Sustentabilidade

Brasil pode suprir quase metade da demanda global de créditos de carbono até 2030

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Projeção da WayCarbon em parceria com a ICC Brasil aponta que o potencial de geração de receitas com créditos de carbono até 2030 para o Brasil subiu de US$ 100 bilhões para até US$ 120 bilhões, considerando um cenário otimista de US$ 100 dólares por tonelada de CO2. 

Segundo o estudo, o país teria capacidade de atender de 22,3% a 48,7% da demanda global por créditos do mercado voluntário, que deve chegar entre 1,5 e 2 gigatoneladas de CO2e no final da década. 
 
E obter, no mínimo, entre R$ 1,39 bilhão e R$ 4,63 bilhões em 2030, considerando os preços médios dos créditos por tipos de projetos até agosto de 2021.
 
A atualização da projeção incorpora o cumprimento dos mecanismos de negociação previstos no Artigo 6 do Acordo de Paris, e o decreto assinado pelo governo brasileiro no começo do ano para o mercado de carbono.
 
“Certamente tivemos avanços importantes na última COP [conferência das Nações Unidas sobre mudança climática], mas ainda há muito o que fortalecer não apenas nos mercados de carbono globais, mas também nacionais”, comenta Gabriella Dorlhiac, diretora executiva da ICC Brasil. 
 
Em novembro passado, os países reunidos em Glasgow na Escócia para a COP26 chegaram a um acordo sobre o Artigo 6, que regula o comércio internacional de emissões, criando as bases para o desenho de mercados nacionais.
 
Os cálculos da WayCarbon consideram o mercado voluntário – que já existe e não depende de um marco legal.
 
Atualmente, a oferta brasileira corresponde a cerca de 12% das emissões mundiais (45,28 MtCO2 em créditos em 2021), superando a participação de 2019 (3%) e o cenário mais otimista (10%) do estudo anterior para 2030. 

  • A demanda pelos créditos brasileiros vem principalmente de empresas do setor de serviços, óleo e gás e geradoras de energia.

“Tal desempenho é reflexo do aumento do número de créditos emitidos de soluções baseadas na natureza e da influência da regulamentação do Artigo 6 do Acordo de Paris na COP26”, explica o documento.

Apesar do cenário otimista, ao consultar agentes econômicos envolvidos nesse segmento, o levantamento identificou que pelo menos cinco barreiras permanecem.
 
São questões de natureza política, mercadológica, econômica, técnica e regulatória. 
 
“É fundamental que o Brasil, no seu papel regulador, desenvolva e divulgue um planejamento específico para cumprir sua NDC (Contribuição Nacionalmente Determinada) e os compromissos de zerar o desmatamento ilegal e de redução de metano”, diz.
 
Além disso, recomenda ao governo brasileiro que apoie financeiramente o desenvolvimento de “metodologias que considerem a realidade climática do país”, além de garantir estabilidade ao mercado regulado por lei.
 
“Cabe ao Poder Legislativo brasileiro avançar neste sentido, com apoio do Executivo”, completa o relatório.
 
Lembrando que na Câmara, há um PL do deputado Marcelo Ramos (PL/AM), também com proposta de regulação para o mercado de carbono nacional. O texto não tem consenso e já passou por várias alterações, inclusive atendendo a pressões do governo para enfraquecer questões consideradas centrais para a efetividade do comércio interno de emissões. Uma delas é a separação clara entre o mercado voluntário e o mercado regulado.

Créditos: Diálogos da Transição/Epbr

O plano da Austrália para o hidrogênio e as lições para o Brasil

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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.

Créditos: Epbr/Diálogos da Transição

Financiamento climático de países ricos ainda abaixo dos US$ 100 bi

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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.

Creditos; Dialogos da Transição/Epbr / Boomberg

BRASIL DEVE ECONOMIZAR CERCA DE US$ 5 BILHÕES EM 2022 POR CONTA DE INVESTIMENTOS EM RENOVÁVEIS NO ÚLTIMO ANO

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Credito : foto de Ed White

Dos cerca de US$ 5 bilhões economizados no país em 2022, os novos projetos de energia eólica onshore adicionados em 2021 responderão por uma fatia de aproximadamente US$ 3,5 bilhões. A energia solar fotovoltaica também trará uma contribuição considerável, trazendo uma economia de US$ 1 bilhão para o Brasil. Por fim, a biomassa e a energia hidrelétrica somadas trarão ganhos de US$ 500 milhões.

Enquanto a Europa passa por um sufoco com os altos preços das fontes fósseis e se esforça para reduzir sua dependência dos hidrocarbonetos da Rússia, o Brasil vive em um cenário oposto. A forte presença das fontes limpas em nosso país garantirá um certo alívio nos custos com energia. É o que afirma um novo relatório da Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA, na sigla em inglês). Segundo o documento, o Brasil vai economizar cerca de US$ 5 bilhões em 2022, graças aos investimentos em fontes renováveis realizados no ano passado – que evitarão custos adicionais com a geração de energia fóssil. Esse montante é o segundo maior de todo o mundo, ficando atrás apenas da China – que deve economizar cerca de US$ 30 bilhões por conta de seus novos projetos renováveis. A excelente posição do Brasil apontada no relatório da IRENA é explicada, principalmente, pela forte presença da fonte eólica terrestre no país.

O relatório da IRENA, chamado “Renewable Power Generation Costs in 2021” (disponível, em inglês, clicando aqui), mostra que quase dois terços ou 163 gigawatts (GW) da energia renovável instalada no mundo em 2021 teve custos menores que a opção a carvão mais barata do G-20. Por isso, diante dos atuais altos preços dos combustíveis fósseis, a energia renovável adicionada em 2021 economiza cerca de US$ 55 bilhões dos custos globais de geração de energia em 2022.

“As energias renováveis são de longe a forma mais barata de energia atualmente. O ano de 2022 é um exemplo gritante de quão economicamente viável a nova geração de energia renovável se tornou. A energia renovável libera as economias da volatilidade de preços e importações de combustíveis fósseis, reduz os custos de energia e aumenta a resiliência do mercado – ainda mais se a atual crise de energia continuar”, disse o diretor-geral da IRENA, Francesco La Camera.

A IRENA destacou também o importante papel que as energias renováveis de custo competitivo vão desempenhar na transição energética, de acordo com o limite de aquecimento de 1,5°C e as metas do Acordo de Paris. De acordo com a agência, as fontes solar e eólica possuem prazos relativamente curtos para implantação de projetos. Por isso, elas serão vitais nos esforços dos países para reduzir rapidamente e, eventualmente, eliminar os combustíveis fósseis e limitar os danos macroeconômicos que causam na busca de zero emissões líquidas.

“Embora uma resposta temporária à crise possa ser necessária na situação atual, desculpas para suavizar as metas climáticas não serão válidas a médio e longo prazo. A situação de hoje é um lembrete devastador de que as energias renováveis e a economia de energia são o futuro. Com a COP27 no Egito e a COP28 nos Emirados Árabes Unidos chegando, as energias renováveis fornecem aos governos energia acessível para se alinhar com as zero emissões líquidas e transformar suas promessas climáticas em ações concretas com benefícios reais para as pessoas no terreno”, acrescentou La Camera.

Os altos preços do carvão e do gás fóssil em 2021 e 2022 também deteriorarão profundamente a competitividade dos combustíveis fósseis e tornarão as energias solar e eólica ainda mais atraentes. Com um aumento sem precedentes nos preços do gás fóssil na Europa, por exemplo, a nova geração de gás fóssil na Europa se tornará cada vez mais antieconômica ao longo de sua vida, aumentando o risco de ativos ociosos.

Nas contas da IRENA, os custos de combustível e CO2 para usinas de gás existentes podem ser, em média, de quatro a seis vezes mais caros em 2022 do que o custo vitalício de uma nova energia solar fotovoltaica e eólica onshore comissionada em 2021. A agência afirma que, entre janeiro e maio de 2022, as gerações solar e eólica podem ter economizado na Europa importações de combustíveis fósseis na ordem de US$ 50 bilhões, predominantemente gás fóssil.

Quanto às cadeias de suprimentos, os dados da IRENA sugerem que nem todos os aumentos de custos de materiais foram repassados ainda aos preços de equipamentos e custos de projetos. Se os custos dos materiais continuarem elevados, as pressões de preços em 2022 serão mais pronunciadas. Entretanto, os aumentos podem ser ofuscados pelos ganhos gerais das energias renováveis de custo competitivo em comparação com os preços mais altos dos combustíveis fósseis.

Créditos: Petronotícias/IRENA

G7 anuncia US$ 600 bi para infra sustentável e energias renováveis

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O grupo das sete democracias mais ricas do mundo, o G7, lançou a Parceria para Infraestrutura e Investimentos Globais (PGII, na sigla em inglês), que pretende destinar US$ 600 bilhões para desenvolver infraestrutura sustentável em países em desenvolvimento.

Investimentos incluem projetos de energias renováveis para garantir segurança climática e energética. 

O G7 reuniu (28/6) lideranças da Alemanha, Estados Unidos, França, Itália, Canadá, Reino Unido e Japão, na cidade alemã Krün.

“Coletivamente, pretendemos mobilizar quase US$ 600 bilhões do G7 até 2027 para investir em infraestrutura crítica que melhore vidas e proporcione ganhos reais para todos os nossos povos”, disse Joe Biden, presidente dos Estados Unidos.

O PGII destaca a necessidade de investimentos em:

  • Mineração por minerais críticos necessários para energias renováveis;
  • Transporte de baixas emissões;
  • Fabricação de baterias;
  • Implantação de novas tecnologias em regiões que ainda não têm acesso a energia limpa.

Os EUA se comprometeram a mobilizar US$ 200 bilhões para o PGII nos próximos cinco anos por meio de capital público e privado.

A União Europeia entrará com mais 300 bilhões de euros até 2027, por meio do programa Global Gateway, anunciado em dezembro do ano passado, e que já possui projetos em andamento para produção de hidrogênio verde no Chile, Egito e Namíbia, por exemplo.

“A Global Gateway está em pleno funcionamento e estamos ouvindo atentamente os países beneficiários para que possamos entender melhor suas necessidades e proporcionar o maior impacto”, disse Ursula von der Leyen, presidente da Comissão Europeia.

E deve impor preço-teto ao petróleo russo Ainda na esteira de sanções, o G7 espera fechar um acordo para estabelecer um preço-teto de compra do petróleo do país. As discussões dos líderes mundiais também devem incluir o renascimento do acordo nuclear com o Irã, que poderia garantir, em troca, suprimento do petróleo iraniano. (Reuters)

Governos tentam driblar as sucessivas altas do combustível. Os contratos futuros do Brent acumulam alta de mais de 40% este ano, com margens de refino historicamente acima dos preços de referência, enquanto o mercado calcula se o cenário é de recessão e queda brusca; ou escassez e mais inflação.

Créditos: Diálogos da Transição/Epbr

Armazenamento de carbono na agenda das petroleiras.

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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.

Fonte: Diálogos da Transição/epbr

Mundo deve adicionar 59 GW de geração distribuída fotovoltaica em 2022

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Levantamento da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês) mostra que a geração distribuída de fonte fotovoltaica somou 167 gigawatts de adição global entre 2019 e 2021. Para 2022, a expectativa é adicionar mais 59 GW.

A geração própria de energia no Brasil, atingiu no dia 29/3/22 a marca de 10 gigawatts (GW) de potência instalada, segundo a Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD).

Do total adicionado nos últimos anos, 87 GW foram projetos comerciais/industriais e 80 GW de instalações residenciais, com quase 64% da nova capacidade instalada na China, Europa e Estados Unidos. 

A tendência se mantém para as novas adições, 65% dos 59 GW projetados para este ano serão instalados na China, Europa e Estados Unidos.

Segundo a agência, instalações limpas e de pequena escala localizadas atrás dos medidores de consumo, como painéis fotovoltaicos, armazenamento de energia e veículos elétricos (VEs), estão cada vez mais difundidas – o que significa uma pressão sobre as redes elétricas.

O pico de 167 GW foi maior do que o pico de consumo combinado da França e da Grã-Bretanha. 

Em 2020, o estoque de VEs ultrapassou 10 milhões de veículos e quase 180 milhões de bombas de calor para aquecimento de água estavam em operação. 

“A rápida absorção de recursos energéticos distribuídos pode desafiar as redes elétricas que não estão preparadas”, diz um estudo da IEA.

Muitas das redes atuais foram projetadas para o século 20, quando a proporção dessas tecnologias era pequena. Agora que uma parcela crescente de eletricidade é produzida por fontes renováveis ​​variáveis, é necessária maior flexibilidade do sistema para equilibrar consistentemente a oferta e a demanda, seja em curtos prazos ou estações.

A agência destaca cinco tecnologias mais promissoras e suas barreiras para ganhar escala. A principal delas: custo.

  • Edifícios eficientes que interagem com a rede podem otimizar o ‘prosumo’ de energia (produção e consumo combinados de eletricidade) enquanto acomodam as necessidades da rede e oferecem um amplo espectro de interatividade da rede. Com o emprego de incentivos apropriados, consumidores optariam por combinações de tecnologias que melhor atendem aos seus próprios interesses;

  • Usinas de energia virtuais (VPPs), ou seja, redes de unidades geradoras de energia descentralizadas, sistemas de armazenamento e demanda flexível, podem otimizar a agregação de recursos distribuídos em grandes áreas usando análises de dados avançadas, como aprendizado de máquina. Questões políticas e regulatórias são as principais barreiras;
  • Sistemas de armazenamento de baterias podem fornecer uma variedade de serviços à rede, como armazenar energia durante os períodos de geração renovável em excesso e descarregá-la durante o pico de demanda. Sua principal limitação é o custo inicial relativamente alto;

  • Armazenamento elétrico de água e aquecedores de ambiente podem fornecer flexibilidade ao sistema quando equipados com dispositivos de controle de baixo custo, embora a eletrificação de residências existentes já equipadas com serviços de gás possa exigir investimentos significativos;
  • EVs são versáteis quando usados ​​como sistemas de baterias móveis, embora seu valor para a rede varie dependendo da tecnologia de carregamento e da estratégia de controle.


Créditos: Epbr/ Diálogos da Transição

Como o Brasil pode entrar na rota do aço verde

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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.

Fonte: Diálogos da Transição/Epbr

Mundo adicionou 257 GW de renováveis em 2021

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Até o final de 2021, o mundo adicionou quase 257 gigawatts (GW) de energias renováveis, aumentando o estoque de energia renovável em 9,1%, mostra levantamento divulgado nesta segunda (11/4) pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, na sigla em inglês).
Segundo a agência, a capacidade global de geração renovável totalizou 3.064 GW no ano passado, representando 38% de toda a capacidade instalada.

Credito: foto de Ed White

O valor ficou ligeiramente abaixo do observado em 2020, de 260 GW (dobro em relação a 2019).

“O grande estoque existente de energia não renovável significa um bloqueio de carbono para muitos países que devem enfrentar a decisão de desativar usinas de combustível fóssil antes do final de suas vidas úteis. Isso é especialmente evidente nos países que dependem quase inteiramente da geração de energia de combustível fóssil em grande escala”, alertou a Irena em comunicado. 

A energia solar sozinha foi responsável por mais da metade das adições renováveis com um recorde de 133 GW, seguida por 93 GW de energia eólica, sendo 21 GW de offshore.

Juntas, solar e eólica contribuíram com 88% de toda a nova capacidade renovável em 2021. 

Sessenta por cento da nova capacidade foi adicionada na Ásia, resultando em um total de 1,46 terawatts (TW) de capacidade renovável até 2021. A China liderou o movimento, adicionando 121 GW – país também puxou o repique da demanda global por carvão.

Europa e a América do Norte – lideradas pelos EUA – ficaram em segundo e terceiro lugares, respectivamente, com a primeira somando 39 GW e a segunda 38 GW. 

Na América do Sul, a expansão foi de pouco mais de 13,5 GW, com o Brasil puxando a expansão com quase 10 GW.

Destaques por tecnologia:

  • Energia hidrelétrica: O crescimento da hidrelétrica aumentou de forma constante em 2021, com o comissionamento de vários grandes projetos atrasados ​​até 2021.
  • Energia eólica: A expansão eólica continuou a um ritmo mais baixo em 2021 em relação a 2020 (+93 GW em comparação com +111 GW em 2020).
  • Energia solar: Com um aumento na nova capacidade em todas as principais regiões do mundo nos anos anteriores, a capacidade solar global total agora superou a capacidade de energia eólica.
  • Bioenergia: A expansão da capacidade líquida aumentou em 2021 (+10,3 GW em comparação com +9,1 GW em 2020).
  • Energia geotérmica: A capacidade geotérmica (aproveitamento do calor existente no interior da Terra) teve crescimento excepcional de 1,6 GW.
  • Eletricidade fora da rede: A capacidade fora da rede cresceu 466 MW em 2021 (+4%) para atingir 11,2 GW.

Francesco La Camera, diretor-geral da Irena, alerta que, para atingir os objetivos climáticos, as energias renováveis ​​devem crescer a um ritmo mais rápido do que a demanda de energia. No entanto, muitos países ainda não chegaram a esse ponto.

“Nossa atual crise energética também aumenta a evidência de que o mundo não pode mais depender de combustíveis fósseis para atender sua demanda de energia. A energia renovável deve se tornar a norma em todo o mundo. Devemos mobilizar a vontade política para acelerar o caminho de 1,5°C”.

No final de março, a agência estimou que será necessário investir US$ 5,7 trilhões por ano até 2030 em transição energética.

A cifra inclui o imperativo de redirecionar US$ 0,7 trilhão anualmente para longe dos combustíveis fósseis para evitar ativos ociosos.

Mas o ritmo e a escala atual da transição baseada em energias renováveis são inadequados, diz o estudo, e intervenções de curto prazo para lidar com a atual crise de energia devem ser acompanhadas por um foco firme nas metas de médio e longo prazo para emissões líquidas zero.

Brasil foi o 3º país que mais instalou eólicas em 2021. Foram 3,8 GW de nova capacidade — quase o dobro da média dos anos anteriores. A fonte é a segunda maior em participação na matriz elétrica brasileira.

“É uma indústria que tem atuado de forma muito eficiente e que tem alcançado resultados cada vez melhores, com um crescimento não apenas no mercado regulado, mas com forte expansão no mercado livre”, comenta Elbia Gannoum, presidente da Abeeólica.

A expansão de quase 4 GW em 2021 foi o maior incremento da fonte desde 2014, quando o crescimento foi de 2.786 MW, de acordo com a Aneel. A fonte também representa pouco mais de 40% dos empreendimentos em construção de geração de energia. 

No final de março, a geração própria de energia atingiu a marca de 10 GW de potência instalada. Segundo a Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD), a expectativa é que o país ultrapasse 15 GW até o final de 2022.

Entre as fontes dos sistemas de mini e microgeração de eletricidade, a energia solar é a mais presente no Brasil, representando 97,7% do total; seguida por termoelétrica (1,2%), Central Geradora Hidrelétrica — CGH (0,87%) e eólica (0,18%).

Créditos: Epbr/Diálogos da Transição

Governo lança crédito de metano – a criação de um crédito específico para metano – gás de efeito estufa (GEE) com 80 vezes o poder de aquecimento do dióxido de carbono – é inédita no mundo. Segundo cálculos do governo, esse título pode ser equivalente a até 23 vezes um crédito de carbono.

/ tuliocesarchipoletti / Deixe um comentário

O ministro do Meio Ambiente, Joaquim Leite, assinou nesta segunda (21/3) uma portaria criando o crédito de metano, uma moeda verde que deve gerar receita adicional aos projetos de biogás e biometano, parte do programa Metano Zero. A ideia é que ele seja alinhado a outros mercados de carbono.

Embora o Brasil ainda não tenha um mercado regulado de carbono, no setor de combustíveis, o RenovaBio criou um crédito de descarbonização negociado em bolsa para incentivar a produção de biocombustíveis considerando a redução de GEE na substituição dos combustíveis fósseis.

“Só que o biometano tem uma característica adicional. Além de reduzir a emissão de gases de efeito estufa na troca do combustível fóssil por um biocombustível, o aproveitamento desse biometano na produção evita as emissões feitas na decomposição da matéria orgânica”, comenta Gabriel Kropsch, vice-presidente da ABiogás, associação do setor. 

Ele explica que o produtor ganhará nas duas pontas. Ao capturar o gás dos resíduos agroindustriais para a produção de combustíveis e ao poder emitir um crédito pela emissão evitada.

A produção atual de biometano é de 400 mil metros cúbicos/dia, em menos de 10 usinas. O setor espera alcançar 2,3 milhões de metros cúbicos/dia em 2027.

Para isso, são planejadas 25 novas unidades e investimentos de mais de R$ 7 bilhões nos próximos cinco anos.

Assim como diesel verde e SAF (combustível sustentável de aviação), o biometano é um combustível drop-in, isto é, idêntico ao seu equivalente fóssil – no caso, o gás natural, e busca sua inserção no mercado brasileiro.

Mas, enquanto a discussão sobre a entrada de diesel verde e SAF na matriz mira a demanda, com a definição de mandatos, o biometano segue uma rota diferente. 

De acordo com Gabriel, a demanda já existe, por isso o foco é na produção.

“O Brasil é um dos maiores mercados de combustíveis do mundo. E o biometano é super competitivo. O que precisamos hoje é incentivar a produção, porque como ele vai entrar substituindo outros combustíveis fósseis, não temos que criar essa demanda”. 

“O que as empresas precisam, e querem, é combustíveis competitivos e descarbonizados”, completa. 

Créditos: Epbr/Diálogos da Transição