acabou se debruçando sobre o furo com um cigarro aceso, e o poço explodiu numa coluna de chamas azul-pálida, que queimou até ser sufocada com lama e argila. O poço foi tampado e esquecido por mais de duas décadas. Só quando a empresa canadense-malinesa Petroma, mais tarde Hydroma, o reabriu em 2011 alguém mediu o que vinha saindo dele: cerca de 98% de H₂ em volume, cerca de 1% de metano e 1% de nitrogênio, sem o dióxido de carbono ou o sulfeto de hidrogênio que normalmente acompanhariam qualquer coisa vinda de um sistema petrolífero.
Até o fim da década de 2000, o consenso entre os geólogos do petróleo era que acumulações econômicas de hidrogênio livre eram improváveis. Achados de hidrogênio já haviam sido publicados no AAPG Bulletin em 1983, e geólogos russos escreviam sobre H₂ no subsolo havia décadas. A área os tratava como curiosidades. O hidrogênio é a menor molécula da natureza: vaza através do aço e se difunde pela rocha. A sabedoria convencional dizia que qualquer H₂ produzido dentro da crosta escaparia ou seria consumido por micróbios muito antes de poder se acumular em algo passível de perfuração.
O artigo de Alain Prinzhofer e colegas, em 2018, que caracterizou a composição do gás do poço, a geometria do reservatório e as soleiras de diabásio que funcionam como selo e aprisionam o gás, quebrou essa suposição. Desde 2012, o poço alimenta um pequeno motor e gerador da Ford que eletrificam a vila, com cerca de 1.500 metros cúbicos (cerca de 50.000 pés cúbicos) de gás por dia. Vinte e quatro poços subsequentes, descritos em 2023 por Omar Maiga e coautores na Scientific Reports, confirmaram vários reservatórios empilhados em carbonatos de capa dolomíticos do Neoproterozoico, cada um selado por soleiras escuras de diabásio. A Hydroma detém hoje a primeira licença de produção de hidrogênio natural do mundo.
Em fevereiro de 2024, Laurent Truche, do ISTerre, em Grenoble, e seus colegas publicaram na Science medições da mina de cromita de Bulqizë, no nordeste da Albânia, após anos de trabalho para caracterizar o que acontecia a quase um quilômetro abaixo da superfície. A principal descoberta foi uma poça de água de 30 metros quadrados em uma galeria profunda da mina, borbulhando continuamente com um gás que era 84% hidrogênio em volume. No mesmo mês, o geólogo do USGS Geoffrey Ellis testemunhou perante o Comitê de Energia e Recursos Naturais do Senado dos EUA, apresentando resultados preliminares de um modelo estocástico que, pela primeira vez, atribuía um número ao hidrogênio subterrâneo da Terra.
Bourakébougou: como um poço de água fracassado se tornou o primeiro sítio de hidrogênio natural do mundo
Os reservatórios ao redor de Bourakébougou estão entre cerca de 100 e 1.800 metros de profundidade. Cada um é um horizonte fino e fraturado de dolomito, coberto por uma soleira impermeável de diabásio. O hidrogênio migra de baixo para cima, fica aprisionado sob a soleira e envelhece ali. Os testes de poço de Maiga, de 2023, mostraram que a pressão volta a subir depois que a produção para, o que sugere que o campo está sendo recarregado a partir de uma fonte mais profunda, em vez de ser esvaziado como um bolsão de gás convencional. Prinzhofer, antes ligado ao IFP Énergies Nouvelles, argumenta há anos que o que acontece em Bourakébougou não é exótico, apenas o primeiro lugar em que alguém se deu ao trabalho de olhar direito. A vazão é modesta e a turbina tem escala de vila. O hidrogênio pode se acumular no subsolo em quantidades produzíveis, e os dados de recuperação de pressão de Maiga, de 2023, sugerem que o sistema está sendo recarregado em escalas de tempo relevantes para a produção. As geometrias das trapas parecem familiares a qualquer geólogo do petróleo.
O que é o hidrogênio natural e como ele se diferencia do hidrogênio verde e do azul
O hidrogênio natural, também chamado de hidrogênio branco, dourado, geológico ou nativo, é o H₂ molecular produzido no subsolo pela própria Terra, sem qualquer intervenção humana. É quimicamente idêntico ao hidrogênio produzido industrialmente; a diferença está no caminho de produção. O hidrogênio cinza é produzido por reforma a vapor do metano e emite cerca de 10 kg de CO₂ por kg de H₂. O hidrogênio azul é o mesmo processo com captura de carbono acoplada. O hidrogênio verde é produzido pela separação da água com eletricidade renovável. O hidrogênio natural é aquele que já sai pronto do chão e o único tipo que não exige nenhum aporte de energia para ser produzido.
Serpentinização explicada: como a água e a rocha rica em ferro produzem hidrogênio natural
A receita dominante é uma reação entre água e rocha chamada serpentinização. Pegue uma rocha ultramáfica, um peridotito, dunito ou harzburgito, aquele material verde-escuro que compõe a maior parte do manto superior da Terra e é empurrado para dentro da crosta ao longo de cinturões de ofiolitos. Essas rochas são ricas em minerais portadores de ferro, principalmente olivina e piroxênio. Agora faça passar água quente por elas, a temperaturas de cerca de 200–350 °C. O ferro da olivina, presente na forma ferrosa, Fe²⁺, quer se oxidar à forma férrica, Fe³⁺. A água colabora, cedendo seu oxigênio. O hidrogênio é liberado como gás H₂. A rocha, enquanto isso, incha e se transforma em um mineral metamórfico verde e escorregadio chamado serpentina, com magnetita como subproduto. Esse inchaço é a razão de os afloramentos de serpentinito terem a textura de pele de cobra que deu nome à rocha e também aos ofiolitos.
A estequiometria de livro-texto, grosso modo: olivina + água → serpentina + magnetita + H₂. A reação é exotérmica. Ela se autossustenta enquanto rocha fresca continuar encontrando água fresca. Os micróbios em torno de fontes hidrotermais meso-oceânicas como Lost City vivem dela, e o mesmo vale para os organismos da biosfera profunda que vivem a quilômetros abaixo da superfície em locais como a mina Kidd Creek, em Ontário. Frieder Klein, da Woods Hole Oceanographic Institution, passou uma carreira descobrindo exatamente quais associações minerais produzem mais H₂ e sob quais condições, e a resposta é que o ideal é um peridotito fraturado, parcialmente serpentinizado, alimentado por água, em profundidades em que a rocha esteja quente, mas não quente demais.
Radiólise: como o hidrogênio natural se forma em crátons antigos
Há um segundo mecanismo, mais lento. O decaimento radioativo do urânio, do tório e do potássio em rochas profundas do embasamento cristalino emite partículas alfa e beta capazes de dividir diretamente as moléculas de água, um processo chamado radiólise. O rendimento por metro cúbico é minúsculo, mas os crátons são enormes e antigos. Ao longo de um bilhão de anos, o Escudo Canadense e a Plataforma Russa geraram dessa forma quantidades geologicamente significativas de H₂. A equipe de Barbara Sherwood Lollar, da Universidade de Toronto, mede há décadas as assinaturas de gases nobres desses sistemas e constata que algumas das salmouras profundas que amostram estão isoladas da superfície há mais de um bilhão de anos, hidrogênio e tudo.
Um marco da área, a revisão de 2025 na Nature Reviews Earth & Environment, escrita por Chris Ballentine, Rūta Karolytė, Anran Cheng, Barbara Sherwood Lollar, Jon Gluyas e Michael Daly, reuniu os dois mecanismos em um único arcabouço. A conclusão dos autores: a crosta continental produziu, ao longo do último bilhão de anos, H₂ suficiente para abastecer a humanidade por pelo menos 170.000 anos, com a demanda de energia atual. A maior parte desse gás foi perdida, consumida por micróbios ou está presa fundo demais para ser alcançada. Uma fração útil ainda pode estar lá onde a rocha geradora, a via de migração, o reservatório poroso e o selo impermeável se alinham, os mesmos quatro ingredientes que os geólogos do petróleo procuram há um século, aplicados a um gás diferente.
Por que os geólogos disseram por tanto tempo que o hidrogênio natural não poderia existir
O manto não é a resposta. Nas pressões e temperaturas do manto superior, o hidrogênio é termodinamicamente mais estável dentro da água e de minerais hidratados do que na forma de H₂ livre. O “hidrogênio” do manto profundo está, em sua maior parte, ligado na forma de hidroxila. Quase todo o hidrogênio natural que foi de fato perfurado, no Mali, no Kansas, na Albânia, na Lorena, é gerado nas poucas dezenas de quilômetros superiores da crosta continental, por um dos dois mecanismos acima. O grupo de Ballentine foi direto ao ponto: qualquer alegação econômica baseada em hidrogênio vindo diretamente do manto tem o ônus de demonstrar um mecanismo de transporte viável, e nenhuma o fez. A maioria das empresas de exploração sérias aceitou isso. Elas miram um embasamento raso, fraturado e rico em ferro, não a Terra profunda.
A analogia com o sistema petrolífero se mostra útil. Ballentine e coautores distinguem dois plays extremos: um sistema de acumulação, em que o hidrogênio se acumulou em uma trapa ao longo do tempo geológico e pode ser produzido como um campo de gás convencional, e um sistema de autorreposição, em que a taxa com que o hidrogênio entra em uma trapa corresponde, grosso modo, à taxa com que um poço consegue retirá-lo. Bourakébougou parece um híbrido dos dois. A Lorena, com os dados atuais, parece mais um sistema de acumulação. Bulqizë está na outra ponta do espectro: fluxo altíssimo, trapa pequeníssima.
Bulqizë: a maior vazão de hidrogênio já medida
A mina de cromita de Bulqizë fica dentro do ofiolito de Mirdita, uma lasca de idade jurássica de manto oceânico antigo, empurrada sobre o continente albanês. Os mineiros do local se queixavam havia décadas de explosões de gás, inclusive com vítimas fatais, e presumiam que o gás fosse metano. Análises isotópicas e químicas acabaram mostrando que era hidrogênio.
Em 2024, Truche, Frédéric-Victor Donzé, Edmond Goskolli e colegas publicaram as medições na Science. A cerca de 1.000 metros abaixo da superfície, em uma galeria da mina, encontraram aquela poça: 30 m², espumando sem parar, drenada de um cromitito fraturado e serpentinizado situado abaixo. Calibraram a vazão e mediram pelo menos 200 toneladas de H₂ por ano escapando da mina como um todo. Isso faz de Bulqizë o maior fluxo de hidrogênio natural já medido em qualquer lugar da Terra, cinco ordens de grandeza acima do que a maioria das exsudações libera. Truche descreveu a exsudação em entrevistas como “uma jacuzzi”, que é exatamente o que os vídeos mostram.
O problema é o tamanho da trapa. A equipe de Truche estimou o reservatório por trás da exsudação em algo entre 5.000 e 50.000 toneladas de H₂ recuperável. Isso é dinheiro de verdade, mas fica bem abaixo do limiar de cerca de 10 milhões de toneladas (10 Mt) que o programa ARPA-E do Departamento de Energia dos EUA usa como corte aproximado para um campo “comercial” de hidrogênio geológico. Bulqizë coloca, portanto, em miniatura a pergunta que todo o setor precisa responder: uma vazão altíssima a partir de uma trapa modesta. Um sistema genuinamente de autorreposição pode sustentar a produção independentemente do tamanho da trapa. Um sistema de acumulação tão pequeno se esvazia em poucos anos. Donzé e Truche publicaram sobre as duas possibilidades sem afirmar ter resolvido nenhuma delas.
O Kansas e o Rifte do Meio-Continente: os poços esquecidos de hidrogênio natural
O Kansas é mais antigo que o Mali, nesta história. O programa de perfuração dos anos 1980 em torno de Junction City, no coração do Rifte do Meio-Continente, produziu uma série de poços cuja química do gás era bizarra. O mais citado deles, o CFA Scott #1, no condado de Morris (cerca de 23 km ao sul de Junction City), foi registrado com cerca de 50% de hidrogênio na nota original de 1983 publicada no AAPG Bulletin por Goebel, Coveney, Angino e Zeller, e com 29–37% em mol, em média, entre o Scott #1 e o vizinho Heins #1, no artigo de acompanhamento de Coveney, de 1987. O restante era sobretudo nitrogênio, com apenas traços de hidrocarbonetos. Coveney, Goebel, Zeller e colegas o descreveram no AAPG Bulletin em 1987 e invocaram explicitamente a serpentinização de embasamento máfico e ultramáfico soterrado como fonte. Quase ninguém prestou atenção; os achados do Kansas ficaram como curiosidade por quase trinta anos.
Julien Guélard, Isabelle Moretti e colegas voltaram e reamostraram a mesma área em 2017 para a Geochemistry, Geophysics, Geosystems. O trabalho isotópico deles apontou para uma fonte mista: parte do H₂ foi quase certamente produzida pela serpentinização do embasamento máfico em profundidade, parte por processos mais rasos. O Rifte do Meio-Continente, um sistema de rifte fracassado de 1,1 bilhão de anos que vai do Kansas, passando por Iowa e Minnesota, até o lago Superior, tem todas as rochas certas: gabros, basaltos e ultramáficas intrusivas repletas de ferro. Kimberlitos do Cretáceo atravessam a seção em lugares como o condado de Riley, sugerindo antigas chaminés que poderiam oferecer vias de migração.
Hoje o play do Kansas tem nome: a HyTerra, uma start-up listada na bolsa australiana, está perfurando seu Nemaha Project ao longo da mesma faixa. Dados históricos do poço Sue-Duroche-2, perfurado por volta de 2008–2009 e hoje dentro da área arrendada pela HyTerra, registraram 92% de H₂ e 3% de hélio. O poço de extensão da empresa em 2025, o Sue-Duroche-3, retornou até 96% de H₂ e 5% de hélio, enquanto o poço de extensão McCoy 1, a cerca de nove quilômetros do Sue Duroche-3, dentro do mesmo bloco de falha, retornou até 83% de H₂, indicando que o sistema se estende além de um único local. O hélio é hoje mais valioso que o próprio hidrogênio, quilo por quilo, e a economia da coprodução pode importar tanto quanto o H₂. O USGS divulgou o primeiro mapa de prospectividade de hidrogênio geológico em escala continental para os Estados Unidos contíguos em janeiro de 2025, e o meio-continente, o Kansas, Iowa, Minnesota e Michigan se destacaram, ao lado da região de Four Corners e de partes da Costa Leste.
Lorena: a aposta da França no hidrogênio natural
A história francesa é mais recente e mais estranha. Anunciada em maio de 2023, cientistas do laboratório GeoRessources da Université de Lorraine e do CNRS, trabalhando com a empresa de gás La Française de l’Énergie (FDE) em um programa chamado REGALOR, vinham medindo o metano residual nas camadas de carvão abandonadas do poço Folschviller 1A, na Mosela. A tendência apontava para baixo.
A rocha geradora ainda está sendo definida. Pironon e de Donato propuseram um mecanismo não convencional: reações redox entre águas subterrâneas profundas e minerais de carbonato de ferro (siderita, FeCO₃, e fases do grupo da anquerita) no embasamento do Carbonífero, em vez da serpentinização clássica da olivina. Um embasamento máfico mais profundo como fonte não foi descartado, e o PTH-2 foi concebido em parte para testar qual mecanismo está de fato em operação.
O sinal era forte o bastante para que Jacques Pironon e Philippe de Donato, os dois geocientistas do CNRS que conduzem o trabalho, extrapolassem concentrações de mais de 90% (a própria modelagem da FDE sugere até ~98%) a cerca de 3.000 metros (9.840 pés). A estimativa inicial de 2023 da equipe Regalor do CNRS situava o recurso em toda a bacia em cerca de 34 milhões de toneladas. Reportagens posteriores elevaram essa cifra para até 46 milhões de toneladas, valor muitas vezes citado para o bloco de Folschviller. Após os resultados do PTH-2, em março de 2026, as estimativas para toda a bacia feitas pela FDE e pelo CNRS voltaram a ficar em cerca de 34 milhões de toneladas, com o reservatório potencialmente se estendendo pela bacia Lorena–Mosela e chegando a Luxemburgo, à Bélgica e à Alemanha. Todos os números dependem da extrapolação a partir de um pequeno número de pontos de medição.
Esses números vêm com uma boa dose de incerteza. São estimativas feitas a partir de um único furo e de um modelo de geração. No fim de 2025 e no início de 2026, a FDE perfurou um teste mais profundo. A perfuração começou em outubro de 2025 em Pontpierre, uma vila de cerca de 800 habitantes a aproximadamente seis quilômetros de Folschviller, com uma sonda da RED Drilling. SLB, Baker Hughes e Weatherford foram citadas como parceiras de serviços técnicos no comunicado de imprensa da FDE. Em 23 de março de 2026, a FDE anunciou que o poço PTH-2 havia chegado a 3.655 metros (11.991 pés), atualmente o poço mais profundo já perfurado em qualquer lugar especificamente para hidrogênio natural. Cinquenta e oito amostras de gás de superfície foram coletadas durante a perfuração, confirmando H₂ em numerosos intervalos. O programa REGALOR II, financiado com 8,8 milhões de euros de apoio da UE e da região Grand Est, e liderado com a Universidade da Lorena, o CNRS, o BRGM e a Solexperts, passará os próximos dois anos medindo as concentrações in situ, mapeando a rocha geradora e decidindo se as estimativas para toda a bacia são realistas ou apenas ilusórias.
A economia da Lorena depende tanto de seu endereço quanto de seu recurso. A bacia da Mosela fica na extremidade ocidental do gasoduto planejado mosaHYc, que deve ligar o Sarre, a Lorena e Luxemburgo em uma rede transfronteiriça de hidrogênio para a descarbonização do aço da ArcelorMittal e para a indústria química do Sarre. Se existe um campo produzível de H₂ sob Folschviller, o escoamento já está sendo ligado por tubulações. Poucos plays de exploração se alinham com a infraestrutura de escoamento potencial nesta fase do ciclo de descoberta.
A estimativa do USGS: 5,6 trilhões de toneladas de hidrogênio subterrâneo
O número de destaque foi parar em todos os veículos de notícias do planeta: um recurso geológico de hidrogênio in situ mais provável de cerca de 5,6 × 10⁶ Mt — 5,6 trilhões de toneladas métricas, quase nenhuma delas alcançável. A crosta gera uma estimativa de 15–31 Mt de novo H₂ por ano. Se mesmo 2% do estoque in situ, cerca de 10⁵ Mt ou 100 bilhões de toneladas, pudessem ser recuperados, isso abasteceria a demanda de hidrogênio de uma economia energética de emissões líquidas zero por cerca de 200 anos. O conteúdo energético é cerca de 1,7 vez o de todas as reservas provadas de gás natural da Terra (≈1,4 × 10¹⁶ MJ contra ≈8,4 × 10¹⁵ MJ).
Ellis havia apresentado versões preliminares desses números ao Comitê de Energia e Recursos Naturais do Senado dos EUA em fevereiro de 2024, antes da publicação, em dezembro de 2024, na Science Advances. Esses números, trilhões de toneladas, o dobro de todas as reservas de gás natural, dois séculos de oferta para uma economia de emissões líquidas zero, saíram em quase todos os grandes veículos, muitas vezes sem as ressalvas que o próprio Ellis insistia em acrescentar.
O que “in situ” realmente significa
O modelo estocástico fornece uma faixa, não um ponto. O percentil 5, o limite inferior, fica em torno de 10³ Mt; o percentil 95, o limite superior, em torno de 10¹⁰ Mt. Isso dá sete ordens de grandeza. O número de 5,6 trilhões de toneladas é o valor mais provável dentro de uma distribuição de probabilidade tão ampla que vai de “mal chega a ser um recurso” a “mais energia do que a humanidade já usou”.
Mais importante: volumes in situ não são volumes recuperáveis. O próprio testemunho de Ellis e o artigo são explícitos: a maior parte do hidrogênio implícito está funda demais, dispersa demais, longe demais da costa ou contaminada demais com outros gases para jamais ser produzida de forma econômica. A fração recuperável de 2% é uma hipótese, não uma previsão. Ellis disse em entrevistas que gostaria que as manchetes incluíssem a faixa de incerteza, porque o valor do modelo não está no número central, e sim em mostrar que a base de recursos é grande o bastante para valer a pena procurar. O próprio USGS, em sua página sobre hidrogênio geológico, afirma com clareza que o modelo não prevê onde está o hidrogênio e que a maior parte dele provavelmente é inalcançável.
Assim, a maneira certa de ler 5,6 trilhões de toneladas é esta: a Terra produz hidrogênio há bilhões de anos, e muito dele ainda está lá embaixo, de alguma forma. Saber se alguma parte dele está concentrada em lugares onde podemos perfurar, com vazões que possamos sustentar, é outra questão.
Por que os céticos provavelmente têm meia razão
A Hydrogen Science Coalition é um grupo voluntário de acadêmicos e engenheiros, entre eles Paul Martin, Tom Baxter e Johanne Whitmore, que passou os últimos anos argumentando, com dados, que o hidrogênio está sendo vendido com exagero ao longo da transição energética. Sobre o hidrogênio geológico especificamente, o documento de posição do grupo faz uma observação incisiva: com exceção do Mali, nenhuma descoberta de hidrogênio geológico até hoje foi demonstrada por um teste de fluxo de verdade. Em todos os outros lugares, as evidências são exsudações (em que o H₂ vaza do solo) e indícios (em que traços de H₂ aparecem durante a perfuração). Nenhum dos dois é hidrogênio produzível. A produção mundial de hidrogênio natural hoje fornece menos energia por dia do que uma única turbina eólica em terra, com fator de capacidade médio.
Quanto hidrogênio natural é de fato produzido hoje?
Stuart Haszeldine, professor de captura e armazenamento de carbono na Universidade de Edimburgo, tem sido uma das vozes mais proeminentes a dizer que o setor de hidrogênio geológico está “correndo antes de aprender a andar”. Ana María Jaller-Makarewicz, analista de energia do Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), apresentou argumentos semelhantes. A crítica deles é que passar da turbina de uma vila malinesa a uma fonte de energia em escala continental exige evidências que ainda não existem, e que o capital comprometido hoje com o hidrogênio branco é capital que deixa de ir para eletrolisadores e para a eletrificação direta: duas soluções que já funcionam.
Uma segunda preocupação: mesmo onde o H₂ é real, ele costuma chegar misturado com outros gases. Um reservatório que produz 75% de H₂ e 22,5% de metano não está livre de emissões de carbono. A Hydrogen Science Coalition calculou que uma mistura assim pode resultar em cerca de 1,5 kg de CO₂ equivalente por kg de H₂, incluindo-se a liberação de gás para a atmosfera e o processamento, um valor comparável ao de exceder em 50% o próprio limiar de hidrogênio limpo da Coalizão. A suposição de que o hidrogênio geológico é automaticamente de baixo carbono precisa ser verificada reservatório por reservatório.
O limiar de 10 milhões de toneladas
A crítica recente mais rigorosa veio em janeiro de 2026. Dieter Franke, Peter Klitzke e colegas do Instituto Federal de Geociências e Recursos Naturais da Alemanha (BGR) publicaram na Scientific Reports uma síntese global das vazões, dos fluxos e das concentrações de hidrogênio natural observados em exsudações, fontes, minas e poços. A conclusão deles é um choque de realidade. As grandes vazões de H₂ natural observadas ficam entre 10⁵ e 10⁷ metros cúbicos por ano. As vazões comercialmente viáveis, aquelas que permitiriam a um projeto competir com o gás convencional, precisam ser pelo menos uma ordem de grandeza maiores do que a maioria delas, e o poço precisa sustentar pureza ≥90% por 20–30 anos. Os sistemas de autorreposição, na avaliação dos autores, dificilmente entregarão hidrogênio economicamente recuperável em escala. Os sistemas de acumulação, trapas ao estilo petrolífero, são uma aposta melhor, mas os exemplos comprovados são raríssimos. O Mali é o único campo com teste de fluxo. Todos os outros lugares ainda estão na fase de indício ou de exsudação.
Viacheslav Zgonnik, geoquímico independente cujo artigo de 2020 na Earth-Science Reviews continua sendo o catálogo mais abrangente, na literatura aberta, de ocorrências de hidrogênio natural, tem sido mais otimista em seus trabalhos publicados do que os céticos, mas concorda em um ponto. O fato de as exsudações de hidrogênio serem comuns, inclusive os estranhos “círculos de fadas” circulares da Bacia do São Francisco, no Brasil, e de partes da Rússia, que parecem ser expressões superficiais de uma desgaseificação lenta, não significa que as acumulações econômicas também sejam comuns.
A questão em aberto é se a fração recuperável é grande o bastante para ter peso na escala do sistema energético global. Os dados necessários para responder a essa pergunta ainda não existem.
Empresas de hidrogênio natural em 2026: Koloma, HyTerra e a onda de investimentos
O capital de investimento avançou muito à frente da geologia.
Koloma, fundada em Denver em 2021 por Tom Darrah, da Universidade Estadual de Ohio, pelo CEO Pete Johnson e por Paul Harraka, levantou cerca de US$ 400 milhões em várias rodadas. Entre seus investidores estão a Breakthrough Energy Ventures (Bill Gates), a Khosla Ventures, o Amazon Climate Pledge Fund e o United Airlines Sustainable Flight Fund. A empresa executa modelos proprietários de IA sobre dados sísmicos e geoquímicos para escolher alvos. Em 2025, operando como Cascade Exploration em Idaho, ela obteve uma licença do Departamento de Terras de Idaho para perfurar seu poço estratigráfico de teste Twin Peaks 1W perto de Notus, no condado de Canyon, visando horizontes de basalto de inundação do Mioceno e horizontes máficos intrusivos. O poço serve para obter dados, não para produzir. A Koloma também está perfurando em Iowa, em torno do domo de Vincent, no condado de Webster, e no Kansas.
HyTerra, listada na ASX, é a empresa de maior visibilidade no meio-continente dos EUA, perfurando o Nemaha Project, no Kansas, com concentrações subterrâneas de H₂ relatadas de até 96%. Mantle8 é uma start-up francesa voltada a plays ligados a ofiolitos. Helios Aragón está perfurando no norte da Espanha, em um alvo profundo dos Pireneus. Gold Hydrogen, no sul da Austrália, relatou indícios de hidrogênio e hélio de alta pureza em seus poços Ramsay-1 e Ramsay-2, na península de Yorke. Natural Hydrogen Energy LLC perfurou o primeiro poço exploratório dos EUA, em Nebraska, já em 2019, antes da onda atual.
O dinheiro público está seguindo o dinheiro privado. A ARPA-E, do Departamento de Energia dos EUA, lançou um programa dedicado ao hidrogênio geológico. A Lei Bipartidária de Infraestrutura de 2021 destinou US$ 9 bilhões ao hidrogênio limpo. O crédito fiscal à produção da Seção 45V da Lei de Redução da Inflação oferece até US$ 3 por kg de hidrogênio limpo produzido, e o hidrogênio geológico, se for de baixa emissão, pode se qualificar. A combinação fez o que o poço do Mali jamais conseguiria sozinho: transformou uma nota de rodapé de trinta anos em uma categoria de capital de risco.
Se o atual boom vai produzir um pequeno número de operadoras duradouras ou se vai se apagar em silêncio, como fizeram os empreendimentos de folhelho betuminoso dos anos 1980 e 1990, dependerá dos resultados de poços como o Twin Peaks 1W e o PTH-2 nos próximos três anos.
O que acompanhar na exploração de hidrogênio natural: 2026–2028
Os próximos três anos trarão a maior parte dos dados que o setor hoje não tem. O PTH-2, em Pontpierre, deve produzir, ao longo de 2026 e 2027, as primeiras medições profundas de concentração em qualquer lugar voltadas especificamente a um suposto sistema continental de hidrogênio natural; se Pironon e de Donato confirmarem concentrações acima de 90% a mais de 3.000 metros, as estimativas da Lorena para toda a bacia ganham credibilidade, e, se não confirmarem, a história francesa volta a encolher até virar uma esquisitice localizada. O Twin Peaks 1W, em Idaho, e os poços do Nemaha, em andamento no Kansas, testarão se a seleção de alvos guiada por IA da Koloma e da HyTerra realmente funciona em embasamento de rifte continental — e se o mapa de prospectividade do USGS publicado em janeiro de 2025 significa alguma coisa na prática. Por trás de tudo isso está o patamar empírico estabelecido por Franke e colegas do BGR: para ter peso na escala do clima, um play precisa de vazões sustentadas pelo menos uma ordem de grandeza acima do que as exsudações entregam, mantidas por décadas, com alta pureza. O Mali é o único campo que chega perto, e o Mali é pequeno. As empresas da corrida do ouro precisam mostrar ou que o que encontraram é materialmente melhor do que o que já se conhece, ou que o modelo de autorreposição se sustenta bem o bastante para produzir em escala.
Enquanto isso, o gasoduto mosaHYc avança aos poucos, a Lei de Redução da Inflação entra em sua revisão programada e, em Bourakébougou, o mesmo modesto motor a gás que funciona há mais de uma década continua a alimentar a vila, com hidrogênio que começou como água reagindo com rocha em algum ponto sob a África Ocidental.
A Terra produz hidrogênio, e em grande quantidade. A maior parte do que ela produz vaza ou é consumida por micróbios antes mesmo de chegar a uma trapa. Saber se a fração recuperável é grande o bastante para fazer diferença na escala da transição energética global é o que a próxima década de perfurações terá de decidir. Até lá, Bourakébougou continua sendo o único caso comprovado.
Perguntas frequentes sobre hidrogênio natural
O que é hidrogênio natural? É o H₂ molecular que a Terra produz por conta própria, principalmente pela reação da água com rochas ricas em ferro (serpentinização) ou pelo decaimento radioativo que divide a água em embasamento cristalino antigo (radiólise). Também chamado de hidrogênio branco, dourado, geológico ou nativo. Ao contrário do hidrogênio cinza, azul ou verde, não requer nenhum aporte de energia humana.
Como o hidrogênio branco é produzido no subsolo? Por dois mecanismos. Serpentinização: a água a 200–350 °C reage com o ferro da olivina e do piroxênio em rochas ultramáficas como o peridotito, oxidando o ferro de Fe²⁺ para Fe³⁺ e liberando H₂. Radiólise: partículas alfa e beta do decaimento do urânio, do tório e do potássio em crátons antigos dividem diretamente as moléculas de água. O rendimento é baixo por metro cúbico, mas os crátons são enormes e antigos.
Onde o hidrogênio natural já foi encontrado? Uma acumulação produzível está confirmada apenas em Bourakébougou, no Mali. Fluxos ou concentrações significativos foram medidos em Bulqizë (Albânia), ao longo do Rifte do Meio-Continente, no Kansas e em Nebraska, e na bacia da Lorena, na França. O USGS divulgou o primeiro mapa de prospectividade em escala continental para os Estados Unidos contíguos em janeiro de 2025.
O hidrogênio natural é comercialmente viável? Ainda não, fora o gerador em escala de vila de Bourakébougou. Franke et al. (2026) estabelecem o patamar em vazões uma ordem de grandeza acima do que a maioria das exsudações naturais entrega, sustentadas com pureza ≥90% por 20–30 anos. O PTH-2, na França, o Twin Peaks 1W, em Idaho, e os poços do Nemaha, no Kansas, devem produzir os primeiros dados concretos entre 2026 e 2028. Até lá, a indústria global de hidrogênio natural produz menos energia por dia do que uma única turbina eólica em terra.
