O papel estratégico do gás natural na mistura energética global

As usinas de gás natural atualmente fornecem cerca de um quarto da geração global de eletricidade, tornando-as a segunda maior fonte de eletricidade após o carvão em muitas regiões. Sua flexibilidade operacional permite que elas aumentem e desçam rapidamente, o que as torna um complemento natural para fontes renováveis variáveis, como o vento e o solar. Ao contrário das usinas de carvão que exigem horas para ajustar a saída, as turbinas de gás de ciclo combinado modernos podem ir de carga mínima para capacidade total em menos de 30 minutos. Essa capacidade de resposta tornou o gás natural o combustível preferido para equilibrar as redes conforme o aumento da penetração renovável.

O argumento ambiental para o gás natural tem historicamente se apoiado em sua menor intensidade de carbono. Quando queimado em uma moderna usina de ciclo combinado, o gás natural emite aproximadamente 350-400 kg de CO2 por megawatt-hora, comparado com 800-900 kg para o carvão.Esta redução de cerca de 55 por cento de CO2 por unidade de eletricidade levou muitos países a adotar gás natural como um combustível transitório que pode deslocar o carvão enquanto a infraestrutura renovável aumenta. O setor de energia dos EUA, por exemplo, reduziu suas emissões de CO2 em cerca de 15% entre 2005 e 2012, principalmente devido à mudança de combustível do carvão para o gás natural, de acordo com a Administração de Informações de Energia.

No entanto, a matemática climática em torno do gás natural é mais complexa do que uma comparação simples com o carvão. O gás natural é principalmente metano, que tem um potencial de aquecimento global cerca de 80 vezes maior do que o CO2 durante um período de 20 anos. Fuga de metano ao longo da cadeia de abastecimento de poços para a ponta do queimador de usinas de energia pode minar significativamente ou até mesmo eliminar o benefício climático da mudança de carvão. Estudos do Fundo de Defesa Ambiental encontraram taxas de vazamento em algumas regiões produtoras que tornariam o gás natural pior para o clima do que o carvão em horizontes de tempo mais curtos. Esta realidade intensificou a busca de tecnologias que possam eliminar emissões a nível da planta em vez de se basear apenas na mitigação a montante.

O perfil de emissões de uma usina de gás natural

Uma planta convencional de ciclo combinado de gás natural produz três categorias de emissões que devem ser abordadas para a operação de emissão zero. A emissão primária é o dióxido de carbono, que compreende cerca de 7-8 por cento do fluxo de escape em uma planta típica. A segunda categoria inclui os poluentes de critérios, como óxidos de nitrogênio e óxidos de enxofre, que contribuem para a poluição e chuva ácida, mas já são controlados através de redução catalítica seletiva e outros controles de poluição. A terceira categoria é o metano não queimado, proveniente de combustão incompleta, que pode representar um pequeno, mas ambientalmente significativo deslizamento de gases de efeito estufa de alto impacto.

A operação de emissão zero requer eliminar todas as três categorias simultaneamente. O dióxido de carbono deve ser capturado antes da libertação, a combustão deve ser controlada para produzir NOx zero ou próximo de zero, e o deslizamento de metano deve ser reduzido a níveis negligenciáveis. Tecnologias emergentes abordam esses requisitos de diferentes ângulos, com alguns focando na captura de CO2 após a combustão e outros reinventando o próprio processo de combustão.

Tecnologias de Captura e Armazenamento de Carbono

Captura de pós-combustão

A captura de carbono pós-combustão envolve separar o CO2 do fluxo de escape após a queima do gás natural. A abordagem mais madura usa solventes químicos, tipicamente compostos à base de aminas que absorvem seletivamente o CO2 do gás de combustão. O solvente é então aquecido para liberar um fluxo concentrado de CO2 que pode ser comprimido e transportado para armazenamento ou utilização. Vários projetos em escala comercial têm demonstrado captura baseada em aminas em plantas de gás natural no Canadá e nos Estados Unidos, atingindo taxas de captura de 90% ou mais.

O principal desafio com a captura pós-combustão é a penalidade energética. O calor necessário para regenerar o solvente reduz a produção líquida de eletricidade da usina em aproximadamente 8 a 12 por cento, e o equipamento adicional adiciona um custo de capital significativo. Gás de combustão de baixa pressão de usinas de gás natural também contém cerca de 4 a 5 por cento de CO2, menor que os 12 a 15% encontrados no gás de combustão de carvão, o que significa que volumes maiores de gás devem ser processados para capturar a mesma massa de CO2. solventes avançados em desenvolvimento, incluindo materiais de mudança de fase e sistemas baseados em enzimas, visam reduzir a energia de regeneração, ao mesmo tempo que alcançam maior eficiência de captura.

Captura pré-combustão e ciclo de Allam

A captura pré-combustão tem uma abordagem diferente, convertendo gás natural em uma mistura de hidrogênio e CO2 antes da combustão, separando o CO2 e queimando apenas o hidrogênio. O gás natural é reformado com vapor para produzir gás de síntese, que sofre uma reação de deslocamento de água para aumentar a concentração de hidrogênio. O CO2 é então capturado usando solventes físicos ou membranas, deixando uma corrente de combustível rica em hidrogênio que pode ser combustada sem produzir CO2 adicional. Esta abordagem pode alcançar taxas de captura acima de 95 por cento, mas requer uma configuração de planta significativamente diferente do convencional sistemas de ciclo combinado.

O ciclo Allam-Fetvedt representa uma saída mais radical da combustão convencional. Este sistema usa a oxicombustão – queima de gás natural com oxigênio quase puro em vez de ar – e opera com CO2 supercrítico como fluido de trabalho em vez de vapor. O fluxo de escape é quase inteiramente de CO2 e água, sendo o CO2 facilmente separado, comprimido e enviado para armazenamento enquanto uma porção é reciclada através da turbina. O ciclo atinge alta eficiência térmica ao produzir uma corrente de CO2 pronta para o gasoduto a alta pressão, evitando a necessidade de equipamentos de compressão separados. Uma usina de demonstração de 50 megawatts no Texas validou a tecnologia em escala comercial, e projetos maiores estão em desenvolvimento.

Hidrogênio como um caminho de combustível de carbono zero

Combustão de hidrogênio em turbinas de gás

Queimar hidrogênio em vez de gás natural elimina as emissões de CO2 no ponto de combustão, desde que o hidrogênio em si seja produzido através de métodos de baixo carbono. Turbinas a gás modernas projetadas para gás natural podem ser modificadas para lidar com misturas de combustível de hidrogênio, e vários fabricantes introduziram turbinas classificadas para operação de hidrogênio a 100%. Os desafios incluem gerenciar maiores velocidades de chama e temperaturas que podem aumentar a formação de NOx, bem como abordar o embriaguecimento de material em componentes expostos a hidrogênio sob pressão.

A maior velocidade de chama e a maior gama de inflamabilidade do hidrogênio requerem modificações no projeto do queimador para evitar flashback – onde a chama se propaga a montante no bico de combustível. Sistemas de combustão de baixo NOx secos projetados para gás natural não podem operar efetivamente em altas frações de hidrogênio. Fabricantes, incluindo General Electric, Mitsubishi Power e Siemens Energy desenvolveram sistemas de combustão capazes de lidar com misturas de hidrogênio que variam de 30 a 100 por cento, com demonstrações em escala completa em andamento em vários locais na Europa e América do Norte.

Produção de hidrogénio verde, azul e turquesa

O impacto das emissões da combustão de hidrogênio depende inteiramente da forma como o hidrogênio é produzido. O hidrogênio verde é produzido através de eletrólise utilizando eletricidade renovável, resultando em emissões zero ao longo da cadeia de valor. O hidrogênio azul é produzido a partir de gás natural através de reformação do metano a vapor ou reforma autotérmica com captura de carbono, produzindo hidrogênio com 60 a 85 por cento mais baixas emissões de CO2 do que a combustão direta de gás natural. O hidrogênio turquesa usa pirólise metano para produzir hidrogênio e carbono sólido, evitando a produção de CO2 inteiramente se o calor do processo vem de fontes renováveis ou o carbono é armazenado permanentemente.

A economia atual favorece fortemente o hidrogênio azul, que pode ser produzido em cerca de US $ 2 a US $ 3 por quilograma em comparação com US $ 5 a US $ 8 por quilograma para hidrogênio verde. No entanto, queda de custos de eletricidade renovável e melhoria da eficiência do eletrolisador estão rapidamente diminuindo esta lacuna. O programa do Departamento de Energia dos EUA Hydrogen Shot estabeleceu um alvo de US $ 1 por quilograma para hidrogênio limpo dentro de uma década, o que tornaria a combustão de hidrogênio economicamente competitiva com combustão direta de gás natural em uma base custo-por-MWh.

Mistura e Transição de Infraestruturas

Uma estratégia prática de quase-termo envolve misturar hidrogênio em gasodutos e sistemas de combustão naturais existentes em concentrações gradualmente crescentes. A maioria dos estudos indicam que misturas de até 20% de hidrogênio em volume requerem modificações mínimas em gasodutos, vedações e equipamentos de usuário final. Esta abordagem permite que as turbinas a gás comecem a reduzir as emissões imediatamente enquanto a produção de hidrogênio aumenta e a infraestrutura dedicada é construída. Vários operadores europeus de sistemas de transporte de gás completaram testes bem sucedidos com 20% de hidrogênio em redes de alta pressão, e projetos no Reino Unido estão visando 100% de conversão de hidrogênio em redes de distribuição selecionadas até meados de 2030.

Tecnologias emergentes de combustão e nível de sistema

Células de combustível de óxido sólido integradas com turbinas a gás

As células de combustível de óxido sólido convertem gás natural ou hidrogênio diretamente em eletricidade através de reações eletroquímicas em vez de combustão, alcançando eficiências elétricas acima de 60% – significativamente superiores às 40 a 45% típicas de turbinas a gás de ciclo simples. Quando integradas com uma turbina a gás em uma configuração híbrida, a célula de combustível opera em alta temperatura e pressão, e o calor e o combustível não reacionado de seus gases de escape são queimados na turbina para gerar energia adicional. Esses sistemas híbridos podem alcançar eficiências globais que se aproximam de 70%, produzindo uma corrente de CO2 altamente concentrada que é mais fácil de capturar do que diluir a exaustão da turbina.

Vários projetos de demonstração validaram esse conceito na escala de megawatts. A tecnologia enfrenta desafios relacionados à durabilidade celular, ciclagem térmica e custo, mas os fabricantes projetam que com a produção de volume, sistemas integrados de turbinas a gás de células a combustível poderiam alcançar a paridade de custos com as usinas convencionais de ciclo combinado até o final de 2020, permitindo emissões quase nulas.

Combustão química do circuito

A combustão de loop químico apresenta outra abordagem que separa inerentemente o CO2 durante o processo de combustão. O sistema utiliza um transportador de óxido de metal oxigênio que circula entre dois reatores. No reator de combustível, o óxido de metal libera oxigênio para combustão do gás natural, produzindo CO2 e vapor de água. O óxido de metal reduzido é então devolvido a um reator de ar onde é re-oxidado com ar, gerando calor que pode conduzir uma turbina. Como o combustível e o ar nunca se misturam, o fluxo de CO2 do reator de combustível não é diluído com nitrogênio, permitindo compressão direta e armazenamento sem equipamento de separação caro.

Os testes laboratoriais e em escala piloto demonstraram uma looping químico com uma variedade de materiais transportadores de oxigênio, incluindo óxidos de ferro, cobre e níquel.Os desafios técnicos incluem manter a integridade mecânica das partículas transportadoras de oxigênio ao longo de milhares de ciclos e escalar os sistemas de reatores de tamanho piloto para comercial.Os programas de pesquisa na Europa e Ásia estão visando operações em escala de demonstração nos próximos cinco anos.

Quadro Económico e de Política para as Instalações de Gás de Emissão Zero

Considerações sobre os custos de capital e de operação

A economia de retrofiting instalações de gás natural existentes para operação de emissão zero varia significativamente pela via tecnológica. Captação de carbono pós-combustão adiciona uma estimativa de US $ 60 a US $ 90 por megawatt-hora para o custo nivelado de eletricidade de uma usina de ciclo combinado, de acordo com a Agência Internacional de Energia. O ciclo de Allam e vias de combustão de hidrogênio atualmente exigem uma nova planta de construção, com custos de capital 20 a 40 por cento mais do que as usinas de ciclo combinado convencional, mas com custos operacionais incrementais menores. O custo de transporte e armazenamento de CO2 adiciona mais US $ 10 a US $ 30 por megawatt-hora, dependendo da distância e geologia.

Os créditos fiscais e os mecanismos de preços de carbono são essenciais para o fechamento da lacuna de custos.O crédito fiscal da Seção 45Q dos EUA, que fornece US$ 85 por tonelada de CO2 permanentemente armazenado em formações geológicas, pode compensar uma parcela substancial do custo de captura.O Sistema de Comércio de Emissões da UE, com flutuação dos preços de carbono na faixa de US$ 60 a US$ 100 por tonelada métrica nos últimos anos, melhora igualmente a economia da captura em relação ao pagamento de licenças de emissão.A análise pela Força de Comércio de Emissões Aéreas Limpas sugere que, com o apoio da política existente, as novas usinas de gás de emissão zero poderiam alcançar uma paridade de custos com as usinas de gás descontroladas em regiões constrangidas por carbono até 2030.

Requisitos de regulamentação e de infra-estruturas

A implantação ampla de instalações de gás de emissão zero depende do desenvolvimento paralelo de infraestrutura de transporte e armazenamento de CO2. Os Estados Unidos têm aproximadamente 5.000 milhas de oleodutos de CO2, servindo principalmente operações de recuperação de petróleo melhoradas, mas uma rede nacional de transporte de CO2 de 50.000 a 100.000 milhas seria necessária para apoiar a implantação de captura significativa. Vários estados, incluindo Illinois, Indiana e Dakota do Norte, estão desenvolvendo ativamente estruturas regulatórias para a localização de oleodutos de CO2 e a propriedade de espaço poroso para armazenamento geológico.

A iniciativa europeia de hidrogenobone delineou um plano para construir 40 mil quilômetros de hidrogenobone até 2040, ligando centros de produção com pontos de demanda, incluindo usinas de energia. Nos Estados Unidos, o Departamento de Energia selecionou sete centros de hidrogênio limpos regionais para financiamento ao abrigo da Lei de Investimento em Infraestrutura e Emprego, vários dos quais incluem planos para fornecer hidrogênio a usinas de energia a gás.

O Caminho Avançar: Integrando tecnologias para uma grade descarbonizada

Nenhuma tecnologia transformará as centrais de gás natural em instalações de emissão zero por si só. O cenário mais provável envolve um portfólio de soluções implantadas de acordo com as condições regionais e características das instalações. As instalações existentes perto de reservatórios de armazenamento de CO2 adequados serão provavelmente adaptadas com sistemas de captura pós-combustão. Novas instalações construídas em regiões com infraestrutura de hidrogênio em desenvolvimento serão projetadas para combustão de hidrogênio desde o início, potencialmente operando em gás natural com captura de carbono durante um período de transição. O ciclo de Allam e híbridos de células de combustível competirão para aplicações de construção nova onde alta eficiência e captura de CO2 quase total são valorizadas.

A linha do tempo para a comercialização está acelerando. O cenário Net Zero da Agência Internacional de Energia em 2050 prevê que a maioria das novas usinas de energia a gás sejam conectadas após 2030, sendo projetadas para serem prontas para captura de carbono ou capazes de hidrogênio. Em 2040, o cenário exige que, essencialmente, todas as restantes usinas de energia a gás sejam equipadas com captura de carbono, operando com hidrogênio de baixo carbono, ou ambas. Alcançar essa trajetória requer investimento sustentado em pesquisa e desenvolvimento, estruturas políticas de apoio, e a construção de infraestrutura de transporte e armazenamento em escala comparável à atual rede de gasodutos de gás natural.

As usinas de gás natural representam um investimento substancial em capacidade de geração confiável. Se esses ativos puderem ser descarbonizados em vez de retirados precocemente, o custo da transição energética diminui significativamente, e a confiabilidade da eletricidade é mantida enquanto a capacidade renovável continua a expandir. Tecnologias emergentes, desde solventes avançados e circuitos químicos até células de combustível de alta temperatura e ciclos de CO2 supercríticos, tornam essa descarbonização tecnicamente viável.Os desafios restantes são principalmente econômicos e institucionais – e estão sendo abordados através de uma combinação de inovação política e aprendizagem tecnológica que já trouxe custos para baixo rapidamente.

O gás natural continuará a fazer parte do sistema de electricidade durante décadas, mas a forma que assume irá mudar. A central de energia a gás de 2040 terá pouca semelhança com as instalações de hoje. Provavelmente irá capturar o seu CO2 ou queimar hidrogénio, atingindo emissões líquidas zero ou mesmo negativas se combinadas com biomassa em configurações híbridas. Operará em coordenação mais estreita com as energias renováveis, proporcionando capacidade firme quando o sol não brilhar e o vento não soprar. E fá-lo-á sem comprometer as metas climáticas que estão a conduzir a transformação do sistema energético global.