As centrais de gás natural tornaram-se uma pedra angular do sistema energético global, valorizadas pela sua flexibilidade operacional, elevada eficiência e menor intensidade de carbono em comparação com a geração de carvão. Fornecem uma energia de base fiável e podem aumentar rapidamente para equilibrar as energias renováveis intermitentes, como o vento e a solar. Contudo, a combustão de gás natural ainda liberta volumes substanciais de dióxido de carbono (CO[]2]) para a atmosfera — cerca de 40–50% menos do que o carvão por unidade de electricidade, mas continua a ser um importante contributo para as alterações climáticas. À medida que as nações reforçam os objectivos de emissões ao abrigo do Acordo de Paris e prosseguem objectivos de net-zero, o sector da energia eléctrica enfrenta uma pressão crescente para descarbonizar. As tecnologias de captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS) oferecem um caminho pragmático para atenuar o impacto climático das centrais de gás natural existentes e novas, preservando a fiabilidade e a segurança energética da rede.

As tecnologias de captura de carbono não são uma solução única, mas um conjunto de abordagens de engenharia concebidas para separar CO2] de fluxos de gás de combustão ou gás combustível antes de escapar para a atmosfera. Quando aplicadas a centrais de energia a gás natural, estes sistemas podem capturar 90% ou mais do CO2[[]2[[]], gerando, reduzindo significativamente a pegada global de carbono da instalação. O CO2 capturado é então comprimido, transportado via oleoduto ou navio, e injetado subterrâneo profundo em formações geológicas, tais como reservatórios de petróleo e gás empobrecidos, aquíferos de sais ou formações de basalto para armazenamento permanente. Em alguns casos, o CO2]2[FT:7] pode ser utilizado em recuperação de petróleo reforçado (EOR) ou convertido em combustíveis sintéticos, químicos e materiais de construção, embora a solução dominante de longo prazo de longo.

Os fundamentos das tecnologias de captura de carbono

Todos os sistemas de captura de carbono compartilham três fases fundamentais: captura, transporte e armazenamento. A fase de captura é a mais diversificada e energética tecnicamente. Durante a captura, o CO2[] é separado de outros gases – antes ou após a combustão, ou modificando o próprio processo de combustão. O CO2[ é então purificado, comprimido para uma fase densa (normalmente acima de 73 bar) e transportado via gasoduto ou navio para um local de armazenamento. No local de armazenamento, o CO[2[] é injetado em formações rochosas porosas em profundidades de 1-3 quilômetros, onde é aprisionado por uma combinação de mecanismos estruturais, capilares e geoquímicos. Programas de monitoramento utilizando levantamentos sísmicos, medidores de pressão e amostragem de águas subterrâneas garantem que o CO[2 permanece contido por séculos a milênios.

As usinas de gás natural apresentam vantagens e desafios para a captura de carbono.A concentração de CO2 em gás de combustão de gás natural é relativamente baixa — tipicamente 3–5% em volume para uma turbina de gás de ciclo combinado (CCGT), em comparação com 12–15% para as usinas de carvão.Esta concentração menor torna a separação mais difícil e requer volumes maiores de solvente ou sorvente para alcançar altas taxas de captura.Por outro lado, as usinas de gás natural produzem muito menos gás de combustão por unidade de eletricidade do que as usinas de carvão, o que pode reduzir a pegada física do equipamento de captura. Avanços na química de solventes, integração de processos e recuperação de calor estão melhorando continuamente a economia e eficiência da captura em turbinas de gás.

Tipos de Captura de Carbono para Plantas de Gás Natural

Captura de pós-combustão

A captura pós-combustão é a tecnologia de captura de carbono mais madura e amplamente implantada, aplicável tanto a novas construções e retrofits de instalações de gás natural existentes. Nesta abordagem, o gás de combustão da turbina a gás é resfriado e passado através de uma coluna absorvente onde ele contacta um solvente líquido – tipicamente uma solução de aminas como a monoetanolamina (MEA) ou aminas misturadas avançadas. O solvente liga-se quimicamente com o solvente rico em CO2, capturando-o, ao mesmo tempo que permite que outros componentes de gases de combustão (nitrogénio, oxigénio, vapor de água) liberem para a atmosfera. O CO[2]2[]2[ é então aquecido em uma coluna regeneradora para libertar uma corrente quase pura de CO2], que é desidratado, comprimido e enviado para armazenamento. O solvente regenerado é recirculado para o absorvedor.

Um exemplo industrial notável é o Quest CCS facility em Alberta, Canadá, que captura CO2] de unidades de produção de hidrogénio numa central de melhoramento de areias petrolíferas (embora não seja uma central eléctrica). Da mesma forma, o Projecto Petra Nova[] no Texas demonstrou a captura pós-combustão numa unidade de produção de carvão.Para o gás natural especificamente, o Net Zero Teesside[[]]] no Reino Unido planeia capturar CO[2[[[[[[glorge de centrais de centrais de produção de gás a gás e fontes industriais, transportando-o através de gasodutos para armazenamento offshore sob o Mar do Norte. Estes projectos validam o processo principal e fornecem dados de custos e de desempenho importantes para instalações de gás.

Captura pré-combustão

A captura pré-combustão tem uma abordagem fundamentalmente diferente: remove o carbono do combustível antes da combustão. Para o gás natural, isto envolve a reforma do metano (CH4[]) com vapor para produzir gás sinágeno (uma mistura de hidrogénio e monóxido de carbono), seguida de uma reacção de mudança de gás que converte o monóxido de carbono em dióxido de carbono e hidrogénio adicional. O fluxo resultante contém cerca de 15–20% de CO2] a alta pressão, que pode ser separada utilizando solventes físicos (por exemplo, Selexol, Rectisol) ou sistemas de membranas, produzindo, em última análise, um combustível rico em hidrogénio. O hidrogénio é então combustado numa turbina a gás concebida para queimar hidrogénio, produzindo apenas vapor de água e óxidos de azoto (que são controlados por redução catalítica selectiva).

A captura de pré-combustão é particularmente adequada para as instalações integradas de ciclo combinado de gaseificação (IGCC), mas para o gás natural, alinha-se com o crescente interesse na produção de hidrogénio azul. As instalações que produzem hidrogénio a partir de gás natural com CCS podem fornecer hidrogénio industrial e combustível de baixo carbono para a geração de energia. Um exemplo proeminente é a ] fábrica de produção de hidrogénio de produtos aéreos] em Port Arthur, Texas, que captura CO2 para a EOR. No entanto, a captura de pré-combustão em escala comercial para a geração de energia permanece limitada, em parte porque as turbinas de hidrogénio ainda estão em fase inicial de implantação. Os principais fabricantes de turbinas a gás estão a desenvolver sistemas de combustão capazes de ligar combustíveis de elevado-hidrogénio, com projectos iniciais previstos online no final de 2020.

Combustão de Oxy-Fuel

A combustão de combustível de oxicodona elimina o lastro de azoto do ar por queima de gás natural em oxigénio quase puro (normalmente > 95% de pureza). O gás de combustão resultante consiste principalmente em CO2 e vapor de água, com pequenas quantidades de oxigénio, azoto e argônio. Após arrefecimento e condensação da água, permanece um fluxo de CO[2[, relativamente puro, pronto para compressão e transporte sem necessidade de solvente químico. O oxigénio é produzido através de uma unidade de separação de ar (ASU), que consome uma quantidade significativa de electricidade e impõe uma penalização energética de 8–12 pontos percentuais sobre a eficiência líquida da fábrica.

Uma variante conhecida como Ciclo de Allam-Fetvedt usa CO2[fluído de trabalho em uma turbina de combustão de oxicombustível fechada. Este ciclo atinge altas eficiências termodinâmicas (mais de 55% LHV líquido) enquanto captura praticamente todos os CO]2]. Uma fábrica de demonstração em La Porte, Texas, está operando desde 2018, e uma usina comercial de 300 MW em plena escala está em desenvolvimento no Pecos, Texas]. A combustão de combustível oxicosoxocombustível oferece a vantagem de emissões quase zero, mas o custo de capital da ASU e a necessidade de turbinas especializadas permanecem acilos. Se o declínio dos custos e a confiabilidade estiverem comprovados, os ciclos de combustível oxi podem se tornar uma opção líder para novas usinas de produção de energia de gás natural com captura de carbono.

Benefícios Além da Redução de Emissões

O principal benefício da integração da captura de carbono em centrais de gás natural é a redução profunda das emissões de gases com efeito de estufa – tipicamente 90% ou mais do CO2 gerado.Este posicionamento coloca o gás natural como uma fonte de energia de baixa emissão de carbono que pode complementar altas penetrações de energias renováveis. Ao contrário do vento e solar, as centrais de gás com CCS podem operar sempre que necessário, proporcionando confiabilidade e expedibilidade da rede sem a carga de carbono. Este duplo papel é crítico para regiões que eliminam o carvão e o nuclear enquanto expandem a capacidade solar e eólica.

A captura de carbono também ajuda as usinas de gás natural a cumprirem regulamentos de emissões cada vez mais rigorosos, mecanismos de preços de carbono e padrões de desempenho de emissões. Por exemplo, as regras propostas pela Agência de Proteção Ambiental dos EUA, nos termos da seção 111 (d) da Lei do Ar Limpo, exigem que as novas usinas de carvão e gás existentes instalem a captura de carbono ou atinjam reduções equivalentes de emissões.No Canadá, as normas de Eletricidade Limpa propostas estabelecem um limite de intensidade de carbono que efetivamente obriga a CCS a qualquer nova geração de gás inabalável.A adoção precoce da tecnologia de captura pode proporcionar uma vantagem de conformidade e evitar futuros custos de retrofit ou aposentadorias de plantas.

Além disso, a captura de carbono apoia a transição energética mais ampla, permitindo a produção de hidrogénio azul] a partir de gás natural. O hidrogénio é cada vez mais visto como um transportador de energia versátil para a indústria descarbonizadora, transporte pesado e armazenamento de energia sazonal. Quando o gás natural é reformado com CCS, o hidrogénio resultante é considerado baixo carbono e pode ser vendido em mercados de hidrogénio em crescimento. Vários projectos de hidrogénio azul em larga escala — incluindo H2H Saltend] no Reino Unido e no HyNet North West [[] — estão ancorados na reforma do gás com CCS. Estes projectos criam postos de trabalho, estimulam o investimento em gasoduto e na infra-estrutura de armazenamento, e fornecem uma pedra degrau para o hidrogénio verde produzido pela electrólise com electricidade renovável.

Desafios e incentivos econômicos

Apesar dos claros benefícios ambientais, a captura de carbono em instalações de gás natural enfrenta barreiras econômicas substanciais.O custo de captura de CO2[] de usinas de ciclo combinado de gás natural é estimado em $40–$80 por tonelada de CO2[] evitado, dependendo da taxa de captura, tamanho da planta, custo do combustível e fatores específicos do local.A penalidade energética – a perda de produção líquida de eletricidade devido à extração a vapor e consumo de energia auxiliar – varia de 8% a 12% para captura pós-combustão.Isto significa que uma planta deve queimar mais combustível para fornecer a mesma energia líquida, diminuindo parte da redução de emissões.Os custos de capital para um sistema de captura podem adicionar 50–100% ao custo de capital da própria usina de energia.

Para colmatar esta lacuna de custos, os governos implementaram uma variedade de incentivos financeiros. Nos Estados Unidos, o crédito fiscal da Seção 45Q fornece até US $85 por tonelada de CO[2[] armazenado em formações geológicas (aumento de US $50 pela Lei de Redução da Inflação de 2022). Este crédito é transferível e pode ser reivindicado por 12 anos após o início do sistema de captura. O nível de crédito é suficiente para tornar muitos projetos de gás natural CCS economicamente viáveis, especialmente quando combinado com outros fluxos de receita, como EOR ou créditos de imposto sobre a produção de hidrogênio. O Departamento de Energia dos EUA também fornece financiamento para projetos de demonstração CCS através do Escritório de Gestão de Energia e Carbono Fossil.

Na Europa, o ] Fundo de Inovação apoiado pelo Sistema de Comércio de Emissões da UE (ETS) concede milhares de milhões de euros a projectos de CCS e hidrogénio em grande escala. O Programa de Sequenciamento de Cluster do Reino Unido está a fornecer apoio de capital e um modelo de receita regulamentado para os primeiros clusters CCS, incluindo aplicações industriais e de energia. O imposto federal sobre o carbono do Canadá, combinado com normas provinciais de combustíveis limpos e créditos fiscais de investimento para CCS (anunciado em 2022), cria um forte sinal de investimento. Para aprender mais sobre os quadros políticos atuais, visite o Recursos do Instituto CCS e a página DOE Programa de Captura de Carbono[.

Projetos de implantação atual e notáveis

Enquanto a captura de carbono em usinas de carvão tem recebido mais atenção historicamente, projetos de gás natural CCS estão ganhando impulso. A partir de 2025, existem mais de 20 projetos de CCS em escala comercial operando ou em construção que envolvem processamento de gás natural, produção de hidrogênio ou energia a gás. Entre os mais significativos:

  • Projecto Northern Lights (Noruega):Um CO[2[rede de transporte e armazenamento operado pela Equinor, Shell e TotalEnergies. Receberá CO2] capturado de fontes industriais, incluindo a fábrica de cimento Brevik e a central de resíduos de Varme de Fortum Oslo, mas destina-se a servir múltiplos emissores, incluindo centrais de energia a gás.A primeira injecção de armazenamento começou em 2024.(]Site web Northern Lights)
  • Projeto de injeção de dióxido de carbono (Austrália): Um dos maiores projetos de CCS do mundo, capturando CO2 de uma instalação de gás natural liquefeito (GNL). Armazena até 4 milhões de toneladas por ano em uma formação salina profunda. Embora não seja uma usina de energia, demonstra a escalabilidade do CO2] armazenamento de gás de processamento.
  • Net Zero Teesside (UK):] Um aglomerado de fontes de energia e industriais na região de Teesside, incluindo uma nova central de energia a gás com CCS. O projecto visa capturar até 6 milhões de toneladas de CO2 por ano, transportado através de um gasoduto partilhado para o Mar do Norte. A decisão final de investimento prevista para 2024, com operações até 2028.
  • Encantar a Estação de Geração de San Juan (EUA, proposto): Originalmente uma fábrica de carvão, o projeto planeja retrofit com CCS, mas as aulas de tecnologia e infraestrutura local também se aplicam às usinas de gás.
  • Pecos Allam-Fetvedt Plant (EUA):] Uma central de 300 MW de gás natural com oxicombustível em desenvolvimento por 8 Rivers Capital. Se construída, seria a primeira central de gás em escala comercial com captura de CO quase total2.

Estes projectos assinalam um crescente gasoduto de projectos CCS relacionados com o gás, impulsionados por apoio político e compromissos empresariais líquidos zero. O relatório Global Status do relatório CCS 2024[] fornece uma actualização anual sobre a evolução dos projectos com dados pormenorizados sobre a capacidade e os custos.

Integração com o Sistema Energético

As centrais de gás natural com captura de carbono estão posicionadas de forma única para servir como uma espinha dorsal de baixo carbono para redes com alta penetração renovável. Ao contrário das usinas de gás não abatidas, que excederiam os orçamentos de carbono em um mundo net-zero, as usinas equipadas com CCS podem funcionar por muitas horas por ano sem emissões proibitivas. Elas podem operar em modo de carga seguido, aumentando quando a geração solar e eólica mergulha e diminuindo quando a produção renovável é abundante. Esta flexibilidade é essencial para manter a estabilidade da rede à medida que as usinas de carvão se aposentam e a capacidade nuclear diminui em algumas regiões.

Além disso, o gás natural com CCS permite a produção de hidrogénio azul em escala, que pode ser utilizado para a geração de energia em turbinas de hidrogénio ou células a combustível. Neste cenário, a central de gás funciona como uma fonte de electricidade flexível e de baixo carbono, enquanto o hidrogénio produzido noutros locais pode ser armazenado em cavernas salinas ou campos de gás empobrecido para o equilíbrio sazonal. Países como o Reino Unido, Alemanha, Japão e Coreia do Sul estão a explorar activamente as turbinas a gás prontas para hidrogénio como parte das suas estratégias nacionais de hidrogénio. Por exemplo, o projecto H21 Norte de Inglaterra] prevê a conversão da rede de gás em hidrogénio a 100%, com novas instalações de armazenamento de hidrogénio e de produção de electricidade ancoradas pela reformação de gás natural com CCS.

Outra via de integração é a co-incineração de gás natural com biomassa numa central eléctrica e a captura do CO2, a obtenção bioenergia com captura e armazenamento de carbono (BECCS)[. Esta combinação resulta em emissões negativas porque a biomassa absorve CO2[] durante o crescimento, e o processo de captura impede a sua libertação. O BECCS é considerado essencial em muitos modelos de avaliação integrados para limitar o aquecimento global a 1,5°C ou 2°C. A central de energia Drax no Reino Unido, que se converteu de carvão em biomassa, está a pilotar a tecnologia BECCS com um objectivo de capturar vários milhões de toneladas de CO2 por ano até 2030. A aplicação do BECCS às instalações de gás natural, exigiria uma cadeia de abastecimento de biomassa dedicada, mas poderia oferecer um caminho de quase-termo ao negativo com as emissões renováveis não-abadas.

Perspectivas e Inovação futuras

A trajetória da captura de carbono em usinas de gás natural dependerá de reduções contínuas de custos, de quadros regulatórios de apoio e do desenvolvimento de tecnologias de captura de próxima geração.

  • Solventes e sorventes avançados: Novas misturas de aminas, solventes de água e sorvente sólido (incluindo estruturas metal-orgânicas e sílica funcionalizada com aminas) prometem menores penalidades energéticas, maior estabilidade e degradação reduzida. Alguns sistemas visam capturar CO2[ a temperaturas superiores a 100°C, permitindo a integração térmica em eficiências mais elevadas.
  • Separação de membranas: Polímero e membranas cerâmicas que separam seletivamente CO2[] de gases de combustão poderiam simplificar processos de captura, reduzir custos de capital e permitir a implantação modular e escalável.Os recentes avanços em membranas compostas de película fina mostram promessa para condições de gás de combustão de gás natural.
  • Captura direta do ar (DAC): Embora não seja diretamente aplicada às usinas de energia, o DAC pode ser co-localizado com as usinas de gás natural para capturar CO2 do ar ambiente, utilizando calor residual do bloco de energia. Empresas como a Clima e a Engenharia de Carbono estão escalando o DAC, e a integração com as usinas de gás poderia fornecer um caminho para as emissões líquidas negativas.
  • Captura de carbono criogênico: Processos que arrefecem o gás de combustão a temperaturas extremamente baixas, congelando CO2[] como sólido, estão em desenvolvimento. Estes sistemas evitam solventes químicos e podem capturar múltiplos poluentes simultaneamente, mas requerem uma integração cuidadosa do calor para minimizar a penalidade energética.
  • Captura eletroquímica: Utilização de eletricidade para acionamento de ciclos de rotação de pH para CO2[ separação, potencialmente oferecendo regeneração de temperatura mais baixa e a capacidade de produzir produtos de valor agregado, como carbonatos ou combustíveis sintéticos.

No que respeita à política, a expansão dos preços do carbono, o surgimento de normas de baixo teor de carbono e a inclusão da CCS nos mandatos de electricidade limpa acelerarão a implantação.O crédito 45Q da Lei de Redução da Inflação dos EUA, combinado com o novo crédito fiscal para a produção de hidrogénio limpo (45V), cria um poderoso incentivo financeiro para a construção de instalações de gás com CCS e instalações de hidrogénio azul.A proposta da UE de uma lei relativa à indústria de líquido zero visa aumentar a capacidade de CCS nacional para 50 milhões de toneladas por ano até 2030.

Em meados do século, as energias renováveis e as interconexões de rede em expansão podem ser capazes de satisfazer toda a demanda de energia elétrica sem combustíveis fósseis. No entanto, nas próximas duas décadas, o gás natural continuará a ser uma parte crítica da mistura de geração em muitas regiões. As tecnologias de captura de carbono oferecem o único caminho confiável para operar essas usinas em alinhamento com os objetivos climáticos. Investimento contínuo em I&D, projetos de demonstração e CO[]2 infra-estrutura de transporte e armazenamento é essencial para reduzir os custos, provar confiabilidade e construir confiança pública.

O impacto da captura de carbono nas usinas de gás natural se estende muito além da linha de cerca de usinas. Permite uma transição gerenciada para comunidades dependentes de economias de combustíveis fósseis, preserva a infraestrutura energética existente e os ativos da rede, e fornece uma fonte flexível e expedivel de eletricidade de baixo carbono que pode acelerar o crescimento de renováveis variáveis. À medida que os países atualizam suas contribuições nacionais determinadas e desenvolvem estratégias de baixa emissão de carbono a longo prazo, a captura de carbono terá destaque nos planos do setor de energia de nações que pretendem cumprir seus compromissos de net-zero. A próxima década será decisiva para determinar quão rapidamente essas tecnologias escala e se elas podem cumprir com sua promessa de energia elétrica a preços acessíveis, confiáveis e quase zero-emissões de gás natural.