O papel evolutivo do gás natural num futuro neutro em carbono

As centrais de gás natural ocupam uma posição central na transição energética global. São frequentemente caracterizadas como um “combustível de ponte” porque emitem cerca de metade do dióxido de carbono (CO2) das centrais a carvão quando queimadas para geração de eletricidade. Este perfil de carbono inferior, combinado com a flexibilidade operacional que permite uma rápida aceleração para atender à demanda flutuante, torna o gás natural um parceiro atraente para fontes renováveis intermitentes, como o vento e solar. Em 2023, o gás natural representou aproximadamente 22% da geração global de eletricidade, de acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA)]. Enquanto as energias renováveis estão expandindo rapidamente, o mundo ainda depende fortemente da geração a gás para manter a estabilidade da rede e a segurança energética.

No entanto, o conceito de “ponte” implica que o gás natural é uma solução temporária no caminho para um sistema totalmente descarbonizado. A combustão de gás natural ainda libera quantidades substanciais de CO2 – cerca de 50-60% menos do que o carvão em uma base de quilowatts-hora, mas ainda muito demais para atender às metas de emissões líquidas zero que as nações prometeram ao abrigo do Acordo de Paris. Para conciliar esta tensão, pesquisadores e engenheiros estão avançando um conjunto de tecnologias neutras de carbono projetadas para capturar o CO2 antes de entrar na atmosfera ou substituir o gás natural inteiramente com combustíveis zero-carbono. Este artigo examina o estado atual das usinas de gás natural, explora as inovações mais promissoras de carbono-neutro e pesa os desafios e oportunidades que estão à frente.

Como funcionam as usinas de energia a gás natural

Ciclo Simples vs Ciclo Combinado

As usinas de gás natural vêm em duas configurações primárias: ciclo simples e ciclo combinado. Em uma turbina de gás de ciclo simples (SCGT), o ar é comprimido, misturado com gás natural e inflamado. Os gases de escape quente giram uma turbina conectada a um gerador, produzindo eletricidade. SCGTs são relativamente baratos para construir e podem começar em minutos, tornando-os ideais para atender a demanda de pico. No entanto, sua eficiência térmica normalmente varia de 30% a 40%, o que significa que a maioria da energia do combustível é perdida como calor de desperdício.

As usinas de turbinas a gás de ciclo combinado (CCGT) são muito mais eficientes, alcançando eficiências térmicas de 60% ou mais. Em uma CCGT, o escape quente da turbina a gás é encaminhado para um gerador de vapor de recuperação de calor (HRSG), que produz vapor. Esse vapor então impulsiona uma turbina a vapor separada, extraindo eletricidade adicional sem queimar combustível extra. Como eles extraem mais energia da mesma unidade de gás natural, as usinas CCGT produzem menos CO2 por megawatt-hora do que as SCGTs. As CCGTs modernas representam a tecnologia de geração térmica mais eficiente disponível hoje, e formam a espinha dorsal de muitas redes nacionais.

Perfil das Emissões

Quando o gás natural é queimado, os produtos de combustão primária são CO2 e vapor de água. Comparado com o carvão, que também libera dióxido de enxofre (SO2), óxidos de nitrogênio (NOx) e partículas, o gás natural é significativamente mais limpo. De acordo com a Agência de Proteção Ambiental dos EUA, a combustão de gás natural emite 0,9 libras de CO2 por quilowatt-hora versus 2,2 libras para o carvão. Esta diferença, embora substancial, ainda é um problema no contexto de um mundo com carbono. Além disso, toda a cadeia de abastecimento de gás natural – da extração ao transporte para distribuição – é propensa a vazamentos de metano (CH4), um gás de efeito estufa mais de 80 vezes tão potente quanto o CO2 durante um período de 20 anos. Essas emissões fugitivas podem reduzir os benefícios climáticos da mudança de carvão para gás se não for adequadamente gerenciada.

Impacto ambiental: Além do CO2

Abordar a totalidade da pegada ambiental das usinas de gás natural requer focar não só no CO2 proveniente da combustão, mas também em vazamentos de metano a montante, uso de água e impactos do solo.O processo de fratura hidráulica (fractura) para extrair gás natural tem levantado preocupações sobre a contaminação das águas subterrâneas e sismicidade induzida.Enquanto os EUA e outros países implementaram quadros regulatórios para mitigar esses riscos, a questão permanece controversa. Do lado operacional, as usinas CCGT requerem grandes volumes de água para resfriamento, embora tecnologias avançadas de refrigeração a seco possam reduzir o consumo de água em 90% ou mais.

Outro desafio é a natureza intermitente das energias renováveis. As usinas de gás natural são frequentemente aumentadas para cima e para baixo para compensar a variabilidade do vento e solar. Esta operação de ciclismo reduz a eficiência das CCGTs e aumenta as emissões por megawatt-hora em comparação com a operação de estado estável. Além disso, o desgaste e desgaste de turbinas de partidas frequentes pode aumentar os custos de manutenção e reduzir a vida útil das plantas.Otimizar as operações de rede e integrar o armazenamento de energia, como baterias ou hidrobombadas, pode ajudar a reduzir a necessidade de equilíbrio a gás, mas o gás natural provavelmente continuará a ser um recurso crítico de flexibilidade por pelo menos mais uma década.

Caminhos para o gás natural neutro-carbono

Várias estratégias estão em desenvolvimento para reduzir ou eliminar as emissões líquidas de carbono de centrais de gás natural. Essas abordagens não dependem da eliminação total do gás natural, mas sim do foco na captura do CO2 produzido ou substituição do combustível por uma alternativa zero-carbono.

Captura e armazenamento de carbono (CCS)

A captura e armazenamento de carbono é o método mais direto para tornar as plantas de gás natural neutras em carbono. CCS envolve três etapas principais: captura de CO2 do fluxo de escape de uma usina de energia, compressão em um estado líquido, e injetá-lo em formações geológicas profundas, como reservatórios de óleo e gás esgotados ou aquíferos salinos para armazenamento permanente. O CO2 capturado também pode ser usado na recuperação de óleo aprimorado (EOR), onde é injetado em campos de óleo envelhecimento para impulsionar a produção, embora este uso não alcance isolamento permanente a menos que o CO2 permaneça subterrâneo.

O Global CCS Institute] relata que, em 2023, existiam 30 instalações comerciais CCS em todo o mundo, com uma capacidade total de captura de mais de 45 milhões de toneladas de CO2 por ano. Embora a maioria dessas instalações estejam associadas a processamento de gás natural ou a operações industriais, algumas centrais eléctricas – como a Boundary Dam, no Canadá (que utiliza carvão) e o projecto Petra Nova, no Texas (carvão) – demonstraram que a CCS em larga escala. Para o gás natural, o projecto Gorgon CCS na Austrália, concebido para capturar CO2 da produção de gás natural, é uma das maiores. No entanto, a CCS em centrais de gás natural continua limitada; a primeira central de gás CCS em grande escala do mundo, o Projecto Tundra, no Japão, ainda está em construção.

Tecnicamente, a CCS pode capturar 90–95% do CO2 de uma usina de gás natural, mas a penalidade energética é significativa. O processo de captura em si consome 20–30% da produção da usina, aumentando o custo da eletricidade. Avanços na química de solventes, separação de membranas e combustão de oxicombustíveis podem reduzir essa penalidade. Políticas de apoio – como o crédito fiscal US 45Q, que fornece até US$ 85 por tonelada de CO2 armazenado – são fundamentais para tornar a CCS economicamente viável.

Hidrogênio como combustível

Outra via transformadora é a substituição do gás natural por hidrogênio. Quando o hidrogênio é queimado (ou usado em uma célula de combustível), a única emissão é vapor de água. No entanto, o benefício ambiental depende inteiramente de como o hidrogênio é produzido. Hoje, a grande maioria do hidrogênio é derivada de gás natural através de reformação de metano a vapor (SMR), um processo que libera CO2 a menos que seja emparelhado com CCS. Este tipo de hidrogênio é muitas vezes chamado de hidrogênio “cinzento”. Se CCS é adicionado, torna-se hidrogênio “azul”, que tem uma menor intensidade de carbono, mas ainda envolve emissões de metano a montante.

O hidrogênio “verde”, produzido por eletrólise de água usando eletricidade renovável, é completamente isento de carbono da produção para o uso. O custo do hidrogênio verde caiu drasticamente – de cerca de US$ 10 por quilograma há uma década para cerca de US$ 4–6 por quilograma hoje – mas permanece duas a três vezes mais caro do que o hidrogênio cinza. A capacidade do eletrolisador está escalando rapidamente, e analistas IRENA [] projeto que hidrogênio verde poderia chegar a uma paridade de custos com hidrogênio cinza em 2030 em regiões com abundantes energias renováveis baratas.

Integrar hidrogênio em usinas de gás natural é viável através da co-incineração (diminuindo até 20% de hidrogênio em volume sem grandes modificações) ou pela retrofitização de turbinas para combustão de hidrogênio puro. Vários fabricantes de turbinas a gás – incluindo GE, Siemens e Mitsubishi – já desenvolveram modelos capazes de hidrogênio. Em 2023, uma usina de energia em Long Ridge, Ohio, tornou-se uma das primeiras no mundo a co-inflamar 20% de hidrogênio em uma turbina a gás GE 7HA. Transicionamento para uma frota a hidrogênio exigiria investimentos substanciais na produção, armazenamento (hidrogênio é menos densa do que gás natural) e infraestrutura de tubulação. O hidrogênio misturado também representa desafios de compatibilidade e segurança de materiais, já que o hidrogênio pode embrigar metais e é altamente inflamável.

Captura direta de ar e emissões negativas

Mesmo com CCS ou hidrogênio, algumas emissões residuais de usinas de gás natural podem permanecer. Para alcançar emissões líquidas zero, ou mesmo líquidas negativas, o mundo pode precisar combinar essas tecnologias com captura direta de ar (DAC). máquinas DAC usam sorvente químico para extrair CO2 diretamente do ar ambiente, que pode então ser armazenado subterrâneo ou usado em produtos. A energia necessária para DAC é alta, mas se alimentado por energia de carbono zero, DAC efetivamente remove CO2 legado da atmosfera. Atualmente, apenas um punhado de plantas DAC existem, incluindo a usina Orca na Islândia, que captura 4.000 toneladas de CO2 por ano. Escalar DAC para milhões de toneladas é um desafio formidável engenharia e econômico, mas oferece uma maneira de compensar emissões difíceis de reduzir de setores como geração de energia de gás natural.

Desafios e perspectivas futuras

A transição para o gás natural neutro em carbono enfrenta vários obstáculos significativos. Primeiro é o custo. Adicionar CCS a uma usina de gás natural aumenta o custo nivelado da eletricidade (LCOE) em 50-80%, dependendo da taxa de captura e local de armazenamento. Atualmente, o hidrogênio azul é mais caro do que o gás natural, e o hidrogênio verde permanece entre os mais caros transportadores de energia. Sem preços ou subsídios de carbono, essas tecnologias não podem competir com o gás natural não absorvido.

A CCS exige o transporte de gasodutos de CO2 para locais de armazenamento, bem como de poços de injeção e sistemas de monitoramento confiáveis. A mistura de hidrogênio exige novos ou remodelados gasodutos, cavernas de armazenamento e equipamentos de uso final. Em terceiro lugar, a política. Sinais governamentais consistentes e de longo prazo – como impostos sobre carbono, padrões de energia limpa e financiamento para I&D – são essenciais para desrisco de investimento privado. A inclusão do gás natural como atividade “transicional” no âmbito do seu Regulamento Taxonomia, sob condições rigorosas, é um exemplo de uma política que tenta equilibrar o papel do gás natural com os objetivos climáticos.

Por fim, há a questão do metano. Mesmo que as emissões de CO2 sejam capturadas, as fugas de metano a montante podem anular os benefícios climáticos. A indústria do petróleo e do gás está sob pressão crescente para detectar e reparar fugas utilizando monitoramento de satélite e outras tecnologias avançadas. O Observatório Internacional das Emissões de Metano do Programa da ONU de Ambiente defende regulamentos mais fortes e compromissos da indústria. Se as emissões de metano não forem drasticamente reduzidas, o gás natural pode não ser considerado um combustível de ponte viável.

Apesar desses desafios, muitos especialistas acreditam que uma combinação de tecnologias neutras em carbono pode descarbonizar a energia do gás natural preservando sua flexibilidade e confiabilidade. Por exemplo, uma planta poderia usar hidrogênio azul por uma década enquanto escalas de infraestrutura de hidrogênio verde, então mudar para hidrogênio verde como redução de custos. Simultaneamente, CCS poderia ser empregado para capturar emissões de unidades a gás remanescentes, com DAC compensando quaisquer últimas falhas. O cenário Net Zero da IEA em 2050 prevê CCS capturando quase 1 bilhão de toneladas de CO2 da geração de energia em 2035, com hidrogênio fornecendo 10% de eletricidade global em 2050.

Conclusão

As usinas de gás natural não são inerentemente compatíveis com um futuro neutro em carbono, mas também não são necessariamente incompatíveis. Ao emparelhá-las com a captura e armazenamento de carbono, a transição para o combustível de hidrogênio e a abordagem de vazamentos de metano, essas instalações podem reduzir drasticamente seu impacto climático. O caminho em frente requer investimentos sustentados, políticas de apoio e engenharia inovadora. Enquanto as energias renováveis e o armazenamento dominarão cada vez mais novas adições de capacidade, o gás natural continuará a desempenhar um papel no equilíbrio das redes e no fornecimento de energia firme por décadas futuras. A corrida está em curso para tornar esse papel o mais limpo possível – e as tecnologias descritas acima oferecem um roteiro realista para alcançar esse objetivo.