Com base nos dados consolidados de 2024, este artigo examina como o Brasil utiliza o petróleo que produz e importa, e avalia quanto desse volume poderia, no futuro, ser substituído por fontes de energia não fósseis como eletrificação e biocombustíveis. Essa é uma discussão, que as vezes ganha contornos políticos, mas iremos analisar estritamente pela ótica econômica e tecnológica.
1. Produção e Importação de Petróleo em 2024
Em 2024, o Brasil produziu em média cerca de 3,36 milhões de barris de petróleo por dia. Esse petróleo é, em sua maioria, de médio a alto peso (alta densidade) e baixo teor de enxofre, especialmente o oriundo do pré-sal. Além disso, o país importou aproximadamente 270 a 280 mil barris por dia, principalmente petróleo leve, utilizado para compor blends nas refinarias.
2. Exportação de Petróleo Cru
Mais da metade do petróleo produzido no Brasil em 2024 foi exportado — cerca de 1,75 milhão de barris por dia, ou 52% da produção nacional. O óleo brasileiro exportado é predominantemente leve e doce (baixo enxofre), sendo altamente valorizado por refinarias internacionais. Os principais destinos foram China (44%), EUA (14%) e Espanha (11%).
3. Consumo Interno e Refino
O volume de petróleo refinado no Brasil em 2024 foi de aproximadamente 1,9 milhão de barris por dia, destinado majoritariamente à produção de combustíveis (gasolina, diesel, querosene etc.). As refinarias operaram com alto fator de utilização, mas ainda assim o país importou parte dos derivados consumidos. A Tabela 1 a seguir, resume a destinação do petróleo no Brasil em 2024.
4. Lógica Econômica: Exportação vs. Refino Interno
Exportar petróleo cru e importar derivados refinados pode parecer contraditório, mas faz sentido econômico. A estrutura de refino nacional é limitada e o petróleo exportado tem alta qualidade, sendo mais valorizado lá fora. Ao mesmo tempo, o Brasil importa óleos mais leves para ajustar o blend das refinarias e atender à demanda interna por derivados leves.
5. Substituição por Fontes Não Fósseis
Cerca de 50% a 60% do petróleo consumido no Brasil poderia, até 2040, ser substituído por fontes não fósseis. Abaixo, apresentamos na Tabela 2, a distribuição do consumo de derivados em 2024 e suas possibilidades de substituição:
Conclusão
O Brasil combina uma posição de destaque como exportador de petróleo com desafios internos de refino e segurança energética, além de possuir a matriz energética mais limpa do mundo. Boa parte do petróleo consumido pode ser substituído por alternativas sustentáveis nos próximos 15 a 20 anos, mas isso exigirá políticas industriais, tecnológicas e ambientais consistentes.
O futuro da energia no Brasil depende do equilíbrio entre produção, industrialização e transição energética. Ver a Tabela 3 abaixo, com a “dinâmica” da transição ponderada por categoria e tempo estimado.
Não tem sentido, do ponto de vista geopolítico e estratégico, simplesmente abrir mão da produção de petróleo, da noite para o dia, e nem abdicar da nossa vocação de um país líder na Transição Energética.
Temos que fazer a “transição” de olho nos detalhes…que é aí que mora o perigo !
Fontes consultadas:
Dados consolidados de 2024 do Ineep/ANP sobre produção e exportação ( eixos.com.br , brasildefato.com.br );
Relatório anual da Petrobras (2024) sobre refino e derivados e api.mziq.com sobre a qualidade do petróleo;
Análises setoriais (Agência Brasil, Eixos, Brasil de Fato, O Globo) para qualidade do petróleo e comércio externo (conexoscloud.com.br );
Essas referências corroboram os valores e explicações acima, evidenciando o destino do petróleo brasileiro em 2024.
Por Tulio Chipoletti Baseado no relatório publicado pela consultoria Wood Mackenzie – abril de 2025
Foi publicado pela consultoria Wood Mackenzie o artigo intitulado “Tough at the top: the threats to US energy dominance” que examina os pilares da dominância energética dos Estados Unidos e os desafios que podem comprometer sua continuidade nas próximas décadas. A seguir, apresentamos um resumo adaptado do conteúdo, mantendo a estrutura lógica, os gráficos e as principais análises desenvolvidas pelos autores.
A ascensão da dominância energética dos EUA
A produção norte-americana de petróleo e gás triplicou nos últimos 15 anos, respondendo hoje por 20% do fornecimento global de líquidos e 25% da produção mundial de gás natural. Isso consolidou os EUA como o maior produtor de hidrocarbonetos do mundo, superando a soma de Arábia Saudita e Rússia.
Figura 1 – Maiores produtores de petróleo e gás em 2025, em milhões de boe/d
Essa dominância transformou o país em ator-chave na segurança energética global:
Exportações de GNL mantêm o fornecimento para a Europa após a crise com a Rússia.
Volume recorde de petróleo blindou a economia americana contra choques de oferta.
Crescente influência dos EUA na Ásia por meio do comércio de GNL.
Fundamentos da performance upstream dos EUA
1. Redução contínua de custos
Os custos de breakeven caíram cerca de 65% desde 2005, com avanços em recuperação de recursos, logística e tecnologia. Atualmente, os valores estão abaixo de US$ 35/barril e US$ 2,50/mcf nos melhores ativos de petróleo e gas natural, respectivamente.
2. Flexibilidade de capital
O modelo americano permite ajuste rápido de investimentos diante de oscilações de preços, com retornos em menos de 12 meses em muitos casos. Habilidade de alterar o Capex – as vezes em poucos meses – em função das debilidades e fortalezas dos preços das comodites.
Figura 2 – Elasticidade do CAPEX onshore nos EUA vs. upstream global
3. Regime fiscal atrativo
O sistema tributário upstream nos EUA é dos mais favoráveis, permitindo que empresas retenham mais de 65% do valor presente líquido (NPV10) em projetos, mesmo com royalties elevados. Veja no grafico abaixo, a comparação com outros paises, principalmente o Brasil.
Figura 3 – Participação no valor dos projetos em países produtores selecionados
4. Consolidação e inovação
A consolidação nos últimos dois anos somou mais de US$ 100 bilhões em M&As, com grandes operadoras como ExxonMobil, Chevron e ConocoPhillips liderando. A troca de ativos impulsiona ganhos de eficiência.
Os mercados de negócios no último ciclo de consolidação a montante têm estado diretamente ligados à inovação e à concorrência. Os compradores têm adquirido ativos para implantar novas tecnologias e integração em escala.
Figura 4 – Participação dos EUA nos investimentos globais em M&A upstream
Desafios à continuidade da dominância
Apesar da liderança consolidada, o setor enfrenta riscos estruturais:
Barreiras comerciais, tarifas e possíveis impostos de carbono transfronteiriços podem reduzir a competitividade das exportações americanas.
O declínio natural da produção exige que os EUA adicionem volumes equivalentes à produção total da Noruega a cada ano, apenas para manter o nível atual.
O recurso que sustentou a escalada – o shale – está maduro e a produtividade por poço perfurado estagnou nos principais campos.
A nova política de dividendos fixos limita o reinvestimento mesmo com preços altos.
Figura 5 – Pico da produção upstream dos EUA projetado
O Dilema das Substituições
A Wood Mackenzie estima que, entre 2035 e 2040, os EUA perderão 1,7 milhão de boe/d em petróleo e gás, ao mesmo tempo em que sua produção de energia de baixo carbono deverá crescer em volume equivalente. No papel, isso sugere uma transição energética suave. Mas o cenário global revela outro problema: a China está liderando com folga a corrida por tecnologias limpas.
Enquanto os EUA seguem como uma petroeconomia, a China já se posiciona como uma eletroeconomia, dominando a cadeia global de baterias, veículos elétricos e energia solar. Essa vantagem deriva de planejamento estratégico e apoio estatal contínuo, que alavancaram a eletrificação do transporte e o desenvolvimento de energias limpas e nucleares.
Os EUA ainda lideram em volume de produção de hidrocarbonetos, mas a China lidera em produção em massa de tecnologias limpas com baixo custo, exportando para o mundo e moldando o novo mapa energético global.
Figura 6 – Participação global em energias renováveis em 2025
Ações para manter a liderança
Mesmo diante dos desafios, os EUA podem preservar sua posição no mercado energético global se mantiverem os fatores que os tornaram líderes no shale:
Inovação colaborativa
Grandes empresas como a ExxonMobil estão testando tecnologias avançadas, como modelos geológicos baseados em IA, para otimizar o design de poços e plataformas em tempo real. Isso pode reduzir custos e abrir acesso a reservas atualmente não econômicas.
Figura 7 – Redução projetada de custo por unidade em novos poços nos EUA
Novas frentes exploratórias
A exploração de novas formações geológicas, como as bacias Uinta, Utica e camadas profundas do Permiano, é essencial para renovar os estoques de poços economicamente viáveis.
Infraestrutura e incentivos fiscais
A estagnação na construção de gasodutos interestaduais representa um entrave à expansão. Reformas regulatórias e incentivos como aumento na dedutibilidade de custos e depreciação acelerada podem destravar novos projetos.
Figura 8 – Curva de exaustão dos inventários no Lower 48, sem novas descobertas
Reflexão Final
A posição dos EUA como principal fornecedor mundial de energia está sendo contestada por um mundo em transformação. A emergência de tecnologias limpas, lideradas por países como a China, exige dos EUA não apenas excelência no upstream, mas também capacidade de adaptação estratégica.
A dominância energética não está garantida: é preciso continuar inovando, investindo e diversificando. Como conclui a própria Wood Mackenzie: “é difícil chegar ao topo – e ainda mais difícil permanecer lá”.
Fonte: Wood Mackenzie, “Tough at the top: the threats to US energy dominance”, abril de 2025.
A reinjeção do gás natural nos campos de produção de petróleo e gás no Brasil tem aumentado expressivamente. Embora o país venha registrando crescimento robusto na produção de gás natural — impulsionado principalmente pelo pré-sal —, mais da metade desse volume não chega ao mercado consumidor. A maior parte é reinjetada nos próprios reservatórios.
Essa situação acende um alerta sobre o aproveitamento ineficiente de um recurso energético valioso, com impactos diretos na segurança energética e no potencial de industrialização do país.
Produção de Gás Natural no Brasil
A produção de gás natural no Brasil, tanto em terra quanto no mar, tem aumentado ao longo da última década. O gráfico a seguir mostra essa evolução entre 2013 e 2025 ( dados ANP) :
A taxa de crescimento anual ( CAGR) da produção total de gás natural no Brasil entre 2013 e 2024 foi de aproximadamente 6,5% ao ano.
Já o CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi mais moderado de 4,62% ao ano.
Evolução da reinjeção
Enquanto a produção cresce, a reinjeção acompanha o mesmo ritmo. O gráfico a seguir, baseado em dados consolidados de 2006 a 2025, mostra a evolução do volume de reinjeção em milhões de metros cúbicos por dia (milhões m³/dia):
Grafico 2 : elaboração propria
Como pode ser visto no gráfico 2 acima , o volume reinjetado aumentou fortemente após 2015, o que coincide com o aumento de produção no pre-sal, onde encontramos altas taxas de gás associado com petróleo ( e CO2). Ver gráfico 3 abaixo. Fonte ANP.
Gráfico 3 – Produção de Gás Natural no Pré-sal e Pós Sal de 2011 a 2025 ( fonte ANP)
Percentual de reinjeção sobre a produção
Talvez o dado mais impactante esteja no percentual de reinjeção sobre a produção total. Em 2013, esse índice era de 13,8%. Em 2024, já passa dos 54%. Mais da metade do gás produzido é reinjetado. Vejam no gráfico 4 abaixo, o crescimento do percentual de reinjeção em relação a produção de 2013 a 2024.
Gráfico 4 – Porcentagem da Reinjeção sobre a Produção – 2013 a 2025 ( elaboração propria)
O CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi de 4,62% ao ano
Ou seja, nesse mesmo período:
A produção cresceu a uma taxa média de 4,6% ao ano,
Enquanto a reinjeção cresceu a 6,2% ao ano.
Em um artigo anterior já discutimos o que vem a ser a Reinjeção Técnica e a Reinjeção Econômica; mas para aqueles que não leram deixamos no final do artigo uma nota explicativa.
A limitação da infraestrutura de escoamento
Mesmo quando o gás poderia ser aproveitado, a malha de gasodutos no Brasil é limitada. A maior parte da infraestrutura foi construída pela Petrobras antes da nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021). Existe um hiato de vários anos na construção de novas infraestruturas de escoamento. Vamos ver os projetos entregues mais recentemente.
Rota 3 e novos projetos
O Rota 3 da Petrobras, começou a ser construído em 2018, mas só entrou em operação em agosto de 2024.
O projeto Raia, da Equinor (com Repsol Sinopec e Petrobras), levará 16 milhões de m³/dia ao terminal de Cabiúnas/RJ, com um diferencial: o gás será processado no próprio FPSO e deverá entrar em operação em 2028.
O gasoduto SEAP (Sergipe-Alagoas), da Petrobras, com 18 milhões de m³/dia de capacidade, está previsto apenas para 2030, segundo o atual Plano de Negócios da Petrobras.
A lógica dos FPSOs
Os últimos grandes FPSOs foram projetados para reinjetar 100% do gás produzido, como os de Búzios, Atapu, Sépia e Bacalhau. Anteriormente, as unidades processavam de 10 a 15 MMm³/dia e produziam 180 mil barris/dia. Atualmente, as novas unidades foram desenhadas para produzir 220 mil barris/dia, com reinjeção total do gás — conforme os PDs aprovados.
Caminhos para a redução da reinjeção
Embora complexo, o cenário não é irreversível. Algumas estratégias viáveis incluem:
Investimento em infraestrutura: construção de novos gasodutos, UPGNs e sistemas de liquefação.
Abertura do mercado de gás: com mais agentes e contratos mais flexíveis.
Tecnologias de aproveitamento local: como geração offshore ou microliquefação.
Revisão dos Planos de Desenvolvimento, com base em simulações técnicas e econômicas.
Atualização tecnológica das plataformas: para viabilizar a separação eficiente do CO₂.
Aprimoramento regulatório e incentivos econômicos. Programa de Gás Release e Revisão das Tarifas de Transporte ( em andamento pela ANP)
A demanda estagnada e o paradoxo do gás natural
Ao contrário do que se poderia esperar diante da expansão da produção de gás natural no Brasil, a demanda do mercado não acompanhou esse crescimento. Quando se exclui o consumo associado à geração termelétrica — que é sazonal e sensível ao regime hidrológico —, observa-se no Gráfico 5, uma queda real na demanda estrutural de gás nos últimos anos.
Gráfico 5 : Demanda de Gás Natural por Segmento (milhões m³/dia), sem geração elétrica.
Grafico 5 – Fonte: Brasil Energia ( MME/Abegás)
Entre 2015 e 2024, a demanda total dos segmentos não térmicos caiu de 52,7 milhões para 37,8 milhões de m³/dia — uma retração de quase 28% em menos de uma década. Os principais segmentos afetados foram o industrial, que responde pela maior parte do consumo, e a cogeração.
Essa realidade revela um paradoxo: o Brasil produz cada vez mais gás natural, mas consome proporcionalmente menos em sua base econômica real. E isso não se dá por falta de gás, mas sim por falta de infraestrutura de escoamento/processamento e por excesso de reinjeção.
Parte significativa deste gás reinjetado poderia chegar ao mercado consumidor por meio das instalações existentes em alguns casos ( a depender da sua localização) e em outros por meio de novos gasodutos de escoamento, como está acontecendo com o Projeto Raia da Equinor.
Como discutido anteriormente, a limitação dos gasodutos marítimos e a reinjeção deliberada nos FPSOs tornam inviável o aproveitamento do gás do pré-sal em larga escala. O gás permanece no mar, enquanto indústrias em terra enfrentam barreiras logísticas e regulatórias para acessar esse importante insumo. Deveria haver uma maior oferta, contando com mais agentes comercializadores, o que provocaria uma maior competividade.
O excesso de reinjeção — ainda que tecnicamente justificável em parte —, somado à estagnação da demanda estrutural, gera um impasse estratégico: o Brasil não consegue transformar sua riqueza em competitividade.
A reversão desse cenário exige ações coordenadas em duas frentes: de um lado, acelerar os investimentos em infraestrutura de escoamento e processamento; de outro, estimular o consumo de gás por meio de políticas públicas, contratos flexíveis e integração regional. O gás precisa deixar de ser apenas um subproduto do petróleo e se consolidar como um vetor de reindustrialização e transição energética.
Conclusão
A reinjeção do gás natural é um desafio estratégico para o setor energético brasileiro. Superá-lo exige um esforço coordenado entre governo, reguladores, operadoras , transportadores e o setor privado. Mais do que um problema técnico, trata-se de uma decisão sobre o futuro do gás natural: continuará como subproduto do petróleo ou será tratado como verdadeiro vetor de desenvolvimento?
Com as reservas disponíveis, a resposta depende de planejamento, revisão regulatória e uma visão integrada do papel do gás natural na industrialização do país, geração de emprego e renda e na transição energética, onde o gás natural tem um papel importante já reconhecido por toda a comunidade, como “agente da transição”.
Notas explicativas:
Reinjeção Técnica
Plataformas, especialmente mais antigas, muitas vezes não contam com a tecnologia necessária para separar adequadamente o gás natural do CO₂. Com isso, parte significativa do gás é reinjetada junto com o CO₂ — o chamado gás arrastado. Essa parcela é considerada reinjeção técnica, por estar associada à limitação da tecnologia de separação por membranas. A ANP, desde 2023, passou a divulgar dados de produção líquida (sem CO₂), o que ajuda a mensurar melhor o impacto do gás arrastado.
Reinjeção Econômica
Além do aspecto técnico, há também uma reinjeção deliberada — a reinjeção econômica. Trata-se do uso do gás natural para manter a pressão nos reservatórios e aumentar o fator de recuperação do petróleo, o qual possui maior valor comercial. Essa estratégia foi prevista nos Planos de Desenvolvimento (PDs) dos campos, aprovados pela ANP, e alterar esse modelo exigiria reavaliações econômico-financeiras detalhadas, ativo a ativo, algo que o programa Gas para Empregar, delegou a ANP fazer, mas que por falta de recursos humanos, deve demorar um bom tempo a ser feito.
O gás natural tem se consolidado como um vetor estratégico para o desenvolvimento industrial e a transição energética no Brasil. A pesquisa do Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC), publicada em julho de 2023, lança luz sobre a situação do setor, apontando tanto suas potencialidades quanto os desafios estruturais que ainda limitam o pleno aproveitamento do insumo no país. Um dos pontos a ser destacado no estudo, é que existem restrições em gasodutos de escoamento para o gás do Pre-sal , mesmo após a entrada do Rota 3, ao mesmo tempo temos gasodutos como o Rota 1 operando com 50% de ociosidade ( 10 MMm³/dia), além de problemas técnicos na UPGN de Caraguatatuba/SP, que não tem capacidade de separação dos líquidos do gás rico do Pré-sal. O gás do Pós sal (Uruguá , Tambaú e Mexilhão) injetado no Rota 1 está em declínio e trecho entre Uruguá e Mexilhão já está ocioso. Vamos aos fatos:
O Brasil e sua Capacidade de Produção de Gás Natural
De acordo com o estudo do IEPUC, o Brasil possui reservas comprovadas suficientes para abastecer diversos setores industriais de forma sustentável. A produção de gás natural tem crescido de forma expressiva nos últimos anos, impulsionada principalmente pelo desenvolvimento de campos no pré-sal. Contudo, um dos principais entraves é a alta taxa de “perda” na produção bruta do insumo. Aproximadamente 50% do gás extraído não chega ao mercado devido à reinjeção, além de 10,5% para o consumo interno nas unidades de E&P e 2,5% em média na queima nas plataformas. A reinjeção de gás natural é especialmente alta nos campos de petróleo e gás do pré sal, onde o petróleo está associado ao gás natural.
Há, todavia, necessidade de entender o problema do “gás de arraste” antes de falar das infraestruturas de escoamento.
No passado, muitas das plataformas em operação no Brasil, não tinha ( ou não tem!) capacidade de separar adequadamente o gás natural do CO2, por um problema tecnológico, em função da tecnologia de membranas de separação do gás do óleo ( e do CO2). Não é possível separar apenas o CO2 com a tecnologia de separação por membranas existente nas plataformas atuais. Assim uma parte do gás natural que poderia ser enviado para o consumo, é reinjetado junto com o CO2. Este é o “gás arrastado”.
A própria ANP, reconhece este tema, tanto assim que e a partir de janeiro de 2023 passou a informar a produção de gás descontando-se a parcela de CO2. Vamos tomar os dados da ANP de dez/24 apenas como exemplo: o Brasil produziu 161.127 Mm³/dia de gás natural bruto de acordo com a ANP e reinjetou 87.787 Mm³/dia, sendo que a reinjeção descontado o CO2 foi de 62.821 Mm³/dia, para uma produção “liquida” de 131.849 Mm³/dia descontado o CO2. O volume disponibilizado ao mercado foi de apenas 51.124 Mm³/dia, o restante foi para uso nas unidades de E&P e queima. Neste mês tivemos, portanto, um volume de gás arrastado de 25 milhões de m³/dia ! Metade do volume disponível ao mercado.
Por simplicidade de nomenclatura vamos chamar a partir de agora a Reinjeção Tecnica, como sendo aquela originada, por “gás arrastado” pela falta de separação adequada do CO2.
O que vem a ser a Reinjeção Econômica ?
Todavia, nem todo gás reinjetado, ocorre por reinjeção técnica, temos também o gás que é utilizado para aumentar o Fator de Recuperação do reservatório, e logicamente produzir mais petróleo por mais tempo. O petróleo é economicamente mais vantajoso de produzir do que o gás natural, e fez parte do PD – Plano de Desenvolvimento destes campos, quando submetido pelas petroleiras e aprovado pela ANP. Sendo assim, não se poderia “violar” esta regra, pois estaríamos modificando as condições econômico-financeiras para o qual aquele projeto foi aprovado. O que sim, se poderia verificar ( e o Programa Gás Para Empregar do Gov. Federal, endereçou esta atividade para a ANP) quais seriam os limites inferiores no qual o gás poderia ser aproveitado, sem afetar o resultado econômico-financeiro do projeto. Todavia, a determinação do nível ideal de reinjeção econômica requer uma avaliação extremamente complexa e depende de variáveis geológicas de cada campo e de premissas econômicas quanto ao preço do gás e do petróleo no longo prazo.
Mesmo assim, restaria ainda algum gás a ser disponibilizado para o mercado, mas que não tem sua infraestrutura de escoamento.
Desenho dos FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading)
Lembramos também, que os últimos grandes projetos de FPSO desenhados pela Petrobras, nos últimos anos, foram projetos considerando 100% da reinjeção do gás natural, tais como alguns dos FPSOs dos campos de Búzios, Atapu , Sépia e Bacalhau. Somente para que se tenham uma ideia, estes FPSOs juntos poderiam produzir até 30 MMm³/dia de gás natural (IEPUC).
Anteriormente os FPSOs eram desenhados pela Petrobras, para produzir de 150 a 180 mil barris/dia e processar de 10 a 15 MMm³/dia de gás. Nestes campos anteriormente mencionados, os novos FPSOs foram desenhados para produzir 220 mil barri/dia e reinjetar 100% do gás. Todavia seus PD foram aprovados desta forma pela ANP. De novo, não se pode “violar” estes projetos sem causar impactos negativos nas taxas de retorno do projeto. A nova gestão da Petrobras está fazendo um grande esforço de verificar quais destes FPSOs poderiam produzir gás natural, sem alterar o EVTE dos mesmos.
Infraestrutura: O Grande Desafio da Cadeia do Gás
Um dos aspectos centrais discutidos no estudo IEPUC é a infraestrutura limitada de escoamento do gás natural no Brasil. O país ainda depende de uma malha de gasodutos relativamente pequena quando comparado a outros grandes países produtores, o que restringe a distribuição eficiente do insumo. Todavia, é importante fazermos uma consideração justa: toda a infraestrutura de escoamento existente até hoje foi aquela feita pela Petrobras, antes da Lei do Gás Lei nº 14.134/2021.
O Rota 3, o último gasoduto de escoamento feito pela Petrobras começou a ser construído em 2018, sua parte offshore foi concluída em 2022 , mas por atrasos na definição da UPGN do antigo Comperj, somente entrou em operação em agosto/24, quando o Polo Complexo de Energias Boaventura entrou em operação. Depois disso, o único projeto privado que saiu do papel foi o Projeto Raia (antigo BCM-33) (em parceria com a Repsol Sinopec e Petrobras) que levará 16 MMm³/dia de gás natural para o Terminal de Cabiúnas/RJ. Um diferencial significativo deste projeto é que, pela primeira vez no Brasil, o gás será processado diretamente no FPSO para atender às especificações de venda.
Restrições da Infraestrutura de Escoamento
O estudo do IEPUC, fez, todavia, uma análise interessante: verificou qual seria a oferta potencial máxima do Pré-sal de gás que poderia ser ofertado ao mercado após a reinjeção técnica (separação do CO2 e do gás arrastado), se não houvesse restrições de infraestrutura de escoamento, mesmo considerando a entrada do futuro do projeto Raia da Equinor.
Também foi considerada a entrada em operação do próximo grande projeto de gasoduto submarino da Petrobras, o SEAP- Sergipe Alagoas com capacidade de 18 MMm³/dia, mas que vem sendo atrasado por problemas de contratação do FPSO, e no Plano de Negócios 2025-2029 da Petrobras, a previsão é que o gasoduto entre em operação somente a partir de 2030. Foi considerado como capacidade de escoamento do Rota 1+ Rota 2 + Rota 3 de aproximadamente 48 MMm³/dia.
Neste estudo o IEPUC, para ocaso do gás do Pré sal, fez dois cenários considerando a oferta após a reinjeção técnica (separação de CO2 e gás arrastado):
Cenário 1 de oferta considerando as plataformas com capacidade de separação de CO2 e escoamento e limitado à capacidade das Rotas 1, 2 e 3;
Cenário 2 de oferta considerando as plataformas com capacidade de separação de CO2 e escoamento e sem limitação de capacidade de escoamento
No cenário 1, a partir de 2028 existirá um volume significativo de gás firme sem mercado que poderia ser orientado para novos projetos no setor químico e de fertilizantes variando entre 8 MMm³/d a 17 MMm³/d no período analisado.
No cenário 2, poderia ser disponibilizado um volume ainda maior entre ,variando entre 12 e 25 MMm³/d no período analisado. Este cenário irá depender da revisão da estratégia dos operadores quanto à reinjeção por razões econômicas no Pré sal.
Ademais, nos dois cenários serão produzidos líquidos de gás natural (etano e propano) que podem viabilizar novas plantas petroquímicas no país, e potencializar plantas existentes.
Impacto na Indústria de Fertilizantes e Química
O estudo da PUC-Rio destaca o potencial do gás natural como matéria-prima fundamental para a indústria de fertilizantes e química no Brasil. Com uma demanda crescente por produtos químicos e fertilizantes, o aproveitamento mais eficiente do gás poderia reduzir a dependência de importações e impulsionar a competitividade dessas cadeias produtivas. Para que isso se concretize, será necessário ampliar a infraestrutura de escoamento e transporte e garantir contratos mais flexíveis e competitivos de fornecimento. Como sabemos o Brasil importa 80% do fertilizante que consome. Além da indústria petroquímica e fertilizantes, existem demanda reprimida ( por falta de competitividade do gás natural) em projetos da siderurgia, indústria cerâmica e outras indústrias. Um estudo do BNDES – GÁS PARA O DESENVOLVIMENTO RELATÓRIO – Fevereiro de 2021 já mostrava uma demanda industrial reprimida de 42 MMm³/dia em 2040, a depender da faixa de preços do gás natural. Buscou-se atingir especialmente os setores industriais que mais consomem gás natural no Brasil: petroquímica, siderurgia, cerâmicas, papel e celulose, e alimentos e bebidas, como pode ser visto na tabela abaixo.
Transição Energética e o Papel do Gás Natural
O gás natural também desempenha um papel relevante na transição energética brasileira, servindo como fonte de apoio para a geração de eletricidade e contribuindo para a redução de emissões de gases de efeito estufa quando comparado a fontes mais poluentes, como o carvão e o óleo combustível. O gás natural emite 50% a menos de CO2 quando comparado com o carvão e 75% a menos quando comparado com o óleo diesel. Ele não emite Dióxido de Enxofre ( SOx) e emite um quinto de CO e NOx do que o carvão. O desafio, porém, está em conciliar essa função com a necessidade de investimentos em fontes renováveis e na descarbonização da economia.
Conclusão
O setor de gás natural no Brasil apresenta uma série de oportunidades, mas também desafios significativos que precisam ser superados para que seu potencial seja plenamente explorado. A ampliação da infraestrutura, a melhoria na regulação e a integração eficiente com as indústrias consumidoras serão fatores determinantes para o futuro do setor. O estudo do IEPUC contribuiu de maneira relevante ao mapear esses desafios e apontar caminhos para uma maior competitividade e eficiência no uso do gás natural no Brasil.
Uma das condições pouco abordadas até agora pelos especialistas e empresas de petróleo, sobre qual seria a melhor maneira de aproveitar gasodutos de escoamento que estão operando com elevada taxa de ociosidade ( como exemplo o Rota 1).
Uma forma a ser pensada seria “fazer uma interligação submarina” com outros campos do pre-sal, e pós-sal, através de tie-backs l interligando novos campos com as linhas existentes ou mesmo desenhar uma linha submarina interligando os gasodutos existentes (como um grande manifold submarino) que teria a vantagem de receber gás de múltiplos campos ( como por exemplo Gato do Mato – Shell e outros) , e permitir a interligação de campos novos, em locais onde a produção dos campos existentes já está de declínio como é o caso a Bacia de Campos.
Este manifold submarino, poderia ser feito em etapas, de forma a permitir a interligação de campos em desenvolvimento e no futuro servir de base para lançar novas rotas de escoamento até terra , como os projetos Rota 4 ( mapeados pela EPE – Gasodutos de Escoamento) a partir deste “manifold”, além de permitir a migração do gás natural de campos menores , que não justificariam economicamente uma linha própria de escoamento. Para isso o compartilhamento das estruturas submarinas entre vários players seria fundamental.
Adicionalmente seria necessário investir também em “revamps” de UPGNs que tenham restrições em receber o gás do pré-sal, como a UPGN de Caraguatatuba, para que possam receber o gás especificado do pre-sal e retornar os componentes de etano, propano e butano, que a indústria petroquímica tanto necessita.
Como já dissemos, estas ações exigem uma coordenação intensa entre os setores produtivos, pelo lado da demanda; entre as empresas de petróleo para o compartilhamento de estruturas de escoamento e tratamento de gás e com a ANP, a fim de compatibilizar a demanda e a oferta; e também com a Petrobras dona dos principais ativos submarinos para propor uma solução de engenharia para estas interconexões submarinas em sintonia fina com seus parceiros. Acreditamos que com uma estrutura submarina mais flexível, seja possível aumentar a oferta de gás natural ao mercado.
Referências:
Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC). “Estudo sobre Gás Natural como Matéria-Prima para as Indústrias de Fertilizantes e Química no Brasil” – julho de 2023.
BNDES – Gás para o Desenvolvimento – Relatório – fevereiro de 2021
Análise do Carbon Brief publicada na quinta (8/8) enxerga a China, maior emissora global de gases de efeito estufa, em uma trajetória para reduzir seu impacto climático este ano.
No segundo trimestre de 2024, as emissões de CO2 do país caíram 1%, na primeira queda trimestral desde a reabertura dos bloqueios para frear a propagação de Covid-19 em dezembro de 2022.
Apesar de um recuo pequeno, a notícia traz um pouco de refresco após um julho de sucessivos recordes no aumento da temperatura global.
O Carbon Brief usa como base os números oficiais e dados comerciais chineses e aponta que a perspectiva anual de queda nas emissões depende da redução do crescimento da demanda por eletricidade no segundo semestre do ano, confirmando expectativas setoriais.
Por outro lado, se o crescimento da demanda continuar a exceder as tendências pré-Covid, as emissões devem permanecer estáveis em 2024.
Por enquanto, quando combinado o recuo do 2º tri com um aumento acentuado de 6,5% em janeiro-fevereiro e um declínio mensal em março, o saldo é de um aumento de 1,3% nas emissões de CO2 no primeiro semestre do ano, em comparação com o mesmo período em 2023.
A China tem uma matriz energética altamente dependente de carvão, respondendo por mais da metade do consumo global deste combustível fóssil intensivo em carbono. Projeções da Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês) indicam a possibilidade de um aumento anual de 6,5% na demanda de eletricidade da China, o que tornaria improvável um declínio no consumo de carvão do país.
Mesmo assim, há um cenário positivo em termos renováveis pela frente, com a geração de eletricidade hidrelétrica mostrando recuperação em 2024, e a rápida expansão da capacidade solar e eólica desacelerando o uso de fósseis.
Adição de Energia limpa em curso com recorde em 2023
As adições de capacidade de energia limpa na China continuam em níveis elevados este ano de 2024.
China adicionou 102 gigawatts (GW) de novas plantas de energia solar e 26GW de eólicas na primeira metade de 2024, como mostra a figura abaixo. Adições de Solar subiram 31% e em eólicas 12% comparado com a primeira metade do ano anterior; ou seja a China está “on track” para bater seu proprio recorde em novas instalações.
No total, as emissões do setor energético chinês caíram 3%, a produção de cimento caiu 7% e o consumo de petróleo foi 3% menor no segundo trimestre.
Isso ocorreu em meio a um crescimento de 4,2% na demanda de energia na comparação com o mesmo período de 2023. De acordo com o Carbon Brief, é um crescimento mais lento do que o observado em 2023 e no primeiro trimestre deste ano, mas ainda é muito maior do que a tendência pré-Covid.
As renováveis estão desempenhando um papel importante na redução da intensidade de carbono da economia – que melhorou 5,5%, mas ainda abaixo dos 7% necessários para atingir a meta do país para 2025.
No primeiro semestre de 2024, a geração eólica e solar cresceu em 171 terawatts-hora (TWh) – mais do que a produção total de energia do Reino Unido no mesmo período de 2023.
Já a eletrificação da frota reduziu a demanda por combustíveis para transporte em aproximadamente 4%, na comparação anual.
Ao todo, a fabricação de painéis solares, veículos elétricos e baterias foi responsável por apenas 1,6% do consumo de eletricidade da China e 2,9% de suas emissões no primeiro semestre de 2024.
Carvão em alta na indústria química. Enquanto países ricos se comprometem com o fim do uso do carvão para energia até 2035, e pedem que os demais embarquem nesse esforço, a China tem pela frente um grande desafio.
Desde a pandemia de Covid-19, o crescimento econômico chinês tem sido dependente de indústrias de manufatura intensivas em energia, especialmente a química.
“A indústria de produtos químicos a partir do carvão produz produtos petroquímicos a partir do carvão em vez do petróleo, apoiando as metas de segurança energética da China, mas com um grande custo para as metas climáticas, já que os processos de produção baseados em carvão têm pegadas de carbono muito maiores”, observa o Carbon Brief.
Os preços do combustível fóssil em queda em relação ao petróleo impulsionaram um crescimento de 21% no consumo de carvão pela indústria química no primeiro semestre do ano.
Os analistas alertam que a fraca demanda por petróleo como matéria-prima petroquímica está levando à produção cada vez maior de carvão para produtos químicos, o que significa um custo maior de emissões de CO2.
Pico de emissões em 2023? Mesmo com as incertezas em relação à demanda por energia e queima de carvão mineral – o que diluiu as reduções de emissões do setor energético – a expectativa é de menos carbono.
“É provável que a China ainda esteja no caminho certo para iniciar um declínio estrutural nas emissões em 2024, tornando 2023 o ano de pico nas emissões de CO2”, aponta o Carbon Brief.
“Para que essa projeção se concretize, o crescimento da energia limpa precisaria continuar e o esperado arrefecimento no crescimento da demanda por energia no segundo semestre do ano precisaria se materializar, com o novo foco político em economia de energia e emissões de carbono se mostrando duradouro”, completa.
A China se comprometeu a atualizar suas metas climáticas para 2030 e a divulgar novas metas para 2035 no início do ano que vem – o que indicará para onde vão as emissões do setor energético.
Editado por: Nayara Machado – Dialogos da Transição/ CarbonBrief
A energia geotérmica é um tipo de energia renovável obtida a partir do calor proveniente do interior da Terra. O processo de aproveitamento dessa energia é feito por meio de grandes perfurações no solo, já que o calor do nosso planeta está localizado abaixo da superfície da Terra. De origem grega, a palavra “geotérmica” é formada pelos termos geo, que significa Terra, e therme, que corresponde à temperatura.
Essa fonte de energia pode ser usada diretamente (sem exigir a produção de energia em usinas, utilizando apenas o calor gerado pelo solo) ou indiretamente (quando o calor é encaminhado para uma indústria que o transforma em energia elétrica). A energia geotérmica pode ser usada para o aquecimento de água em áreas residenciais ou até em cidades inteiras durante o inverno. Ela também pode ser usada para a produção de calor e para a utilização em aquecedores ou aparelhos térmicos de estufas, campos de pesca ou áreas de lazer.
No Brasil, a energia geotérmica é utilizada apenas em áreas de lazer. Duas cidades que utilizam suas fontes térmicas para o turismo são Poços de Caldas (MG) e Caldas Novas (GO), locais que contam com a emergência de águas aquecidas pelo processo de geotermia.
Estrutura da Terra
A Terra é revestida pela crosta terrestre, uma fina camada de rochas que se encontra acima do manto, uma camada com elevada profundidade e composta basicamente por magma. Resultado de um processo de fusão, esse material é uma mistura de rochas em estado líquido ou pastoso, gases dissolvidos e cristais.
Todo esse calor interno se manifesta em algumas áreas da superfície, geralmente em erupções vulcânicas, fendas geológicas ou áreas de aquecimento interno, provocando o surgimento de gêiseres de vapor e nascentes de água quente.
Usinas Geotérmicas
As usinas geotérmicas transformam a energia geotérmica obtida do calor do interior da Terra em eletricidade, sendo implantadas próximas às áreas onde há grande quantidade de vapor e água quente. Dessa maneira, os reservatórios geotérmicos fornecem a energia necessária para alimentar os geradores de turbina, produzindo eletricidade.
Como é produzida a energia geotérmica?
A primeira etapa do processo de produção de energia geotérmica é a captação de água quente ou vapor no interior da Terra através de tubos especificamente elaborados. Em seguida, esse vapor é direcionado para as usinas, onde é liberado sob forte pressão. Ao ser liberado, o vapor move turbinas que giram mecanicamente. Por fim, as turbinas acionam o gerador que produz energia elétrica.
Em alguns sistemas de produção de energia elétrica através do calor da Terra, injeta-se água no subsolo aquecido para que ela se transforme em calor e retorne em forma de vapor, que, assim como no caso anterior, aciona as turbinas que ativam o gerador.
Técnicas de perfuração profunda e conhecimentos sobre formações subterrâneas estão dando origem a um tipo de exploração de energia geotérmica profunda a altas temperaturas no manto terrestre em até mais de quatro quilômetros. Em profundidades desse nível, o planeta contém rochas extremamente quentes, nas quais a água pode ser injetada e aquecida. Outros métodos avançados de perfuração encontram-se em desenvolvimento, com intuito de aumentar a exploração dessa fonte elétrica e reduzir os custos provenientes da perda de maquinários.
Energia geotérmica no Brasil e no mundo
Os três países com maior produção de energia geotérmica no mundo são os Estados Unidos, as Filipinas e a Indonésia. Os Estados Unidos já produzem cerca de 3,7 gigawatts (GW) de eletricidade geotérmica, o suficiente para abastecer mais de 1 milhão de residências.
No Canadá, em Alberta, um tipo diferente de sistema é operado. Ele apresenta um único buraco perfurado por cerca de 2,4 km. O orifício é forrado com um tubo que é preenchido com fluido. Conforme a solução viaja pelo tubo, ela é aquecida pelas altas temperaturas do solo e então flui para a superfície.
A cidade de Boise, em Idaho, tem usado desde 1983 um rio de água quente para aquecer as residências, empresas e instituições. Ele fica cerca de três mil pés abaixo da cidade e é o maior sistema de aquecimento geotérmico do país.
Outros países também têm optado pela produção de energia geotérmica, tais como China, Japão, Chile, México, França, Alemanha, Suíça, Hungria e Islândia. Entretanto, no Brasil não há um grande potencial para exploração desse tipo de energia, já que ela é explorada em áreas de transição entre as placas tectônicas.
Além disso, não há tanto incentivo para seu uso. Isso acontece devido ao fato do país possuir uma robusta matriz energética estabelecida em bases hídricas, além de utilizar outras fontes de energia como o gás natural. Especialistas alertam para a necessidade dos governos ajudarem a financiar os projetos e se envolver neles para mitigar os riscos.
Vantagens da energia geotérmica
As principais vantagens da energia geotérmica são:
Não opera através da queima de combustíveis. Assim, não há a necessidade de importação e compra de matéria-prima, diminuindo os gastos de produção. Gasta-se menos com centrais geotérmicas do que com usinas petrolíferas ou nucleares, que possuem um alto custo para a aquisição de produtos primários;
Não emite gases poluentes. Isso significa que ela não contribui para a intensificação do efeito estufa, diferente dos combustíveis de origem fóssil;
Não agride o solo. Apesar das perfurações internas, a energia geotérmica não desgasta o solo, não inunda grandes áreas ou contamina lençóis freáticos, tal como ocorre com outras fontes de energia;
Não é vulnerável ao clima. As variações climáticas não interferem no funcionamento das centrais geotérmicas, ao contrário do que ocorre com a energia solar ou eólica, por exemplo.
Em zonas onde não há um amplo acesso à rede elétrica, as usinas geotérmicas podem atender as necessidades da população, principalmente em regiões apropriadas para sua instalação;
A produção de eletricidade nas usinas pode variar conforme a demanda, não dependendo de reservatórios de água ou disponibilidade de matérias-primas, entre outros.
Desvantagens da energia geotérmica
Já as principais desvantagens são:
Eventual afundamento do terreno. Apesar de não desgastar o solo, as centrais geotérmicas podem desgastar as áreas internas da crosta, podendo provocar abalos na superfície. Por isso, em alguns casos, é necessária a injeção de água ou outro componente para preencher as composições internas;
Embora raramente, a perfuração profunda pode induzir sismicidade e causar terremotos. Em 2017, o sistema geotérmico em Pohang causou um terremoto de magnitude 5,4;
Poluição sonora e elevado aquecimento local. Geralmente, as usinas geotérmicas fazem muito barulho, fato que, somado ao elevado aquecimento local, inviabiliza a instalação próxima de casas e comunidades;
Emissão de H2S (gás sulfídrico). Junto ao vapor d’água, é comum haver a liberação de dióxido de enxofre, que pode não atacar a atmosfera, mas é danoso à saúde humana, além de ser altamente corrosivo e de odor desagradável;
Opera apenas em alguns lugares. Assim como ocorre com a maioria das fontes de energia, a geotérmica só pode ser operada em áreas propícias, de elevado aquecimento interno e onde o acesso às áreas termais seja fácil e menos dispendioso. Isso inviabiliza a sua utilização na maioria dos locais;
Possível contaminação de rios e lagos. Os fluidos térmicos podem liberar composições minerais que, se não retidas corretamente, podem afetar cursos d’água em áreas próximas às usinas;
Alto custo de investimento. Embora a manutenção das usinas geotérmicas seja pequena, a sua construção e instalação são caras em razão da tecnologia utilizada no processo, fator que pode ser alterado nos próximos anos.
Creditos :Julia Azevedo – graduada em Gestão Ambiental pela Universidade de São Paulo , escreve na eCycle
Relatório do think tank financeiro Carbon Tracker que avalia o alinhamento das majors de petróleo e gás às metas de descarbonização do Acordo de Paris aponta que, embora algumas empresas estejam declarando apoio à transição energética e investindo em novas tecnologias, suas estratégias ainda estão longe de contribuir com a meta de 1,5°C.
No ranking das mais distantes dos objetivos climáticos está a brasileira Petrobras, cujo plano estratégico para o período 2024-2028 prevê investimentos de US$ 7,5 bilhõesem exploração de óleo e gás – aumento de 25% em relação ao planejamento anterior, mas menos que o que será aportado em projetos de baixo carbono (US$ 11,5 bilhões no período).
O Carbon Tracker examina as 25 maiores companhias de petróleo e gás listadas em bolsa e avalia o grau em que estão alinhadas com os objetivos climáticos de Paris.
São cinco métricas-chave: Opções de Investimento, Sanções de Projetos Recentes, Planos de Produção, Metas de Emissão e Remuneração Executiva.
Quase todas elas estão visando novos desenvolvimentos e aumentos de produção a curto prazo, embora a longo prazo, Repsol, Equinor e Shell estejam visando manter os volumes de produção estáveis, e a bp planeje uma redução.
As companhias são classificadas em uma escala de A-H, sendo A potencialmente alinhada com os objetivos do Acordo de Paris, e H a mais distante, levando a um aumento de temperatura de 2,4°C – ou pior.
A mais bem classificada é a britânica bp, com nota D. Já a estadunidense ConocoPhillips é a única com H.
Seis tiraram nota E, a maioria europeia: Repsol, Equinor, Eni, Shell, TotalEnergies e Chesapeake (EUA).
Outras quatro tiveram classificação G: ExxonMobil, Petrobras, Saudi Aramco e Pioneer. O restante tirou F.
Segundo o Carbon Tracker, as majors europeias, como TotalEnergies, Repsol, BP, Shell e Equinor têm metas climáticas mais consistentes do que as empresas americanas e companhias estatais, que são menos sujeitas a pressões de acionistas nesse tema.
Creditos: Dialogos da Transição – Editada por Nayara Machado – Graficos Carbon Tracker
“Na saúde, a consequência é que cerca de 600 mil mulheres e crianças africanas morrem anualmente devido à inalação de gases tóxicos. “
“Na economia, o custo do tempo perdido pelas mulheres na procura de lenha é estimado em US$ 800 bilhões por ano.”
Enquanto dezenas de milhões de pessoas trabalham em empregos formais no setor de energia ao redor do mundo, cerca de 389 milhões de mulheres e meninas estão produzindo biomassa para atender às necessidades básicas de energia de famílias mais pobres nos países em desenvolvimento, estimam os pesquisadores do Centro de Política Energética Global da Universidade de Columbia (EUA).
Após um mapeamento das dinâmicas de gênero no setor de energia, o grupo de estudiosos identificou que há uma lacuna de informações quando se trata do trabalho informal feminino.
No caso específico da biomassa que aquece lares e mantém aceso os fogões em regiões pobres de países na Ásia, África e América Latina, o trabalho é fundamental, mas frequentemente negligenciado, aponta o relatório (.pdf).
A estimativa é que, para cada pessoa com um emprego formal na indústria energética (aproximadamente 40 milhões), nove mulheres estão fornecendo uma fonte primária de energia para suas famílias.
“Cerca de 2 bilhões de pessoas dependem da biomassa para cozinhar (e algumas para aquecimento). Mulheres e meninas em muitos países em desenvolvimento constituem a maioria das pessoas que coletam lenha para consumo doméstico – um esforço muitas vezes árduo e demorado”, dizem os pesquisadores.
Uma das descobertas do relatório é que as produtoras de biomassa para o lar superam em número os homens, com destaque para a África subsaariana, onde a participação feminina nesta atividade é muito mais alta que em qualquer outra região.
Em regiões de renda média-baixa na Ásia, há paridade entre homens e mulheres, enquanto na América Latina, a extração é feita majoritariamente pelos homens. No entanto, a AL é menos representativa em números: apenas 4% da população global que depende de biomassa doméstica.
Além disso, a maioria das produtoras de biomassa (cerca de 75%) vive em áreas rurais, frequentemente nas partes mais pobres de muitos países em desenvolvimento.
Iniciativas para descarbonizar as cozinhas
Em dezembro do ano passado, o tema esteve presente (ainda que de forma marginal) nas discussões da COP28 em Dubai.
É questão de gênero, de saúde e econômica.
O Banco Africano de Desenvolvimento calcula que cerca de um bilhão de pessoas no continente não têm acesso a uma cozinha limpa e dependem da biomassa ou do querosene. A queima desses combustíveis provoca elevados níveis de poluição do ar dentro das casas.
Na saúde, a consequência é que cerca de 600 mil mulheres e crianças africanas morrem anualmente devido à inalação de gases tóxicos.
Na economia, o custo do tempo perdido pelas mulheres na procura de lenha é estimado em US$ 800 bilhões por ano.
Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês) o acesso universal à cozinha limpa reduziria as emissões de CO2 em 1,5 bilhão de toneladas até 2030.
“Iniciativas de cozinha limpa poderiam eliminar a necessidade de grande parte desse trabalho e são importantes, em parte, devido a considerações de saúde para pessoas que cozinham com combustíveis de biomassa”, defendem os pesquisadores da Columbia.
Eles explicam que, embora as projeções sobre a universalização da “cozinha limpa” indiquem queda no número de mulheres produzindo biomassa doméstica, cerca de 200 milhões, ou mais, ainda poderiam estar envolvidas nesse esforço em 2030, predominantemente na África subsaariana.
“A produção de biomassa para o lar constitui o trabalho de mulheres pobres e frequentemente marginalizadas. Mais pesquisas de campo são necessárias para descobrir o que essas produtoras realmente desejam e como a transição energética pode melhorar suas vidas e as de suas famílias”, defendem.
Creditos: Dialogos da Transição- epbr – Por Nayara Machado
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)
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