O hidrogênio verde no refino do petróleo: um estudo de caso para a redução de emissões e uso eficiente de recursos energéticos

O hidrogênio (H₂) é uma molécula formada por dois átomos de hidrogênio, que compartilham um par de elétrons. Essa molécula se apresenta como gás nas condições normais de temperatura e pressão (CNTP) e possui uma baixa densidade, o que significa que é uma substância leve, com pouca massa contida em grandes volumes de gás.

Em meados de 2020, o hidrogênio passou a ganhar grande relevância no setor de energia, principalmente por conta dos planos ambiciosos da União Europeia ao incluir o hidrogênio no European Green Deal, o plano de desenvolvimento sustentável europeu para as próximas décadas (European Commission, 2020a). Não só os países europeus, mas também Japão, Coreia do Sul, Austrália e até países da América do Sul, como o Chile, estão com o hidrogênio no radar (METI, 2017; MOTIE, 2019; COAG Energy Council 2019; Ministerio de Energía, 2021). No Brasil, em fevereiro de 2021, o Governo do Ceará anunciou a intenção de criar um hub de hidrogênio no Complexo do Pecém (Governo do Estado do Ceará, 2021). Ainda, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), propôs que as agências reguladoras devem buscar em seus programas de P&D priorizar, dentre outros temas, o hidrogênio (MME, 2021).

Esse interesse no hidrogênio é devido, principalmente, ao fato de seu uso não resultar em emissões diretas de gases de efeito estufa (GEE). Além disso, o hidrogênio pode ser produzido por meio de fontes renováveis de energia e assim resultar em baixas emissões ou até mesmo emissões nulas em seu ciclo de vida. Ultimamente tem sido adotada uma nomenclatura de cores para o hidrogênio, de acordo com as fontes usadas para sua produção. Quando são empregadas fontes renováveis, ele é chamado de hidrogênio verde.

Uma das rotas de produção de hidrogênio utilizando fontes renováveis é por meio da eletrólise da água.

Eletrólise da água

Como o nome já diz, a eletrólise é a quebra da molécula por meio da eletricidade. Então, nessa reação, as ligações presentes na água são quebradas utilizando eletricidade, de preferência eletricidade proveniente de fontes renováveis, como energia eólica ou solar, por exemplo, para obtenção do hidrogênio verde e oxigênio:

Figura 1 – Esquema da produção de hidrogênio via eletrólise da água

Fonte: Silva & Fonte, 2020.

A reação da eletrólise da água:

Ao mesmo tempo, essa forma de produção, utilizando a eletrólise com fontes renováveis de energia possui alguns desafios: ainda é uma rota muito cara, com custos variando entre 4,61 a 14,87 US$/kg de H₂ (Parkinson et al., 2019) [1] e demanda grande quantidade de água (cerca de 9 L/kg de H₂), o que pode aumentar o stress hídrico de sistemas de bacias, dependendo da região.

Aplicações do hidrogênio

A diversidade de aplicações do hidrogênio também é algo que têm despertado o interesse mundial. De maneira geral, ele pode ser utilizado como combustível e como insumo para a fabricação de diversos produtos, como fertilizantes, no refino do petróleo, na produção de ferro e aço e até na indústria de alimentos, para a produção de margarina. Como combustível, o hidrogênio pode ser empregado diretamente em veículos movidos a célula combustível [2], ou mesmo em veículos com motores a combustão interna (mas com as devidas adaptações) e também é matéria-prima para a fabricação de outros combustíveis, os chamados eletrocombustíveis [3].

Outro uso possível do hidrogênio é como armazenamento de energia. Assim, esse gás pode auxiliar na integração das fontes renováveis nos sistemas elétricos. O mecanismo é o seguinte: em momentos de elevada produção de energia renovável, o excedente de eletricidade pode ser usado para produzir hidrogênio por meio da eletrólise da água. Então, o hidrogênio é armazenado, para posteriormente ser usado como combustível para gerar energia em momentos de grande demanda. Isso é possível pois a produção do hidrogênio de forma renovável usa eletricidade, assim, grande parte dessa eletricidade é armazenada quimicamente em suas ligações.

Figura 2 – Armazenamento de energia renovável por meio do hidrogênio

Fonte: Silva & Fonte, 2020.

Hoje em dia, o setor industrial é responsável por grande parte da demanda mundial de hidrogênio. Porém, quase a totalidade desse hidrogênio é produzido utilizando fontes fósseis (hidrogênio cinza). A forma mais comum de geração de hidrogênio atualmente é via reforma a vapor do gás natural (GN), que resulta em cerca de 9,5 kg de CO₂/kg de H₂ produzido (IRENA, 2019). Assim, uma possível substituição do hidrogênio cinza pelo hidrogênio verde permite a redução de emissões de gases de efeito estufa no setor industrial.

O Brasil possui muitas possibilidades para a descarbonização das suas atividades econômicas, devido, principalmente, à abundância de recursos naturais. Por isso, não necessariamente o hidrogênio terá um papel tão central na transição energética brasileira. Ao mesmo tempo, há alguns setores de difícil descarbonização, como o transporte internacional aéreo e marítimo e as atividades industriais, que possuem emissões esparsas, de diversos processos.

O estudo de caso

Nesse estudo foi avaliada a produção de hidrogênio via eletrólise da água, com excesso de eletricidade proveniente da fonte eólica, para utilização em refinarias de petróleo [4], como forma de reduzir as emissões de gases de efeito estufa da refinaria e, ao mesmo tempo, aproveitar o excesso de energias renováveis, que muitas vezes é desperdiçado, por estar gerando em momentos de baixa demanda e/ou devido a limitações na rede de transmissão.

A eletrólise da água, ainda produz como subproduto o oxigênio (O₂), que pode ser utilizado para reduzir ainda mais as emissões da refinaria, por meio da captura de CO₂ via oxicombustão.

Utilização do O₂ para captura de CO₂ via Oxicombustão

Para a captura de CO₂ de uma unidade de produção, é importante avaliar quais processos são adequados para este tipo de medida. A concentração de CO₂ na corrente do exausto influencia significativamente a eficiência de separação do CO₂ dos outros gases. De maneira geral, a captura de CO₂ torna-se mais fácil e mais econômica à medida que a pressão parcial de CO₂ nos gases de exaustão aumenta.

A oxicombustão é uma forma simples de capturar o gás carbônico dos processos. Nessa modalidade, o combustível é queimado com elevadas concentrações de oxigênio, em vez de ar atmosférico. Dessa forma, o exausto contém basicamente somente CO₂ e água (e não mais o nitrogênio, contido no ar) e, assim, o exausto possui uma elevada concentração de CO₂, que pode ser separado facilmente por condensação, após seu resfriamento.

O maior desafio da oxicombustão é obter o oxigênio puro, que normalmente é produzido em uma unidade de separação, por meio de processos que resultam em elevada penalidade energética e altos custos. Como a eletrólise da água já produz o oxigênio como subproduto, a maior dificuldade da oxicombustão fica resolvida. Assim, o estudo considerou a utilização do oxigênio da eletrólise para a captura do CO₂ no Craqueamento Catalítico Fluido (FCC) [5], unidade da refinaria que é grande emissora de CO₂.

Para desenvolver o estudo, foram seguidas as etapas apresentadas na Figura 3 abaixo.

Figura 3 – Fluxograma das etapas da metodologia do estudo

Fonte: Elaboração Própria.

Descrição dos cenários e resultados

Foi desenvolvido um estudo de caso para a Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas, no Rio Grande do Sul para testar a hipótese do estudo. A região foi escolhida devido à presença da refinaria próximo a uma localidade de bons regimes de vento, com médias anuais de 8 m/s a 100 m de altura. Foram elaborados seis cenários para avaliar diferentes configurações das tecnologias mencionadas e comparar com o cenário atual de produção de hidrogênio na Refap. Os cenários foram comparados quanto aos seguintes aspectos:

• Uso do excesso da eletricidade proveniente da fonte eólica
• Demanda por água
• Custos
• Emissões de CO₂ evitadas 

A seguir, as descrições dos cenários e resultados:

1. Cenário Referência – Este cenário representa o atual sistema de produção de hidrogênio da Refap, via reforma a vapor do gás natural. Este caso foi usado como base de comparação com as alternativas de mitigação propostas.

2. Cenário Referência CCS – Este cenário representa o cenário de referência para uma unidade de geração de hidrogênio com baixas emissões de CO₂. É baseado no cenário de referência, mas tem captura de carbono adicionada à unidade de reforma a vapor. A opção de captura de carbono avaliada é a captura pós-combustão por absorção química, utilizando um solvente à base de amina, por ser considerada um procedimento de referência para captura de CO₂ da reforma a vapor e disponível comercialmente. Nesse cenário não há oxicombustão no FCC, uma vez que não há produção de oxigênio. Esse cenário também serviu como comparação para as alternativas de mitigação propostas.

3. Cenário Excesso Eólica Oxicombustão – Esse cenário considera o aproveitamento do excedente de energia eólica, em contextos de elevada penetração no subsistema Sul, de 30% e de 50% [6], para produção de hidrogênio via eletrólise da água. Uma vez que o excedente seria desperdiçado, foi considerado um custo zero para essa eletricidade. Em momentos em que o excedente de energia eólica é inferior ao necessário para produzir o hidrogênio demandado pela Refap, foi considerado que parte da eletricidade era adquirida da rede elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), ao custo de eletricidade industrial. Nesse cenário, o O₂, subproduto da reação da eletrólise, é usado para captura de carbono via oxicombustão na unidade FCC da Refap.

Figura 4 – Esquema do Cenário Excesso Eólica Oxicombustão

Fonte: Elaboração Própria.

Os resultados mostraram que seria possível aproveitar até 26% do excedente de energia eólica que outrora seria desperdiçado, considerando uma penetração de 30% de energia eólica no subsistema Sul e 3% do excesso, caso a penetração da energia eólica no Sul chegue a 50%. Ao mesmo tempo, os custos com eletricidade da rede elétrica seriam muito elevados, chegando a 129 milhões de dólares por ano (30% de participação da energia eólica) e 46,8 milhões de dólares por ano (50% de participação da energia eólica) uma vez que nem sempre é possível suprir a demanda com o excesso de eletricidade, devido à variabilidade da energia eólica. Por outro lado, esse cenário foi o que apresentou as maiores reduções de emissões de gases de efeito estufa, chegando a 473.623 tCO₂/ano evitado, para 50% de penetração eólica. Isso equivale a cerca de 22% das emissões de GEE da Refap.

4. Cenário Excesso Eólica Venda – Esse cenário é muito similar ao cenário Cenário Excesso Eólica Oxicombustão, o que os diferencia é a destinação do O₂ coproduzido na eletrólise da água. Nesse caso, o oxigênio é comercializado, ao preço de 0.033 US$/kg, agregando receita ao projeto. Esse cenário possui menor custo do que o Cenário Excesso Eólica Oxicombustão, porém também evita menos emissões do que quando se considera a oxicombustão.

5. Cenário Parque Eólico Oxicombustão – Nesse cenário, um parque eólico é projetado exclusivamente para atender a demanda de eletricidade necessária para a produção de hidrogênio via eletrólise para a Refap. Um sistema de armazenamento de hidrogênio também é considerado, para lidar com a variabilidade da energia eólica, a fim de armazenar hidrogênio em momentos de elevada velocidade do vento e usar o hidrogênio armazenado quando a geração eólica é insuficiente.

Figura 5 – Esquema do Cenário Parque Eólico Oxicombustão

Fonte: Elaboração Própria.

Esse foi o cenário de maior custo entre todos, considerando tanto custos de investimento, quanto custos de O&M e custos variáveis ao longo da vida útil do projeto. O elevado custo se dá, principalmente, devido à necessidade de construção do parque eólico exclusivo para gerar eletricidade para produção de hidrogênio para a Refap. Como resultado, foi obtido um parque eólico de 621 MW de capacidade instalada, no caso o maior parque eólico da América do Sul[7]. Ainda, nesse cenário não foi possível realizar a captura no FCC via oxicombustão em todos os momentos, pois, devido à variabilidade da energia eólica, muitas vezes o oxigênio produzido era insuficiente para operar o FCC em modo oxicombustão[8]. Dessa forma, os cenários que aproveitam o excedente eólico puderam capturar mais CO₂ do que os cenários em que foi considerada a construção do parque eólico. Outro inconveniente apresentado nesse cenário foi a necessidade de superdimensionar equipamentos, devido à variabilidade da energia eólica.  Este superdimensionamento acarreta maiores custos para o projeto, com equipamentos que em muitos momentos terão grande parte da capacidade ociosa. A Figura 6 mostra o histograma da operação da eletrólise, para visualizar os períodos de ociosidade.

Figura 6 – Histograma da operação da eletrólise (em relação à utilização de sua capacidade)

Fonte: Elaboração Própria.

O histograma mostra que durante mais de 30% do ano a eletrólise opera a 0 – 62 MW, ou seja, a cerca de 10% da sua capacidade nominal e somente durante 10% do ano a eletrólise chega a 558 – 621 MW[9] (90 a 100% da sua capacidade de projeto).

• Cenário Parque Eólico Venda – Esse cenário se assemelha ao cenário Parque Eólico Oxicombustão, com a diferença que o O₂ produzido pela eletrólise é comercializado.

A Tabela 1 mostra o resultado para o total de emissões evitadas de CO₂ em cada cenário.

Tabela 1 – Emissões evitadas nos cenários

Fonte: Elaboração Própria.

A figura a seguir mostra o custo nivelado do hidrogênio para os diferentes cenários. Foi realizada uma análise de sensibilidade, para avaliar como a redução nos custos de capital dos eletrolisadores impactam na viabilidade econômica dos cenários. Por isso, no eixo das abscissas, há diversos valores para o custo de capital da eletrólise. Há uma grande expectativa de redução dos preços dos eletrolisadores no médio/longo prazo, devido, principalmente a economias de escala e inovação tecnológica.

Figura 7 – Custo nivelado do hidrogênio para os cenários e considerando diferentes custos de capital para os eletrolisadores

Fonte: Elaboração Própria.

O custo nivelado do hidrogênio é o preço mínimo do hidrogênio para que o projeto tenha um valor presente líquido maior do que zero. Assim, esse custo leva em consideração custos de investimento, custos de O&M, custos variáveis etc, em toda a vida útil do projeto. Pela Figura 7 é possível perceber que somente o cenário Excesso Eólica Venda para um contexto de 50% de participação eólica alcança os custos nivelados de hidrogênio do Cenário Referência. Isso ocorre somente para custos de capital da eletrólise de menos[10] de US$500/kW. Todos os outros cenários apresentaram um custo nivelado de hidrogênio maior do que o Cenário Referência, ou seja, maior do que a forma atual de produção de hidrogênio na Refap, que é via reforma a vapor do gás natural. Nesse cenário foi utilizada muita eletricidade a custo zero (excesso), o que reduziu os custos do cenário.

O contexto de 50% de penetração eólica no subsistema Sul ainda está muito distante. Em 2019, a energia eólica alcançou uma participação de cerca de 6,6% no Subsistema Sul. Mesmo assim, com o rápido aumento da adoção das fontes renováveis de energia e a elevada ambição de descarbonização nas estratégias de diversos governos, isso não é impossível de acontecer.  No subsistema Nordeste, por exemplo, a fonte eólica contribuiu com cerca de 53% da eletricidade gerada em 2019.

Os cenários em que a eletrólise da água substitui a reforma a vapor do gás natural apresentaram uma redução na demanda por água. Apesar de a eletrólise da água ser grande demandante desse recurso, a reforma a vapor também o é. Nesse caso, houve uma redução de mais de 50% na demanda por água, tanto em comparação com o Cenário Referência quanto com o Cenário Referência CCS. Outro recurso importante é o gás natural. Ao substituir a reforma a vapor pela eletrólise, há uma liberação de cerca de 205 milhões m³/ano de gás natural no mercado, o que pode ser benéfico, principalmente em regiões em que esse recurso é escasso. O gás natural pode ainda substituir combustíveis mais poluentes, como o óleo combustível, por exemplo, em outros processos, reduzindo ainda mais as emissões de GEE.

O estudo mostrou que a produção de hidrogênio via eletrólise da água utilizando fontes renováveis de energia tem potencial para reduzir significativamente as emissões de gases de efeito estufa em refinarias de petróleo. Ao mesmo tempo, para que essa rota se torne competitiva, é necessária uma redução nos custos de capital da eletrólise e a utilização do excesso de energia eólica em contextos de elevadas penetrações dessa fonte, para obter eletricidade a baixos preços, por se tratar de excedentes.

Enquanto os sistemas energéticos ainda dependem de combustíveis produzidos a partir do petróleo, o hidrogênio pode ser uma ponte para possibilitar essa transição para um futuro de baixo carbono. As refinarias possuem expertise em lidar com o hidrogênio em seus processos há décadas, o que pode auxiliar a viabilizar o desenvolvimento de cadeias de produção de hidrogênio verde e obter ganhos de aprendizado.

O Brasil possui abundância de recursos renováveis, como irradiação solar e bons regimes de vento, além de disponibilidade de água, uma vantagem competitiva para a produção de hidrogênio verde. Nesse momento, parcerias internacionais são de grande importância, para atrair investimentos e unir esforços em estudos para entender as oportunidades e desafios que envolvem a produção e a utilização do hidrogênio no Brasil, considerando os cenários possíveis para um desenvolvimento sustentável.

Agradecimentos

A autora gostaria de agradecer aos professores Alexandre Szklo e Pedro Rochedo, pela orientação desse trabalho, e ao CNPq, pelo financiamento em forma de bolsa de estudo.

Notas

[1] Para comparação, a produção de hidrogênio via reforma a vapor do gás natural tem custos de cerca de 1,03 a 2,16 US$/kg de H₂ (Parkinson et al., 2019).

[2] Célula ou pilha combustível é uma tecnologia que gera eletricidade a partir do hidrogênio e do oxigênio do ar, é a reação inversa da eletrólise.

[3] Os eletrocombustíveis são produzidos a partir de reações do hidrogênio verde com outros insumos, como o gás carbônico, por exemplo. Assim, é possível dar uma destinação ao CO₂ proveniente de plantas de captura de carbono. O hidrogênio pode ser usado para produzir diversos combustíveis, incluindo versões de baixas emissões do diesel, querosene e do metano, por exemplo.

[4] O hidrogênio é muito utilizado em refinarias de petróleo para o tratamento dos derivados em unidades de hidrotratamento. Nesses processos, o hidrogênio reage com os hidrocarbonetos, de forma a adequar os combustíveis às especificações necessárias, principalmente no que diz respeito ao teor de contaminantes.

[5] O FCC é responsável por até 50% das emissões de CO₂ de uma refinaria. A unidade de FCC converte, com o auxílio de catalisador, frações de gasóleos pesados da destilação do petróleo em produtos mais leves e com maior valor agregado, tais como nafta e alcanos leves.

[6] Os dados do excedente de energia eólica foram obtidos do estudo de Diuana et al. (2018).

[7] Atualmente, está em construção um parque eólico de maior capacidade no Piauí (716 MW), porém, as obras ainda não foram concluídas (https://www.enelgreenpower.com/pt/nossos-projetos/highlights/parque-eolico-lagoa-dos-ventos).

[8] Não foi considerado armazenamento de oxigênio.

[9] Atualmente, os eletrolisadores disponíveis no mercado não chegam a essa capacidade, portanto considera-se o uso de vários eletrolisadores. Com isso, alguns módulos ficam ociosos durante grande parte do tempo.

[10] Para comparação, hoje em dia, os custos de investimento dos eletrolisadores mais adequados para operação com energias renováveis variam entre US$1420 – 4030/MW (European Commission, 2020b).

Referências

COAG  – Council of Australian Governments Energy Council, 2019. Australia’s National Hydrogen Strategy. Disponível em: <https://www.industry.gov.au/sites/default/files/2019-11/australias-national-hydrogen-strategy.pdf> Acesso em fevereiro de 2021.

Diuana FA, Viviescas C, Schaeffer R., 2019. An analysis of the impacts of wind power penetration in the power system of southern Brazil. Energy 186: 115869. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.115869

European Commission, 2020a. A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe. 23 pp.

European Commission, 2020b. Hydrogen generation in Europe: Overview of costs and key benefits.

Governo do Estado do Ceará, 2021. Governo do Ceará e instituições parceiras lançam HUB de hidrogênio verde. Disponível em: <https://www.ceara.gov.br/2021/02/19/governo-do-ceara-e-instituicoes-parceiras-lancam-hub-de-hidrogenio-verde/> Acesso em fevereiro de 2021.

IRENA – International Renewable Energy Agency, 2019. Hydrogen: a Renewable Energy Perspective. Em International Renewable Energy Agency (Issue September).

METI – Japan Ministry of Economy, Trade and Industry, 2017. Basic Hydrogen Strategy. Disponível em: <https://www.meti.go.jp/english/press/2017/pdf/1226_003a.pdf> Acesso em fevereiro de 2021.

Ministerio de Energía, 2021. National Green Hydrogen Strategy. Disponível em: <https://energia.gob.cl/sites/default/files/national_green_hydrogen_strategy_-_chile.pdf> Acesso em fevereiro de 2021.

MME – Ministério de Minas e Energia, 2021. CNPE propõe resolução que estabelece orientações sobre pesquisa, desenvolvimento e inovação no setor de energia. Disponível em: <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/cnpe-propoe-resolucao-que-estabelece-orientacoes-sobre-pesquisa-desenvolvimento-e-inovacao-no-setor-de-energia> Acesso em fevereiro de 2021.

MOTIE – Korea Ministry of Trade, Industry and Energy, 2019. Hydrogen Economy Roadmap of Korea. Disponível em: <https://docs.wixstatic.com/ugd/45185a_fc2f37727595437590891a3c7ca0d025.pdf> Acesso em fevereiro de 2021.

Parkinson, B.; Balcombe, P.; Speirs, J. F.; Hawkes, A.; Hellgardt, K. (2019). Levelized Cost of CO2 Mitigation from Hydrogen Production Routes. Energy & Environmental Science. V 12, pp 19.

Silva, G. N. & Fonte, C. B., 2020. Hidrogênio, uma aposta para um futuro sustentável. Escopo Energia. Disponível em: <https://www.escopoenergia.com.br/wp-content/uploads/2020/10/Lay_Cartilha-Hidroge%CC%82nio_v3.pdf> Acesso em fevereiro de 2021.

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Sugestão de citação: Silva, G. N. (2021). O hidrogênio verde no refino do petróleo: um estudo de caso para a redução de emissões e uso eficiente de recursos energéticos. Ensaio Energético, 31 de março, 2021.