Estudo do think tank de energia alemão Agora divulgado nesta quinta (15/6) afirma que é possível, tecnicamente, chegar a emissões líquidas zero na siderurgia ainda na década de 2040 e o segredo está no hidrogênio verde.
Ao lado de investimentos em eficiência no uso dos materiais, aumento da reciclagem, aplicação da bioenergia e de soluções de captura e armazenamento de carbono, a substituição do carvão por hidrogênio verde tem condições de alinhar a indústria de aço às metas globais de limitar o aquecimento do planeta a 1,5°C.
Mais do que isso: abre uma janela de oportunidade para exportadores de ferro se converterem em fornecedores de commodities verdes. O Brasil é um deles.
Segundo maior exportador de minério de ferro, o Brasil (22%) fica atrás apenas da Austrália (53%) e está em posição de vantagem em relação aos outros três fornecedores internacionais mais relevantes: África do Sul (4%); Canadá (3%) e Ucrânia (3%).
O estudo destaca o país sulamericano como o com maior capacidade de produção de hidrogênio verde, dada a alta renovabilidade de sua matriz elétrica e o potencial de crescimento da capacidade solar e eólica.
A recomendação do think tank é que, em vez de tentar exportar combustível, países como o Brasil deveriam se preparar para investir em “hidrogênio incorporado” na forma de ferro e aço verdes.
“As exportações de ferro verde proporcionarão novas oportunidades aos países que planejam exportar hidrogênio renovável ou de baixo carbono, criando mais empregos no mercado interno e permitindo que os países capturem uma parte adicional de valor agregado da cadeia de valor da siderurgia”, explica o relatório.
Essa virada de chave para o comércio internacional de produtos com maior valor agregado poderia alavancar em 18% o valor das exportações e em 16% o mercado de trabalho local, mostra a análise.
O comércio de ferro verde também tem potencial de reduzir os custos da transformação global do aço, uma vez que o transporte de hidrogênio incorporado como ferro verde será significativamente mais barato do que o transporte de hidrogênio e seus derivados por navio.
Para impulsionar este cenário, os analistas da Agora recomendam a construção de parcerias entre exportadores e importadores. A Austrália já está trabalhando neste sentido.
Corredores logísticos. Em abril do ano passado, um consórcio formado pelo Fórum Marítimo Global, BHP, Rio Tinto, Oldendorff Carriers e Star Bulk Carriers firmou um acordo para avaliar a criação de um corredor verde de minério de ferro entre a Austrália e o Leste da Ásia.
O objetivo é mobilizar a demanda por transporte verde e escalar o frete de zero ou quase zero emissão de gases de efeito estufa. A amônia verde (derivada de hidrogênio) desponta como a escolha provável de combustível.
A Austrália é o maior exportador de minério de ferro do mundo e embarcou 872 milhões de toneladas em 2021.
Demanda ultrapassará a oferta. Análise da McKinsey indica que a demanda de aço verde provavelmente ultrapassará a oferta, com a projeção de crescimento significativo de projetos de energia renovável na Europa e nos Estados Unidos.
A expectativa é que a demanda global por aço com baixo teor de CO2 cresça dez vezes na próxima década, de aproximadamente 15 milhões de toneladas em 2021 para mais de 200 milhões de toneladas até 2030 – representando mais de 10% da demanda total de aço. Em 2040, deve chegar a 25% da demanda.
Com o mercado aquecido, os prêmios verdes podem chegar a US$ 200-US$ 350 por tonelada até 2025 e US$ 300-US$ 500/tonelada de 2025 a 2030, calcula a McKinsey.
Fonte: epbr – Dialogos da Transição ( editado por Nayara Machado)
O grupo das sete maiores economias mundiais lançou no dia 12/12 um clube internacional do clima para acelerar ações de cortes de emissões, especialmente na indústria.
Em comunicado, a Alemanha, presidente do G7, define como escopo inicial do clube a descarbonização de setores industriais intensivos em carbono e mais difíceis de cortar emissões – por seu potencial de maior impacto nas ambições climáticas.
Outros setores com potencial substancial de mitigação de gases de efeito estufa (GEE) podem ser incluídos depois.
De acordo com o ministro da Economia e vice-chanceler da Alemanha, Robert Habeck, o G7 pretende estimular um mercado para commodities “favoráveis ao clima”, como aço e cimento verde.
Na prática, funcionará como mais um fórum intergovernamental de discussão. Mas o foco na indústria intensiva e o poder econômico dos países membros pode ajudar a costurar acordos, por exemplo, em torno do hidrogênio de baixo carbono – a grande promessa de descarbonização da energia.
Um dos pilares de trabalho do grupo é a “transformação da indústria” e, para isso, pretende “alinhar, na medida do possível”, metodologias, padrões, estratégias e marcos setoriais para produtos industriais verdes.
“Dado o papel importante do hidrogênio nos processos futuros da indústria, as discussões exploratórias também devem incluir um sistema de contabilidade comum para as pegadas de GEE do hidrogênio. Isso será feito por meio do apoio e do trabalho com iniciativas relevantes mais amplas”, explica o comunicado.
Essas iniciativas incluem a Agenda de Descarbonização Industrial (IDA) do G7, o Pacto de Ação para o Hidrogênio (HAP), a Agenda Breakthrough, a Iniciativa de Descarbonização Industrial Profunda do Ministério da Energia Limpa (IDDI) e a Coalizão First Movers.
Embora não seja um clube fechado, para participar, é preciso estar de acordo com alguns critérios, entre eles “a plena e efetiva implementação do Acordo de Paris”, com esforços compatíveis com a ambição de limitar o aumento da temperatura a 1,5°C até o fim do século.
O G7 também pediu à Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) e à Agência Internacional de Energia (IEA) para hospedar um secretariado interino. Veja aqui o termo de referência do clube (.pdf)
Estratégia Nacional de Hidrogênio vai aportar pelo menos 1,3 bilhão de dólares australianos e quer posicionar país como um dos principais players até 2030.
Em 22 de novembro de 2019, a Austrália lançou sua Estratégia Nacional de Hidrogênio, com foco nas alternativas de baixo carbono e uma ambição: posicionar a indústria australiana como um importante player global até 2030.
Ao todo, a estratégia desenha 57 ações conjuntas para os governos australianos, considerando exportações, transporte, uso industrial, redes de gás, sistemas elétricos e questões transversais como segurança, emprego e impactos ambientais.
Para dar o primeiro impulso, a iniciativa vai aportar pelo menos 1,3 bilhão de dólares australianos (cerca de US$ 900 milhões) e a expectativa é atrair de três a quatro vezes esse valor em financiamento privado.
“Houve enorme apoio político em todas as nossas jurisdições – oito estados e territórios e o governo federal. A experiência de hoje mostrou que, com o subsídio inicial do governo, é possível atrair três ou quatro vezes esse valor do setor privado. Estamos olhando para talvez cerca de seis bilhões de dólares em investimentos na Austrália”, conta Fiona Simon, presidente do Conselho Australiano de Hidrogênio (AHC, sigla em inglês).
Ela participou na segunda (22/8) de um encontro organizado pelo Núcleo Energia do Cebri e pela Embaixada da Austrália no Brasil, sobre as oportunidades de colaboração entre os dois países.
O plano australiano considera três rotas: carvão com CCUS (captura, armazenamento e uso de carbono), gás natural com CCUS (o hidrogênio azul) e eletrólise com energia renovável (o verde).
E deve colocar o país logo atrás da Europa como principal mercado.
Um relatório de outubro do ano passado da Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês) aponta que, até 2030, a capacidade instalada de eletrolisadores para produção de H2 verde deve escalar para 54 gigawatts (GW), considerando os projetos em construção e planejados – Europa e Austrália lideram, com 22 GW e 21 GW, respectivamente.
Em seguida vem a América Latina (5 GW) e o Oriente Médio (3 GW).
Só que, chegar até lá, requer muito mais recursos.
“[Esses 6 bilhões de dólares] provavelmente estão longe de onde precisamos estar. O custo da transição energética global é uma quantia enorme”, diz Fiona.
O AHC calcula que serão necessários pelo menos 80 bilhões de dólares australianos para desenvolver a infraestrutura de produção, eletrolisadores e adaptação de portos – e a porcentagem do governo nessa conta precisaria chegar a 20 bilhões de dólares australianos.
Para Fiona, um acordo sobre a precificação do carbono no mercado internacional seria um fator importante para incentivar mais investimentos.
O país também está dobrando os investimentos para renováveis. Em 2015, 14% dos investimentos na Austrália eram em energias renováveis. Hoje, são 35%.
Aprendizado para o Brasil
“Os dois países têm vantagens nesta área, como o alto potencial de produção de energia renovável, que podem levá-los a competir, mas têm também oportunidades de cooperação, relacionadas ao desenvolvimento do mercado, estabelecimento de um marco regulatório, promoção de inovação e atração de investimentos”, comenta Jorge Camargo, vice-presidente do Conselho Curador do Cebri.
O país começa a dar os primeiros passos nessa agenda. As iniciativas mais avançadas estão concentradas em portos, como do Pecém, no Ceará, Suape, em Pernambuco, e Açu, no Rio, que estão desenhando seus hubs de hidrogênio.
Desde o ano passado, grandes empresas brasileiras e internacionais vêm firmando memorandos de entendimento com os governos estaduais para desenvolver uma cadeia para o gás de baixo carbono. A maior parte dos projetos visa a exportação de H2 verde e azul.
Enquanto isso, o governo federal trabalha em um Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2), sem escolher uma rota favorita. Na última sexta (19/8), o Ministério de Minas e Energia (MME) divulgou os representantes que irão compor o Comitê Gestor do PNH2. Veja portaria
Para Luís Viga, presidente da mineradora australiana Fortescue Metals no Brasil, há uma cooperação importante entre as empresas e o setor público sobre o assunto, mas a formulação de políticas públicas para o setor no Brasil ainda está aquém da rápida multiplicação de projetos e do interesse da iniciativa privada.
Recentemente, a mineradora anunciou um investimento de US$ 6 bilhões em hidrogênio verde no país.
“O setor precisa de incentivos do governo, assim como aconteceu com outras energias renováveis, e principalmente de segurança regulatória, sem protecionismo”, defendeu.
Atualmente, há cerca de 20 empresas investindo em hidrogênio verde no Brasil, os projetos concentram-se nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Pernambuco, Espírito Santo e Rio de Janeiro, envolvendo empresas como a Fortescue, Enegix, Siemens, Qair, Neoenergia, White Martins, Shell, entre outras.
Os Estados Unidos ganharam esta semana uma legislação bilionária para transição energética e mudanças climáticas, com a sanção da Lei de Redução da Inflação. A lei sancionada pelo presidente estadunidense, Joe Biden, inclui um investimento de US$ 369 bilhões em políticas climáticas e energéticas.
A agenda climática foi uma das principais pautas de Joe Biden em sua campanha presidencial, em 2020.
Os Estados Unidos ganharam esta semana uma legislação bilionária para transição energética e mudanças climáticas, com a sanção da Lei de Redução da Inflação.
A lei sancionada pelo presidente estadunidense, Joe Biden, inclui um investimento de US$ 369 bilhões em políticas climáticas e energéticas, US$ 64 bilhões para reduzir os custos de seguro de saúde, e um imposto corporativo mínimo de 15% destinado a empresas que ganham mais de US$ 1 bilhão por ano.
Durante a cerimônia de assinatura na terça (17/8), Biden classificou a legislação como uma das medidas “mais significativas da história do país”.
O projeto foi aprovado na Câmara na última sexta-feira em uma votação de 220 a 207. Antes, passou pelo Senado com voto de desempate da vice-presidente do país, Kamala Harris.
Na visão de analistas, a aprovação marcou um dos esforços legislativos mais bem-sucedidos dos Democratas do Congresso – e também uma conquista que parecia cada vez mais improvável.
Mesmo sendo um marco da transição no país para uma economia limpa – após quatro anos de desmontes ambientais promovidos pela gestão anterior, de Donald Trump – a legislação deixa algumas lacunas.
Uma delas é que, as medidas aprovadas, segundo os próprios cálculos do governo, perseguem uma redução de 40% das emissões dos EUA até 2030, abaixo do compromisso de chegar a 50% ou 52% a menos.
Além disso, recebeu críticas de grupos ambientalistas que consideram que a justiça climática ficou de fora, enquanto os combustíveis fósseis seguem ganhando tempo.
Apesar disso, a Casa Branca traz indicativos de como os incentivos vão impactar a economia e a vida dos estadunidenses. Entre eles:
Economia de cerca de US$ 1.000 por ano para as famílias que receberem os créditos fiscais de energia limpa e veículos elétricos;
Mais 7,5 milhões de famílias poderão instalar energia solar em seus telhados com um crédito fiscal de 30%;
Economia média de US$ 500 por ano por família com os gastos com energia;
Instalações de 950 milhões de painéis solares e 120 mil turbinas eólicas até 2030 para abastecer casas, empresas e comunidades;
Cerca de 2,3 mil fábricas de baterias em escala de rede;
Fortalecer a resiliência climática e proteger quase dois milhões de acres (809 mil hectares) de florestas nacionais;
Reduzir as emissões de gases de efeito estufa em cerca de um bilhão de toneladas em 2030.
Países ricos mobilizaram US$ 83,3 bilhões em financiamento climático para países emergentes ou vulneráveis em 2020, ainda abaixo dos US$ 100 bilhões por ano prometidos em 2009.
De acordo com nova análise da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), houve um aumento de 4% em relação a 2019, impulsionado principalmente pelos incentivos públicos, mas insuficiente para concretizar a promessa original.
Este ano, o relatório da OCDE foi publicado mais cedo propositalmente. Em novembro, a Conferência do Clima das Nações Unidas (COP27) terá o financiamento no centro das discussões que ocorrerão no Egito. E o levantamento da organização que reúne as maiores economias do mundo pretende subsidiar o relatório de finanças da conferência.
Uma questão que pode, inclusive, marcar o sucesso ou fracasso do encontro.
O compromisso de países ricos de fornecer US$ 100 bilhões anualmente para ação climática em países emergentes deveria ter sido cumprido em 2020 e ser sustentado até 2025.
Mas cenários da OCDE divulgados em outubro de 2021 mostraram que, se todos os compromissos apresentados por provedores bilaterais e multilaterais até aquele momento forem materializados, o nível de US$ 100 bilhões seria atingido apenas em 2023.
“Os países desenvolvidos precisam continuar intensificando seus esforços de acordo com seus compromissos declarados na preparação para a COP26, o que significaria que a meta de US$ 100 bilhões seria alcançada a partir do próximo ano. Isso é fundamental para construir confiança à medida que continuamos a aprofundar nossa resposta multilateral às mudanças climáticas”, disse o secretário-geral da OCDE, Mathias Cormann.
A diferença de recursos entre ricos e pobres é gigante, mostra o Rastreador de Recuperação Sustentável da Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês).
Nas economias emergentes e em desenvolvimento, cerca de US$ 52 bilhões em gastos de recuperação sustentável estão planejados até o final de 2023, bem abaixo do que é necessário em um caminho para emissões líquidas zero até 2050.
Em contraste, países ricos têm mais de US$ 370 bilhões a serem gastos antes do final de 2023. E a diferença não deve diminuir no curto prazo.
“A conferência [COP27] será realizada em uma situação geopolítica difícil, com o mundo enfrentando desafios energéticos e alimentares”, disse à Bloomberg o ministro egípcio das Relações Exteriores, Sameh Shoukry, que também preside a COP27.
“É claro que tudo isso pode afetar o nível de ambição e pode levar a distrações da prioridade das mudanças climáticas”.
Como o primeiro país africano a sediar uma reunião da COP em seis anos, o Egito quer se concentrar em como as nações mais vulneráveis podem obter financiamento para se adaptar às mudanças climáticas e financiar a transição para a energia verde.
A ExxonMobil e outros três produtores de petróleo do Mar do Norte anunciaram esta semana uma cooperação para captura e armazenamento de carbono.
Simulação da estocagem subterrânea.
A ExxonMobil e outros três produtores de petróleo do Mar do Norte anunciaram esta semana uma cooperação para captura e armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês) offshore em larga escala no projeto L10.
As petroleiras planejam compartilhar a infraestrutura existente e ter um projeto pronto até o final do ano para armazenar até cinco milhões de toneladas de gases de efeito estufa em campos na costa holandesa.
Segundo, Lex de Groot, diretor administrativo da Neptune Energy na Holanda, uma das petroleiras envolvidas no projeto, a parceria deve viabilizar uma das maiores instalações de CCS no Mar do Norte.
“A reutilização de nossa infraestrutura existente significa que, juntos, podemos ajudar a alcançar as metas climáticas, mas também garantir que essa parte da transição energética se torne mais limpa, barata e rápida”.
Entre as empresas – e o setor de óleo e gás – há um consenso de que o armazenamento de CO₂ é fundamental para atingir as metas climáticas.
Mas o processo ainda é muito caro e vai demandar investimentos trilionários em infraestrutura.
Um estudo da Carbon Management Research Initiative, da Universidade de Columbia, por exemplo, indica que a maioria das rotas de CCS tem um custo estimado de produção 2,5 a 7,5 vezes maior do que o preço de venda do produto.
Os detalhes financeiros do L10 ainda não foram divulgados, mas, segundo as companhias, esta etapa do projeto de captura e armazenamento de carbono tem o potencial de armazenar 4-5 milhões de toneladas de CO2 anualmente para clientes industriais em campos de gás esgotados em torno das áreas operadas pela Neptune.
“Representa o primeiro estágio no desenvolvimento potencial da maior área L10 como um reservatório de armazenamento de CO₂ de grande volume”, diz o comunicado.
O governo holandês também está apostando na tecnologia. No início do mês, a Fugro publicou quatro recomendações para viabilizar o uso simultâneo de áreas do Mar do Norte no desenvolvimento de parques eólicos offshore e soluções de CCS.
Com grandes projetos já em andamento, a região deve desempenhar um papel chave no fornecimento de energia de baixo carbono à Europa.
“O mundo não precisa escolher entre uma crise energética e uma crise climática. Nós podemos resolver ambas com investimento certo”, resumiu Fatih Birol, diretor executivo da Agência Internacional de Energia (IEA, sigla em inglês) nesta segunda (23/5) durante o Fórum Econômico Mundial, em Davos, na Suiça.
Reunidos em Davos, na Suíça, CEOs globais vão discutir ao longo da semana a recuperação pós-pandemia, crise climática e as consequências da invasão da Ucrânia pela Rússia — entre elas o fornecimento de energia.
Os organizadores não convidaram empresas ou representantes russos diante das sanções impostas ao regime de Vladimir Putin.
Segundo Birol, resolver o problema da segurança energética é uma das grandes prioridades, especialmente em países emergentes, mas é preciso ter em mente que um dos motivos dos altos preços da energia está também atrelado aos resultados da emergência climática — que tem levado a eventos extremos em diferentes partes do planeta.
“Precisamos de combustíveis fósseis no curto prazo, mas não vamos obstruir o nosso futuro usando a situação atual como desculpa para justificar alguns dos investimentos que estão sendo feitos”, diz Birol.
É uma sinuca: como investir para superar os choques no mercado de óleo causados pela guerra de Putin e, ao mesmo tempo, aprovar esses novos projetos sem o risco dessa infraestrutura prolongar o uso de combustíveis e a geração de energia de alta emissão de carbono?
Algumas ideias de Davos:
Investir mais nas novas instalações de óleo e gás, agora, para colocar de pé uma infraestrutura que seja pensada para novos combustíveis, a exemplo da interface possível entre gás natural e GNL e a movimentação global de hidrogênio e o suprimento da Europa.
Substituir a oferta da Rússia com óleo e gás de rápido desenvolvimento, sem aprisionar recursos em novas descobertas de longo prazo. Isto é, extrair o máximo e o mais rápido possível de campos existentes e do shale, para reequilibrar o mercado.
Acelerar as metas de controle do metano. Quase dois terços da emissão do metano (IEA, 2020) estão na cadeia de produção do gás natural, o que prejudica a venda do combustível como fonte ótima de transição.
Petróleo neutro, por que não? Em um curtíssimo espaço de tempo, marcado pelas duas crises simultâneas, da covid-19 e da guerra na Europa, Davos migra do debate sobre o fim da exploração de novas reservas para seriamente discutir a perpetuidade da indústria de óleo, sem fuga de metano e com captura de carbono.
Gerar energia localmente. O futuro da globalização está presente em boa parte das discussões na abertura do Fórum Econômico Mundial, em uma edição marcada pela guerra na Europa. “Desglobalização” e “Guerra Fria” são alguns dos termos inevitáveis em Davos, ainda que usados com cautela pelos porta-vozes das grandes economias liberais. Para energia, significa reduzir alguma dependência externa, com geração a partir de eólica, solar e nuclear, que antes mesmo da guerra, já deixava de ser um tabu na Europa. E bioenergia, para deslocar o óleo e o gás em economias sem oferta doméstica de fósseis.
Reduzir as assimetrias para integrar os mercados de créditos de carbono, hoje caros na Europa e baratos ou inexistem em boa parte do mundo. É um tema político do bloco, acentuado pelas crises econômicas: pode ser justo o consumidor rico europeu pagar mais pela descarbonização, mas isso não garante o apoio social interno para sustentar essas políticas de longo prazo.
Um dos caminhos da transição é substituir o carvão mineral por gás natural nos fornos de produção e, futuramente, hidrogênio.
O Brasil tem uma das melhores jazidas de minério de ferro do mundo, tem um potencial relevante de produção de hidrogênio verde via energias renováveis, e pode utilizar o gás natural como combustível de transição.
O setor siderúrgico tem pela frente o enorme desafio de oferecer produtos com baixa intensidade de carbono — o segmento é a maior fonte industrial de emissões de gases de efeito estufa (GEE) do mundo –, o que pode ser uma oportunidade para o Brasil transformar sua produção.
Estudo do Instituto E+ Transição Energética aponta que o Brasil tem potencial abundante para a produção de hidrogênio renovável e a produção e exportação de aço verde.
“Não há uma ‘bala de prata’ para descarbonização do aço, mas sim uma combinação de tecnologias e iniciativas voltadas para as especificidades das regiões em que as indústrias estão localizadas”, explica Emilio Matsumura, diretor-executivo do Instituto E+ e um dos autores do estudo.
Em entrevista à agência epbr, Matsumura afirma que os recursos minerais brasileiros combinados à alta renovabilidade da matriz energética deixam o país bem posicionado para a produção de aço com baixo teor de carbono a custos significativamente mais baixos.
Isso significaria também uma mudança no perfil de exportações — o país poderia deixar de exportar minério de ferro para vender produtos mais valiosos e aço verde, diz o estudo.
“O Brasil já tem um minério de ferro de alta qualidade. No mundo, o setor siderúrgico é visto dentro das estratégias de descarbonização como um setor chave, porque ele consome muita energia e emite bastante. Então muitos governos, empresas e consumidores estão olhando para a capacidade de [a siderurgia] produzir com a menor emissão possível”, explica Matsumura.
A indústria siderúrgica mundial responde individualmente por 8% da demanda total de energia final, de acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês). O setor também contribui com 7% das emissões de CO2 relacionadas à produção e uso de energia.
Um dos caminhos da transição é substituir o carvão mineral por gás natural nos fornos de produção e, futuramente, hidrogênio.
75% da produção global utiliza altos fornos a carvão mineral, a rota mais intensiva em carbono. Os outros 25% são em fornos elétricos, que usam sucata de aço como matéria-prima principal e emitem menos que a rota tradicional.
Mas eliminar o carvão tem um custo e a competitividade fala mais alto.
“Você poderia produzir aço com menor emissão ainda que se utilizasse insumos mais caros? Sim, desde que as pessoas estivessem dispostas a pagar um prêmio por esse aço”.
Países europeus, por exemplo, se movimentam nesse sentido. Enquanto as empresas lançam mão de investimentos para descarbonizar produção e cadeia de suprimentos.
O pacote Fit for 55, lançado em julho passado pela Comissão Europeia, cria um ajuste de fronteira para exportações e um dos setores que precisarão reduzir emissões para vender aos países do bloco é o de aço.
Para transformar sua siderurgia, o país precisa investir na expansão das florestas, produção sustentável de carvão vegetal, produção de hidrogênio e novas instalações e tecnologias, diz o estudo do E+.
Menos representativo na média mundial, o aço produzido com carvão vegetal responde por 10% da produção brasileira e reduz a intensidade de carbono do aço nacional.
O que já foi um problema no passado, pode ser parte da solução, diz o diretor do E+. “Cada vez mais o Brasil tem consciência e caminha para obter carvão vegetal com certificação, com todo cuidado possível”, completa Matsumura.
A limitação é que ele só pode ser usado em pequenos fornos, que precisam estar próximos à produção do carvão.
Outra possibilidade vem do hidrogênio renovável. O Brasil acumula memorandos de entendimentos para projetos em larga escala em portos — mas quase todos visam exportação.
No Rio de Janeiro, o Porto do Açu pretende utilizar sua expertise e infraestrutura na indústria de óleo e gás para se tornar um grande player na produção de hidrogênio azul e verde e ainda viabilizar a implantação de um hub de aço verde.
A ideia é industrializar o minério de ferro que chega via mineroduto de Minas Gerais usando o hidrogênio produzido no porto e fornecer aço de baixo carbono.
Ultra-emitting facilities are responsible for 10% of global oil and gas methane emissions yet are currently missing from most inventories.
Pasadena, California—February 3, 2022— Carbon Mapper is part of an international team of scientists led by the Laboratoire des Sciences du Climat et de l’Environnement (LSCE, France) with the analytics firm Kayrros, Duke University’s Nicholas School for the Environment, and The Cyprus Institute’s Climate and Atmospheric Research Centre (Cyprus) that identified oil and gas facilities emitting significant amounts of methane in sporadic bursts. These emissions have a significant climate impact yet are not completely accounted for in existing emissions inventory estimates.
This peer-reviewed research was published today ( Feb, 3) in the journal Science.
The team performed a systematic analysis of thousands of images produced daily by the European Space Agency satellite mission Sentinel-5P to estimate the amount of methane released into the atmosphere by oil and gas production activities. Over a two-year period, they detected 1,200 “ultra-emitters” attributed to oil and gas facilities and along major transmission pipelines that sporadically release greater than 25 tons of methane per hour over most of the largest oil and gas basins worldwide. Together, these facilities represent more than 50% of the total onshore natural gas production. Most of the ultra-emitters were short-lived and many are likely due to planned maintenance activities. The study focused on six top oil and gas producing countries where ultra-emitting activities are particularly frequent and revealed that in total, these unreported releases contribute to approximately 10% of all methane emissions from these country’s oil and gas operations. This is an incredibly large contribution for such a limited number of events.
These methane sources also represent billions of dollars in subsequent costs when considering their climate impact and natural gas loss. Mitigating these emissions represents the equivalent of taking 20 million vehicles per year off the road, and the avoided warming would prevent approximately 1,600 premature deaths annually due to heat exposure.
Collaborating scientists Riley Duren and Daniel Cusworth from Carbon Mapper, the University of Arizona, and the NASA Jet Propulsion Laboratory contributed analysis based on their team’s experience studying methane emissions with remote sensing aircraft that complement the Sentinel-5P data with observations at higher spatial resolution and lower detection limits.
“To our knowledge, this is the first worldwide study to estimate the amount of methane released into the atmosphere by maintenance operations and accidental releases,” said Thomas Lauvaux, CNRS research scientist of the French Make Our Planet Great Again program at LSCE. “Unreported ultra-emitters explain in part the under-estimation in official oil and gas reported emissions by countries as documented by previous studies. The atmospheric monitoring approach enabled by recent satellite missions provides a unique perspective on oil and gas activities, and the potential to mitigate these large releases of methane.”
Several recent studies have demonstrated that oil and gas emissions are often underestimated by conventional accounting methods due to the absence of a global monitoring system able to track high emissions sources including leaks and planned venting. Therefore, the identification and quantification of these sources has significant implications for individual country emissions inventories, as well as global methane emissions estimates which have risen in international importance with the Global Methane Pledge.
“This work confirms what we have only glimpsed in previous studies of individual facilities and regions: that intermittent, large releases of methane from oil and gas operations are common globally and are mostly unreported,” said Riley Duren, Carbon Mapper Chief Executive Officer. “In this critical decade for climate action, this underscores the urgent need for persistent global observing systems that can detect, pinpoint and quantify methane emissions at scales relevant to decision making.”
“Our study supplies a first systematic estimate of large methane leaks that can only be seen from space, showing how these detections relate to wider methane monitoring processes,” added Alexandre d’Aspremont of Kayrros. “This is a giant step towards overcoming the current limitations of the methane reporting system which is critical to meeting COP26 commitments to slash methane.”
The study concluded that readily available and cost-effective strategies such as enforcing leak detection and repair strategies or reducing venting during routine maintenance and repairs can significantly reduce these ultra-emitters in the near-term. “We find that capturing the methane from these ultra-emitters provides enormous benefits via reduced climate change and improved air quality. Society would come out billions of dollars ahead by eliminating the emissions from these sources,” said Dr. Drew Shindell from Duke University. “As the captured methane is a valuable commodity, the companies or countries capturing the wasted gas also typically come out ahead.”
About Carbon Mapper
Carbon Mapper is a non-profit organization focused on facilitating timely action to mitigate greenhouse gas emissions. Its mission is to fill gaps in the emerging global ecosystem of methane and CO2 monitoring systems by delivering data at facility scale that is precise, timely, and accessible to empower science-based decision making and action. The organization is leading the development of the Carbon Mapper constellation of satellites supported by a public-private partnership composed of Planet, NASA’s Jet Propulsion Lab, the California Air Resources Board, the University of Arizona, Arizona State University, and RMI, with funding from High Tide Foundation, Bloomberg Philanthropies, The Grantham Foundation, and other philanthropic donors. Learn more at carbonmapper.org and follow us on Twitter @carbonmapper.
Relatório publicado no dia 9/fev ultimo pela Transition Pathway Initiative (TPI) mostra que a maioria das empresas do setor de energia (eletricidade e óleo e gás) está desalinhada com as metas de limitar o aquecimento do planeta abaixo de 2°C até o final do século.
No setor de óleo e gás, 48 – de um total de 58 analisadas – não estão alinhadas, nem com as NDCs (compromissos apresentados pelos países para cumprir o Acordo de Paris), nem com os cenários abaixo de 2°C. A Petrobras é uma delas. Três empresas (TotalEnergies, Occidental Petroleum e Eni) estão alinhadas com o cenário 1,5ºC e apenas uma, a Galp, com 2°C. Quatro (Shell, Repsol, Origin Energy e Ecopetrol) estão alinhadas com as NDCs — ainda assim consideradas insuficientes.
No setor elétrico os resultados são significativamente melhores do que no O&G, mas ainda há um longo caminho pela frente. Das 76 companhias do setor elétrico analisadas, 33 têm gestões de emissões alinhadas com o cenário abaixo de 2°C até 2100, como propõe o Acordo de Paris. Enquanto 11 empresas já estão alinhadas com 1,5°C.
A análise foi feita a partir de um benchmark desenvolvido pela TPI com caminhos de descarbonização setorial voltado para investidores. Veja a íntegra em inglês (.pdf)
479 das maiores empresas de capital aberto do mundo, com valor de mercado somando cerca de US$ 10 trilhões, são avaliadas pela ferramenta que permite aos investidores julgar se as empresas estão na direção certa para a transição para emissões líquidas zero até 2050.
A TPI é apoiada por investidores com mais de US$ 40 trilhões em ativos. Suas referências são usadas pelo Climate Action 100+, iniciativa de investidores para garantir que os maiores emissores corporativosdo mundo tomem as medidas necessárias sobre as mudanças climáticas.
O relatório cobre os setores de Eletricidade, Petróleo e Gás, Alumínio, Cimento, Mineração, Papel, Siderurgia e Transportes (Automóveis, Aviação, Navegação), e usa como base os cenários da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês).
TCC Consultoria 