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WAI NAM CHAN
Avaliação da Mitigação das Emissões de CO
2
para uma Refinaria de Petróleo no Brasil
21/2015
CAMPINAS 2015
Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura Elizangela Aparecida dos Santos Souza - CRB 8/8098
Chan, Wai Nam,
C36a ChaAvaliação da mitigação das emissões de CO2 para uma refinaria de petróleo
no Brasil / Wai Nam Chan. – Campinas, SP : [s.n.], 2015.
ChaOrientador: Arnaldo Cesar da Silva Walter.
ChaTese (doutorado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de
Engenharia Mecânica.
Cha1. Dióxido de carbono. 2. Armazenamento. 3. Captura. 4. Custo marginal. 5.
Eficiência energética. I. Walter, Arnaldo Cesar da Silva,1957-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Assessment of CO2 emissions mitigation for a Brazilian oil refinery Palavras-chave em inglês: Carbon dioxide Storage Capture Marginal costing Energy efficiency
Área de concentração: Planejamento de Sistemas Energéticos Titulação: Doutor em Planejamento de Sistemas Energéticos Banca examinadora:
Arnaldo Cesar da Silva Walter [Orientador] Joaquim Eugênio Abel Seabra
Waldyr Luiz Ribeiro Gallo Leonardo Fialho de Mello José Roberto Moreira
Data de defesa: 23-02-2015
Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
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Dedico este trabalho aos meus saudosos pais,
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Agradecimentos
Chegar aos 50 anos de idade é um marco importante na vida de uma pessoa. Mas chegar aos 50 anos conseguindo realizar um grande sonho é uma verdadeira benção. Porém, ninguém consegue nada sozinho. A conclusão deste trabalho somente foi possível com o apoio de diversas pessoas para as quais presto minha homenagem.
Aos meus filhos Sofia e Daniel e à minha esposa Andréa, minhas fontes de motivação, agradeço pela compreensão e pelo compartilhamento dos meus sonhos e ideais.
Aos amigos e familiares, agradeço pela solidariedade e pela torcida.
Ao Prof. Dr. Arnaldo Walter, meu sábio orientador, agradeço por ter acreditado no meu potencial e por ter me acolhido na pós-graduação.
Ao Prof. Dr. Joaquim Eugênio Abel Seabra e ao Prof. Dr. Leonardo Fialho de Mello, agradeço pelas valiosas sugestões apresentadas no exame de qualificação.
Aos membros da Banca Examinadora, agradeço pela inestimável oportunidade de poder compartilhar conhecimentos.
À Profa. Dra. Carla Kazue Nakao Cavaliero, agradeço pelas palavras de incentivo.
Aos professores e colegas do Programa de Planejamento de Sistemas Energéticos, agradeço pelo aprendizado e pela convivência.
Aos colegas de trabalho Alcyr Oliveira Cremonezi, Carlos da Silva Rosa, Eduardo Antonio Perucchi, Gilcélia Carlos Borges, Glenda Rangel Rodrigues, Gunter Schnaibel, Gustavo Torres Moure, Kelerson Modenesi, Larissa Maria Pereira, Maurício Issao Sugiyama, Nilo Indio do Brasil e Priscilla Kameno dos Santos Sato, agradeço pela preciosa ajuda na obtenção das informações desta tese.
A Petrobras, neste ato representada pelo colega de trabalho Mauro José Lauro, agradeço pelo incentivo ao desenvolvimento profissional e pessoal de seus funcionários.
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A verdadeira coragem é ir atrás de seus sonhos mesmo quando todos dizem que ele é impossível. (Cora Coralina)
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Resumo
Atualmente o setor de refino de petróleo é responsável por cerca de 5% do total das emissões de CO2 relacionadas ao uso de energia no Brasil. O objetivo principal desta tese foi avaliar as opções de mitigação de CO2 e seus respectivos custos para a Refinaria de Paulínia - REPLAN, que é a maior refinaria nacional. A revisão bibliográfica, a obtenção de informações adicionais na refinaria e a análise crítica das informações obtidas possibilitaram realizar uma prospecção de tecnologias de mitigação de emissões de CO2 para a indústria de refino. Através da utilização do conceito de Custo Marginal de Abatimento foi possível realizar a análise econômica das opções de mitigação de CO2 existentes. Os resultados mostram que melhorias de eficiência energética e substituição de combustível representam as estratégias mais promissoras para a redução das emissões de CO2 no curto prazo. Os custos de abatimento estimados são negativos (média de -130 US$/t CO2), o que significa que as medidas já são economicamente viáveis e poderiam ser implementadas imediatamente. Entretanto, o potencial global de redução é relativamente baixo (0,23 milhão de t CO2/ano, ou 6% do total das emissões). É mostrado ainda que a técnica de captura e armazenamento de carbono (CCS) oferece potencial para reduções mais significativas de emissões no longo prazo (até 1,62 milhão de t CO2/ano, ou 43% do total das emissões), mas os custos são bem maiores e, no cenário considerado, se situam na faixa de 64-162 US$/t CO2, dependendo da fonte de emissão de CO2 (regeneradores de unidades de craqueamento catalítico ou unidades de geração de hidrogênio) e da tecnologia considerada para a captura de CO2 (oxi-combustão ou pós-combustão). Nesta tese foi mostrado que as oportunidades remanescentes de melhoria de eficiência energética são limitadas na REPLAN. Dessa forma, CCS seria tecnicamente viável para reduzir as emissões de CO2, mas há uma série de questões políticas, legais, financeiras e técnicas que precisam ser superadas. Em caso de um cenário de restrição de emissões de gases de efeito estufa no Brasil, uma opção é considerar uma estratégia de mitigação de CO2 em duas etapas. A implementação de CCS poderia ser adiada para um período após 2020, por exemplo, até que a tecnologia se torne economicamente viável. Finalmente, o estudo de caso da REPLAN é um plano de ação, que pode ser replicado para outras refinarias brasileiras.
Palavras Chave: captura e armazenamento de carbono; CCS; custo marginal de abatimento;
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Abstract
Currently the oil refining sector is responsible for approximately 5% of Brazilian energy related CO2 emissions. The main objective of this thesis was to evaluate the CO2 mitigation options and their costs at Refinaria de Paulínia - REPLAN, which is the largest national refinery. Based on the literature review, the achievement of additional information at the refinery and the critical analysis of information it was possible to conduct a survey of CO2 emissions mitigation technologies for the refining industry. By using the concept of Marginal Abatement Cost it was possible to conduct an economic analysis of existing CO2 mitigation options at the refinery. The results show that improvements of energy efficiency and fuel substitution represent the most promising strategies for reducing CO2 emissions in the short term. The estimated abatement costs are negative (on average, about -130 US$/t CO2), meaning that the measures are already cost-effective and could be implemented immediately. However, the overall abatement potential is relatively small (0.23 million t CO2/year, or 6% of the total emissions). It is further shown that the technique of carbon capture and storage (CCS) offers the potential for more significant emission reductions in the long term (up to 1.62 million t CO2/year, or 43% of the total emissions), but costs are much higher and, in the considered scenario, are in the range of 64-162 US$/t CO2, depending on the CO2 emission source (regenerators of catalytic cracking units or hydrogen production units) and on the CO2 capture technology considered (oxyfuel combustion or post-combustion). In this thesis it was shown that remaining opportunities of energy efficiency improvement are limited at REPLAN. Thus, CCS would be technically feasible to reduce CO2 emissions, but there are a number of political, legal, financial and technical barriers that must be overcome. In case of a scenario with restriction of greenhouse gas emissions in Brazil, one option is to consider a two-step CO2 mitigation strategy. CCS implementation could be postponed for a period after 2020, for instance, until the technology becomes economically viable. Finally, the case study of REPLAN is an action plan that can be replicated to other Brazilian refineries.
Key Words: carbon capture and storage; CCS; marginal abatement cost; carbon dioxide; energy
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Lista de Ilustrações
2.1 – Cenários de demanda mundial de energia primária 11
2.2 – Demanda global de energia primária no Cenário de Novas Políticas 12
2.3 – Principais tecnologias de redução de emissões de CO2 17
2.4 – Evolução da demanda de energia primária e do PIB no Brasil 33
2.5 – Produção e demanda de petróleo no Brasil 34
2.6 – Produção de petróleo no Brasil no Cenário de Novas Políticas 35 2.7 – Balanço de petróleo do Brasil no Cenário de Novas Políticas 37 3.1 – Fatores externos e internos de influência em refinarias modernas 42
3.2 – Configuração típica de uma refinaria moderna 43
3.3 – Potencial de mistura de derivados de óleos pesados e de petróleo 47 3.4 – Esquema de refinaria baseada em gaseificação de diversas matérias-primas 52
4.1 – Fluxograma do processo produtivo da REPLAN 80
4.2 – Curva de MAC para a indústria mundial de petróleo e gás 95 5.1 – Visão geral dos processos e sistemas de captura de CO2 105
5.2 – Opções para armazenamento geológico de CO2 108
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Lista de Tabelas
2.1 – Demanda mundial de energia primária por fonte e cenário 11
2.2 – Demanda primária de petróleo por região e cenário 13
2.3 – Produção e suprimento de petróleo por fonte e cenário 14
2.4 – Consumo final energético e participação por fonte 27
2.5 – Balanço nacional de petróleo 28
2.6 – Capacidade nominal de refino em 2023 30
2.7 – Demanda de derivados de petróleo no Cenário de Novas Políticas 36 3.1 – Abordagens e preferências para as estratégias de gerenciamento de CO2 57 4.1 – Potenciais de economia energética descritos na literatura 62 4.2 – Valores da largura de banda energética de processos de refine 68 4.3 – Melhoria de eficiência energética na unidade de destilação de petróleo 71
4.4 – Melhoria de eficiência energética na UCCF 72
4.5 – Melhoria de eficiência energética na UCR 73
4.6 – Melhoria de eficiência energética na URC 74
4.7 – Melhoria de eficiência energética UHDT 75
4.8 – Melhoria de eficiência energética na UHCC 76
4.9 – Melhoria de eficiência energética na UGH 78
4.10 – Capacidade de hidrorrefino da REPLAN 86
4.11 – Capacidade de geração de hidrogênio da REPLAN 87
4.12 – Projetos identificados no estudo de otimização energética 91 4.13 – Outros projetos identificados no estudo de otimização energética 93
4.14 – Projetos selecionados para determinação do MAC 96
5.1 – Estágio de maturidade dos componentes de sistemas de CCS 102
5.2 – Faixas de custos dos componentes de sistemas de CCS 113
5.3 – Classificação dos processos de refino pela viabilidade de captura de CO2 117 5.4 – Visão geral das maiores fontes emissoras de CO2 de refinarias 118
5.5 – Custos gerais de captura no setor de refino 123
5.6 – Custos detalhados de captura no setor de refino 123
6.1 – Preços de energia 126
6.2 – Fatores de emissão de CO2 126
6.3 – Custo de capital e receita anual para projetos de eficiência energética 128 6.4 – Dados de desempenho no curto prazo para captura de CO2 em refinarias 129
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Lista de Abreviaturas e Siglas
AEO - Annual Energy Outlook
API - American Petroleum Institute BPA - Bateria de pré-aquecimento bpd - Barris por dia
CAE - Current Average Energy CAFOR - Casa de Força
CCP - CO2 Capture Project
CCF - Craqueamento Catalítico Fluidizado CCS - Carbon capture and storage
CDP - Carbon Disclosure Project
CNTP - Condições Normais de Temperatura e Pressão CO2 - Dióxido de carbono
CO2 eq. - Dióxido de carbono equivalente
COMPERJ - Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro CONAMA - Conselho Nacional do Meio Ambiente E&P - Exploração e Produção
EB - Energy Bandwidth
ECBM - Enhanced Coal Bed Methane
EIA - U.S. Energy Information Administration
EIA/RIMA - Estudo de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto ao Meio Ambiente EOR - Enhanced Oil Recovery
EPE - Empresa de Pesquisa Energética ETP - Energy Technology Perspectives EUA - Estados Unidos da América
DEA - Dietanolamina
DOE - U.S. Department of Energy
GEE - Gases de efeito estufa GLP - Gás liquefeito de petróleo
xxii GNL - Gás natural liquefeito GTL - Gas-to-liquids HCC - Hidrocraqueamento Catalítico HDS - Hidrodessulfurização HDT - Hidrotratamento
IEA - International Energy Agency
IGCC - Integrated Gasification Combined Cycle IIE - Índice de Intensidade de Energia
IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change MAC - Marginal Abatement Cost
MDEA - Metildietanolamina
MEA - Monoetanolamina
NOx - Óxidos de nitrogênio O&M - Operação e Manutenção
OECD - Organisation for Economic Co-operation and Development OPEP - Organização dos Países Exportadores de Petróleo
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento PCI - Poder Calorífico Inferior PCS - Poder Calorífico Superior
PDE - Plano Decenal de Expansão de Energia PIB - Produto Interno Bruto
PME - Practical Minimum Energy PNE - Plano Nacional de Energia
PNMC - Política Nacional sobre Mudança do Clima ppm - Partes por milhão
PROCONVE - Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores PSA - Pressure Swing Adsorption
QAV - Querosene de Aviação REDUC - Refinaria Duque de Caxias REGAP - Refinaria Gabriel Passos
xxiii REPLAN - Refinaria de Paulínia
REVAP - Refinaria do Vale do Paraíba
RLAM - Refinaria Landulfo Alves de Mataripe RNEST - Refinaria Abreu e Lima
R/P - Razão reserva/produção
RPBC - Refinaria Presidente Bernardes SIX - Industrialização do Xisto SMR - Steam Methane Reformers SOx - Óxidos de enxofre
t - Toneladas
tep - Toneladas equivalente de petróleo
UCCF - Unidade de Craqueamento Catalítico Fluidizado UCR - Unidade de Coqueamento Retardado
UDA - Unidade de Destilação Atmosférica UDV - Unidades de Destilação a Vácuo
UE - União Européia
UGH - Unidade de Geração de Hidrogênio UHCC - Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico UHDS - Unidade de Hidrodessulfurização
UHDT - Unidade de Hidrotratamento
UNFCCC - United Nations Framework Convention on Climate Change UPGN - Unidade de Produção de Gás Natural
URC - Unidade de Reforma Catalítica URE - Unidade de Recuperação de Enxofre URH - Unidade de Recuperação de Hidrogênio UTE - Usina Termoelétrica
WEO - World Energy Outlook
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SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO 1 1.1 Contextualização 1 1.2 Objetivos 5 1.3 Justificativa 6 1.4 Metodologia 6 1.5 Escopo de trabalho 72. EVOLUÇÃO DO PANORAMA MUNDIAL DO PETRÓLEO 9
2.1 Projeções Internacionais 9
2.1.1 International Energy Agency (IEA) 9
2.1.2 U.S. Energy Information Administration (EIA) 18
2.1.3 World Wide Fund For Nature (WWF) 21
2.2 Projeções Nacionais 24
2.2.1 Plano Nacional de Energia 2050 (PNE 2050) 24
2.2.2 Plano Decenal de Expansão de Energia 2023 (PDE 2023) 26
2.2.3 International Energy Agency (IEA) 32
2.3 Comentários 38
3. EVOLUÇÃO DO REFINO DE PETRÓLEO 41
3.1 Introdução 41
3.2 Mudanças no refino de petróleo 46
3.3 Novos esquemas de produção de combustíveis 47
3.4 A Refinaria do Futuro 48
3.4.1 Evolução dos processos atuais 48
3.4.2 Adaptação para novas matérias-primas 52
3.5 Estratégias de gerenciamento de CO2 em refinarias 56
3.5.1 Diminuição da intensidade de carbono 57
3.5.2 Diminuição da intensidade energética 58
3.5.3 Remoção de carbono 58
xxvi
4. EFICIÊNCIA ENERGÉTICA 61
4.1 Melhorias de eficiência energética 61
4.1.1 Lado do suprimento 63
4.1.2 Lado da demanda 65
4.1.3 Aplicação estratégica de melhorias de eficiência energética em processos
de refino 67
4.2 Avaliação da viabilidade técnica de aplicação de melhorias de eficiência
energética nas unidades de processo da REPLAN 78
4.2.1 Destilação 81 4.2.2 Craqueamento Catalítico 82 4.2.3 Coqueamento Retardado 83 4.2.4 Hidrotratamento 85 4.2.5 Geração de Hidrogênio 86 4.2.6 Reforma Catalítica 88 4.2.7 Central Termoelétrica 88
4.2.8 Principais oportunidades de melhoria de eficiência energética na REPLAN 89 4.2.9 Análise econômica: o conceito de Custo Marginal de Abatimento 94
4.3 Comentários 97
5. CAPTURA E ARMAZENAMENTO DE CO2 99
5.1 Mudança Climática – Força motriz para CCS 99
5.2 Situação atual da tecnologia de CCS 101
5.3 Captura de CO2 102
5.4 Transporte de CO2 106
5.5 Armazenamento de CO2 107
5.5.1 Armazenamento geológico 107
5.5.2 Armazenamento nas profundezas dos oceanos 110
5.5.3 Carbonatação mineral 110
5.5.4 Usos industriais 111
5.6 Custos de sistemas de CCS 112
5.7 Estado-da-arte do CCS 113
xxvii
5.7.2 Identificação de lacunas de conhecimento 115
5.8 Aplicação da tecnologia de CCS para o setor de refino de petróleo 116 5.8.1 Tecnologia de captura de CO2 para a indústria de refino 117 5.8.2 Principais oportunidades de captura de CO2 na REPLAN 122
5.8.3 Estimativas de custos 122
5.8.4 Mecanismos de vazamento de carbono 123
5.9 Comentários 124
6. METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO 125
6.1 Definição dos parâmetros de cálculo 125
6.1.1 Tempo anual de operação de unidades de processo 125
6.1.2 Tempo de vida do investimento 125
6.1.3 Taxa de desconto 125 6.1.4 Estrutura de preços 125 6.1.5 Fatores de emissão 126 6.2 Estimativa de custos 126 6.2.1 Eficiência energética 128 6.2.2 Captura e armazenamento de CO2 129
6.3 Curva de Custo Marginal de Abatimento 130
6.4 Estudo de caso 130
7. ESTUDO DE CASO DA REFINARIA DE PAULÍNIA 131
8. CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA PRÓXIMOS TRABALHOS 157
8.1 Conclusões 157
8.2 Sugestões para próximos trabalhos 161
REFERÊNCIAS 163
APÊNDICE A – Esquemas de produção de combustíveis 177
APÊNDICE B – Índice de Intensidade de Energia 203
APÊNDICE C – Armazenamento geológico de CO2 207
APÊNDICE D – Estado-da-arte de CCS 215
APÊNDICE E – Projetos de implementação de CCS em refinarias 221
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1 INTRODUÇÃO
1.1 Contextualização
Durante milhares de anos o petróleo foi utilizado por diferentes povos, como romanos, chineses e incas, para atividades específicas. Porém, a partir de meados do século XIX, o petróleo começou a ser aplicado em maior escala, nos Estados Unidos da América (EUA), como substituto do óleo de baleia na iluminação e do carvão mineral na produção do vapor. O crescimento exponencial de sua aplicação veio no final do século XIX com a invenção do motor a explosão. Derivados como gasolina e óleo diesel passaram a ser usados como combustível para os meios de transporte, o que fez com que a substância rapidamente se transformasse na principal fonte da matriz energética mundial, inclusive para obtenção de energia elétrica. Outros derivados, como a nafta, passaram a ser aplicados como insumo industrial na fabricação de mais de 6.000 produtos diversificados como materiais de construção, embalagens, tintas, fertilizantes, farmacêuticos, plásticos e tecidos sintéticos (ANEEL, 2008).
Yergin (2010) esclarece que, apesar de a moderna história do petróleo ter começado na última metade do século XIX, foi o século XX que sofreu uma transformação completa com o seu advento. Na maior parte do século XX, crescer dependendo do petróleo era considerado um símbolo do progresso humano. No século XXI não é mais. Com o crescimento do movimento ecológico, os princípios básicos da sociedade industrial estão sendo questionados. No mundo inteiro aumentam os esforços para reduzir a queima de todos os combustíveis fósseis devido à poluição do ar e ao espectro da mudança climática. O petróleo agora é associado à deterioração do meio ambiente e a indústria petroleira se encontra na defensiva. Isso tornou obrigatória a implementação de inovações tecnológicas que minimizem os desafios ambientais.
De acordo com IEA (2014a), no ano de 2012 a participação do petróleo no cenário energético mundial1 correspondeu a 31,4% da oferta de energia primária; 5,0% da geração de eletricidade e 35,3% das emissões de dióxido de carbono (CO2) associadas ao uso de energia.
Nesse contexto, uma questão recorrente é se haverá continuidade da hegemonia do petróleo ao longo do século XXI. Entre os diversos fatores a serem considerados, destacam-se o temor do esgotamento do petróleo, a segurança de suprimento energético e a mudança do clima.
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De acordo com IEA (2014a), os valores totais são: 13.371 milhões de tep para oferta de energia primária; 22.668
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O relatório da BP (2014) descreve que um aspecto relevante se refere à longevidade das atuais reservas provadas mundiais de petróleo, cujo indicador principal é a razão reserva/produção (R/P), situada em 53 anos. No entanto, essa relação é bem variável: enquanto na região Ásia Pacífico (que inclui China e Índia) a razão R/P é de 14 anos, no Oriente Médio ela atinge o valor de 78 anos. Para o Brasil, o valor é de 20 anos. A título de comparação, os valores da relação R/P para carvão e gás natural são, respectivamente, 113 anos e 55 anos.
Mas cabe ressaltar que a razão R/P é dinâmica no tempo, dependendo do ritmo de novas descobertas, da evolução dos métodos de recuperação do reservatório, da alteração dos preços da energia, como também do ritmo da demanda por derivados de petróleo.
Outro fator a ser considerado é a evolução das reservas de petróleo não convencional como areias betuminosas do Canadá e petróleo ultra-pesado da Venezuela, entre outros. De acordo com IEA (2014b), no Cenário de Referência, é previsto que o petróleo não convencional desempenhará um papel cada vez mais importante na oferta mundial de petróleo, atendendo 16% da demanda mundial até 2040.
Segundo IEA (2010a), essas reservas são enormes e superam muitas vezes as reservas de petróleo convencional. A produção será determinada por fatores econômicos e ambientais, incluindo os custos de mitigação das elevadas emissões de gases de efeito estufa (GEE). O debate público sobre o futuro do petróleo tende a se concentrar no aspecto de quando a produção de petróleo convencional atingirá seu pico e como ela declinará na medida em que o esgotamento dos recursos passar de certo ponto. Claramente, a produção mundial de petróleo atingirá o pico um dia. Mas o pico será determinado por fatores relacionados tanto com a demanda quanto com a oferta. Em resumo, quanto maior for o preço, maior será o investimento em tecnologia e maior será a quantidade de petróleo que poderá ser recuperada comercialmente.
Por outro lado, a elevação do preço do petróleo também torna mais atrativa a viabilidade das fontes alternativas de energia.
Yergin (2010) ressalta que as mudanças dramáticas na indústria mundial do petróleo estão levando inevitavelmente a uma renovação de foco na questão perene sobre segurança energética. O atual sistema internacional de segurança energética surgiu apenas na década de 1970, em torno da Agência Internacional de Energia (IEA)2, e desde então evoluiu ao longo das décadas. Mas muitas coisas mudaram nos últimos anos, como o crescimento do consumo de energia na China e
2
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na Índia. Ao mesmo tempo, há uma necessidade urgente de se abordar a questão da segurança física da infraestrutura energética – oleodutos, usinas elétricas e linhas de transmissão – e das cadeias de fornecimento que transportam petróleo e gás natural para os consumidores a partir de poços no Golfo Pérsico, África Ocidental, Ásia Central e outras partes do mundo. Portanto, a integração da China e da Índia e o foco em infraestrutura são essenciais para a segurança energética no século XXI.
Enquanto a segurança energética permanece como uma preocupação, mudar o mundo para um caminho sustentável de energia tornou-se uma prioridade. De acordo com IEA (2009a), apesar de haver várias opiniões sobre o que poderia ser considerada, no longo prazo, uma emissão anual de CO2 viável para o setor de energia, existe um consenso emergente na comunidade científica sobre a necessidade de limitar o aumento da temperatura média global em 2ºC acima dos níveis pré-industriais.
Segundo o Quinto Relatório de Avaliação do IPCC (2014), os cenários de emissão que resultam em concentrações de GEE na atmosfera no ano de 2100 em torno de 450 ppm CO2 eq. possuem uma probabilidade superior a 66% de atender essa meta de limitação do aumento da temperatura média global ao longo do século XXI. Esses cenários são caracterizados por reduções das emissões globais de GEE entre 40% e 70% dos níveis de 20103 até 2050, chegando a níveis de emissões quase nulos em 2100. Ainda com relação a esses cenários, as emissões globais de CO2 do setor de suprimento energético são projetadas para reduzir ao longo da próxima década e atingir um patamar de redução superior a 90% em relação aos níveis de 2010 entre 2040 e 2070. Deve ser ressaltado que tal desafio somente poderá ser superado com o uso de energia renovável, energia nuclear e técnicas de captura e armazenamento de carbono (CCS4).
O negócio do refino é, essencialmente, tudo que diz respeito à capacidade de transformar petróleo eficientemente em combustíveis na quantidade e na qualidade que o mercado exige. Com as mudanças contínuas na economia global, realidades geopolíticas e regulamentos ambientais, juntamente com a pressão implacável no desempenho financeiro de curto prazo, a indústria de refino agora se encontra em uma encruzilhada que acabará por determinar o seu futuro (KRISHNAMURTHY; SUBRAMANIAN, 2011).
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As emissões globais de GEE de 2010 são 31% maiores que as emissões de 1990, que eram usadas como referência em relatórios anteriores (IPCC, 2014).
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Acrônimo de Carbon Capture and Storage, que é a denominação mais comum na literatura e, por isso, foi adotada nesta tese. Em algumas referências, como IPCC (2014), é utilizado o termo Carbon Dioxide Capture and Storage.
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Parte do desenvolvimento tecnológico da indústria mundial de refino é justificada pelo fato dela ser uma atividade industrial com alto consumo de combustível fóssil e, em consequência, com altas emissões de CO2. Os processos de refino de petróleo são intensivos energeticamente e requerem quantidades consideráveis de calor, direta e indiretamente. Entre 7% a 15% da carga de petróleo são usados nos processos de refino (WORRELL; GALITSKY, 2005).
As emissões de CO2 de refinarias representam cerca de 6% das emissões globais de CO2 de fontes estacionárias (GALE, 2005) ou quase um bilhão de t CO2/ano (IEAGHG, 2008). Em 2011, no Brasil, o setor de refino foi responsável por 5% do montante total de 409 milhões de toneladas de emissões de CO2 relacionadas com o uso de energia (IEA, 2013a; PETROBRAS, 2014a). As emissões das refinarias de petróleo do Brasil aumentaram de 18,2 milhões de t CO2 eq. em 2005 para 25 milhões de t CO2 eq. em 2013 (CHAN, 2006; PETROBRAS, 2014a).
A indústria mundial de refino está enfrentando desafios à medida que a qualidade do petróleo está em declínio e cresce a demanda por derivados leves e médios. Paralelamente, tem aumentado a necessidade de reduzir os impactos ambientais desses produtos, principalmente àqueles relacionados com as emissões de GEE oriundas da produção e da queima de derivados (IPCC, 2007).
Nesta conjuntura, a estrutura global da indústria do refino tem mudado nos últimos anos devido a novos requisitos de processo, tais como produção de derivados de maior valor agregado e atendimento de exigências ambientais para reformulação de combustíveis. Essas demandas têm como consequência a necessidade de instalação de novas unidades de processo em refinarias.
Em consequência, nos próximos vinte a trinta anos o principal impulso de desenvolvimento na configuração de refinarias será principalmente na modificação do processo, com algumas inovações já em fase de implementação. A indústria tende a se envolver mais com alta capacidade de conversão de matérias-primas pesadas, possuir maior capacidade de hidrorrefino e também utilizar processos mais eficientes (SPEIGHT, 2011).
Geralmente, essas unidades adicionais não aumentam a capacidade da refinaria, mas aumentam seu consumo de combustível (CHAN, 2006). Portanto, na medida em que as refinarias se tornam mais complexas, suas emissões de CO2 e demais impactos ambientais aumentam.
Segundo Straelen et al. (2010), emissões de CO2 de refinarias podem ser reduzidas através de várias rotas. A primeira e mais atrativa rota, em termos econômicos, é a eficiência energética. Entretanto, a natureza dos processos de refino implica que mesmo uma refinaria com alta
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eficiência energética continuará consumindo quantidades consideráveis de energia e, desta forma, produzindo grandes quantidades de CO2. Uma maneira de reduzir adicionalmente essas emissões é através da tecnologia de CCS.
De acordo com Szklo e Schaeffer (2007), a indústria mundial de refino deve lidar simultaneamente com o abatimento de emissões de poluentes que causam impactos locais (devido a especificações dos combustíveis) e com o abatimento de emissões de poluentes que causam impactos globais (devido ao aumento do uso de energia nas refinarias para remover contaminantes dos combustíveis).
O Brasil é um país emergente e atualmente não tem uma obrigação quantitativa de redução de emissões de GEE no âmbito da UNFCCC5. No entanto, o Brasil tem o compromisso de contribuir ativamente para os esforços internacionais de estabilização das concentrações de GEE. De acordo com a Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), adotada em 2009, o Brasil estabeleceu uma meta voluntária de redução das emissões de GEE em pelo menos 36% (em comparação com uma linha de base) até 2020 (BRASIL, 2009).
Embora as reduções de emissões previstas no Brasil sejam em grande parte baseadas na redução das taxas de desmatamento, algumas metas foram estabelecidas sobre eficiência energética através das melhores práticas na indústria, incluindo a indústria de refino (SAGGESE, 2012).
Além do quadro regulamentário nacional, alguns estados brasileiros, como São Paulo e Rio de Janeiro, criaram sua própria Política Estadual de Mudanças Climáticas. O Estado de São Paulo estabeleceu a meta de redução global de 20% das emissões de dióxido de carbono até 2020, com relação aos níveis de 2005. Apesar de explicitamente mencionado no instrumento jurídico, metas de eficiência para cada setor econômico ainda não foram estabelecidas (SÃO PAULO, 2009). 1.2 Objetivos
A motivação do presente trabalho é avaliar, dentro do contexto das mudanças climáticas, as tendências para o setor de refino de petróleo até o horizonte de 2050.
A partir desse ponto de vista, será analisado um estudo de caso para a Refinaria de Paulínia (REPLAN), que é a maior refinaria brasileira em termos de carga de processamento. O objetivo é elaborar uma avaliação das opções de mitigação de CO2 e seus respectivos custos para a
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REPLAN. Mais especificamente, considerando essas informações, será construída a Curva de Custo Marginal de Abatimento das opções de mitigação de CO2 para a REPLAN.
1.3 Justificativa
Sob o ponto de vista acadêmico, o estudo do tema proposto se justifica não só pela sua importância estratégica, mas, sobretudo, pela perspectiva da necessidade de reduzir as emissões de GEE do setor energético brasileiro no horizonte de médio a longo prazo. Isso acarretará consequências para a indústria de refino nacional e, dessa forma, o estudo de caso da REPLAN é representativo para verificar a contribuição possível de mitigação de CO2.
A maioria das instituições internacionais que elaboram estudos de prospecção sobre o panorama energético mundial trabalha com cenários até o horizonte de 2040-2050. Porém, ainda existe carência de informação para a situação brasileira.
Qual vai ser a contribuição do petróleo para a alocação de fontes de energia primária? Quais são as expectativas para a demanda de petróleo nos próximos anos? Qual é o tipo de petróleo que estará com maior disponibilidade? Quais são os padrões de demanda e requisitos de qualidade para os produtos da refinaria do futuro? Qual a capacidade adicional de refino necessária para o Brasil? Qual esquema de refino deve ser usado para maximizar a rentabilidade? Quais são as condições locais e globais essenciais que podem afetar a decisão sobre o esquema de refino a ser selecionado? O esquema de refino de alta conversão6 é a rota a ser seguida? A gaseificação de resíduos é uma alternativa competitiva? Quais tecnologias estão prontamente disponíveis? O que fazer com a emissão de GEE produzida nos processos de refino?
Responder a essas perguntas não é nada mais do que descobrir as principais tendências para o futuro do negócio de refino.
1.4 Metodologia
Foram analisados relatórios de perspectivas energéticas das principais agências internacionais e nacionais para avaliar as tendências futuras da participação do petróleo na matriz energética e para apresentar uma visão da evolução do refino de petróleo.
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Nesse caso, o termo conversão se refere à capacidade de transformar, através de processos de refino, resíduos de petróleo em correntes de hidrocarbonetos que possuam maior valor agregado (BRASIL; ARAÚJO; SOUSA, 2012).
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Foi realizada uma prospecção de tecnologias disponíveis para a mitigação de emissões de GEE para a indústria de refino, com destaque para a melhoria da eficiência energética e a captura e armazenamento de carbono.
Foram avaliadas as questões de desempenho energético e emissões de GEE para a indústria de refino, finalizando com um estudo de caso para a REPLAN. A avaliação das opções de mitigação de CO2 e seus respectivos custos para a REPLAN foi realizada através da metodologia adotada pelo Banco Mundial no Estudo de Baixo Carbono para o Brasil (GOUVELLO et al., 2010) que é baseada no conceito de Custo Marginal de Abatimento (MAC7).
1.5 Escopo de trabalho
Este tese está dividida em oito capítulos, incluindo este Capítulo 1, introdutório, em que se apresentou o contexto, objetivo, justificativa e metodologia do trabalho.
No Capítulo 2 é tratada a questão da evolução do panorama mundial do petróleo através de projeções elaboradas por instituições internacionais e nacionais de referência. Também é abordado o papel do petróleo no mundo e no Brasil até o horizonte de 2050.
No Capítulo 3 é apresentada uma visão da evolução do refino de petróleo. Especial atenção é dada às tendências futuras para a produção de combustíveis a partir de petróleo (convencional e não convencional) e outras matérias-primas.
No Capítulo 4 é detalhada a gestão da eficiência energética em refinarias de petróleo. No Capítulo 5 é abordado o estado da arte das técnicas de CCS, bem como a possibilidade de aplicação dessa tecnologia em refinarias de petróleo.
No Capítulo 6 é descrita a metodologia de avaliação econômica de opções de mitigação de CO2 com base no conceito de Custo Marginal de Abatimento.
No Capítulo 7 é apresentado o estudo de caso da REPLAN no qual foi feita a avaliação das opções de mitigação de CO2 e seus respectivos custos para a refinaria. O conteúdo do capítulo corresponde ao artigo cientifico submetido pelo autor para publicação no periódico Brazilian
Journal of Chemical Engineering.
Finalmente, no Capítulo 8 são apresentadas as conclusões e recomendações para futuros trabalhos.
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2 EVOLUÇÃO DO PANORAMA MUNDIAL DO PETRÓLEO
Diante da ameaça do aquecimento global, a manutenção da hegemonia dos combustíveis fósseis, principalmente petróleo, nas próximas décadas tem sido uma questão recorrente, conforme pode ser evidenciado em estudos de diversas entidades internacionais. Essa questão também é abordada em estudos elaborados para o Ministério das Minas e Energia pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), criada em 2004 no Brasil.
2.1 Projeções Internacionais
Por serem tanto relevantes quanto ilustrativos de diferentes visões, serão discutidos os trabalhos desenvolvidos pelas seguintes agências:
International Energy Agency (IEA);
U.S. Energy Information Administration (EIA);
World Wide Fund For Nature (WWF).
2.1.1 International Energy Agency (IEA)
A IEA publica periodicamente estudos sobre o panorama do consumo mundial de energia, com destaque para o relatório anual World Energy Outlook (WEO) e o relatório bienal Energy
Technology Perspectives (ETP).
2.1.1.1 World Energy Outlook (WEO)
O relatório WEO avalia as perspectivas de longo prazo para os mercados globais de energia com considerações para a segurança energética, a economia e o meio ambiente. A edição de 2014 apresenta projeções quantitativas de tendências energéticas para o período de 2013 até 2040, com base em três cenários de evolução de políticas governamentais relacionadas aos temas de energia e meio ambiente:
Cenário de Novas Políticas (New Policies Scenario): é o cenário central do WEO 2014, que leva em conta as políticas e medidas que foram adotadas por países do mundo inteiro até meados de 2014, em conjunto com propostas relevantes que ainda não estejam totalmente desenvolvidas, tais como metas e programas de apoio para eficiência energética e energia renovável, bem como compromissos de redução de emissões de GEE e eliminação de subsídios para energia fóssil;
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Cenário de Políticas Atuais (Current Policies Scenario): considera apenas as políticas e medidas de implementação que tenham sido formalmente adotadas até meados de 2014; em outras palavras, o cenário descreve um futuro sem qualquer nova intervenção política (business-as-usual);
Cenário 450 (450 Scenario): introduz políticas para conduzir o mundo em uma trajetória que torne factível, com probabilidade de 50%, limitar o aumento da temperatura média global em 2°C; nesse cenário a concentração de GEE na atmosfera estabiliza, depois de 2100, em torno de 450 ppm CO2 eq.
De acordo com IEA (2014b), apesar das muitas incertezas, algumas características essenciais da evolução dos mercados globais de energia ao longo das próximas décadas já são evidentes. Entre elas estão a contínua elevação da demanda de serviços energéticos associada ao crescimento econômico e populacional e a mudança do centro de consumo de energia para países emergentes, principalmente da Ásia.
Conforme descrito por IEA (2014b), no Cenário de Novas Políticas a demanda mundial de energia primária está projetada para aumentar de 13.400 milhões de toneladas equivalente de petróleo (tep) em 2012 para 18.300 milhões de tep em 2040, o que corresponde a um aumento de 37% no período ou 1,1% de crescimento anual. A demanda global de energia aumenta mais rapidamente no Cenário de Políticas Atuais, alcançando um crescimento médio de 1,5% por ano. No Cenário 450, a demanda global de energia ainda aumenta no período, mas com uma taxa de apenas 0,6% por ano. Em 2040, as diferenças entre as demandas dos diferentes cenários são substanciais: considerando como base, o Cenário de Novas Políticas, a demanda é 10% maior no Cenário de Políticas Atuais e 15% menor no Cenário 450. Na Figura 2.1 estão mostradas as evoluções da demanda mundial de energia primária para os três cenários.
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Figura 2.1 – Cenários de demanda mundial de energia primária Fonte: Adaptado de IEA (2014b)
Conforme mostrado na Tabela 2.1, a participação dos combustíveis fósseis (petróleo, gás natural e carvão) no suprimento global de energia primária diminui nos três cenários, embora eles permaneçam como as fontes dominantes de energia em 2040. Essa participação diminui de 82% em 2012 para 80% no Cenário de Políticas Atuais, 74% no Cenário de Novas Políticas e 59% no Cenário 450.
Tabela 2.1 – Demanda mundial de energia primária por fonte e cenário
Fonte 2012 Cenário de Novas Políticas Cenário de Políticas Atuais Cenário 450 2020 2040 2020 2040 2020 2040 milhões tep Carvão 3.879 4.211 4.448 4.457 5.860 3.920 2.590 Petróleo 4.194 4.487 4.761 4.584 5.337 4.363 3.242 Gás Natural 2.844 3.182 4.418 3.215 4.742 3.104 3.462 Nuclear 642 845 1.210 838 1.005 859 1.677 Hidroeletricidade 316 392 535 383 504 392 597 Bioenergia 1.344 1.554 2.002 1.551 1.933 1.565 2.535 Outros renováveis 142 308 918 289 658 319 1.526 Total 13.361 14.978 18.293 15.317 20.039 14.521 15.629
Participação dos fósseis 82% 79% 74% 80% 80% 78% 59%
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Para o Cenário de Novas Políticas, em 2040, petróleo, gás natural e carvão contabilizam individualmente cerca de um quarto da demanda global de energia primária. Fontes de energia renovável e energia nuclear completam o quarto restante. O petróleo permanece como a maior fonte energética individual, mas as fontes renováveis apresentam o maior crescimento, conforme ilustrado na Figura 2.2.
Figura 2.2 – Demanda global de
energia primária no Cenário de Novas Políticas Fonte: Adaptado de IEA (2014b)
No presente, o setor energético é responsável por dois terços do total de emissões de GEE. Dessa forma, esse setor desempenhará um papel fundamental na consecução dos resultados de mitigação esperados. No entanto, o ponto de partida é pouco encorajador: as emissões globais de CO2 relacionadas ao uso de energia foram de 31,6 bilhões de toneladas em 2012. Em comparação a 2011, houve um aumento de 400 milhões de toneladas, ou 1,2%. As contribuições das diferentes fontes fósseis foram: 44% para o carvão, 36% para o petróleo e 20% para o gás natural. Com a aplicação das medidas anunciadas no Cenário de Novas Políticas, as emissões globais de CO2 relacionadas ao uso de energia são projetadas para 38,0 bilhões de toneladas em 2040, ou seja, um aumento de 6,4 bilhões de toneladas (ou 20%) em relação a 2012. Essa trajetória resultará uma concentração de GEE na atmosfera da ordem de 700 ppm CO2 eq. em 2100, que é consistente com um aumento médio da temperatura global de 3,6 ° C em relação aos níveis pré-industriais.
No Cenário 450, em relação ao Cenário de Novas Políticas, a maior redução de emissões é alcançada através de políticas governamentais mais rigorosas que incluem quatro medidas essenciais:
13 Eficiência energética;
Limites para o uso e construção de termoelétricas a carvão de baixa eficiência; Minimização de emissões de metano do segmento de Exploração e Produção (E&P)
de petróleo e gás natural;
Aceleração da eliminação gradativa de subsídios no consumo de combustíveis fósseis.
Nesse cenário, as emissões globais de CO2 relacionadas ao uso de energia atingem um pico de 33,0 bilhões de toneladas antes de 2020 e reduzem para 25,4 bilhões de toneladas em 2030 e 19,3 bilhões de toneladas em 2040, que é quase 50% inferior ao valor projetado no Cenário de Novas Políticas.
O petróleo permanece como a maior fonte energética individual ao longo do período de projeção. No entanto, fatores como preços elevados, políticas governamentais e avanços tecnológicos estão estimulando mudanças na natureza e na localização do consumo de petróleo. Atualmente, a demanda dos países não pertencentes a OECD8 já supera a demanda da própria OECD, conforme mostrado na Tabela 2.2.
Tabela 2.2 – Demanda primária de petróleo por região e cenário
1990 2013 Cenário de Novas Políticas Cenário de Políticas Atuais Cenário 450 2020 2040 2020 2040 2020 2040 milhões bpd OECD 38,9 41,5 40,2 31,3 40,9 35,7 39,5 21,5 Não-OECD 23,4 41,6 48,2 63,1 49,4 70,4 46,7 43,9 Bunkers* 3,9 7,0 7,6 9,5 7,7 10,4 7,3 6,5 Petróleo (mundo) 66,1 90,1 96,0 103,9 98,0 116,6 93,4 71,9 Participação de Não-OECD 35% 46% 50% 61% 50% 60% 50% 61%
* Inclui combustíveis da marinha e aviação internacionais
Fonte: Adaptado de IEA (2014b)
Porém, a perspectiva para a demanda de petróleo difere bastante entre os três cenários apresentados. A demanda continua crescendo até 2040 nos Cenários de Novas Políticas e de Políticas Atuais, comandada principalmente pelos países em desenvolvimento. Por outro lado, no Cenário 450 a demanda atinge um pico em torno de 2020 e diminui para 72 milhões de barris por dia (bpd) no final do período de projeção.
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No Cenário de Novas Políticas, a demanda de petróleo aumenta de 90 milhões de bpd em 2013 para 104 milhões de bpd em 2040. O ritmo de crescimento da demanda diminui notadamente, de uma média anual de 0,9% ao longo do período até 2020 para apenas 0,3% por ano na década de 2030. O uso do petróleo é restringido pelos preços que atingem 132 US$/barril em 2040 e pelas medidas políticas de melhoria de eficiência energética e mudança de combustível. Em 2040, aproximadamente 75% do uso de petróleo é concentrado em somente dois setores nos quais a substituição é mais desafiadora: transporte e petroquímica.
A produção de petróleo, que inclui óleo convencional, líquidos de gás natural e óleo não convencional, segue a mesma trajetória da demanda em cada um dos três cenários, conforme mostrado na Tabela 2.3.
Tabela 2.3 – Produção e suprimento de petróleo por fonte e cenário
1990 2013 Cenário de Novas Políticas Cenário de Políticas Atuais Cenário 450 2020 2040 2020 2040 2020 2040 milhões bpd OPEP 23,9 36,8 37,3 49,5 37,8 54,8 36,4 33,1 Petróleo 21,9 30,0 29,1 36,4 29,5 40,8 28,6 23,9 Líquidos de gás natural 2,0 6,0 6,7 9,9 6,8 10,4 6,3 7,1
Petróleo não convencional 0,0 0,7 1,5 3,2 1,5 3,5 1,4 2,1
Não-OPEP 41,7 50,5 56,1 51,2 57,6 58,2 54,5 36,2
Petróleo 37,7 38,6 38,9 30,0 39,9 33,1 38,0 21,5
Líquidos de gás natural 3,6 6,4 7,9 8,3 8,0 9,1 7,6 6,2
Petróleo não convencional 0,4 5,4 9,3 13,0 9,7 16,0 9,0 8,6
Produção Mundial 65,6 87,3 93,4 100,7 95,4 113,0 90,9 69,4
Petróleo 59,6 68,6 68,0 66,4 69,3 73,9 66,6 45,4
Líquidos de gás natural 5,6 12,5 14,6 18,2 14,9 19,5 13,8 13,3
Petróleo não convencional 0,4 6,1 10,8 16,2 11,2 19,6 10,4 10,7
Ganhos de processamento 1,3 2,2 2,5 3,2 2,6 3,5 2,5 2,6
Suprimento Mundial de Petróleo
66,9 89,4 96,0 103,9 98,0 116,6 93,4 71,9
Fonte: Adaptado de IEA (2014b)
No Cenário de Novas Políticas, o suprimento de petróleo aumenta de 89 milhões de bpd em 2013 para 104 milhões de bpd em 2040, sendo que todo o aumento é proveniente de líquidos de gás natural e óleo não convencional. A produção de óleo convencional varia entre 68 e 66 milhões de bpd ao longo do período de projeção, e finaliza com o menor valor.
O crescimento da produção nas Américas, liderado pelo tight oil9 dos EUA, areias betuminosas do Canadá e produção em águas profundas do Brasil, impulsiona o aumento da
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Tight oil é o termo usado para o petróleo produzido em reservatórios de rocha compacta, cuja porosidade e permeabilidade são relativamente baixas como, por exemplo, arenito, carbonato e xisto. Há grandes reservas desse
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produção fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) até o início da década de 2020. À medida que a produção de tight oil dos EUA estabiliza e começa a retroceder, as areias betuminosas do Canadá assumem maior relevância no suprimento na América do Norte. O suprimento fora da OPEP regride para 51 milhões de bpd em 2040 que é ligeiramente superior aos níveis atuais.
O setor global de refino deverá se ajustar à nova geografia da demanda e suprimento de petróleo e às mudanças de composição das matérias-primas. Esse processo é particularmente difícil para a Europa, que continua a ter um grande excesso de capacidade de refino em relação às projeções de operações de refino.
2.1.1.2 Energy Technology Perspectives (ETP)
Por vários anos, a IEA vem explorando o conceito de que uma revolução energética, baseada na implantação generalizada de tecnologias de baixo carbono, é necessária para enfrentar o desafio das mudanças climáticas. De acordo com IEA (2010b), um futuro de baixo carbono também é uma ferramenta poderosa para melhorar a segurança energética e o desenvolvimento econômico.
A edição de 2014 do relatório ETP apresenta as perspectivas tecnológicas para o período atual até 2050 com base em três cenários:
Cenário 6°C (6DS): é consistente com o Cenário de Políticas Atuais do WEO até 2035; na ausência de esforços para estabilizar a concentração atmosférica de GEE, o aumento da temperatura média global é estimado em 6°C no mínimo;
Cenário 4°C (4DS): é compatível com o Cenário de Novas Políticas do WEO até 2035; com uma projeção de longo prazo para um aumento de temperatura de 4° C, esse cenário já é ambicioso, pois requer mudanças significativas nas políticas e tecnologias em comparação com o cenário 6DS;
Cenário 2°C (2DS): é coerente com o Cenário 450 do WEO até 2035 e é o principal foco do ETP 2014.
As repetidas advertências do IPCC para reduzir as tendências atuais de consumo energético e de emissões de GEE surtiram pouco efeito até agora. Apesar de uma ligeira desaceleração
são conhecidas há muitas décadas, mas, até os últimos anos, não podiam ser exploradas comercialmente. No entanto, os avanços recentes na tecnologia de perfuração, como o fraturamento hidráulico e a perfuração horizontal, proporcionaram um grande salto na produção (STATOIL, 2013).
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devido à recessão econômica, em 2009, a demanda energética global continua em elevação impulsionada pelo aumento da população e pelo rápido crescimento econômico em algumas regiões. Desta forma, as preocupações associadas com a segurança energética e os impactos ambientais se tornam cada vez mais prementes.
A expansão do shale gas (gás de xisto)10 na América do Norte e os reflexos do acidente nuclear de Fukushima Daiichi levaram a notáveis mudanças no setor energético, desde a publicação do relatório anterior (ETP 2012).
Em comparação com os outros cenários do ETP, o cenário 6DS é caracterizado pelo menor desenvolvimento, demonstração e implantação de tecnologias de energia limpa, e mostra o menor progresso em custo e desempenho das tecnologias de eficiência e de mitigação de emissões. Em 2050, o uso de energia cresce em torno de 70% e as emissões de GEE aumentam mais de 60% em comparação aos níveis de 2011. Nesse cenário, a contribuição dos combustíveis fósseis na oferta de energia primária é de 75% (em comparação com 80% em 2011).
O cenário 4DS reflete maior esforço, mas a sua ambição é insuficiente em relação ao nível necessário para cumprir as metas globais de clima e segurança energética. A demanda de energia no cenário 4DS cresce mais de 50% e, apesar da utilização de energias renováveis aumentar de forma significativa, os combustíveis fósseis continuam a representar quase 70% da demanda de energia primária.
Com ação política estratégica, o cenário 2DS restringe o crescimento da demanda de energia para pouco mais de 25%, enquanto as emissões de GEE são reduzidas em mais de 50% em relação aos níveis de 2011. Esse cenário reflete um esforço combinado para reduzir drasticamente a dependência atual dos combustíveis fósseis, principalmente através de eficiência energética, energias renováveis e energia nuclear. A intenção do cenário 2DS é abrir o caminho para que as energias renováveis forneçam uma parcela maior do que os combustíveis fósseis em 2050. Ainda assim, a participação dos combustíveis fósseis no suprimento de energia primária permanece acima de 40%, o que reflete a importância do papel que eles desempenham na indústria, transporte e geração elétrica.
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O surgimento de novos recursos de gás natural não convencional, principalmente o gás de xisto, está transformando o setor de energia na América do Norte. O aumento de negócios do gás de xisto já está
proporcionando uma oportunidade aos EUA de aumentar a utilização de recursos domésticos em sua “cesta” de energia; no médio para o longo prazo, isso abre o caminho para o país se tornar um exportador de gás.
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Desta forma, é possível verificar que os combustíveis fósseis continuam a ser um elemento importante do suprimento energético mundial em 2050 nos três cenários do ETP 2014. O petróleo também continuará exercendo papel fundamental com participações de 27% no cenário 6DS, 27% no cenário 4DS e 15% no cenário 2 DS.
Em 2011, o setor de energia foi responsável por quase 70% das emissões de GEE. Força de vontade e esforços práticos para descarbonizar o sistema de energia são necessários em todos os setores, particularmente no setor de geração elétrica, que no cenário 2DS está projetado para proporcionar mais de 40% das reduções cumulativas necessárias de emissões. Como não há tecnologia única capaz de cumprir essas metas, a modelagem apresentada por IEA (2014c) examina um portfólio de tecnologias que possam atendê-las e, ao mesmo tempo, maximizar a segurança energética e o crescimento econômico.
Conforme mostrado na Figura 2.3, o aumento da eficiência energética nos setores de uso final (edificações, transportes e indústria), que pode ser alcançado em grande parte através de opções de baixo custo, oferece o maior potencial de redução das emissões de CO2 (33%) ao longo do período até 2050 e, por isso, deve ser a maior prioridade no curto prazo. A descarbonização do setor de energia é crucial. Nesse sentido, energia nuclear, energias renováveis e as tecnologias de CCS (na geração termoelétrica a partir de combustíveis fósseis e na indústria) apresentam potenciais de redução das emissões de CO2 de 7%, 34% e 14% respectivamente.
Figura 2.3 – Principais tecnologias de redução de emissões de CO2 Fonte: Adaptado de IEA (2014c)
Segundo a análise econômica de IEA (2014c), o custo adicional de US$ 44 trilhões para descarbonizar o sistema energético no cenário 2 DS em 2050 é mais do que compensado pelos US$ 115 trilhões resultantes da economia de combustível.
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O setor de transformação de combustíveis compreende todos os processos de separação e aprimoramento, com exceção de geração de calor e eletricidade, que convertem energia primária em fontes secundárias de energia. O refino de petróleo domina esse setor e foi responsável por 93% do suprimento global de combustíveis líquidos em 2011. O restante corresponde a 5% de líquidos de gás natural e 2% de biocombustíveis.
A demanda no uso final para vários produtos é a principal força motriz da evolução futura dos cenários do relatório ETP 2014 para o setor de transformação de combustíveis. Mas as tendências de projeção também são influenciadas por restrições políticas (como precificação do carbono) impostas ao próprio setor, que afetam a escolha de tecnologia e combustível para atender a demanda.
A tendência mais notável ocorre no cenário 2DS: em contraste com um aumento de 40% na demanda de derivados de petróleo no cenário 4DS em 2050, o cenário 2DS indica uma redução de 30%. O setor dos transportes é responsável por quase 90% dessa queda na demanda de derivados de petróleo através da melhoria de economia de combustível, troca de combustível (por exemplo, aumento do uso de biocombustíveis nos transportes marítimo e aéreo) e tecnologias de veículos novos (por exemplo, veículos movidos por combustíveis alternativos ou eletricidade). Este declínio global na demanda por derivados de petróleo gera uma redução de 25% nas emissões anuais de CO2 das refinarias, que diminuem de 761 milhões de t CO2 em 2011 para 578 milhões de t CO2 em 2050.
Outra situação interessante no cenário 2DS é que os biocombustíveis, que desempenham atualmente um papel secundário no atendimento das necessidades de combustível líquido, são responsáveis por cerca de 20% da demanda em 2050. Tecnologias de produção avançada de biocombustíveis, que utilizam fontes de biomassa ligno-celulósica, dominam a produção de biodiesel e etanol até 2050, substituindo 25 EJ de derivados de petróleo. Isto equivale à demanda total de petróleo para o setor de transporte nos EUA em 2011.
2.1.2 U.S. Energy Information Administration (EIA)
Segundo EIA (2014), as projeções do Relatório Annual Energy Outlook 2014 (AEO 2014) focalizam os fatores que moldam o sistema de energia dos EUA no longo prazo (até 2040). Sob a hipótese de que os regulamentos e leis em vigor permanecem inalterados durante as projeções, o Caso de Referência do AEO2014 fornece a base para análise e discussão de energia em termos de produção, consumo, tecnologia e tendências do mercado e a direção que esses assuntos podem
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tomar no futuro. Esse cenário também serve como ponto de partida para a análise de possíveis alterações nas políticas energéticas.
Além do Caso de Referência, são analisados 29 casos alternativos que exploram incertezas com relação a mercados, tecnologias e políticas no setor de energia dos EUA. Entre eles, são apresentados dois cenários econômicos específicos para o petróleo: Caso de Baixo Preço do Petróleo e Caso de Alto Preço do Petróleo. Também são avaliados quatro casos de possíveis políticas de limitação das emissões de GEE para fornecer uma gama de resultados potenciais que vão desde a situação de nenhuma preocupação até à imposição de um preço específico de emissões de carbono que abrangesse toda a economia. São considerados dois níveis iniciais de preços a partir de 2015, com elevação de 5% ao ano até 2040: o primeiro de 10 US$/t CO2 e o segundo de 25 US$/t CO2. Nos casos de GEE, não são feitas suposições relativas às compensações, políticas para promover a técnica de CCS, ou políticas específicas para mitigar impactos em setores selecionados.
No relatório AEO2014 estão destacados os seguintes resultados:
O crescimento das produções domésticas de petróleo e gás natural continua a remodelar o setor energético dos EUA; isto resulta, em grande parte, do aumento da produção de recursos não convencionais, tais como tight oil e shale resources11, mas o efeito pode variar substancialmente, dependendo de expectativas sobre recursos e tecnologias;
A redução da dependência do petróleo importado;
A expansão da produção industrial ao longo dos próximos 10 a 15 anos decorrente da vantagem competitiva dos baixos preços de gás natural;
A evolução dos mercados de gás natural estimula o aumento do uso desse insumo nos setores de transporte e de geração de energia elétrica, bem como a expansão de oportunidades para exportação;
A melhoria da eficiência energética nos setores residencial e de transporte, e a redução do uso de combustíveis intensivos em carbono (como o carvão) na geração de eletricidade, ajudam a estabilizar as emissões de CO2 relacionadas ao uso de energia abaixo do nível de 2005 por todo o período de projeção.
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No Caso de Referência, a participação de combustíveis fósseis no uso total de energia diminui de 82% em 2012 para 80% em 2040. Por outro lado, a quota de energias renováveis (incluindo biocombustíveis) aumenta de 9% em 2012 para 12% em 2040, em resposta, principalmente, à disponibilidade de créditos tributários federais para geração de eletricidade renovável. O consumo de gás natural cresce aproximadamente 0,8% por ano ao longo do período de projeção, liderado pelo aumento do uso na geração elétrica e no setor industrial.
A aplicação de padrões de desempenho veicular proporciona aumento na economia de combustível que compensa o crescimento da atividade de transporte, resultando em um declínio da participação do petróleo e outros líquidos, de 36% em 2012 para 31% em 2040. Paralelamente, ocorre aumento do consumo de biocombustíveis líquidos no período.
A produção de tight oil dos EUA aumentou de forma surpreendente nos últimos anos, passando de menos de 1 milhão de bpd em 2010 para mais de 3 milhões de bpd no segundo semestre de 2013. No Caso de Referência, a projeção da produção total de petróleo dos EUA atinge 9,6 milhões de bpd em 2019, ou seja, um aumento de 3,1 milhões de bpd em relação a 2012. No mesmo período, a produção de tight oil aumenta 2,5 milhões de bpd e alcança 4,8 milhões de bpd ou 50% do total nacional.
Depois de 2021, a produção de tight oil começa a diminuir, contribuindo para uma redução da produção total de petróleo dos EUA para 7,5 milhões de bpd em 2040, que é um patamar ainda acima dos níveis de 2012. No entanto, as projeções da produção de tight oil nos EUA são incertas por dois motivos principais: (1) grandes porções das formações conhecidas têm pouca ou nenhuma história de produção e (2) o aperfeiçoamento da tecnologia poderia aumentar a produtividade dos poços enquanto reduz custos de perfuração, completação e produção. Em decorrência, foram desenvolvidos outros dois cenários (“Maiores Recursos de Óleo e Gás” e “Menores Recursos de Óleo e Gás”) para examinar os potenciais impactos de alterações nas hipóteses do Caso de Referência considerando avanços tecnológicos e o tamanho e a qualidade dos recursos.
A produção de petróleo pelo uso da técnica de recuperação terciária de petróleo com CO2 aumenta após 2017, quando preços do petróleo são mais elevados, depósitos mais rentáveis de
tight oil estão esgotados e fontes antropogênicas de CO2 se tornam disponíveis a custos acessíveis. Essa produção atinge 0,7 milhão de bpd em 2040, mas a taxa de aumento é mais lenta ao longo do período 2036-2040, quando a produção é limitada pela qualidade do reservatório e
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disponibilidade de CO2. No período de 2013 até 2040, a projeção da produção acumulada com o uso dessa técnica totaliza 5,2 bilhões de barris de petróleo.
No Caso de Referência, a participação da importação no consumo de petróleo e outros combustíveis líquidos diminui a partir de 2012 até 2023, em grande parte por causa do crescimento projetado da produção de tight oil. A quota de importação diminui para 25% em 2019, coincidindo com um pico na produção de petróleo nos EUA de 9,6 milhões de bpd e, em seguida, aumenta para 32% em 2040, após o declínio da produção doméstica de petróleo.
Ainda no Caso de Referência, as emissões de CO2 relacionadas ao uso de energia diminuem, em média, 0,2% por ano no período 2005-2040 em comparação ao aumento médio de 0,9% por ano no período 1980-2005. As razões para o declínio incluem menor crescimento econômico, utilização crescente de tecnologias e combustíveis renováveis, melhorias de eficiência em automóveis, crescimento mais lento da demanda de eletricidade e aumento do uso de gás natural. Em 2020, as emissões de CO2 relacionadas ao uso de energia são 8,7% inferiores em relação ao nível de 2005, de 5.999 milhões de toneladas. Em 2040, elas ainda permanecem 6,7% abaixo do nível de 2005 atingindo um valor de 5.599 milhões de toneladas. O petróleo continua a ser a maior fonte de emissões de CO2 relacionadas ao uso de energia nos EUA durante o período de projeção, mas sua participação cai de 44% em 2005 para 38% em 2040.
2.1.3 World Wide Fund For Nature (WWF)
Conforme WWF (2011), suprimentos baratos e convencionais de petróleo e gás estão em declínio, enquanto nossas demandas de energia continuam a aumentar. É claro que a nossa dependência dos combustíveis fósseis não pode continuar indefinidamente. Com a projeção de que a população mundial deverá aumentar para mais de 9 bilhões de habitantes nos próximos 40 anos, a manutenção da condição de business-as-usual não é uma opção sustentável para a humanidade.
As empresas de energia estão procurando preencher as lacunas com fontes não convencionais de óleo e gás, como gás de xisto, petróleo proveniente de plataformas em águas profundas ou areias betuminosas canadenses. Mas essas fontes chegam com um custo sem precedentes, não apenas em termos econômicos. O processamento e utilização de fontes fósseis não convencionais produzem grandes quantidades de GEE e poluição química e colocam demandas insustentáveis em nossos recursos de água doce, com graves impactos sobre a biodiversidade e ecossistemas.
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Há uma necessidade urgente para garantir um fornecimento sustentável de energia na medida em que a demanda por combustíveis fósseis ultrapassa os limites de sustentabilidade ambiental e econômica. Atualmente, as fontes renováveis representam apenas 13% do fornecimento mundial de energia. A continuidade da dependência de combustíveis fósseis significa custos maiores e mais voláteis de energia, impulsionada pela crescente escassez de petróleo e gás. Interrupções de fornecimento, acidentes e disputas sobre recursos energéticos continuarão a desafiar a segurança energética. Além de tudo isso, o mundo precisa começar a reduzir drasticamente as emissões de CO2 dentro dos próximos anos, para ainda ter chances de evitar uma mudança climática catastrófica.
No relatório The Energy Report da WWF (2011), elaborado com apoio da Ecofys (empresa de consultoria da área energética), está apresentado o Cenário de Energia que representa uma visão de possibilidade de se chegar a um sistema global de energia com 95% de origem sustentável até 2050. Isto é feito a partir da perspectiva de atividades atuais que usam energia: processos industriais, transporte e edificações.
O Cenário de Energia tem como núcleo duas tendências de evolução energética:
Dinâmicas agressivas de economia energética e de eletrificação para reduzir a demanda;
Substituição de fontes de energia provenientes de combustíveis fósseis por tecnologias renováveis.
Segundo previsão da WWF (2011), a demanda mundial de energia em 2050 é 15% menor do que em 2005. Embora a população, produção industrial, atividade econômica e transporte de passageiros e mercadorias continuem a subir conforme o previsto, medidas ambiciosas de economia de energia permitem que as pessoas façam mais com menos, como por exemplo: maior uso de materiais reciclados e eficiência energética na indústria, construção ou adaptação de edifícios com uso mínimo de energia para aquecimento e arrefecimento e mudança para formas mais eficientes de transporte.
Na medida do possível, o mundo usa energia elétrica, em vez de combustíveis sólidos e líquidos. Eólica, solar, biomassa e hidrelétrica são as principais fontes de eletricidade. Por outro lado, fontes de energia geotérmicas e solares, bem como bombas de calor, proporcionam grande parte do calor para edifícios e indústrias. Por causa das variações inerentes de fontes de energia eólica e solar, redes “inteligentes” de eletricidade têm sido desenvolvidas para armazenar e
