Fatores Condicionantes Para o Uso em Larga Escala

Transcrição

DOUTORADO EM ENGENHARIA INDUSTRIAL
GEORGE AUGUSTO BATISTA CÂMARA
FATORES CONDICIONANTES PARA O USO EM LARGA
ESCALA DAS TECNOLOGIAS DE CAPTURA E
ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DE DIÓXIDO DE CARBONO
NO BRASIL E SUA APLICAÇÃO NO ESTADO DA BAHIA
SALVADOR
2012
UFBA UNIVERSIDADE FEDERAL
DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA
PROGRAMA DE PÓS GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA INDUSTRIAL - PEI
Rua Aristides Novis, 02, 6º andar, Federação, Salvador BA
CEP: 40.210-630
Telefone: (71) 3283-9800
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Universidade Federal da Bahia
Escola Politécnica
Programa de Pós Graduação em Engenharia Industrial - PEI
FATORES CONDICIONANTES PARA O USO EM LARGA ESCALA
DAS TECNOLOGIAS DE CAPTURA E ARMAZENAMENTO
GEOLÓGICO DE DIÓXIDO DE CARBONO NO BRASIL E SUA
APLICAÇÃO NO ESTADO DA BAHIA
Salvador
2012
GEORGE AUGUSTO BATISTA CÂMARA
FATORES CONDICIONANTES PARA O USO EM LARGA ESCALA
DAS TECNOLOGIAS DE CAPTURA E ARMAZENAMENTO
GEOLÓGICO DE DIÓXIDO DE CARBONO NO BRASIL E SUA
APLICAÇÃO NO ESTADO DA BAHIA
Tese apresentada ao Programa de Pós Graduação em
Engenharia Industrial – PEI, Faculdade Politécnica,
Universidade Federal da Bahia, como requisito para obtenção
do grau de Doutor em Engenharia Industrial
Orientador: Prof. Dr. José Célio Andrade
Co-Orientador: Prof. Dr. Paulo Sérgio Vieira Rocha
Salvador
2012
B333 Batista Câmara, George Augusto.
Fatores condicionantes para o uso em larga escala das tecnologias de
captura e armazenamento geológico de dióxido de carbono no Brasil e sua
aplicação no Estado da Bahia / George Augusto Batista Câmara. –
Salvador, 2012.
240 f. : il. color.
Orientador: Prof. Dr. José Célio Andrade
Co-Orientador: Prof. Dr. Paulo Rocha
Tese (doutorado) – Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica,
2012.
1. Dióxido de carbono. 2. Efeito estufa (atmosfera). 3. Aquecimento global. 4.
Geologia ambiental. I. Andrade, José Célio. II. Rocha, Paulo. III. Universidade
Federal da Bahia. IV. Título.
CDD: 551.5
1
“Pesquisar sempre foi algo extremamente prazeroso para mim
e faz parte do meu existir, nunca foi trabalho e sim prazer.”
George Câmara
AGRADECIMENTOS
Agradeço a DEUS por me proporcionar a realização de mais um sonho e para isso
ELE colocou em minha vida muitas pessoas que sonharam junto comigo e puderam
transformar este sonho em realidade. Dentre estas pessoas, destaco minha Mãe, Josenice
Câmara, que é o meu exemplo de vida e referencial educacional, que me fez acreditar que a
única forma de transformar o homem é por meio da educação. Minha esposa e companheira,
Luciana Câmara, que sempre me apoiou e esteve ao meu lado por onde quer que eu andasse
mundo afora. Meu irmão, Roberto Câmara, por ter reacendido a chama acadêmica e me
apresentado ao mestre Paulo Rocha que, ao lado de outro mestre José Célio, trilharam
comigo este caminho. A estes dois um agradecimento especial.
Além dos mais próximos, outras pessoas e instituições merecem os meus
agradecimentos. O Programa de Engenharia Industrial (PEI) onde sempre fui muito bem
recebido e atendido, em destaque para Cristiano Fontes e Tatiane Reis Woytysiak, os meus
colegas de curso com ressalva para Maísa Paraguassú, a UNIFACS e o Mestrado em
Energia, instituição parceira em diversas empreitadas, a Petrobras por ter cedido dados
importantes para o desenvolvimento do meu trabalho, a UNU-IAS por ter me recebido, em
especial ao Professor Puppim e a Áurea Tanaka, além dos meus colegas, em especial Gareth
Haslam, Magali Deyfrus e Lisa Lee. Não poderia deixar de agradecer ao grupo de pesquisa
de Mecanismos de Desenvolvimento Limpo (MDL), à equipe da Câmara Consultoria em
Projetos Ltda, Eduardo Câmara, Amauri Mascarenhas, Alan Batista, Edson Vitor, Victor
Sanchez e Hélio Câmara, que seguraram a “onda” enquanto estive no Japão desenvolvendo
pesquisas e à DWG Computação Gráfica, em especial a Luciano Câmara.
Aproveito também para agradecer ao meu tio, José Renato Mendonça, que, de forma
peculiar, nos poucos dias que esteve comigo no Japão, me fez ver com outros olhos a
cultura oriental. Aproveito para estender a todos os demais familiares que de uma forma ou
de outra torceram e colaboraram para a conclusão deste trabalho.
RESUMO
CÂMARA, George Augusto Batista. Fatores Condicionantes para o Uso em Larga Escala
das Tecnologias de Captura e Armazenamento Geológico de Dióxido de Carbono no
Brasil e sua Aplicação no Estado da Bahia. 2012. 234 f. Tese (Doutorado em Engenharia
Industrial) - Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial, Universidade Federal da
Bahia, UFBA, Salvador, Brasil, 2012.
A necessidade de ações mundiais direcionadas ao combate do aquecimento global,
decorrente das emissões antrópicas de Gases de Efeito Estufa (GEE), tem movimentado tanto
o setor público quanto o setor privado. A falta de iniciativas ou até mesmo a excessiva cautela
nestas ações de combate podem ter um preço muito alto para as futuras gerações. A
tecnologia de Captura e Armazenamento do Dióxido de Carbono (CCS) em Reservatórios
Geológicos é apontada, a curto e médio prazo, como uma das principais ações de mitigação de
GEE. Este trabalho tem como objetivo analisar os fatores condicionantes para o uso em larga
escala das tecnologias de CCS no Brasil e sua aplicação no Estado da Bahia. Para isso, teve
como estratégia metodológica: a pesquisa exploratória e a revisão da literatura relacionada
com o tema, a coleta de dados secundários, via análise de documentos dos atores chaves
envolvidos, e a coleta de dados primários, via entrevistas com experts, visita a centros de
referência das tecnologias de CCS e participação de fóruns voltados para o tema. Em suporte
à pesquisa foi realizado um estágio acadêmico de seis (06) meses numa instituição no Japão,
para acompanhar os desenvolvimentos das tecnologias de CCS naquele país. Foram
analisados os principais fatores condicionantes para o uso em larga escala das tecnologias de
CCS no Brasil, em particular no Estado da Bahia, e realizado o estudo de caso para a
aplicação das tecnologias de CCS na região do recôncavo baiano, tendo como base os dados
oriundos de um estudo realizado pela empresa Petrobras, fornecidos para esta pesquisa. Além
disso, são apresentadas propostas para minimizar os riscos de insucesso no uso em larga
escala das tecnologias de CCS no Brasil como a realização de projetos pilotos em captura,
transporte, injeção e monitoramento do armazenamento geológico do CO2; a definição de uma
autoridade competente para conduzir as questões das tecnologias de CCS no Brasil; a
elaboração de uma lei específica para as tecnologias de CCS no Brasil; a participação mais
ativa do setor público, por meio de políticas claras para o incentivo ao uso em larga escala das
tecnologias de CCS; a criação e utilização de instrumentos financeiros como fundos ou o
mercado de crédito de carbono voltados para as tecnologias de CCS; o maior domínio das
tecnologias de CCS pelo Brasil como questão estratégica para o setor privado e setor público;
a definição conceitual das tecnologias de CCS como item crítico para o entendimento dessas
tecnologias e por consequência a definição do marco regulatório de tais tecnologias no Brasil,
e; a definição e estabelecimento de indicadores voltados para as tecnologias de CCS no Brasil,
em particular no Estado da Bahia. Este trabalho tem como principal contribuição para a
literatura o estabelecimento de indicadores e a apresentação de propostas para a minimização
dos riscos de insucesso de projetos das tecnologias de CCS no Brasil. Esta contribuição se faz
importante a partir do momento em que essa discussão é ainda incipiente em países
desenvolvidos e inexistente em países em desenvolvimento. Por isso ela coopera para a
apresentação dos fatores condicionantes relacionados com o uso em larga escala das
tecnologias de CCS no Brasil. Como principais resultados o trabalho destaca que os fatores
tecnológicos não são um empecílio para o uso em larga escala das tecnologias de CCS na
1
Bahia, em contrapartida, os fatores políticos, estratégicos e econômicos são os mais críticos,
tendo no setor público o principal obstáculo para o uso em larga escala do CCS. Sendo assim,
conclui-se que as tecnologias de CCS são possíveis de implantação no Estado da Bahia,
entretanto, a falta de interesse, participação e organização do setor público, no seu uso em
larga, escala impede o avanço de tais tecnologias no Estado e, por consequência no País.
Palavras chave: CCS, Armazenamento Geológico, Dióxido de Carbono, Brasil, Japão.
ABSTRACT
The need for global actions aimed at combating global warming resulting from anthropogenic
emissions of Greenhouse Gases (GHG), has moved both the public sector and the private
sector. The lack of initiatives or even excessive caution in these combat actions can have a
very high price for future generations. Technology Capture and Storage of Carbon Dioxide
(CCS) in Geological Reservoirs is pointed in the short and medium term, as a major GHG
mitigation actions. This study aims to analyze the determining factors for the large-scale use
of CCS technologies in Brazil and its application to the State of BahiaPara that, had the
methodological strategy and exploratory review of the literature related to the topic, data
collection via secondary document analysis of key players involved and the collection of
primary data through interviews with experts, visits to centers of reference of CCS
technologies and participation in forums focused on the theme. In supporting the research was
conducted a six academic probation (06) months in an institution in Japan to monitor
developments of CCS technologies in the country. We analyzed the main determining factors
for the large-scale use of CCS technologies in Brazil, especially in Bahia state and conducted
a case study of the application of CCS technologies in the area of the Reconcavo Baiano
based on data from a study conducted by company Petrobras provided for this research. In
addition, it was developed proposals to reduce the risks of failure in large-scale use of CCS
technologies in Brazil as conducting pilot projects, the definition of a competent authority to
driving issues about CCS technologies in Brazil; a specific law for CCS technologies in
Brazil; more active participation of the public sector through clear policies; the creation and
use of financial instruments for CCS technologies; the largest field of CCS technologies by
Brazil as a strategic issue for the private sector and the public sector; the conceptual definition
of CCS technologies and the definition and establishment of indicators focused on the
technologies of CCS in Brazil, especially in Bahia. This work has main contribution to the
literature establishing indicators and proposals for minimizing the risk of failure of projects of
CCS technologies in Brazil. This contribution becomes important from the moment that this
discussion is still incipient in developed countries and there isn’t in developing countries. As
the work highlights key findings that technological factors are not a cumber to the large scale
use of CCS technologies in Bahia, in contrast, political, strategic and economic are the most
critical, and in the public sector the main obstacle to The large scale use of the CCS.
Therefore, it is concluded that CCS technologies are possible deployment in the State of
Bahia, however, lack of interest, participation and organization of the public sector in its use
in large scale prevents the advancement of such technologies in the state and consequently in
Brazil
Keywords: CCS, Geological Storage, Carbon Dioxide, Brazil, Japan.
11
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
FIGURAS
Figura 1 - Inter-relações entre Governos, Empresas Transnacionais, GAG e as
Mudanças Climáticas. .................................................................................. 24
Figura 2 – Principais questões por atores envolvidos para o uso em larga escala das
tecnologias de CCS...................................................................................... 26
Figura 3 – Componentes do processo de mudanças climáticas. ..................................... 30
Figura 4 – As 07 cunhas para Mitigação das Alterações Climáticas (traduzido). .......... 38
Figura 5 – Tecnologias para Captura de CO2 [Adpatado de IPCC, 2005]. .................... 40
Figura 6 – Custos Projetados para Diversas Soluções Tecnológicas para a Mitigação do
CO2. ............................................................................................................. 41
Figura 7 - Emissões mundiais de CO2-eq e CO2 por setores. ........................................ 44
Figura 8 – Projeção Populacional do Brasil para o ano de 2050. ................................... 46
Figura 9 – Situação do PIB do Brasil em 2011. ............................................................. 47
Figura 10 – Emissões de GEE do Brasil e sua projeção para 2020. ............................... 50
Figura 11 – Emissões de GEE do Brasil por setores. ..................................................... 51
Figura 12 – Emissões de GEE da Bahia e do Brasil por setores. ................................... 53
Figura 13 – Mapa brasileiro de fontes estacionárias de CO2.......................................... 55
Figura 14 – Opções para o armazenamento geológico do CO2. ..................................... 59
Figura 15 – Ilustração do processo de recuperação avançada de petróleo com CO2. .... 60
Figura 16 – Localização nos EUA dos projetos correntes de EOR com CO2 e dutovias61
Figura 17 – Projetos de CCS no mundo – Países e Volume .......................................... 69
Figura 18 – Projetos de CCS no mundo – Tipos de Captura.......................................... 70
Figura 19 – Projetos de CCS no mundo – Tipos de Opções para o Transporte do CO2 70
Figura 20 – Projetos de CCS no mundo – Tipos de Opções para o Armazenamento do
CO2 .............................................................................................................. 72
Figura 21 – Fluxo das Relações entre as Principais Atividades de P&D nas Tecnologias
de CCS no Brasil ......................................................................................... 75
Figura 22 – Representação do Objetivo Geral, suas perspectivas e principais ações na
pesquisa........................................................................................................ 81
Figura 23 – Etapas da Metodologia. ............................................................................... 83
9
Figura 24 – Posicionamento dos Países e demais Atores quanto a inclusão das
tecnologias de CCS como MDL. ................................................................. 87
Figura 25 – Cronologia das principais políticas e estratégias de mudanças climáticas no
Brasil............................................................................................................ 91
Figura 26 – Ilustração dos cenários antes e depois da implantação de um projeto de
CCS............................................................................................................ 101
Figura 27 - Etapas do Projeto de CCS e a relação com as Autoridades Competentes
Indicadas. ................................................................................................... 102
Figura 28 - Representação das atividades previstas em um projeto de CCS para o Brasil,
suas sequencias, etapas e responsabilidades.. ............................................ 105
Figura 29 - Técnicas para Redução da Poluição........................................................... 112
Figura 30 – Rotas das Technologias de Captura do CO2- US DOE CO2. .................... 116
Figura 31 – Gráfico de escolha da rota tecnológica para recuperação de CO2. ........... 120
Figura 32 – Proposta de planta de separação de CO2 por absorção com amima – Sistema
de Geração de Vapor ................................................................................. 121
Figura 33 – Processo de separação de CO2 de gás de EOR por meio de Absorção com
Amina. ....................................................................................................... 122
Figura 34 – Pirâmide dos Recursos Técnico-econômico para a Capacidade de
Armazenamento do CO2. ........................................................................... 129
Figura 35 – Pirâmide da Capacidade de Armazenamento do CO2............................... 130
Figura 36 – Escalas integradas de avaliação da Capacidade de Armazenamento do CO2.
................................................................................................................... 133
Figura 37 – Capacidade Teórica de Armazenamento de CO2 nos Campos de Petróleo
por Bacia Sedimentar no Brasil. ................................................................ 134
Figura 38 – O custo líquido do CCS nos Estados Unidos – fontes e tecnologias atuais.
................................................................................................................... 136
Figura 39 - Custo de transporte de CO2 para uma pressão na cabeça do poço de 500
psig............................................................................................................. 139
Figura 40 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade
- gás natural (MEA). .................................................................................. 142
- gás natural (KS-1). .................................................................................. 143
- cimenteira (MEA).................................................................................... 144
10
- cimenteira (KS-1). ................................................................................... 144
- biomassa (MEA)...................................................................................... 145
- biomassa (KS-1). ..................................................................................... 146
– turbina a gás (MEA). .............................................................................. 147
– turbina a gás (KS-1)................................................................................ 147
– combustão a gás natural, cimenteiras, biomassa e turbina a gás. ........... 148
– siderúrgica, planta de amônia e refinaria (KS-1 e Queima). .................. 149
Figura 50 - Preço para a compressão e transporte do CO2 em função da pressão para
diversas distâncias – combustão a gás natural. ......................................... 150
Figura 51 - Preço para a compressão e transporte do CO2 em função da pressão para 50
km – siderúrgicas, amônia e refinaria. ...................................................... 151
Figura 52 - Preço do CO2 e Investimentos para a separação em atividades de EOR. .. 152
Figura 53 - Esquema geral do projeto. ......................................................................... 155
Figura 54 - Localização do campo de Pudina............................................................... 156
Figura 55 - Detalhamento do projeto a ser implantado no projeto da PETRONAS. ... 157
Figura 56 - Projeto de Recuperação Avançada de Petróleo Monell. ............................ 160
Figura 57 - Diagrama do Processo de EOR no Projeto Monell. .................................. 161
Figura 58 - Localização do projeto Petro Source para redução das emissões de CO2. 162
Figura 59 – Esquema apresentando as fontes de emissão de CO2 em projeto de
operações e cenário de referência. ............................................................. 163
Figura 60 - Localização do projeto Merit Energy. ....................................................... 164
Figura 61 - Esquema apresentando as fontes de emissão de CO2e para operação de
sequestro de CO2........................................................................................ 164
Figura 62 - Recursos disponibilizados. ........................................................................ 165
Figura 63 – Localização das Principais Regiões Emissões de GEE no Recôncavo
Baiano. ....................................................................................................... 168
Figura 64 – Localização dos Campos da Bacia do Recôncavo. .................................. 169
11
Figura 65 – Rede de Dutos da Bacia do Recôncavo.................................................... 173
Figura 66 – Fluxo de Ações e Decisões para a implantação de um Projeto de CCS na
Bahia. ......................................................................................................... 176
Figura 67 – Simulação para a obtenção dos valores para investimento e preço do CO2
em empresas do Recôncavo....................................................................... 182
Figura 68 – Proposta de Trajeto da Linha Tronco para o Transporte do CO2 na Bacia do
Recôncavo.................................................................................................. 188
Figura 69 – Polígono da Província do Pré-sal. ............................................................. 225
Figura 70 - Localização do Campo de Tupi. ................................................................ 227
Figura 71 - Projeção populacional até 2050 do Brasil e Japão, e situação do PIB em
2011. .......................................................................................................... 233
Figura 72 - Comparativo entre as emissões de GEE do Brasil e do Japão. .................. 234
Figura 73 - Cronologia das principais políticas e estratégias de mudanças climáticas no
Japão. ......................................................................................................... 235
Figura 74 - Cronologia das principais políticas e estratégias de mudanças climáticas no
Brasil.......................................................................................................... 235
Figura 75 - Estrutura Organizacional dos Projetos de CCS conduzidos pela Japan CCS
Co............................................................................................................... 237
Figura 76 - Comparativo entre Brasil e Japão de depósito de patentes das tecnologias de
CCS............................................................................................................ 238
Figura 77 - Situação das Instituições de Pesquisa no Brasil e Japão............................ 238
12
TABELAS
Tabela 1 - GWP dos GEE............................................................................................... 31
Tabela 2 - Prefixos e Fatores de Multiplicação. ............................................................. 42
Tabela 3 - Metas de Redução de GEE previstas nas NAMAS do Governo do Brasil para
2020................................................................................................................ 48
Tabela 4 - Metas de Redução de GEE por setores previstas nas NAMAS do Governo do
Brasil para 2020. ............................................................................................ 49
Tabela 5 - Emissões Gasosas por Regiões Industriais.................................................... 54
Tabela 6 – Projetos de CCS no mundo (em execução e planejados) de diversas
escalas ............................................................................................................ 67
Tabela 7 – Capacidades operacionais de dutos para o transporte de CO2 .................... 125
Tabela 8 – Valores de massa específica e visosidade do CO2 ...................................... 127
Tabela 9 – Identificação e Potencial de Emissões das Fontes Estacionárias no
Recôncavo Baiano ....................................................................................... 179
Tabela 10 – Capacidade Teórica de Armazenamento de CO2 nos Campos da Bacia do
Recôncavo. ................................................................................................... 185
Tabela 11 - Principais efluentes atmosféricos emitidos pelo FPSO Cidade de Angra dos
Reis. ............................................................................................................. 229
13
QUADROS
Quadro 1- Fontes e absorção de gases de efeito estufa e aerosóis. ................................ 29
Quadro 2 - Fatores de conversão dos prefixos das medidas de peso do Sistema
Internacional. ............................................................................................. 43
Quadro 3 – Distâncias dos dutos de transporte do CO2 em operação ou em projeto. .... 71
Quadro 4 – Tecnologias de captura do CO2 disponíveis comercialmente. .................. 117
Quadro 5 – Exemplos de processos industriais de separação de gases por membranas.
................................................................................................................. 119
Quadro 6 – Estimativa de Custos de Armazenamento do CO2. ................................... 135
Quadro 7 – Faixas de Custos Correntes dos Componentes do CCS Aplicado a Usinas de
Energia ou Outras Fontes Industrial. ....................................................... 136
Quadro 8 – Estimativa de Custos para o Armazenamento Geológico do CO2............. 137
Quadro 9 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - gás natural
(MEA). .................................................................................................... 141
Quadro 10 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - gás natural
(KS-1). ..................................................................................................... 142
Quadro 11 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - cimenteira
(MEA). .................................................................................................... 143
Quadro 12 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - cimenteira
(KS-1). ..................................................................................................... 144
Quadro 13 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - biomassa
(MEA). .................................................................................................... 145
Quadro 14 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - biomassa
(KS-1). ..................................................................................................... 145
Quadro 15 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade – turbina a
gás (MEA). .............................................................................................. 146
Quadro 16 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade – turbina a
gás (KS-1). .............................................................................................. 147
Quadro 17 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade – siderúrgica,
planta de amônia e refinaria (KS-1 e Queima)........................................ 149
Quadro 18 – Investimento e Preço do CO2 para atividades de EOR............................ 152
Quadro 19 – Status dos fundos de financiamento de projetos de CCS. ....................... 166
Quadro 20 – Campos da Bacia do Recôncavo. ............................................................ 170
14
Quadro 21 - Critérios para seleção de reservatórios de óleo com potencial para aplicação
de CO2. .................................................................................................... 184
Quadro 22 – Identificação dos Diplomas Legais com Possível relação com as
Tecnologias de CCS. ............................................................................... 189
Quadro 23 – Indicadores para o uso em larga escala das Tecnologias de CCS. .......... 200
Quadro 24 - Situação das Descobertas do Pré-sal. ....................................................... 226
Quadro 25 – Publicações da pesquisa. ......................................................................... 231
15
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
AC
ACI
ACR
AGERBA
ANA
ANP
ANSI
ANTAQ
ANTT
BAU
BO
C&T
CAC
CAC
CCI
CCS
CCSA
CCX®
CDP
CEBDS
CENPES
CEPGN
CEPRAM
CFCs
CH4
CICCS
CIA
CNEN
CNPE
CNRH
CNTL
CO2
CO2CRC
CO2eq
COFIC
CONAMA
CONERH
CONIT
COP
CQNUMC
ou UNFCCC
CSFL
DCPP
DGC
DNPM
E&I
Autoridade Competente
Autoridade Competente Indicada
American Carbon Registry
Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Energia,
Transporte e Comunicações da Bahia
Agência Nacional de Águas
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
American National Standarts Institute
Agência Nacional de Transporte Aquaviário
Agência Nacional de Transporte Terrestre
Business-As-Usual
Fator Volume de Produção
Ciência e Tecnologia
Captura e Armazenagem de Dióxido de Carbono
Clean Air Canada
Câmara de Comércio Internacional
Carbon Capture and Storage
Carbon Capture & Storage Association
Chicago Climate Exchange
Carbon Disclosure Project
Centro Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável
Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de
Melo/Petrobras
Centro de Estudos em Petróleo e Gás Natural
Conselho Estadal do Meio Ambiente
Halocarbonos
Metano
Centre for Innovation in Carbon Capture and Storage
US Central Intelligence Agency
Comissão Nacional de Energia Nuclear
Conselho Nacional de Políticas Energéticas
Conselho Nacional de Recursos Hídricos
Centro Nacional de Tecnologias Limpas
Dióxido de Carbono
Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas
Dióxido de Carbono Equivalente
Comitê de Fomento Industrial de Camaçari
Conselho Nacional do Meio Ambiente
Conselho Estadual de Recursos Hídricos
Conselho Nacional de integração de Políticas de Transporte
Conferência das Partes da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre
Mudança do Clima
Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima
Fórum de Lideranças em Seqüestro de Carbono
Demonstrativo de Controle de Produtos Processados
Dakota Gasification Company
Departamento Nacional de Produção Mineral
Engenharia e Inovação
16
E&P
EB
ECBM
EOR
EOR/EGR
EPA
EPE
ESTs
EU
EVTE
FPSO
GAG
GCCSI
GEE
GLP
GS
GWP
Exploração e Produção
Executive Board
Recuperação Avançada de Metano em Jazidas de Carvão Mineral
Recuperação Avançada de Petróleo
Recuperação Avançada de Óleo ou de Gás Natural
U.S. Environmental Protection Agency
Empresa de Pesquisa Energética
Environmentally Sound Technologies
União Européia
Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica
Unidade Flutuante de Armazenamento e Escoamento
Governança Ambiental Global
Global CCS Institute
Gases de efeito estufa
Gás Liquefeito de Petróleo
Gold Standart
Potencial de Aquecimento Global
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
IBAMA
Renováveis
IBGE
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IBP
Instituto Brasileiro de Petróleo
ICETT
International Centre for Environmental Technology Transfer
IEA
International Energy Agency
INEMA
Instituto do Meio Ambiente e Recursos Hidricos
INMETRO
Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologias
INPE
Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais
IOGCC
Interstate Oil and Gas Compact Commission
International Performance Assessment Centre for the Geologic Storage
IPAC-CO2
of CO2
IPCC
Intergovernamental Panel on Climate Change
JIs
Joint Implementations
LABMUNDO Laboratório de Análise Política Mundial
MARPOL
International Convention for the Prevention of Pollution From Ships
MCMPR
Conselho Ministerial de Petróleo e Recursos Minerais
MCT
Ministério da Ciência e Tecnologia
MDL
Mecanismos de Desenvolvimento Limpo
MEA
Monoetanolamina
Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da Amazônia
MMA
Legal
MME
Ministério de Minas e Energia
NAMAs
Nationally Appropriate Mitigation Actions
Óxido Nitroso
N2O
NPGA
Núcleo de Pós-Graduação em Administração
OECD
Organização para Cooperação do Desenvolvimento Econômico
ONGs
Organizações Não-Governamentais
ONU
Organização das Nações Unidas
OPA
Commonwealth Offshore Petroleum Act
P&D
Pesquisa e Desenvolvimento
PAP
Programa Anual de Produção
PCHs
Pequenas Centrais Hidroelétricas
PDE
Plano Decenal de Expansão de Energia
17
PETROBRAS
PETRONAS
PIB
PNUD
PRONAR
PTRC
PUC-RS
RCRA
REDD
RGGI
RIMA
RITE
RLAM
RMC
SEED
SEI
SEMA
SIGEA
SISNAMA
TEMADRE
TIR
TMA
UFBA
UIC
UNEP
UNIFACS
VAUE
VCS
VPL
WBCSD
WCED
WCI
WTOF
Petróleo Brasileiro S.A.
Petroliam Nasional Berhad
Produto Interno Bruto
Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento
Programa Nacional de Controle da Qualidade do Ar
Petroleum Technology Research Centre
Pontifica Universidade Católica do Rio Grande do Sul
Resource, Conservation and Recovery Act
Reduções de Emissões por Desmatamentos e Degradação
Regional Greenhoue Gas Iniciative
Relatório de Impacto do Meio Ambiente
Research Institute of Innovative Technology for the Earth
Refinaria Landulfo Alves em Mataripe
recuperação avançada de hidrocarbonetos
Schlumberger Excellence in Educational Development
Sustainable Energy Ireland
Secretaria do Meio Ambiente do Estado da Bahia
Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas da Petrobras
Sistema Nacional de Meio Ambiente
Terminal de Madre de Deus
Taxa Interna de Retorno
Taxa Mínima de Atratividade
Universidade Federal da Bahia
Underground Injection Control Program
United Nations Environment Programme
Universidade de Salvador
Valor Anual Uniforme Equivalente
Voluntary Carbon Standard
Valor Presente Líquido
World Business Council for Sustainable Development
World Commission on Environment and Development
Western Climate Initiative
White Tiger Oil Field
18
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ......................................................................................................... 20
1.1. CARACTERIZAÇÃO DO PROBLEMA ............................................................... 22
1.2 MOTIVAÇÃO/JUSTIFICATIVA ........................................................................... 23
1.3. OBJETIVO GERAL................................................................................................ 27
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................. 27
2. REVISÃO DA LITERATURA ............................................................................... 29
2.1 GOVERNANÇA AMBIENTAL GLOBAL DO CLIMA ........................................ 32
2.2 TECNOLOGIAS DE REDUÇÃO DO DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) ............. 37
2.3. EMISSÕES DO CO2 NO MUNDO ........................................................................ 42
2.4 EMISSÕES DE CO2 NO BRASIL........................................................................... 44
2.5 EMISSÕES DE CO2 NA BAHIA ............................................................................ 52
2.6 O ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DO CO2 .................................................. 55
2.7 STATUS DO CCS NO MUNDO ............................................................................. 64
2.8 CCS NO BRASIL..................................................................................................... 74
3 METODOLOGIA...................................................................................................... 77
4. ANALISE DOS FATORES CONDICIONANTES PARA O USO EM LARGA
ESCALA DA TECNOLOGIA CCS NO BRASIL ..................................................... 84
4.1 FATORES POLÍTICOS E ESTRATÉGICOS ......................................................... 84
4.1.1 Discussão sobre os Fatores Políticos ............................................................. 85
4.1.2 Discussão sobre os Fatores Estratégicos ....................................................... 92
4.1.2.1 Uma discussão sobre a regulação do Armazenamento Geológico do CO2
no Brasil.............................................................................................................. 100
4.2 FATORES TÉCNOLÓGICOS E ECONÔMICOS ................................................ 108
4.2.1 Discussão sobre os Fatores Tecnológicos ................................................... 114
4.2.1.1 Captura e Separação ............................................................................... 115
4.2.1.2 Transporte ............................................................................................... 123
4.2.1.3 Capacidade de Armazenamento ............................................................. 127
4.2.2 Discussão sobre os Fatores Econômicos ..................................................... 134
4.2.2.1 Custos e Investimentos de um projeto de CCS – Estudo da Petrobras .. 140
4.2.2.2 Instrumentos Econômicos para Projetos de CCS ................................... 153
4.2.2.2.1 Mercado Regulado de Crédito de Carbono e o CCS........................ 154
4.2.2.2.2 Mercado Voluntário de Crédito de Carbono e o CCS...................... 157
19
4.2.2.2.3 Fundos de Financiamento para Projetos de CCS ............................. 165
5. FATORES CONDICIONANTES À APLICAÇÃO DAS TECNOLOGIAS DE
CCS NO ESTADO DA BAHIA – UM ESTUDO DE CASO .................................. 167
5.1 CONTEXTO........................................................................................................... 167
5.2 ESTUDO DE CASO .............................................................................................. 174
5.3 FATORES POLÍTICOS, ESTRATÉGICOS, TECNOLÓGICOS E ECONÔMICOS
IMPLICADOS NO ESTUDO DE CASO .................................................................... 194
5.4 MEDIDAS MITIGADORAS ................................................................................. 197
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES FINAIS ............................................... 201
REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 206
ANEXO I ..................................................................................................................... 224
ANEXO II.................................................................................................................... 231
ANEXO III .................................................................................................................. 233
20
1 INTRODUÇÃO
O Homem moderno e sua forma de viver desencadeou uma série de efeitos
diretos e indiretos ao meio ambiente. Diversos são os impactos ambientais reconhecidos
e estudados pela comunidade científica mundial, decorrentes do atual estilo de vida da
humanidade. Mesmo com as dicussões sobre estes impactos e aumento da
conscientização sobre as questões ambientais, inúmeros são os processos produtivos que
ainda mantém os princípios do século passado.
O mundo está envolvido em debates sócio-ambientais cada vez mais intensos
que têm modificado a forma de agir e viver das sociedades mais desenvolvidas.
Diversos são os atores envolvidos e inúmeras são as formas para influenciar tanto os
indivíduos como uma comunidade com o objetivo de alcançar um equilíbrio. A maneira
como os indivíduos ou comunidades respondem aos estímulos externos são diferentes e
isso termina influenciando a coletividade e, consequentemente, um país ou toda uma
região para responder a essas questões.
O crescimento populacional e a elevação do consumo de diversos países têm
desencadeado consequências não previstas para o planeta e provocado a necessidade de
debates quanto à manutenção do padrão de consumo dos países desenvolvidos e a
escalada dos países em desenvolvimento. Entretanto, na atual conjuntura estabelecida,
somente com a pesquisa, desenvolvimento e inovação de tecnologias ambientavelmente
amigáveis em curto e médio prazo, a humanidade poderá equalizar este dilema.
A introdução de uma tecnologia ambientalmente amigável requer um esforço
muito grande entre os diversos atores do setor público, privado e da sociedade civil. De
maneira geral, uma nova tecnologia é, geralmente, mais cara do que as que estão em uso
e sempre posta em cheque no que diz respeito aos seus benefícios e desempenho. Essa
realidade se amplia ainda mais quando é discutida a difusão e uso em larga escala de
uma tecnologia mais ambientalmente amigável.
Este trabalho entende que uma tecnologia mais ambientamente amigável
necessita de uma discussão e análise mais ampla quanto à condução de sua governança.
Governança esta exercida em âmbito internacional e também em âmbito nacional em
cada país, sendo que o posicionamento de cada país em fóruns internacionais é o reflexo
de como as tecnologias ambientalmente mais amigáveis devem estar sendo conduzidas
internamente no país.
21
A maneira como as políticas internas em um país são conduzidas e o resultado
das discussões externas em fóruns internacionais podem influenciar diretamente o
sucesso ou insucesso da implantação de uma tecnologia ambientalmente amigável. Isso
porque, em se tratando de tecnologias ambientais, existe uma influência muito grande
com o estabelecimento de políticas e estratégias pelo setor público mais a participação
ativa do setor privado e a sociedade civil, os quais são os principais propulsores dos
fatores tecnológicos e econômicos em qualquer processo de inovação.
Com o propósito de compreender todas as questões que abrangem uma
tecnologia ambientalmente amigável, em especial a Captura e Armazenamento do
Dióxido de Carbono (CCS), este trabalho discute e identifica os pontos críticos que
envolvem esta tecnologia, além de propor soluções para que o uso das tecnologias de
CCS seja feito de forma segura, eficiente e sustentável. Para tanto, ele é composto por
esta introdução que tem a caracterização do problema da pesquisa, sua motivação e
justificativa assim como seus objetivos geral e específicos.
No segundo Capítulo, este trabalho realiza uma revisão da literatura que discute
a
Governança Ambiental Global (GAG) do clima, assim como as tecnologias de
redução do Dióxido de Carbono (CO2), as emissões do CO2, tanto no mundo como no
Brasil, e em particular, na Bahia. Além disso, o segundo Capítulo também apresenta a
tecnologia de armazenamento geológico do CO2 e o atual status do CCS no mundo e no
Brasil. Em seu terceiro Capítulo o trabalho apresenta a sua metodologia.
Como resultados da pesquisa do trabalho, o quarto Capítulo analisa o uso do
armazenamento geológico de CO2 no Brasil, seus fatores políticos, estratégicos,
tecnológicos e econômicos. Discute de forma mais particular os fatores tanto políticos
como estratégicos e propõe uma discussão sobre a regulação do armazenamento
geológico do CO2 no Brasil. Neste mesmo Capítulo também são discutidos os fatores
tecnológicos, tanto a parte conceitual quanto as questões mais técnicas referentes à
captura e separação, transporte, capacidade de armazenamento do CO2, assim como
uma discussão sobre os fatores econômicos, custos e investimentos de um projeto de
CCS e os possíveis instrumentos econômicos que podem ser aplicados em projetos de
CCS.
No quinto Capítulo, o trabalho analisa a possível aplicação das tecnologias de
CCS no Estado da Bahia por meio de um estudo de caso, o qual é composto por uma
contextualização da região, a aplicação de teorias e cálculos práticos. Além disso, no
22
estudo de caso, ainda são identificados e discutidos os fatores políticos, estratégicos,
tecnológicos e econômicos implicados no mesmo e as medidas mitigadoras propostas e
que são críticas para o sucesso de um projeto de CCS na Bahia. Por fim, o trabalho
apresenta as suas conclusões e recomendações finais.
1.1. CARACTERIZAÇÃO DO PROBLEMA
O aumento atual das pressões sociais, quanto às questões ambientais,
provenientes das ações antrópicas, impulsionam a necessidade da tomada de ação tanto
do setor público como do setor privado. A Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e a
Engenharia e Inovação (E&I) em Environmentally Sound Technologies (ESTs tecnologias ambientalmente amigáveis) tem sido uma das formas de a humanidade
buscar equacionar os problemas ambientais oriundos do aumento do consumo em escala
dos produtos e processos industriais.
Se por um lado as ESTs podem ser consideradas como a solução para diversos
problemas, por outro, são tecnologias que normalmente não estão diretamente
relacionadas com a obtenção de lucro ou benefícios financeiros para os seus usuários,
tendo um caráter mais de responsabilidade socioambiental, o que dificulta o seu uso em
larga escala, principalmente do setor privado que sempre leva em consideração os
fatores técnicos, econômicos e regulatórios.
Faz-se importante destacar que cada ESTs tem o seu nível específico de
complexidade de implementação e o entendimento do contexto no qual as ESTs estão
ou estarão inseridas, assim como as interações entre os setores público, privado e a
sociedade civil com as ESTs podem determinar o sucesso da implementação ou difusão
de cada ESTs em um país.
Em função da importância e proeminência que têm obtido as tecnologias de
CCS, o contexto em que este tipo de ESTs está inserida é crítico para entender os
fatores possíveis de sucesso ou insucesso da sua difusão. É neste contexto que analisar
as ações e decisões tomadas pelo Governo do Brasil, relativas ao tema Mudanças
Climáticas, assim como o posicionamento dos demais atores envolvidos do setor
privado e da sociedade civil, tem uma importância relevante e requer uma atenção
especial.
Suplementar ao entendimento da participação dos atores envolvidos no uso em
larga escala do CCS, a ampliação da discussão com um caráter mais técnico é também
crítica para minimizar os fatores motivadores de empecilhos e obstáculos pré
23
concebidos para o seu largo uso. Para tanto, a discussão da implantação de projetos de
CCS no Brasil é um fator chave para o entendimento mais aprofundado da
complexidade que envolve a implementação e difusão destas tecnologias.
Posto isso, as questões presentes neste trabalho buscam contribuir para o
fortalecimento do campo de pesquisa sobre a importância do uso em larga escala das
tecnologias de CCS no Brasil, além do papel dos principais atores brasileiros que
influenciam a GAG do clima, a partir da investigação da seguinte questão-problema:
- Que fatores condicionam o uso em larga escala das tecnologias de CCS no Brasil e
sua aplicação no Estado da Bahia?
1.2 MOTIVAÇÃO/JUSTIFICATIVA
A principal motivação desta pesquisa está na relevância da discussão do tema no
âmbito acadêmico-científico, assim como no âmbito tecnológico industrial. Os
resultados da pesquisa contribuem diretamente para analisar o potencial e
desenvolvimento das tecnologias de CCS no Brasil, mais específicamente no Estado da
Bahia, suas barreiras políticas e tecnológicas; confrontar o posicionamento do Governo
do Brasil em relação ao CCS com o posicionamento de outros países; verificar e
analisar políticas/estratégias do Governo do Brasil na GAG do clima.
A Figura 1 apresenta as inter-relações entre a participação política dos países
(Governos) e do setor privado (empresas de atuação transnacional), suas influências na
GAG (na Figura 1, o tamanho das setas demonstram a intensidade das influências) e o
impacto das EST’s, em particular do CCS que diz respeito às Inovações Tecnológicas,
implementadas para a redução das emissões de GEE. Consequentemente, como as
participações políticas e tecnológicas podem influenciar nas Mudanças Climáticas
decorrentes das ações antrópicas. A figura dá ênfase à intensidade das influências,
principalmente, entre os governos dos países que formam o grupo do G 08 (composto
pelas 08 maiores potências mundiais) e os que formam o G 05 (composto por 05 países
em desenvolvimento, entre eles o Brasil) e as empresas transnacionais.
Esta pesquisa teve como premissa que o uso em larga escala das tecnologias de
CCS requer uma forte sinergia entre os seus atores, sendo estes atores oriundos do setor
público, do setor privado e da sociedade civil. A sinergia apontada anteriormente é
identificada nesta pesquisa como sendo um ponto crítico para o sucesso na
implementação de projetos de CCS.
24
De maneira geral, o autor deste trabalho entende que o setor público é
constituído pelo governo, ministérios, agências reguladoras e demais organizações
públicas, o setor privado formado pelas empresas e a sociedade civil, pela academia,
organizações não-governamentais e a sociedade. Já a sinergia citada, como um processo
em que os atores envolvidos precisam ter o foco nas tecnologias de CCS e entendem
que o seu uso é importante para o bem estar social, mesmo que os interesses dos atores
sejam diversos como a redução de externalidades negativas, a obtenção de lucros,
aumento do conhecimento técnico-científico, dentre outros.
Figura 1 - Inter-relações entre Governos, Empresas Transnacionais, GAG e as Mudanças Climáticas.
Fonte: elaboração própria.
A Figura 2 busca identificar e reunir de forma condensada e por atores as
principais questões, interesses e direcionamentos específicos dos mesmos para o êxito
do uso em larga escala das tecnologias de CCS em um país. Desta forma, o uso em larga
escala do CCS para o setor privado estaria relacionado a investimentos, à P&D e E&I
(parcerias com instituições locais, nacionais e internacionais), a prioridades das
empresas quanto às questões ambientais e sua responsabilidade social, atrelado a isso a
preocupação quanto à criação e manutenção da imagem.
25
A depender do contexto, o setor privado deve ser responsável pela condução de
projetos pilotos de CCS com o foco no uso em larga escala do CCS, o que seria um
primeiro estágio para, posteriormente, o desenvolvimento e condução de projetos de
demonstração e, consequentemente, projetos em escala comercial. Contudo, o setor
privado é movido pela busca do capital (lucro) ou controle/incentivo do Estado
(estabelecimento de multas, taxas/impostos ou incentivos fiscais) o que não deveria ser
desprezado no contexto do uso em larga escala do CCS, além da participação em outros
instrumentos econômicos, como os mercados de crédito de carbono ou fundos.
Já para o setor público, caberia a responsabilidade de estabelecer Políticas e
Estratégias claras quanto às questões industriais e climáticas, assim como a elaboração e
estabelecimento de uma estrutura regulatória específica para o CCS e acordos
internacionais para a realização de projetos em regiões limites ou de águas
internacionais. Além disso, seria necessário que o CCS fosse entendido como uma
prioridade de governo o que requereria investimentos, definição de uma instituição
focada em CCS, realizando P&D e conduzindo projetos pilotos. Suplementarmente,
existe a necessidade da criação de instrumentos econômicos como impostos sobre a
emissão de CO2, a criação de mercados de créditos de carbono e fundos.
Este trabalho considera a sociedade civil sendo composta pela sociedade em
geral, a academia, Organizações Não-Governamentais (ONGs), dentre outros. Com isso,
as questões referentes às tecnologias de CCS que teriam relação com a sociedade civil
seria a opinião pública quanto à aceitação das tecnologias de CCS. Vinculado a isso, as
perdas e benefícios, principalmente, associados ao armazenamento do CO2 em
reservatórios geológicos localizados no subsolo de propriedades agropecuárias
produtivas, além das questões de riscos e impactos ambientais e de saúde e segurança
das comunidades próximas aos locais de armazenamento. Já, para a academia, caberia a
produção de Ciência e Tecnologia (C&T) e P&D quanto à captura e separação,
transporte, injeção e monitoramento do CO2 nos reservatórios geológicos.
26
Figura 2 – Principais questões por atores envolvidos para o uso em larga escala das tecnologias de
CCS.
Ao entender o contexto em que estão inseridas as tecnologias de CCS e as
possíveis interações e relações de influência nas dimensões político-estratégica e
tecnológica, assim como as principais questões relacionadas aos atores chaves, os
resultados da pesquisa deste trabalho contribuem diretamente para:
- analisar o potencial de uso do CCS no Brasil em particular no Estado da Bahia,
suas barreiras políticas e tecnológicas;
- confrontar o posicionamento do Governo do Brasil em relação ao CCS com o
posicionamento de outros países em desenvolvimento e desenvolvidos.
- verificar e analisar o posicionamento e estratégias/políticas do setor privado1 e do
Governo do Brasil na GAG do clima;
- verificar a disponibilidade e uso de instrumentos de incentivos nacionais e
internacionais à implantação e difusão de tecnologias de redução de GEE em específico
do CCS; e,
- analisar o desenvolvimento do CCS, considerando todas as barreiras tecnológicas e
governamentais existentes no Brasil e compará-las com outros países.
Além do exposto acima, a pesquisa contribui para a atualização teórica e de
conhecimento de novas abordagens sobre o papel do setor privado e público do Brasil
1
Mesmo sendo uma empresa de capital misto e aberto, e tendo o seu principal acionista o Governo do
Brasil, a Petrobras foi considerada neste trabalho como sendo uma instituição do setor privado, visto que,
nas principais ações da empresa ela trabalha em consórcio com outras empresas petrolíferas como o que
ocorre no campo de Tupy onde a participação das empresas é estabelecida da seguinte forma: Petrobras
(65%), BG (25%) e Petrogal (10%). Ver o Anexo I deste trabalho.
27
na GAG do clima. Além de contribuir também com a produção intelectual brasileira
sobre a relação entre as tecnologias de CCS e a GAG, isto é, na geopolítica do CCS que
é muito incipiente, concentrando-se nos campos da Ciência Política e das Relações
Internacionais, tendo como objeto de estudo, principalmente, o papel exercido pelos
atores estatais ou pelas ONGs na ecopolítica internacional (Milani, 1999; Ribeiro, 2001;
Barros-Platiau, 2004; Silva, 2006; Viola, 2005).
1.3. OBJETIVO GERAL
Este trabalho tem por objetivo geral analisar os fatores condicionantes para o uso
em larga escala das tecnologias de CCS no Brasil e sua aplicação no Estado da Bahia.
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Para o alcance do objetivo geral do trabalho foram elaborados os seguintes
objetivos específicos:
- levantar o estagio atual do uso das tecnologias de CCS no mundo e no Brasil, tendo
como base a análise das tecnologias de redução do CO2 disponíveis, em especial o
Armazenamento Geológico do CO2; as emissões de CO2 no mundo, no Brasil e na
Bahia nos últimos anos e o status das tecnologias de CCS no mundo e no Brasil;.
- verificar a percepção dos atores internacionais quanto ao uso em larga escala do CCS,
e entendê-los de forma mais abrangente, relacionando-os com a GAG do Clima;
- identificar o posicionamento e participação dos atores chave brasileiros no sistema da
GAG do clima e a percepção desses atores na inclusão da CCS na agenda das
negociações das mudanças climáticas;
- identificar e analisar as estratégias dos diversos atores internacionais para a utilização
do CCS em larga escala, tendo como referência os fatores políticos, estratégicos,
tecnológicos envolvidos, com ênfase nos instrumentos econômicos para incentivo a
projetos de CCS como os mercados de crédito de carbono (regulado e voluntário) e os
fundos de financiamento;
- verificar os fatores condicionantes para o uso das tecnologias do CCS no Brasil, por
meio da discussão de cada fator individualmente e abrangendo questões críticas como a
Regulação do Armazenamento Geológico do CO2 no Brasil, opções técnicas disponíveis
para as áreas de captura/separação, transporte e estimativa de capacidade de
28
armazenamento em reservatórios geológicos, além da discussão sobre os custos e
investimentos de um Projeto de CCS na província petrolífera do Recôncavo da Bahia;
- analisar político, estratégico, técnico e economicamente um possível projeto de CCS
na Bahia, entendendo o contexto no qual estaria inserido este projeto, seus fatores
condicionantes implicados e as medidas mitigadoras necessárias para o seu sucesso, e;
- definir/elaborar indicadores que possam auxiliar no processo decisório para o uso das
tecnologias de CCS em um determinado ambiente, em particular no Estado da Bahia.
29
2. REVISÃO DA LITERATURA
As discussões sobre o aumento da temperatura da Terra e os efeitos deste
aumento nas condições climáticas do planeta são objetos de estudo de diversas áreas da
ciência. Muitas
discussões têm o foco no chamado “efeito estufa”. Um fenômeno
natural que ocorre na atmosfera da Terra, decorrente das condições criadas nas estufas
de vidro utilizadas na agricultura (Marques, 1993).
Na atmosfera, ocorre um processo semelhante. A função do vidro na estufa é
exercida por certos gases atmosféricos que deixam passar a radiação vinda do sol e
absorvem aquela emitida pela Terra, reemitindo-a nos dois sentidos, para baixo e para
cima. A parte reemitida para baixo é de novo absorvida pela superfície e reemitida para
a atmosfera, onde o processo se repete. No saldo, tem-se uma espécie de
“aprisionamento” de energia que é avaliado na prática pelo correspondente aumento de
temperatura (Marques, 1993).
Os principais gases que fazem parte da composição da atmosfera e influenciam
neste fenômeno são: o vapor d’água (H2O), o dióxido de carbono (CO2), o metano
(CH4), os halocarbonos (CFCs), o óxido nitroso (N2O) e os aerosóis. Cada gás tem
fontes distintas e formas de absorção diferenciadas que podem ser observadas conforme
o Quadro 1.
Gás
Fonte
Combustível fóssil, desmatamento, queima de
CO2
biomassa, produção de cimento.
Plantações de arroz, pântanos naturais, animais
domésticos ruminantes, queima de biomassa,
CH4
combustíveis fósseis, cupins, lixo doméstico e
animal.
Fontes biológicas no solo e água, adubação,
N2O
queima de biomassa e indústria.
Fontes industriais: propelentes, refrigeradores,
Halocarbonos (CFCs) solventes, extintores de fogo, agentes produtores
de espuma.
Evaporação (oceano), circulação de veículos
H2O
automotores, combustão.
Combustíveis fósseis e queima de biomassa,
Aerosois
fuligem, atividade vulcânica, poeira do solo, sal
marinho, plantas.
Quadro 1- Fontes e absorção de gases de efeito estufa e aerosóis.
Fonte: Mendonça (2003).
Os
efeitos
no
clima
do
Planeta,
decorrentes
Absorção
Oceano
e
biosfera
terrestre.
Reação com radicais
hidróxidos na atmosfera.
Distribuição fotolítica na
estratosfera.
Distribuição fotolítica na
estratosfera.
Gotas
de
precipitação.
nuvens,
Redução
precipitação.
pela
do
efeito
estufa
e,
consequentemente, do aquecimento global não são totalmente conhecidos. Os atuais
estudos apontam que ocorram efeitos positivos e negativos no clima do Planeta,
30
decorrentes das mudanças climáticas originárias do aquecimento global. Sendo que os
efeitos negativos têm maior impacto na vida do Planeta do que os positivos. Dentre os
efeitos negativos, destacam-se; a poluição do ar e da água, o progressivo aquecimento
global, o aumento do nível do mar, as chuvas ácidas, o desequilíbrio em ecossistemas, a
salinização e ressecamento do solo (redução de áreas agriculturáveis), a emergência de
novas doenças e grandes epidemias. Já, entre os possíveis efeitos positivos, podem ser
destacados: a elevação da fertilidade dos vegetais (principalmente em latitudes médias e
altas) e, em determinadas regiões, o aumento de áreas agriculturáveis.
A inter-relação entre os diversos processos causadores do efeito estufa no
Planeta e, consequentemente, o aquecimento global e as mudanças climáticas foi
apresentada pelo IPCC em seu relatório de 2007 “Climate Change 2007: the physical
science basis”. Na figura elaborada pelo IPCC, são exibidos os principais agentes
causadores das mudanças diretas e indiretas nos condutores das mudanças climáticas; a
presença de impactos nas questões radioativas que são críticas para as perturbações
climáticas, e as respostas que o clima dá em função de tais perturbações. Outro ponto a
ser destacado são os processos, tanto de feedback biogeoquímicos quanto os de
mitigação. A Figura 3 é a figura do IPCC traduzida pelo autor.
Figura 3 – Componentes do processo de mudanças climáticas.
Fonte: IPCC, 2007.
31
A atual forma de mensurar o impacto ambiental dos GEE emitidos na atmosfera
terrestre é por meio do Potencial de Aquecimento Global de cada GEE (cuja sigla em
inglês é GWP). A U.S. Environmental Protection Agency (EPA) estabelece uma
definição e a relação de comparação entre o GWP do carbono e dos outros gases que
contribuem para o aumento do efeito estufa. Segundo a EPA, o GWP é a medida da
energia total que um gás absorve em um período particular comparado com o CO2
(usualmente 100 anos), tendo como base o GWP do dióxido de carbono que é definido
como 1.
Sendo assim, o GWP de um gás é mensurado através do seu impacto no clima
quando comparado ao impacto que seria causado pelo CO2. Com a proposta de
equiparar o impacto que cada GEE pode causar em relação ao efeito estufa, foi
estabelecido o conceito de carbono equivalente (CO2eq). Por exemplo, o GWP do
metano tem 21 vezes mais o potencial de impacto no clima do que o CO2, logo, uma
tonelada de metano corresponde a 21 toneladas de CO2eq e, consequentemente, tem-se
uma relação de 1 para 21 entre CO2 e CH4. A Tabela 04 apresenta o comparativo do
GWP dos principais GEE (IPCC, 1990):
Tabela 1 - GWP dos GEE.
Gases
GWP
(100 anos)
Gases
GWP
(100 anos)
CO22
1
HCFC-124
430
Metano - CH4
21
HFC-125
2.500
Oxido Nitroso – N2O
290
HFC-134a
1.200
CFC-11
3.500
HCFC-141b
440
CFC-12
7.300
HCFC-142b
1.600
HCFC-22
1.500
HFC-143a
2.900
CFC-113
4.200
HFC-152a
140
CFC-114
6.900
CCl4
1.300
CFC-115
6.900
CH3CCl3
100
HCFC-123
85
CF3Br
5.800
Fonte: IPCC, 1990 (traduzido e adaptado pelo autor).
2
Como o GWP do CO2 é 1, o que significa 1 CO2-eq, algumas comparações nesta Tese foram feitas
utilizando o CO2-eq e o CO2 entendendo, por exemplo, que 01 (uma) tonelada de CO 2 é igual a 01 (uma)
tonelada de CO2-eq.
32
2.1 GOVERNANÇA AMBIENTAL GLOBAL DO CLIMA
O termo Governança tem sido muito utilizado atualmente, principalmente nas
áreas de Administração e do Direito Internacional, este fato se dá principalmente em
decorrência das atuais relações entre os países, intensificadas após o processo de
Globalização. Um dos primeiros conceitos sobre Governança Global foi apresentado
pela Comissão sobre Governança Global:
“No plano global, a governança foi vista primeiramente como um conjunto de relações
intergovernamentais, mas agora deve ser entendida de forma mais ampla, envolvendo
organizações não-governamentais, (ONG), movimentos civis, empresas multinacionais e
mercados de capitais globais. Com estes interagem os meios de comunicação de massa, que
exercem hoje enorme influência”. (Comissão sobre Governança Global, 1996, p. 2).
No que diz respeito à Governança Ambiental Global (GAG), este trabalho entende a
mesma como a soma dos interesses comuns dos indivíduos e instituições, privadas e
públicas, constituída da intercessão entre os interesses na Governança Global nas questões
ambientais (The Commission on Global Governance, 1995).
Pode-se observar a intrínseca relação entre os mais diversos atores, entretanto, a
preocupação em buscar soluções e o processo de tomada de decisão não era explicito no
conceito apresentado. Numa evolução deste conceito, segundo Gonçalves:
“Fixamo-nos, portanto, na definição de governança como meio e processo capaz de
produzir resultados eficazes, sem necessariamente a utilização expressa da coerção. Mas a
governança não exclui a dimensão estatal: ao contrário, acaba por envolvê-la. Governança
diz respeito... à “totalidade das diversas maneiras” para administrar problemas, com a
participação e ação do Estado e dos setores privados. É evidente, porém, que a dimensão
não-estatal é o traço proeminente e de certa forma inédito trazido pela governança ao
debate e à formulação de políticas e de ações nos planos nacional e internacional. Daí
porque, quando se examina o tema da governança, surge com destaque o papel das
organizações não-governamentais (Gonçalves, 2005)”.
Destaca-se atualmente a importância da Governança, quanto ao estabelecimento
de normas que regulam conflitos, com a participação ativa de setores e atores nãoestatais, que contribuem para ampliar as opiniões capazes de influir nos resultados, seja
no campo das políticas públicas, na regulação internacional, ou na produção e revisão
de normas. Em conseqüência disso, o processo de Globalização tem levado à
redefinição do conceito de soberania, devido ao surgimento de ONG’s de atuação
internacional e empresas multi e transnacionais (Barros-Platiau et al., 2004).
33
A participação de setores não-estatais tem sido marcante, principalmente no que
diz respeito às questões referentes ao Direito Ambiental Internacional. O fortalecimento
do conceito do meio ambiente como patrimônio comum da humanidade fez com que
surgisse a necessidade de ações integradas e multilaterais de proteção, envolvendo todos
os países e enfraquecendo a ideia do Estado-Nação. O que ocasionou também a
necessidade de envolver a opinião e o consenso da sociedade civil (Barros-Platiau,
2004).
As interações entre Estado e demais atores envolvidos na Governança Global
precisam ser intensas e transparentes em função do caráter mundial dos problemas
atuais. Sendo assim, estas interações devem ter o objetivo de proporcionar resultados
efetivos, impactando positivamente no bem estar da Humanidade e do Planeta.
Entretanto, o tratamento e as soluções dos problemas envolvidos neste contexto não são
tão simples.
Dentre os diversos problemas atuais existentes, a discussão quanto à redução das
emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) tem sido objeto de discussão de diversas
reuniões entre os principais líderes mundiais. De forma geral e basicamente como
consequência do processo de industrialização, os países desenvolvidos ou em
desenvolvimento emitem mais GEE. Estas emissões de GEE contam com a participação
direta do setor privado.
A emissão de GEE na atmosfera e sua concentração é um dos principais assuntos
em discussão na esfera governamental assim como na comunidade científica. Se, por
um lado, tanto governantes como cientistas, acreditam que o Aquecimento Global é um
fenômeno natural e que as ações antrópicas nas emissões de GEE não têm impactos
significativos ao meio ambiente, por outro lado, outra corrente é enfática em afirmar
que as emissões antrópicas de GEE impactam diretamente no Aquecimento Global do
Planeta e, por consequência, nas alterações climáticas.
Este trabalho assume como pressuposto o preconizado pela corrente da ciência
que entende que as emissões antrópicas de GEE impactam nas alterações climáticas do
Planeta. Segundo o Relatório de Desenvolvimento Humano 2007/2008 - Combater as
alterações climáticas: Solidariedade humana num mundo dividido, do Programa das
Nações Unidas para o Desenvolvimento - PNUD:
“As alterações climáticas são um fato científico incontestável. Não é fácil de prever com
precisão o impacto inerente às emissões de gases de efeito de estufa e há muita incerteza
científica no que diz respeito à capacidade de previsão. Mas sabemos o suficiente para
34
reconhecer que estão em jogo sérios riscos, potencialmente catastróficos, incluindo o
degelo das calotas glaciais na Groenlândia e na Antártida Ocidental (o que deixaria muitos
países submersos) e as alterações no curso da Corrente do Golfo, significando alterações
climáticas dramáticas (PNUD, 2008)”.
A condição de maiores emissores de GEE coloca os países desenvolvidos e em
desenvolvimento em uma posição chave nas discussões quanto à redução das emissões
de GEE, já que os efeitos das mudanças no clima do Planeta são mais impactantes nos
países subdesenvolvidos, já que estes não tem uma capacidade de reconstrução nem
planos de emergências implantados. O que leva a uma ideia de preservação
internacional do Meio Ambiente em favorecimento de um bem estar global.
De maneira geral, o Direito Internacional e o seu desenvolvimento tem sido
marcado pela participação dos setores não estatais, principalmente no que diz respeito
ao Direito Ambiental Internacional. Na medida em que cresce a ideia do Meio
Ambiente como patrimônio comum da humanidade, aumenta a necessidade de ações
integradas e multilaterais de proteção, envolvendo todos os países e enfraquecendo a
ideia do Estado-Nação como solução em si mesmo. Por outro lado, cresce também a
necessidade de envolver na formulação de tratados, a opinião e o consenso da sociedade
civil (Barros-Platiau, 2004).
Barros-Platiau sintetiza da seguinte forma a relação entre os conceitos e o atual
contexto climático:
Atualmente, o aquecimento global é o maior desafio político, econômico, jurídico e
ambiental para a humanidade. Entretanto, apesar do crescente consenso científico e político
sobre a gravidade do problema, marcado pela publicação parcial dos relatórios do IPCC em
2007, a governança e a governabilidade relativas aos problemas ainda se fazem esperar.
Governança global (Keohane e Nye, 2001; Chambers e Green, 2005) ou internacional (Le
Prestre e Martimort-Asso, 2007) não são sinônimos. Governança não corresponde ao
governo e nem à governabilidade. Governança global pode ser explicada como “um sistema
de ordenação” (Rosenau, 2000) e implica reconhecer a importância crescente de atores nãoestatais, inclusive do mercado, seja na participação ativa nos processos decisórios e de
engenharia legislativa, seja como destinatários de políticas públicas mais transparentes
(Senarclens, 1998; Barros-Platiau, 2003).
Neste sentido, convencionou-se analisar a governança a partir de duas dinâmicas. Por um
lado, a governança de cima para baixo significa que as autoridades públicas tornam-se mais
accountable aos olhos das opiniões públicas nacionais e a internacional. Em outros termos,
elas respondem à demanda por maior controle social e prestam contas aos outros atores
nacionais e internacionais em geral. Ilustração emblemática é a publicação em websites
ministeriais de informações como programas, prioridades e orçamento. Por outro lado, a
governança de baixo para cima é criada quando atores não-estatais levam possíveis
soluções de um problema às autoridades públicas ou o resolvem sozinhas (como explica o
termo “governança sem governo” cunhado por Rosenau, 2000).
Quantos aos novos atores, que são assim denominados por não pertencerem à esfera estatal,
os mais importantes são as empresas multinacionais, as ONG’s, os indivíduos, as
comunidades epistêmicas, os representantes de crime organizado e a Igreja. Todavia, serão
35
privilegiadas as ONG’s, pelo fato de terem assumido um papel importante no
desenvolvimento do direito internacional ambiental, principalmente porque elas se autoatribuem o papel de representantes da sociedade civil global. Entretanto, esses novos atores
não têm personalidade jurídica internacional e, portanto, não são sujeitos de direito
internacional (Barros-Platiau, 2004).
A relação entre as questões ambientais e a atual estrutura econômica e produtiva
é um assunto discutido desde a primeira Conferência das Nações Unidas sobre o Meio
Ambiente Humano, realizada em Estocolmo, em 1972. Após a conferência de
Estocolmo, vários passos já foram dados em direção ao estabelecimento de um sistema
de governança de produção, consumo e meio ambiente mais equilibrados. Entretanto,
mesmo com todo o esforço dedicado, os reflexos decorrentes das ações antrópicas no
meio ambiente são latentes e cada vez mais preocupantes.
Alguns autores apontam para os seguintes motivos quanto a esta situação
(Ivanova, Gordon e Roy, 2007):
- proliferação excessiva de acordos ambientais multilaterais e fragmentação da GAG;
- falta de cooperação e coordenação entre as organizações internacionais;
- falta de implementação e efetividade da GAG;
- ineficiente uso de recursos;
- processo decisório da GAG não suficientemente aberto à participação de outras áreas,
tais como comércio, saúde, finanças, desenvolvimento, e outros; e
- sistema ainda fortemente estatocêntrico, não arquitetado para acomodar os múltiplos
atores não-estatais, incluindo-se as empresas.
Devido à relação produção/consumo/meio ambiente, o setor privado é um dos
maiores interessados nas questões referentes à GAG, visto que o estabelecimento de
marcos legais e infra-legais impactam diretamente nas diretrizes das empresas e seus
processos produtivos, podendo comprometer sua competitividade. Segundo Porter e
Brown (1996), o setor produtivo, historicamente, é visto como opositor às políticas
ambientais nacionais e globais, e as questões ambientais como uma ameaça à
competitividade, devido à imposição de custos adicionais. A atuação dos atores
corporativos na GAG deu-se tradicionalmente de maneira indireta, utilizando a sua
influência política junto aos atores estatais para vetar ou enfraquecer os regimes
ambientais, com ações de lobbying.
36
O setor privado sempre esteve presente direta ou indiretamente nas dicussões
globais sobre as questões ambientais. Entretanto, somente a partir da Rio-92 é que o
setor teve uma participação direta através do World Business Council for Sustainable
Development (WBCSD) e da Câmara de Comércio Internacional (CCI) na Conferência.
Entendendo que na Rio-92 o conceito de Desenvolvimento Sustentável era baseado no
proposto pela World Commission on Environment and Development (WCED) sendo “o
desenvolvimento que é necessário no presente sem comprometer as necessidades das
gerações futuras3” (World Commission on Environment and Development, 1987).
Outra ação do setor privado que teve destaque foi a elaboração e divulgação da
“Carta de Princípios Empresariais para o Desenvolvimento Sustentável” (Business
Charter for Sustainable Development) elaborada pelo WBCSD e a CCI, que contribuiu
para estruturação dos regimes privados de governança nos anos 90, iniciado pelo
programa “Atuação Responsável”, liderado pelas associações da indústria química dos
Estados Unidos e do Canadá (Clapp, 2005).
Além da carta citada acima, outra ação do setor privado em parceria com o setor
público, que influenciou diretamente a GAG do clima, foi a bem sucedida implantação
do Programa “Clean Air Act’s Acid Rain” de 1990, do Governo Americano, no
combate às chuvas ácidas naquele País. O programa foi a principal referência para a
criação do mercado de créditos de carbono existente, estabelecido no Protocolo de
Kyoto.
Numa análise mais ampla da situação climática, no que diz respeito às políticas,
Helm (2008) afirma que, embora as evidências científicas das mudanças climáticas
aumentem, as respostas políticas têm tido, até agora, pouco ou nenhum impacto sobre a
acumulação de emissões. Pacala e Socolow (2004) afirmam que a humanidade já possui
fundamentos científicos, técnicos, industriais e know-how para resolver o problema do
carbono e do clima para a próxima metade do século 21.
Após 40 anos entre a primeira discussão em Estocolmo sobre Desenvolvimento
Sustentável e a recente conferencia Rio + 20 realizada em junho de 2012, os desafios
quanto às mudanças climáticas ainda têm destaque na agenda de discussão. O
documento final da conferencia Rio + 20 reafirma que as mudanças climáticas é um dos
grandes desafios do nosso tempo e que as emissões de GEE continuam aumentando
3
Tradução livre do autor deste trabalho.
37
mundialmente e que as adaptações às mudanças climáticas são uma prioridade global,
imediata e urgente.
Na conferência Rio +20, as discussões referentes ao desenvolvimento
sustentável e erradicação da pobreza tiveram os seus pilares baseados nos aspectos
sociais, econômicos e ambientais. Entretanto, os debates ganharam uma nova
perspectiva a da Economia Verde. A Economia Verde é um conceito novo apresentado
pela United Nations Environment Programme (UNEP) e pode ser definida como a
economia que resulta em melhoria do bem-estar humano e equidade social, ao passo que
reduz significativamente os riscos ambientais e a escassez ecológica.4
A busca pelo equilíbrio entre a produção, o consumo e o meio ambiente ainda é
algo a ser alcançado pela humanidade. Com o aumento da população no planeta e a
escassez dos recursos naturais, o alcance deste equilíbrio é praticamente impossível, no
atual estágio de desenvolvimento da humanidade, sem o desenvolvimento e
implementação de tecnologias ambientalmente amigáveis (Environmentally Sound
Technologies - ESTs).
2.2 TECNOLOGIAS DE REDUÇÃO DO DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)
O Dióxido de Carbono (CO2) é um dos principais GEE e tem propriedades
físicas específicas. O Programa do Meio Ambiente das Nações Unidas (ONU, 1996) o
define como um gás incolor, inodoro, não-venenoso, que resulta da queima de
combustíveis fósseis e é normalmente uma parte do ar. No que diz respeito à sua
presença na atmosfera, o principal efeito das emissões do CO2 é a sua permanência e
acúmulo na atmosfera que contribui significativamente para o efeito estufa e,
conseqüentemente, para o aumento da temperatura global. O CO2 também pode ser
encontrado armazenado naturalmente em reservatórios geológicos. Além da forma
natural, o CO2 é um subproduto de inúmeros processos industriais, como a produção de
cimento, fertilizantes, extração e refino de hidrocarbonetos, geração de energia elétrica
por combustíveis fósseis, dentre outros.
Pacala e Socolow (2004) discutem as tecnologias atuais para a solução dos
problemas das mudanças climáticas e apresentam as sete (07) cunhas para Mitigação
das Alterações Climáticas ilustradas na Figura 4. As cunhas estão divididas em dois
4
38
grandes grupos: o primeiro, de “Redução de CO 2 ou Processos Livre de Emissões de
CO2”, contendo as seguintes soluções tecnológicas: Eficiência energética; Energias
Renováveis; Descarbonização dos Combustíveis Fósseis (carvão/óleo/gás); Hidrogênio
e Energia Nuclear. O segundo grupo, com o propósito de “Capturar e Armazenar CO2”
emitido em processos industriais ou existentes na atmosfera, composto pela Captura e
Armazenamento de CO2 e a Conservação das Florestas.
Figura 4 – As 07 cunhas para Mitigação das Alterações Climáticas (traduzido).
Fonte: Pacala e Socolow (2004).
Dentre as soluções apontadas por Pacala e Socolow (2004), que são possíveis de
utilização em larga escala para o setor industrial, mais especificamente sua aplicação
nos processos industriais, destacam-se a eficiência energética, o uso de energias
renováveis e a captura e armazenamento do CO2.
Muito tem sido feito para o desenvolvimento de tecnologias de captura e
separação do CO2 de correntes gasosas, emitidas por fontes estacionárias. As
tecnologias de captura e separação do CO2 podem ser subdivididas em: de póscombustão, de pré-combustão e combustão com oxigênio. Já, quanto ao emprego da
tecnologia para a captura do CO2, têm-se as tecnologias de: absorção, adorção,
separação por membranas semipermeáveis, separação criogênica e o “looping químico”
(Bello e Mustafa, 2010).
39
O Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) discute as opções
tecnológicas para a correta captura e separação do CO2 de fontes estacionárias em
detalhes na publicação Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. As
seguintes opções são analisadas pelo IPCC (2005):
Sistemas de Pós-combustão para a separação do CO2 de correntes de gases
produzidos (exaustos) via combustão de correntes primárias de ar. Estes sistemas
normalmente usam um solvente líquido para capturar as pequenas frações de CO2
(tipicamente entre 3 – 15% por volume) presentes em uma corrente de gás constituída
de nitrogênio. Atualmente, os sistemas de Pós-combustão utilizam um solvente
orgânico como as monoetanolamina (MEA).
Segundo Gibbins e Chalmers (2008), nos sistemas de pós-combustão, é aplicado
um processamento final para remover CO2, a partir dos produtos da combustão antes
dos gases serem emitidos. Atualmente, os métodos mais avançados contêm soluções de
aminas aquosas. De maneira geral o CO2 é removido do gás residual pela amina em
temperaturas consideradas baixas (50°C). O solvente é, então, regenerado para a
reutilização por aquecimento (120°C), resfriado e continuamente reciclado. O CO2,
removido do solvente no processo de regeneração, é seco, comprimido e transportado
para o armazenamento geológico seguro.
Sistemas de Pré-combustão, o combustível primário (gás natural ou
combustível gaseificado) é convertido em H2 e CO em uma reforma a vapor, seguida
de uma conversão de CO a CO2 (reação de shift). O CO2 a alta pressão é separado do
H2 e comprimido para armazenamento, enquanto que o hidrogênio é enviado para
combustão com o ar, gerando apenas nitrogênio e água (Bello e Mustafa, 2010).
O processo de separação do CO2 por sistemas de Pré-combustão, geralmente, é
físico com a utilização de um solvente. O CO2 é dissolvido em maior pressão e, em
seguida, liberado com pressão reduzida, podendo ser a pressão atmosférica, já que
nenhum calor é necessário para regenerar o solvente. Apesar dessa vantagem, que o
torna como uma tecnologia em potencial para o futuro, o custo com investimentos é alto
(Olajire, 2010).
Já nos sistemas de combustão com oxigênio (Oxyfuel), o oxigênio puro é obtido
do processo de separação do ar e empregado na combustão. O gás exausto é constituído
principalmente de alta concentração de CO2 e água, da qual o CO2 é facilmente
40
separado por condensação da água resultando em uma corrente de gás com alta
concentração de CO2 (maior do que 80% do volume).
A vantagem dos sistemas de combustão com oxigênio é que os gases de
combustão têm uma concentração de mais de 80% de CO2, portanto, apenas simples
purificação de CO2 faz-se necessária. Outra vantagem é que a formação de NOx é
suprimida e o volume do gás a ser tratado na planta de dessulfurização de gases de
combustão é reduzida. Além disso, esse sistema baseia-se principalmente em processos
de separação física para a produção de O2 e captura de CO2, evitando assim a utilização
de um reagente ou solvente que contribuem para os custos operacionais, além de
eliminar os resíduos sólidos ou líquidos, que podem causar danos ambientais. A
principal desvantagem é que uma grande quantidade de oxigênio é necessária, que é
caro, tanto em termos de custo de capital e consumo de energia (Olajire, 2010).
A Figura 5 apresenta cada tipo de tecnologia de captura e separação do CO2 em
processos industriais de fontes emissoras estacionárias.
Figura 5 – Tecnologias para Captura de CO2 [Adpatado de IPCC, 2005].
Fonte: Bello e Mustafa, 2010.
Além da possível aplicação das tecnologias de captura e armazenamento de CO2
em diversos processos industriais, a sua aplicação no setor de geração de energia é um
41
ponto de destaque em comparação com as demais tecnologias de redução do CO2.
Segundo o IPCC, no ano de 2004, o setor de energia foi o principal emissor de CO2 com
uma participação de 25,9% de todas as emissões mundiais.
Se por um lado a necessidade de implementação das tecnologias de CCS no
mundo é um fato de suma importância para o combate às emissões de GEE, por outro
lado, em virtude da incerteza quanto a formas de incentivos como a comercialização do
carbono faz com que o mundo se retraia quanto aos investimentos nesta tecnologia.
Muitos analistas acreditam que a principal barreira para o uso em larga escala do CCS é
o seu custo, dentre estes analistas, o ex-vice-presidente dos EUA, Al Gore.
Numa análise particular quanto aos custos projetados para 2030, no setor de
energia para a aplicação das tecnologias para a mitigação das emissões de CO2 e o
Potencial Técnico de geração de energia representados na Figura 6, percebe-se uma
vantagem do CCS dentre as demais tecnologias de mitigação.
Figura 6 – Custos Projetados para Diversas Soluções Tecnológicas para a Mitigação do CO 2.
Fonte: elaborado com dados das Tabelas do IPCC (2007). Tradução do autor.
42
2.3. EMISSÕES DO CO2 NO MUNDO
As emissões de GEE e seus valores obtidos por meio de inventários elaborados
pelos países são objeto de estudo e discussão no mundo. Em 1996, o IPCC publicou um
relatório para orientar a elaboração de inventários de GEE. Desde então, muitos estudos
e relatórios são baseados na metodologia proposta pelo IPCC (1996).
No que diz respeito à forma de expressar os valores obtidos nestes inventários,
têm se utilizado os mais diversos prefixos das unidades do Sistema Internacional de
medidas e suas variações. O próprio IPCC (1996) apresenta uma tabela de auxilio para a
elaboração dos inventários. A Tabela 2, a seguir, é a tabela apresentada pelo IPCC para
dar suporte à elaboração dos inventários.
Tabela 2 - Prefixos e Fatores de Multiplicação.
Fator de Multiplicação
Abreviação
Prefixo
Símbolo
1.000.000.000.000.000
1015
peta
P
1.000.000.000.000
1012
tera
T
1.000.000.000
109
giga
G
1.000.000
106
mega
M
1.000
103
kilo
k
100
102
hecto
h
10
101
deca
da
0,1
10-1
deci
d
0,01
10-2
centi
c
0,001
10-3
milli
m
0,000.001
10-6
micro
µ
Fonte: IPCC, 1996 (traduzido e adaptado pelo autor).
As medidas apresentadas neste trabalho manterão as unidades originais das
fontes, contudo, as comparações e análises realizadas terão como base a unidade Mega
tonelada (Mt) e todas as conversões seguem o padrão apresentado na Tabela 5 do IPCC
(1996). Ainda no intuito de auxiliar nas conversões dos prefixos das unidades de pesos
do Sistema Internacional, foi elaborado o Quadro 2 a seguir.
43
1g
3
k (10 )
6
1 kg
1.000 g
M (10 )
1 Mg 1.000.000 g
1.000 kg = 1 t
G (109)
1 Gg 1.000.000.000 g
1 kt
T (1012) 1 Tg 1.000.000.000.000 g
1.000 t
1 Mt 1.000.000 t
k (103)
M (106)
P(1015) 1 Pg 1.000.000.000.000.000 g 1 Gt 1.000.000.000 t G (109)
Quadro 2 - Fatores de conversão dos prefixos das medidas de peso do Sistema Internacional.
Conforme o último relatório sobre as emissões mundiais de GEE do IPCC
publicado em 2007, ocorreu um aumento de 70% nas emissões mundiais de GEE entre
1970 a 2004. Em 1970, foram emitidas 28,7 Gt CO2-eq5 e em 2004, 49,0 Gt CO2-eq.
Dentre os setores avaliados, o setor de fornecimento de energia foi responsável em 2004
por 25,9% das emissões globais (12,7 Gt CO2-eq).
Especificamente, quanto às emissões do CO2, suas emissões cresceram cerca de
80% entre 1970 e 2004 (de 21 Gt CO2-eq para 38 Gt CO2-eq), tendo uma taxa de
crescimento maior nos últimos 10 anos (0,92 Gt CO2-eq/ano) em comparação ao
período anterior de 1970 a 1994 (0,43 Gt CO2-eq/ano).
A Agência Internacional de Energia (IEA) tem publicado anualmente as
informações das emissões de CO2 referentes ao setor de energia. Tendo como base a
mais recente publicação relativa ao ano de 2009 e publicada em 2011 foi elaborada a
Figura 7. De forma geral, verificam-se na Figura 7 os valores das emissões mundiais
(IPCC, 2007 e IEA, 2011) dos setores que mais emitiram, segundo o IPCC (2007) e a
IEA (2011), nestes anos.
Por serem dados de fontes distintas, foi realizado o ajuste do prefixo das
unidades do Sistema Internacional, transformando todos os valores em megatoneladas
no intuito de se ter uma melhor análise dos mesmos. Observa-se uma redução nas
emissões dos setores de fornecimento de energia (eletricidade e calor), no setor
industrial e no residencial, o que não aconteceu no setor de transporte. A provável causa
da redução das emissões destes setores foi a crise econômica que o mundo passou em
2009. É importante ressaltar que os dados oriundos do IPCC (2007) estão em CO2-eq
5
CO2-eq: quantidade de emissão de CO2 que causaria a mesma força radioativa e tempo integrado, sobre
um dado horizonte de tempo, como uma quantidade emitida de um GEE e sua longevidade ou uma
mistura de GEEs. A emissão de CO2 equivalente é obtida multiplicando a emissão de GEE pelos seus
Potenciais de Aquecimento Global (GWP) para um mesmo horizonte (IPCC, 2007).
44
(Dióxido de Carbono Equivalente) já os dados da IEA (2010 e 2011) estão em CO2
(Dióxido de Carbono).
14.000,00
12.000,00
Megatoneladas
10.000,00
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
0,00
Fornecim ento
de Energia
(eletricida de e
ca lor)
Indústria
Tra nsporte
Residencia l
Mundo - IPCC 2007
em Mt CO2-eq
(a no de referência 2004)
12.700,00
9.500,00
6.400,00
3.900,00
Mundo - IEA 2011
em Mt CO2
11.889,75
5.799,88
6.669,86
1.739,96
Figura 7 - Emissões mundiais de CO2-eq e CO2 por setores.
Fonte: elaboração própria. Dados coletados do IPCC (2007) e IEA (2011).
2.4 EMISSÕES DE CO2 NO BRASIL
O Brasil participa das ações mundiais de combate a emissões de GEE, desde o
início das discussões internacionais sobre o assunto. Além de sediar a Rio 92, o Brasil
foi o primeiro pais que assinou a Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança
do Clima (CQNUMC em inglês UNFCCC), em 4 de junho de 1992, e o Congresso
Nacional a ratificou em 28 de fevereiro de 1994. A Convenção entrou em vigor para o
Brasil em 29 de maio de 1994, no nonagésimo dia após a ratificação pelo Congresso
Nacional (Miguez et al., 2008).
Em 1997, foi homologado, pela UNFCCC, o Protocolo de Kyoto que foi um
acordo internacional focado para a redução das emissões mundiais de GEE. O protocolo
estabelecia metas de emissões de GEE para os países signatários, considerados
desenvolvidos e instrumentos de fomento para os demais, como os Mecanismos de
Desenvolvimento Limpo (MDL). Além disso, os países desenvolvidos teriam a
obrigação de anualmente elaborar um inventário anual de todas as emissões de GEE e
45
submetê-lo a UNFCCC. O que não era obrigatório para os demais países.
O Brasil, além de assinar o protocolo, também contribuiu para a criação dos
MDLs e, consequentemente, para o estabelecimento do mercado regulado de crédito de
carbono. Por não ser um país considerado desenvolvido e por isso não fazer parte da
lista de países do Anexo I do protocolo, o Brasil não tinha a obrigação de elaborar e
submeter anualmente o seu inventário de emissões de GEE. Entretanto, em 1994 o
Brasil submeteu o seu primeiro inventário para a UNFCCC e em 2009 foi elaborado o
mais completo inventário brasileiro de emissões de GEE pelo Ministério da Ciência e
Tecnologia (Brasil, 2010).
Outra ação voluntária do Brasil foi o estabelecimento de metas de redução de
GEE. Em 2010, o Governo do Brasil enviou para a UNFCCC suas “Nationally
Appropriate Mitigation Actions” (NAMAs) estabelecendo uma meta de redução em
suas emissões de GEE entre 36,1% a 38,9% de suas emissões de GEE projetadas para
2020. Esta projeção foi feita para um cenário sem ações estratégicas definidas,
denominado “Business-As-Usual” (BAU).
A previsão de crescimento das emissões de GEE no Brasil deve estar atrelada à
sua situação econômica e populacional. Atualmente, o Brasil figura entre as dez maiores
economias mundiais e sua população tem uma tendência de crescimento, diferente de
países desenvolvidos, como o Japão, que tem tendência de decréscimo populacional.
A Figura 8 apresenta a projeção da população do Brasil até o horizonte do ano de
2050, segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE)6. Já a Figura 9
mostra a posição em 2011 da economia do Brasil, tendo como referência o Produto
Interno Bruto (PIB) por paridade de poder aquisitivo em comparação com as maiores
economias mundiais (US Central Intelligence Agency - CIA)7.
Para o atendimento à demanda energética, atrelada ao crescimento populacional
e econômico, o Plano Nacional de Energia 2030 (2007) aponta a necessidade de
expansão de usinas termoelétricas à base de carvão mineral, nuclear, biomassa e gás
natural o que aumentaria as emissões de GEE no país. A necessidade de crescimento da
6
Informações obtidas do site do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, http://www.ibge.gov.br,
acessado em maio de 2012.
7
Informações obtidas do site da US Central Intelligence Agency (CIA), acessado em maio de 2012do
“The World Factbook” (ISSN 1553-8133) em: https://www.cia.gov/library/publications/the-worldfactbook/rankorder/2001rank.html
46
geração de energia por usinas térmicas seria da seguinte ordem, num horizonte entre os
anos de 2005 a 2030 e por percentual de participação na produção:
- carvão mineral - aumento de 1,3% (passando de 1,7% em 2005 para 3% em 2030);
- nuclear – aumento de 2,2 % (passando de 2,7% em 2005 para 4,9% em 2030);
- biomassa – aumento de 3,2% (passando de 0% em 2005 para 3,2% em 2030); e,
- gás natural – aumento de 4,9% (passando de 3,8% em 2005 para 8,7% em 2030).
Com a ampliação da geração de energia por meio de usinas termoelétricas, a
projeção para a produção de energia elétrica por meio de usinas hidroelétricas é de
redução de 12,1%, passando de uma participação de 89,5% em 2005 para 77,4% em
2030. Caso as projeções se consolidem, as emissões de GEE deverão ser ampliadas ao
longo dos 25 anos do estudo feito pelo Plano Nacional de Energia, o que significaria o
alcance de mais de 770 Mt/CO2 em 2030, com taxa de crescimento anual de 3,5% sobre
2005.
É importante destacar que ao analisar os planos elaborados pelo Governo
observa-se o não cumprimento as projeções e metas estabelecidas. No que diz respeito
as emissões de GEE, se por um lado isso pode ser benéfico por outro pode ser ruim já
que a oferta de óleo e gás com o Pré-sal vai aumentar significativamente, o que tende a
induzir a construção de termoelétricas.
250.000.000
População
200.000.000
150.000.000
100.000.000
50.000.000
0
Figura 8 – Projeção Populacional do Brasil para o ano de 2050.
Fonte: elaborado com base de dados do IBGE.
47
18,000
16,000
14,000
Trilhões de Dóla res
Am erica nos (US$)
12,000
10,000
8,000
6,000
2,282
4,000
2,000
0,000
Figura 9 – Situação do PIB do Brasil em 2011.
Fonte: elaborado com base de dados da CIA.
Outra fonte importante de informações para as discussões das emissões de GEE
pelo setor energético para o ano de 2020 é o Plano Decenal de Expansão de Energia
(PDE) 2019 elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O cálculo das
emissões de GEE, decorrentes da produção e do uso da energia para 2020, fez-se por
meio da construção de cenários elaborados pela EPE, a partir de modelos de previsão de
demanda, baseados em estimativas populacionais, econômicas e de evolução da
intensidade das emissões no setor energético (EPE, 2010).
Segundo Calou (2011), “nessa situação, a demanda de energia projetada para
2020 seria atendida por meio de fontes fósseis, que ampliariam as emissões projetadas
em 234 MtCO2eq. Portanto, a projeção das emissões de gases devido à produção e ao
uso da energia é de 868 MtCO2eq em 2020” (IPEA, 2011). Já no PDE 2020 a EPE
aponta para um cenário de emissões de GEE no setor energético de 628 MtCO2eq (EPE,
2011).
O valor das emissões de GEE, considerado para o setor energético nas metas
voluntárias de redução de GEE do Brasil, é de 901 MtCO2-eq. A contribuição do setor
energético nas metas voluntárias de redução de GEE, estabelecidas em 2010 para o ano
de 2020, é de 166 a 207 Mt CO2-eq o que seria uma participação entre 6,1% a 7,7% na
redução das emissões de GEE em 2020, conforme o apresentado na Tabela 6 a seguir.
48
Tabela 3 - Metas de Redução de GEE previstas nas NAMAS do Governo do Brasil para 2020.
Emissões Projetadas para 2020
(Business as Usual Scenario – BAU)
3.236 Mt CO2-eq
Metas de Redução Voluntárias em 2020
Entre 1.168 Mt CO2-eq (redução de 36.1%) a 1.259 Mt
CO2-eq (redução de 38.9%)
Emissões/Ações de
Mitigaçõa de GEE em
Mt CO2-eq/ano
2005
Dados
2020
BAU
Cenário de
Mitigação em
2020
Redução em 2020
Mt CO2-eq
Uso da Terra
Agricultura e Pecuária
Energia
Outros
Total
1.268
487
362
86
2.203
1084
627
901
92
2.703
415
461 – 494
694 – 735
82 – 84
1.652 – 1.728
669
133 - 166
166 - 207
8 - 10
975 – 1.052
Redução Total
em 2020 (%)
24.7%
4.9% - 6.1%
6.1% - 7.7%
0.3% - 0.4%
36.1% - 38.9%
Fonte: elaboração própria com base nas informações das NAMAs do Brasil (Brasil, 2010)
Segundo as Nationally Appropriate Mitagation Actions (NAMAs) do Governo
do Brasil, as ações de redução de GEE relacionadas com o setor energético estão
vinculadas à: eficiência energética; incremento do uso de biocombustíveis; expansão da
oferta de energia por hidroelétricas e a utilização de fontes alternativas de energia, como
as Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs), bioeletricidade e eólica (Brasil, 2010). A
Tabela 4 mostra as propostas de ações para a redução de GEE, para o ano de 2020, do
Brasil além de apresentar os valores previstos por setores e ações de redução de GEE a
serem exploradas.
49
Tabela 4 - Metas de Redução de GEE por setores previstas nas NAMAS do Governo do Brasil para
2020.
Ações de Mitigação (NAMAs)
Uso da Terra
Redução do desmatamento da Amazônia (80%)
Redução do desmatamento do Cerrado (40%)
Agricultura e Pecuária
Recuperação de pastos
Integração lavoura e pasto
Plantio direto
Fixação biológica de Nitrogênio
Energia
Eficiência energética
Incremento do uso de biocombustíveis
Expansão da oferta de energia por hidroelétricas
Fontes alternativas
Outras
Siderurgia - sub carvão de desmate por plantadas
Total
Fonte: Brasil, 2010.
2020
(Tendência BAU)
1084
Amplitude da
Redução em
2020
Mt CO2-eq
Proporção de
Redução
669
564
104
133
83
18
16
16
166
12
48
669
564
104
166
104
22
20
20
207
15
60
24.7%
20.9%
3.9%
4.9%
3.1%
0.7%
0.6%
0.6%
6.1%
0.4%
1.8%
24.7%
20.9%
3.9%
6.1%
3.8%
0.8%
0.7%
0.7%
7.7%
0.6%
2.2%
79
99
2.9%
3.7%
92
26
8
8
33
10
10
1.0%
0.3%
0.3%
1.2%
0.4%
0.4%
2,703
975
1052
36.1%
38.9%
627
901
A Figura 10 apresenta as emissões do Brasil de GEE e a sua projeção para 2020,
tendo como referência as informações apresentadas no inventário de 2009 e as metas
brasileiras de redução das emissões de GEE estabelecidas pelo Governo do Brasil nas
NAMAs e submetidas em 2010 à UNFCCC. Verifica-se que o esforço a ser realizado
para o alcance da meta estabelecida não será pequeno e deveria abranger os mais
diversos setores da economia. Entretanto, quando o Governo do Brasil estabeleceu as
metas de redução para 2020, ele vinculou as reduções a setores específicos como o da
agricultura e de energia, deixando de fora setores como o petroquímico e o de cimento
que são altos emissores de GEE.
50
3.000,00
y = 7,2385x 2 + 272,8x + 1039,3
R² = 0,9282
2.500,00
Megatoneladas CO 2-eq
2.000,00
1.500,00
1.000,00
500,00
0,00
1990
1994
2000
2005
2020
Tota l de Em issões de GEE do Bra sil - UNFCCC
Tota l de Em issões de GEE do Bra sil - Inventá rio Na ciona l
Previsã o de Em issões de GEE do Bra sil pa ra 2020 - BAU na s NAMAs
Meta s do Bra sil de reduçã o de GEE pa ra 2020 - NAMA's (nã o Anexo I)
Polinôm io (Tota l de Em issões de GEE do Bra sil - Inventá rio Na ciona l)
Figura 10 – Emissões de GEE do Brasil e sua projeção para 2020.
Fonte: elaborado com dados da UNFCCC e Brasil (2009 e 2010)
O potencial para a redução de GEE no setor industrial do Brasil pode ser
verificado na quantidade de GEE emitido pelo setor industrial. A Figura 11 apresenta os
valores das emissões de GEE por setores no Brasil. Para tanto, foram consultados o
inventário brasileiro além das publicações mais recentes de 2010 e 2011 da IEA
referentes às emissões de CO2. Verifica-se na Figura 11 que os principais setores
emissores de GEE são os de transporte e o industrial.
Segundo Lampreia et al. (2011), existe uma expectativa de aumento das
emissões de GEE do setor industrial brasileiro de 180 Mt CO2-eq/ano em 2005 para 360
Mt CO2 –eq/ano em 2030. De maneira geral, os setores industriais apontados por
Lampreia, que tem potencial de redução de GEE, são o de produção de aço, o químico,
a indústria petrolífera, as refinarias, o setor petroquímico e a indústria de cimento. Além
de apontar os setores, Lampreia et al. (2011) também elenca as opções tecnológicas que
devem ser implantadas para a redução das emissões de GEE. Sendo assim, somando-se
o potencial de redução dos setores industriais apontados, em 2030 poderiam ser evitadas
123 Mt CO2-eq/ano no setor industrial brasileiro (Lampreia et al., 2011).
51
160,00
140,00
120,00
Megatoneladas
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
Fornecim ento de Energia
(Eleltricida de + produçã o de
ca lor e outra s indústria s de
energia )
Indústria
Tra nsporte
Residencia l
Inventá rio Bra sileiro 2009 em Mt CO2 -eq
48,50
114,60
136,20
15,40
Bra sil - IEA 2010 em Mt CO2
69,10
108,30
149,50
16,30
Bra sil - IEA 2011 em Mt CO2
58,10
96,00
147,00
16,50
Figura 11 – Emissões de GEE do Brasil por setores.
Fonte: elaborado com dados coletados de Brasil (2009) e IEA (2010 e 2011).
Atrelada às questões de emissões de GEE do setor industrial brasileiro, outro
fator que ganhou relevância no setor energético do Brasil foram as descobertas das
grandes jazidas de óleo e gás offshore denominadas de Pré-sal. Estas descobertas
ganharam notoriedade quanto às emissões de GEE, devido às características do
hidrocarboneto, encontrado nos campos do Cluster do Pré-sal, que são as seguintes:
grau API alto, entre 28 – 30º; alta relação de solução de gás, entre 200 – 300 m3/m3; e,
presença de CO2 no hidrocarboneto, entre 8 a 12% (Almeida et al., 2010). O que é uma
concentração alta de CO2 em comparação com os outros campos de produção.
Em estudo feito nesta pesquisa, estima-se que, quando a província petrolífera do
Pré-sal estiver operando, somente a área atual, conforme o planejado pela Petrobras,
ocorrerá um acréscimo de 8,9 Mt CO2/ano nas emissões do setor de extração de
hidrocarbonetos. Para maiores detalhes, ver o Anexo I deste trabalho. Além da área
conhecida pela Petrobras, deve ser levada em consideração a descoberta do campo de
Libra pela ANP.
A soma das emissões da produção da Província Petrolífera do Pré-sal poderia
alcançar, tendo como referência o pior cenário, 17,8 Mt CO2/ano, o que seria maior do
que todas as emissões anuais do subsetor de Extração e Transporte de Petróleo e Gás
Natural que foram de 12,1 Mt CO2/ano (ano de referência 2005), segundo o Inventário
Brasileiro (2009), assim como maior do que as emissões das atividades mundiais de
Exploração e Produção (E&P) da Petrobras que em 2004 foram de 16,5 Mt CO2/ano e
todas as atividades da empresa em 2004 ficaram em 44,4 Mt CO2/ano (Petrobras, 2009).
52
2.5 EMISSÕES DE CO2 NA BAHIA
A quantificação das emissões de GEE nos Estados do Brasil é algo ainda muito
incipiente. Dentre os Estados da União, somente os Estados de São Paulo, Rio de
Janeiro, Minas Gerais, Rio Grande do Sul, Rio Grande do Norte, Bahia e Amazonas, já
elaboraram os seus inventários, sendo que este último elaborou o inventário somente
para as emissões do setor elétrico. Além destes Estados, também se destaca a iniciativa
para a elaboração do inventário do Estado do Espírito Santo.
Mais especificamente, quanto ao Estado da Bahia, a Secretaria do Meio
Ambiente do Estado da Bahia (SEMA) publicou o “Primeiro Inventário de Emissões
Antrópicas de Gases de Efeito Estufa do Estado da Bahia”. O inventário apresenta as
quantidades emitidas de GEE e foi estruturado conforme o indicado pelo IPCC (1996).
Os anos avaliados foram os de 1990 e o de 2008. Sendo que o ano de 1990 deverá ser
tomado como referência para as análises das emissões.
De forma geral, quanto ao setor energético, o inventário apresenta as seguintes
informações:
“As emissões de GEE ... da Bahia em 2008 totalizaram 28.555 Gg CO2-eq., o segmento
energético é o maior responsável pelas emissões, com 32% de participação, seguido dos
segmentos de transporte e industrial com 30% e 20%, respectivamente. Na comparação
com 1990 observa-se um significativo crescimento nas emissões totais dos GEE, da ordem
de 83%, sendo que as emissões de CO2 tiveram a maior responsabilidade e cresceram 87%
nesse período.
Registra-se uma grande inversão nos segmentos mais emissores do setor de energia, uma
vez que em 1990, de um total de 15.585 Gg CO2-eq emitidos, o setor industrial respondeu
por 37%, enquanto que o setor energético amplo contribuiu com apenas 12%. As maiores
reduções relativas ocorreram no segmento de cimento, que a partir de 2001 praticamente
zerou as suas emissões, no segmento de outros minerais não metálicos, que também
apresentou importante redução das emissões e na indústria química, cujas emissões
decresceram 14% (BAHIA, 2010)”.
A contribuição do Estado da Bahia, em relação as emissões de GEE do Brasil,
podem ser vista na Figura 12. Nesta figura, as unidades das emissões de GEE foram
inseridas na mesma base, megatoneladas, entretanto as emissões inventariadas pela IEA
são apresentadas em MtCO2 e as dos inventários, tanto do Brasil quanto da Bahia, em
MtCO2-eq. De forma geral, a contribuição do Estado da Bahia, dos setores analisados,
são menores do que 10%. Já para o setor industrial, fica em torno de 5%.
53
Figura 12 – Emissões de GEE da Bahia e do Brasil por setores.
Fonte: elaborado com dados coletados de Bahia (2010), Brasil (2009) e IEA (2010 e 2011).
Numa perspectiva mais voltada para a identificação de fontes estacionárias do
Estado da Bahia, que tem o potencial para a implantação de projetos de CCS no estado,
um dos primeiros estudos direcionados para a utilização do CO2 de Mustafa et al. em
2003. O estudo apresenta uma quantidade total de 32.068 t/dia de emissões de CO2 o
que representaria 11,7 Mt CO2/ano.
Além disso, o estudo ressalta que, como a concentração de CO2 é baixa (8,13%
mol, em média), para a utilização deste CO2 em rejuvenescimento de campos
petrolíferos, é necessário implementar um sistema de purificação para o CO2 antes da
sua utilização e recomenda a realização de um estudo de viabilidade técnica e
econômica para as diversas rotas tecnológicas de produção de CO2, considerando todas
as correntes de emissões industriais gasosas que se apresentem como fonte potencial
(Mustafa et al., 2003).
A Tabela 5 apresenta as informações obtidas no estudo, inclusive com as
divisões dos setores industriais e as quantidades emitidas de GEE pelos setores.
Destaca-se a participação do Pólo Petroquímico de Camaçari com mais de 50% do total
(Mustafa et al., 2003).
54
Tabela 5 - Emissões Gasosas por Regiões Industriais.
Fonte: Mustafa et al., 2003.
Outro estudo importante referente ao mapeamento e a quantificação das
emissões de CO2 oriundas de fontes estacionárias no Brasil é o CARBMAP, realizado
pela Pontifica Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUC-RS) e a Petrobras. A
Figura 13, extraída deste estudo, apresenta as fontes de emissões de CO2, espacialmente
identificadas no Brasil, e seu potencial de emissão e é denominada de “Mapa brasileiro
de fontes estacionárias de CO2” (Martins, 2009).
É importante destacar que segundo a Figura 13 o Estado da Bahia tem três
grandes localizações de emissões de CO2, sendo que, dos três principais centros de
emissões, o que se destaca é o localizado na região do Recôncavo e Região
Metropolitana de Salvador. Tal situação é reflexo da presença dos polos industriais, em
particular o de Camaçari e o Centro Industrial de Aratu, especialmente a presença da
Refinaria Landulfo Alves em Mataripe – RLAM. Estes achados são similares aos
identificados por Mustafa et al. (2003).
55
Figura 13 – Mapa brasileiro de fontes estacionárias de CO2.
Fonte: Martins (2009).
2.6 O ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DO CO2
As tecnologias para o armazenamento do CO2, conhecidas e desenvolvidas até os
dias atuais, são basicamente três, o armazenamento em grandes profundidades nos
oceanos, a carbonatação mineral e o armazenamento em reservatórios geológicos
(IPCC, 2005). Como o foco deste trabalho é o armazenamento do CO2 em reservatórios
geológicos, toda a discussão contida nesse trabalho aborda essa tecnologia, não
abordando as demais.
A ideia de capturar o CO2 oriundo de combustíveis fósseis e armazenar em
reservatórios geológicos ou em oceanos data da década de 70, mas somente na década
de 80, em função das crescentes preocupações com as mudanças climáticas, a
56
comunidade científica e atores internacionais começaram os desenvolvimentos quanto
às tecnologias de CCS. Nos anos 90, a Internacional Energy Agency - IEA, estimulou a
pesquisa para o CCS por meio do programa Greenhouse Gas Research and
Development Programme. Os principais eventos sobre CCS foram realizados em 1992 e
1993, quando, se reuniu indústria, academia e representantes de governos (Meadowcroft
e Langhelle, 2009).
Conforme estudo feito pela IEA, em 2008, sobre as emissões de GEE, suas
perspectivas e cenários tecnológicos, a adequada captura e armazenagem de CO2 podem
contribuir para controlar as emissões a curto e médio prazo. O estudo afirma que, dentre
as atuais tecnologias existentes ou que sejam susceptíveis a se tornarem comercialmente
disponíveis nas próximas duas décadas, o CCS contribui em torno de 19% do total das
reduções de emissões de CO2, tendo por base um horizonte até 2050.
As tecnologias de CCS tiveram sua importância para o combate das mudanças
climáticas reconhecida pelo G8 (grupo formado pelas oito maiores potências industriais
do mundo) em junho de 2008, em reunião realizada em Hokkaido, Japão. Nesta reunião,
o G8 definiu que apoiaria as recomendações da IEA e do Fórum de Lideranças em
Seqüestro de Carbono (CSFL) para o lançamento de 20 projetos de CCS em grande
escala até o ano de 2010, pois o G8 entende que o CCS tem um papel crítico no
combate às mudanças climáticas e aos desafios de segurança energética.
Em função da meta estabelecida pelo G8 em 2008, a IEA e o CSFL publicaram
o "Report to the Muskoka 2010 G8 Summit - Carbon Capture and Storage Progress and
Next Steps.” em 2010. Esta publicação apresenta a situação da implantação das
tecnologias de CCS no mundo, após o decidido no encontro do G8 em 2008. Os
resultados identificados foram os seguintes: dos vinte (20) projetos que estavam
propostos, somente cinco (05) estavam em operação (in Salah/Algeria, Sleipner and
Snøhvit/Norway, Rangely/United States, and Weyburn-Midale/Canada and United
States) e um (01) em construção (Gorgon/Australia). Contudo, o relatório aponta que
existe uma perspectiva de entrar em operação de 19 a 43 projetos de CCS até o ano de
2020.
A expectativa de alocação de recursos para as tecnologias de CCS em abril de
2010, oriunda dos setores público e privado, era de uma razão de US$ 26,6 a 36,1
bilhões (IEA/CSFL, 2010). Contudo, devido à crise na Europa, a expectativa era de
redução destes investimentos e no número de possíveis projetos, já que a Europa
57
concentrava entre 6 a 12 possíveis projetos e um montante de investimentos entre US$ 4
a 6 bilhões.
Outro recente trabalho da IEA e importante para as tecnologias de CCS é o
"Technology Roadmap - Carbon capture and storage" publicado em 2010. Neste
trabalho a IEA ressalta a importância do CCS e indica uma necessidade urgente para o
avanço global no conhecimento do CCS. Em destaque a aplicação do CCS em campos
de óleo e gás exauridos e formações salinas profundas. Contudo, o potencial de
armazenamento destas opções tem sido adequadamente mapeado somente em poucas
regiões do Planeta (IEA, 2010).
Além da falta de estudos técnicos voltados para a identificação da capacidade de
armazenamento do CO2 em reservatórios geológicos, questões importantes, também
como os riscos ambientais, os aspectos regulatórios e a percepção pública das
tecnologias de CCS não estão sendo discutidas na profundidade e relevância adequada.
Os riscos associados ao CCS e à instabilidade quanto à comercialização do CO2
mitigado levaram a Suprema Corte da Holanda a interditar o projeto de CCS de
Bergermeer no Norte do país. O projeto tinha a estimativa de armazenar 4.100.000 m3
CO2 num campo depletado de gás natural. Assim como este projeto na Holanda, alguns
outros projetos de CCS na Alemanha e nos Estados Unidos (Greenville, Jamestown, and
Ohio) foram cancelados ou interrompidos. Na maioria destes casos, a população
entende que o CO2 armazenado poderá desvalorizar suas propriedades devido ao risco
de fuga.
Esta realidade aponta para a necessidade de estudos e ações tanto do setor
público como do setor privado junto à sociedade civil no intuito de tornar públicas as
informações referentes às tecnologias de CCS para que futuros projetos possam ter
sucesso em sua implantação, o que seria de suma importância para todos, pois é certo
que as tecnologias de CCS são tecnologias mais amigáveis do que, por exemplo, a
geração de energia por plantas nucleares.
O Painel Intergovernamental para as Mudanças Climáticas - IPCC (2005) define
a captura e armazenamento do CO2 em reservatórios geológicos, como um processo que
consiste na separação de CO2, emitido por fontes estacionárias, relacionadas com a
produção de energia, e também de plantas industriais, o transporte deste CO2 e seu
armazenamento a longo prazo, isolando-o da atmosfera.
É possível separar o CO2 emitido na queima de combustíveis fósseis, processá-lo
para a sua forma liquida e transportá-lo por dutos, rodovias ou por via marítima para
58
sumidouros, onde o CO2 possa ser armazenado. As opções consideradas pelo IPCC
(2005) foram os reservatórios geológicos, os oceanos (armazenamento a ser realizado
no assoalho orgânico profundo) e a fixação industrial do CO2 em carbonatos
inorgânicos.
Em
relação
ao
armazenamento
geológico,
em
destaque
o
local
de
armazenamento, o IPCC (2005) define um reservatório geológico como sendo um corpo
de rocha no subsolo com porosidade e permeabilidade suficiente para armazenar e
transmitir fluidos.
Bachu e McEwen (2011) apontam que diversos termos têm sido utilizados para
descrever o armazenamento do CO2 dentre eles: o sequestro do CO2, mais utilizado nos
Estados Unidos; o armazenamento do CO2, utilizado pelas agências da Organização das
Nações Unidas (ONU) e na Europa; remoção do CO2 e disposição do CO2. Neste
trabalho, o termo utilizado é o armazenamento do CO2 para descrever as atividades de
injeção e monitoramento do CO2 em reservatórios geológicos
A injeção do CO2 em reservatórios geológicos é um processo que já vem sendo
feito em alguns setores industriais. Na indústria petrolífera, existem tecnologias para a
recuperação avançada de óleo ou de gás (EOR/EGR) que utilizam algumas substâncias
como fluidos de injeção, dentre elas o CO2. Segundo o IPCC (2005), as principais
opções para o armazenamento geológico do CO2 são: a injeção em reservatórios
depletados (exauridos) de óleo e gás; o uso do CO2 para a recuperação avançada de óleo
ou gás; a injeção de CO2 em reservatórios profundos saturados não usados de águas
salinas; a injeção em camadas profundas de carvão mineral inexploráveis; o uso do CO2
na recuperação avançada de metano em jazidas de carvão mineral (ECBM), e; outras
opções sugeridas: formações basálticas, xisto betuminoso e cavernas.
A de injeção de substâncias e resíduos no subsolo dos Estados Unidos é
realizada há mais de 50 anos. Esta prática é entendida como essencial para muitas
atividades humanas, incluindo a produção petrolífera, a produção química, a produção
alimentar, a produção industrial e a mineral. De acordo com o inventário FY 2000
National Injection Well (a partir de 11/07/2006)8, atualmente, existem mais de 400.000
poços com substâncias injetadas no país.
O armazenamento do CO2 em formações geológicas se apresenta como uma
alternativa para ganho de tempo no desenvolvimento de novas tecnologias de combate à
8
Informações coletadas no site da EPA, página http://water.epa.gov/type/groundwater/uic/upload/
2007_12_12_uic_UIC-Inventory.pdf, visitada em maio de 2012.
59
emissão de GEE. A Figura 14 traduzida do relatório do IPCC apresenta 06 opções de
armazenamento geológico para o CO2.
Figura 14 – Opções para o armazenamento geológico do CO2.
Fonte: IPCC (2005). Taduzido pelo autor.
Cada opção de armazenamento geológico para o CO2 apresentada pelo IPCC
tem sua aplicação específica e resultado final esperado. A opção para a Recuperação
Avançada de óleo (em inglês, Enhanced Oil Recovery - EOR) é caracterizada como a
aplicação de métodos de recuperação especiais, realizadas através da injeção de agentes
no reservatório de óleo como polímeros, bactérias ou CO2, proporcionando ganho
econômico potencial e incremento na produção de petróleo.
Esta opção é utilizada na indústria do petróleo devido à crescente necessidade de
se obter maiores taxas de recuperação de petróleo. Com os métodos tradicionais de
produção, normalmente, o percentual de óleo recuperado de um reservatório está entre
5-40% da sua quantidade de óleo original, geralmente recuperado pela produção
primária (Holt et al. , 1995).
Com a aplicação de métodos de recuperação avançada de petróleo é possível um
adicional entre 10-20% do óleo extraído do reservatório. Dentre os agentes miscíveis
utilizados pela indústria do petróleo para a recuperação de óleo o CO2, têm alcançado
um incremento na recuperação de óleo entre 7-23% (média 13,2%) do óleo original
60
(Martin e Taber, 1992 e Moritis, 2003). A Figura 15, a seguir, apresenta uma ilustração
do processo de EOR num campo de óleo no qual é injetado o CO2 e, após a produção do
óleo, ele é separado e re-injetado novamente.
Figura 15 – Ilustração do processo de recuperação avançada de petróleo com CO2.
Fonte: IPCC (2005). Traduzido pelo autor.
A EOR tem sido utilizada em larga escala nos campos de produção de petróleo
nos Estados Unidos e no Canadá. Alguns projetos de EOR nos EUA têm suas
localizações apresentadas na Figura 16. Destaca-se que na figura estão representadas as
localizações das fontes de emissões industriais, assim como as fontes naturais de CO2
que servem como insumo para a EOR. Além disso, toda a rede de dutos construída para
atender os projetos de EOR e também as fontes naturais de CO2 que ainda não foram
exploradas.
No processo de produção de um hidrocarboneto, seja ele líquido ou gasoso, é
importante ressaltar que o CO2 também é encontrado misturado com o hidrocarboneto.
Com isso, em processos comuns de exploração e produção de óleo e gás natural,
normalmente, o CO2 é ventilado para a atmosfera. Em processos normais de aplicação
de técnicas de EOR o CO2 produzido, oriundo tanto da injeção quanto do encontrado no
reservatório, é emitido para a atmosfera. Ficando retido no reservatório somente um
61
percentual deste CO2. Entretanto, em projetos de EOR, que tem como finalidade o
armazenamento geológico do CO2 todo o CO2, existente no processo é armazenado.
Figura 16 – Localização nos EUA dos projetos correntes de EOR com CO2 e dutovias
Fonte: National Energy Technology Laboratory (NETL, 2010).
Segundo Mohan et al., em 2008, existiam 80 projetos de CO2 ativos nos EUA,
com uma produção total diária de 234.000 barris de petróleo. A produção potencial total
de petróleo com EOR/CO2 é de aproximadamente 19 bilhões de barris. Muitos destes
projetos estavam em execução por causa dos preços do petróleo em 2008, o que tornava
os projetos economicamente viáveis, entretanto, eram limitados pela disponibilidade de
CO2. Se ocorresse o aumento do fornecimento do CO2, oriundo de fontes naturais e de
fontes industriais estacionárias, a preços entre US$ 1 e US$ 3 por milhão de pés cúbicos
(ft3) de gás, mais de 200 projetos de EOR/CO2 poderiam ser implantados, atingindo
uma produção incremental de 12 milhões de barris por dia. Ao mesmo tempo, esses
projetos proporcionariam a oportunidade para armazenar cerca de 5 bilhões de Pés
Cúbicos de CO2 por dia. Em 25 anos, isso resultaria na produção de mais de 5,5 bilhões
de barris de petróleo e de cerca de 30 trilhões de pés cúbicos de CO2 armazenados em
reservatórios geológicos.
Por se tratar de um processo que envolve interesses econômicos, principalmente
para a indústria petrolífera, a utilização de EOR para fins de armazenamento geológico
de CO2 vem sendo amplamente estudada e conta com alguns projetos já em execução no
mundo, com destaque para o projeto de Weyburn que tem sua captura em uma fonte
estacionária situada na província de Saskatchewan, no Canadá, e com o sumidouro
62
localizado no estado de Dakota do Norte nos Estados Unidos. Este projeto está em
operação desde 2000 e utiliza o CO2 para recuperação avançada de petróleo e posterior
armazenamento do CO2, possui uma infra estrutura, que, segundo o IPCC (2005), conta
com um gasoduto de 325 km para escoamento da produção de CO2.
Outra opção para o armazenamento geológico do CO2 são as formações salinas
profundas. Estas formações são compostas de rochas sedimentares saturadas com a
presença de águas ou salmouras, contendo altas concentrações de sais dissolvidos. Estas
formações são muito comuns e contêm enormes quantidades de água, entretanto, a água
encontrada nestas formações não são adequadas para a agricultura ou consumo humano.
No entanto, podem ter outras utilizações, por exemplo, as salmouras podem ser
utilizadas na indústria química e as águas de diferentes salinidade utilizadas em
empreendimentos como spas ou para pequenas produções de energia geotérmica (IPCC,
2005).
O armazenamento geológico do CO2 combinado com a produção de energia
geotérmica pode ser uma opção viável. Entretanto, as regiões com bom potencial
energético geotérmico são geralmente menos favoráveis ao armazenamento geológico
de CO2 por causa do alto grau de falha e fratura nas formações geológicas e o aumento
acentuado da temperatura com a profundidade (IPCC, 2005).
Quanto à execução de projetos de armazenamento de CO2 em formações salinas,
o Projeto de Sleipner no Mar do Norte é o melhor exemplo para este tipo de opção. O
projeto foi concebido em escala comercial e tem conseguido capturar e armazenar
aproximadamente 1 MtCO2 por ano no reservatório do campo de Sleipner. A operação
começou em outubro de 1996 e, ao longo da vida do projeto, estima-se que seja
armazenado um total de 20 MtCO2 (IPCC, 2005).
A injeção de CO2 em reservatórios depletados ou exauridos/esgotados de
petróleo e gás natural também tem sido objeto de estudo pela comunidade científica.
Destaca-se que neste tipo de opção alguns passos já devem ter sido dados no momento
em que o campo estava produzindo. Por exemplo, boa parte da geologia do local deve
ser conhecida, assim como o comportamento do reservatório, além das instalações do
campo.
A injeção de CO2 em minas de carvão é outra opção que está identificada pelo
IPCC. Basicamente, a idéia constitue-se em injetar CO2 nos microporos presentes no
carvão mineral. O carvão mineral pode adsorver fisicamente muitos gases e pode conter
63
até 25 Nm3 (normal metrocúbico - m3, a 1 atm e 0°C metano) por tonelada de pressões
de camada de carvão. Essa adsorção pode variar conforme a maturidade do carvão,
sendo o carvão maduro (mais antigo) menos propicio para a adsorção e o mais jovens,
mais propicio. (IPCC, 2005).
O IPCC (2005) aponta que o CO2 injetado em camadas de carvão pode deslocar
o metano (CH4), melhorando a recuperação do CH4, gerando, assim, uma alternativa
para a recuperação específica de metano em regiões até então não produtoras. O que
pode ser um fator impulsionador para este tipo de opção junto ao setor privado,
principalmente para a geração de energia. O CO2 tem sido injetado com sucesso no
Projeto Allison na Bacia Alberta, Canadá.
Além de todas as opções já apresentadas, outras opções também são apontadas
pelo IPCC como viáveis para o armazenamento de CO2. Estas opções são identificadas
como outros meios geológicos e/ou estruturas – incluindo basaltos, óleo ou gás de
folhelho (xisto), cavernas de sal e minas abandonadas.
• Basaltos: Apesar da baixa porosidade, existe a possibilidade da formação de minerais
de carbonato armazenar o CO2 através da reação entre o CO2 e os silicatos no basalto. O
aprofundamento maior em pesquisas neste tipo de opção é necessário, contudo o IPCC
(2005) aponta como improvável a adequação dessa formação para armazenamento de
CO2
• Óleo ou gás de folhelho (xisto): Segundo o IPCC (2005) existem depósitos de petróleo
ou de gás de folhelho em muitas partes do mundo. O mecanismo de captura de óleo ou
gás de folhelho é semelhante ao de camadas de carvão, ou seja, ocorre através da
adsorção orgânica material. O potencial para o armazenamento de CO2 em óleo ou gás
de xisto é, atualmente, desconhecida, mas os grandes volumes de xisto sugerem que a
capacidade de armazenamento pode ser significativa. Se a seleção de critérios, como a
profundidade mínima, forem considerados e aplicados a esses óleos ou gases, então os
volumes podem ser limitados. Outro critério que também pode afetar esta opção de
armazenamento é a baixa permeabilidade destes óleo ou gás.
• Cavernas de sal: A ideia nesta opção é utilizar as cavernas “criadas” pela mineração
para o armazenamento de CO2. Utilizar-se-ia a tecnologia desenvolvida para o
armazenamento em formações salinas profundas, visando o armazenamento de gás
natural liquido. As cavernas de sal podem ser utilizadas ainda para armazenamento
temporário de CO2 em sistemas coletor e distribuidor entre fontes e sumidouros de CO2.
64
• Minas abandonadas: Segundo o IPCC (2005) a adequação de minas abandonadas para
o armazenamento de CO2 depende da natureza e vedação da capacidade da rocha em
que ocorre a mineração. Minas abandonadas contendo rochas fissuradas (ou leves
fraturas), típicas de terrenos compostos por rochas ígneas e metamórficas seria difícil o
armazenamento geológico do CO2 em função da dificuldade para realizar a selagem. O
que poderia não ocorrer em minas abandonadas compostas por rochas sedimentares
onde poderia existir a possibilidade do armazenamento de CO2. Minas de carvão e de
sal, como já citado, oferecem essas condições desejadas, assim como depositos de
potássio, chumbo ou zinco. A grande desvantagem desse método é que qualquer falha
na selagem poderia resultar em liberação de grandes quantidades de CO2.
2.7 STATUS DO CCS NO MUNDO
A forma como o mundo tem respondido às questões de redução das emissões de
GEE, de maneira geral, é lenta e sempre interelacionada com as questões econômicas e
ambiental de cada país. Mesmo com a decisão do G8 em apoiar o indicado pela IEA e
CSFL em implantar 20 novos projetos de CCS (contemplando todas as etapas de
captura, transporte, injeção e monitoramento), a difusão e implementação das
tecnologias de CCS caminham numa velocidade muito menor do que deveria e poderia.
Diversas fontes apresentam as ações mundiais em relação às iniciativas para a
implementação das tecnologias de CCS no mundo. Estudos realizados pelo Global CCS
Institute (GCCSI) e publicados em 2011 (The global status of CCS: 2011 e The global
status of CCS: 2010), 2009 (Strategic Analysis of the Global Status of Carbon Capture
and Storage) e pelo Scottish Centre for Carbon Storage em 2010 (Benchmarking
worldwide CO2 saline aquifer injections) e pela Sustainable Energy Ireland (SEI) em
2008, além do acesso a banco de dados como o do IEA GHG e do MIT. Em suporte às
informações coletadas das fontes anteriormente citadas, para a atualização das
informações à pesquisa deste trabalho, também foram realizadas visita a instituições e
entrevistas a experts.
Em análise realizada nos estudos, apenas no banco de dados do GCCSI, existiam
449 projetos no mundo que envolviam alguma tecnologia de CCS. Em uma observação
mais detalhada, pode-se verificar a permanência de 275 projetos no mundo em diversos
estágios de aplicação que estão distribuídos da seguinte forma: 34 concluídos; 26
cancelados ou atrasados; 02 retidos e 213 ativos ou previstos sendo 101 em escala
65
comercial e 62 integrados (demonstram toda a cadeia produtiva CCS de CO2 captura,
transporte e armazenamento) dos quais 07 estão em operação.
Os 213 projetos em curso ou planejados foram, então, analisados ainda pela sua
dimensão e tipo de projeto de CCS. Dos 213 projetos ativos ou previstos, 101 são de
escala comercial. Destes, 62 projetos são considerados como integrados, ou seja, eles
demonstram toda a cadeia produtiva do CCS (captura, transporte e armazenamento).
Especificamente sobre as tecnologias de armazenamento de CO2
em
reservatórios geológicos, a Tabela 6 apresenta o status dos projetos no mundo. Nesta
tabela, estão contemplados os projetos, em escala industrial e comercial, os concluídos,
os pilotos e os que estão em fase de planejamento coletados das diversas fontes. Além
disso, a tabela apresenta os valores totais de armazenamento dos projetos, assim como o
somatório de todos os projetos incluindo os planejados e sem os planejados. Pode-se
observar a grande quantidade de projetos executados nos Estados Unidos e também a
perspectiva de mais três a serem implantados em escala industrial com capacidade de
armazenar mais de 4.700.000 tCO2.
Contabilizando todos os projetos, incluindo os que estão planejados, pode-se
chegar a um total de 93.958.611 tCO2 armazenadas ao longo dos anos previstos para a
operação dos mesmos. Só totalizando os projetos que estão em operação ou que já
foram encerrados, o total previsto de armazenamento é de 85.098.611 tCO2 ao longo
dos anos. Para se ter uma ideia do que isso representa, nos estudos feitos pela IEA
referentes aos cenário de emissões mundiais, o CCS deveria contribuir no melhor
cenário o “Blue Map” no ano de 2050 com 19% de 57 GtCO2 o que daria
10.830.000.000 tCO2 (IEA, 2010).
Após a análise dos projetos identificados na Tabela 6, pode-se constatar que a
relação entre a fonte emissora e o sumidouro é feita em sua totalidade de forma direta.
O que significa que o CO2 capturado em uma fonte é transportado por um moldal, em
grande parte via duto, e injetado em um reservatório. Alguns estudos e iniciativas
quebram esta estrutura e buscam fazer a conexão entre diversas fontes de emissão e de
diversos tipos diferentes de processos industriais a uma linha de duto que distribui o
CO2 capturado em uma região com diversos sumidouros.
Algumas publicações apontam para este tipo de solução combinada como uma
das possíveis opções do CCS no futuro. Para McKinsey & Company (2008) a
combinação do transporte por dois emissores, em uma dutovia simples de 36 pol versus
66
duas dutovias separadas de 24 pol, tem uma estimativa de redução de custo em cerca de
30%. Este mesmo valor de redução de 30% também é apresentado por Mikunda et al.
(2010), que aponta o uso de redes de dutos compartilhadas como um dos fatores
propulsores para a economia em escala do CCS.
A forma de aglomeração de emissores, solução para o transporte e sumidouros
em projetos de CCS tem sido denominada pelo GCCSI como Clusters, Hubs e Networks
(GCCSI, 2011). As principais iniciativas voltadas para a composição de Clusters, Hubs
e Networks estão na América do Norte, Europa e Oceania. Estas iniciativas contam com
a participação de atores oriundos do setor público e privado. O GCCSI (2011) aponta as
seguintes iniciativas em 2011:
- Collie Hub. Projeto localizado na Austrália, uma joint venture entre o governo do
Estado Western Australian com diversos parceiros do setor privado, envolvendo plantas
de produção de amônia e indústrias de carvão mineral.
- CarbonNet CCS. Projeto localizado na Austrália liderado pelo Governo do Estado de
Victorian é planejado para a participação de empresas do setor privado, com o propósito
de redução das barreiras ao longo do tempo, no intuito de absorver outros interessados.
- Rotterdam. Projeto localizado na Europa, iniciado em 2006, conta atualmente com 18
empresas com o propósito de armazenamento do CO2 no Mar do Norte e também de
EOR.
- Yorkshire e Humber. O projeto está localizado nas regiões da Grã Bretanha e similar
ao de Rotterdam, tendo também como opções o armazenamento do CO2 e a EOR em
reservatórios do Mar do Norte.
- Nos Estados Unidos, já ocorre o compartilhamento dos dutos de CO2, sendo um dos
principais tronco de duto o localizado na região centro oeste que tem uma previsão entre
2020 a 2030 de uma rede de mais de 3.600 km de dutos de CO2.
- Integrated CO2 Network (ICO2N). Projeto localizado no nordeste do Canadá que
deverá envolver usinas geradoras de energia, empresas do setor de carvão mineral e
produtores de óleo proveniente de areia (oil sands). O projeto iniciará no Estado de
Alberta e contará com o financiamento do fundo para CCS do governo de Alberta. Um
dos objetivos do projeto é implantar a “Linha Tronco de Carbono de Alberta” (Alberta
Carbon Trunk Line).
67
Tabela 6 – Projetos de CCS no mundo (em execução e planejados) de diversas escalas
Média Diária
de Injeção
(tCO2/dia)
Total
Planejado a
ser
Armazenado
(tCO2)
Tipo de
Reservatório
Projeto
País
Início da Injeção
Sleipner
Noruega
1996
3.000
20.000.000
Formação Salina
Weyburn
Canadá
2000
3.000 – 5.000
20.000.000
EOR
In Salah
Argélia
2004
3.000 – 4.000
17.000.000
Campo de Gás
Escala Industrial
Comercial
PCOR Zama
Canadá
2006-2009
166
250.000
EOR
Monell
USA
2005
5500
-
EOR
Salt Creek
USA
2004
5500
27.000.000
EOR
Yubari
Japão
2002-2006
10
884
ECBM
Allison Unit
USA
1995-2001
-
277000
ECBM
CSEMP
Canadá
2002-2008
50
10.000
ECBM
MGSC Huff'n Puff
USA
2007
-
39
EOR
MGSC ECBM
USA
2007-2008
9
91
Otway Project 1
Austrália
2008-2009
160
65.400
Westpearl
USA
2002-2003
-
210
SACROC
USA
2008-2010
821
477.000
ECBM
Campos
depletados
Campos
depletados
EOR
Concluídos
Mississippi
USA
2008
-
2.750
Aqüífero Salino
Central Appalachian
USA
2009
-
907
ECBM
Western Kentucky
USA
2009
-
323
Aqüífero Salino
Applachian
USA
2009-2009
-
-
Aqüífero Salino
Frio
USA
2004
177
1.600
Formação Salina
Black Warrior
USA
2009-2009
-
907
ECBM
Cincinnati Arch
USA
2009
-
1.000
Aqüífero Salino
Nagaoka
Japão
2000-2006
20-40
10400
Aqüífero Salino
Alberta
Canadá
2006
68,5
-
Aqüífero Salino
PCOR Fort Nelson
SWP Farnham
Dome
San Juan
Canadá
2008
2.740
5000000
Aqüífero Salino
USA
2009-2011
2.740
2900000
Aqüífero Salino
USA
2008
-
31700
ECBM
AEP Mountaineer
USA
2009-2011
120
-
Aqüífero Salino
WESTC Arizona
USA
2009
50 - 200
1800
Aqüífero Salino
Basalt
USA
2009
-
3.000
Basalto
Ketzin
Alemanha
2008
-
60.000
Aqüífero Salino
SWP Paradox EOR
USA
2009
372,6
272.000
EOR
K12B
Holanda
2004
100 a 1.000
8.000.000
EGR
Pembina
Canadá
2005
50
50.000
EOR
-
360
ECBM
Escala Piloto
PCOR Lignite
USA
2009
Fonte: SEI (2008).
Nota: Traduzido, adaptado e atualizado.
68
Tabela 6 – Projetos de CCS no mundo (em execução e planejados) de diversas escalas
Total
Média Diária
Planejado a
Projeto
País
Início da Injeção
de Injeção
ser
(tCO2/dia)
Armazenado
(tCO2)
Escala Piloto
SECARB Early
USA
2008
1.600.000
Test EOR
SECARB Early
USA
2008
1.500.000
Test Saline
Teapot Dome
USA
2006
7123
15200000
Fenn Big Valley
Canadá
1998
50
Qinshui Basin
China
2003
MGSC EOR
USA
2009
DOE Alabama
USA
West Virginia
Tipo de
Reservatório
EOR
Aqüífero Salino
EOR
200
ECBM
30
150
ECBM
30
8000
EOR
2010
-
6800
EOR
USA
2009-2011
24
18.000
ECBM
Liaohe
China
1998
-
-
EOR
Snovit
Noruega
2008
2.000
700.000
Formação Salina
Michigan Basin
USA
2008-2009
250 - 600
Aqüífero Salino
Recopol
Polônia
2004
10.000 m3/dia
Latrobe Valley
Austrália
2006 (?)
-
60.000
Somente por
12 meses
65.000.000
Miranga
Brasil
2009
370
1.500.000
EOR
Porto Batista
Brasil
2011
-
100
ECBM
ECBM
-
Planejados
BSCSP Moxa Arch
USA
2011
2.740
2.700.000
Aqüífero Salino
Carb-fix
SECARB
Anthropogenic Test
Iceland
2010
-
Basalto
USA
2010-2014
-
400.0001.000.000
Total Lacq
França
2009-2010
-
Otway Project 2
Austrália
2010
-
Gorgon (planejado)
Austrália
2009
10.000
Decatur
USA
2010
1.000
Tomakonai
Japão
2015
250.000
Total com planejados
93.958.611 t CO2
Total sem planejados
85.098.611 t CO2
150.000
Aqüífero Salino
Campos
depletados
Aqüífero Salino
10.000
3.000.000 (por
Formação Salina
40 anos)
1.000.000
Aqüífero Salino
1.000.000
Aqüífero Salino
Fonte: SEI (2008).
Nota: Traduzido, adaptado e atualizado.
Após a análise dos bancos de dados das diversas fontes, em destaque as
informações do GCCSI, pode-se verificar a existência de 78 projetos que utilizam o
CCS em larga escala no mundo. Além deles, também foi incluído nesta análise o projeto
de Miranga da Petrobras localizado no estado da Bahia. Ressalta-se que estes projetos
têm como objetivo o armazenamento de CO2 em larga escala.
69
A Figura 17 apresenta os países que estão desenvolvendo a implantação de
projetos de CCS em larga escala, com a quantidade de projetos por país e volume de
CO2 a ser armazenado por ano em Megatoneladas de CO2. Ao todo são 18 países
operando ou implantando projetos de CCS num total de 79 projetos de CCS em larga
escala (69 projetos a implementar nos próximos 10 anos e 10 projetos em
funcionamento,
contando
com
Miranga)
possibilitando
o
armazenamento
de
aproximadamente 158 MtCO2/ano com destaque para os Estados Unidos com 31
projetos e um volume de armazenamento de CO2 de 66,4 MtCO2/ano e o Reino Unido
Unidade e Megatoneladas de CO2 por ano
com 06 projetos, e com volume de armazenamento de CO2 de 21,25 MtCO2/ano.
70
60
50
40
30
20
10
0
Figura 17 – Projetos de CCS no mundo – Países e Volume
Fonte: elaborado com dados do GCCSI.
Quanto ao tipo de captura do CO2, nas fontes estacionárias de emissões mais
utilizadas entre os projetos, destaca-se a captura pós-combustão devido a sua utilização
em quase todos os projetos estudados. Na Figura 18, pode-se visualizar quais são os
processos de captura empregados e a sua utilização em cada país.
70
18
16
14
UNIDADE
12
10
8
6
4
Outros
Varios
Não definido
Separação industrial
Processamento de gás
Pré-Combustão e Processamento de gás
Pré-Combustão e Pós-combustão
Pré-Combustão
Pós-combustão
Oxicombustão e Pós-combustão
2
0
Oxicombustão
Figura 18 – Projetos de CCS no mundo – Tipos de Captura
Quanto ao tipo de opção para o transporte do CO2, existe uma quantidade maior
de projetos utilizando o modal dutoviário. Este tipo de opção está presente em todos os
países pesquisados, só não nos projetos na Coréia do Sul (que utiliza o modal
hidroviario). A Figura 19 apresenta a relação entre os países e a utilização de cada
modal.
30
25
UNIDADE
20
15
10
5
0
Figura 19 – Projetos de CCS no mundo – Tipos de Opções para o Transporte do CO2
71
De forma mais detalhada, dos projetos pesquisados, existe uma previsão de mais
de 7.000 km de dutos de transporte de CO2. O Quadro 13 apresenta as distâncias dos
dutos de transporte de CO2 e os países onde estes projetos estão localizados. Destaca-se
que estes dutos podem estar construídos ou em fase de projeto. Os Estados Unidos, em
virtude principalmente das atividades de EOR, se destacam com uma proposta de rede
dutoviária para o transporte de CO2 com mais de 2.000 km.
Distancia total
País
Km
Números de Projetos
que não especificou a
distância
1
1
2
1
15
2
1
1
2
-
ALEMANHA
150
ARGÉLIA
14
AUSTRÁLIA
490
BRASIL
75
CANADÁ
835
CHINA
260
COREA DO SUL
1.050
EMIRADOS ARABES UNIDOS
500
ESPANHA
120
ESTADOS UNIDOS
2.142
FRANÇA
100
HOLANDA
130
ITALIA
100
NORUEGA
160
NOVA ZELÂNDIA
100
POLONIA
100
REINO UNIDO
1.020
ROMENIA
30
7.301
Total
Quadro 3 – Distâncias dos dutos de transporte do CO2 em operação ou em projeto.
Já quanto aos tipos de armazenamento, percebe-se a ampla utilização do CO2
para EOR principalmente nos Estados Unidos. A Figura 20 apresenta as opções de
armazenamentos, quantidades e países nos quais foram utilizados. É importante destacar
que nos banco de dados pesquisados os projetos de escala piloto existentes no Brasil
não foram contabilizados. Entretanto, para efeito de análise nesta pesquisa foi inserido o
projeto de Miranga no Brasil conduzido pela Petrobras.
72
25
UNIDADE
20
15
10
5
0
Figura 20 – Projetos de CCS no mundo – Tipos de Opções para o Armazenamento do CO2
Para o suporte e execução dos diversos projetos de CCS existentes, o mundo tem
se estruturado. Atores do setor público e privado, assim como na sociedade civil buscam
o aprofundamento e o domínio das tecnologias de CCS. Além disso, questões como a
forma de financiamento e sustentabilidade destas tecnologias são objetos de estudos e
discussões entre os atores envolvidos. Dentre as instituições existentes, destacam-se o
CDP (Carbon Disclosure Project - referente à governança junto às empresas privadas), a
UNFCCC, o IPCC, a IEA e o PNUD (Programa das Nações Unidas para o
Desenvolvimento).
Especificamente, quanto aos achados científicos relacionados às tecnologias do
CCS, assim como à pesquisa e desenvolvimento dessas tecnologias, destacam-se como
centros de referência em temas diversos:
- Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas (CO2CRC). Uma das principais
organizações do mundo, focada na captura de dióxido de carbono e seqüestro geológico
do CO2. O CO2CRC é uma empresa de sociedade mista, composta por participantes do
setor brasileiro e mundial, universidades e outros organismos de investigação da
Austrália e Nova Zelândia, e o Commonwealth da Austrália, Estado e agências
governamentais internacionais.
- Scottish Centre for Carbon Storage – centro de referência formado entre a
Universidade de Edimburgo e Heriot Watt University, com o British Geological Survey
Edimburgo.
- Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF). A CSFL é uma iniciativa de âmbito
ministerial internacional focada no desenvolvimento de melhores tecnologias de custo
73
efetivo para a separação e captura do CO2, o transporte e armazenamento. Por ser uma
instituição formada por governos, sua secretaria é de responsabilidade do U.S.
Department of Energy.
- Fundação Bellona. A Fundação Bellona considera a captura e o armazenamento de
CO2 (CCS) como uma das principais soluções para combater o aquecimento global. A
Bellona foi formada como uma fundação sem fins lucrativos em junho 1986.
- Carbon Capture & Storage Association (CCSA). A CCSA foi lançada em março de
2006, para representar os interesses dos seus membros na promoção da atividade de
captura e armazenamento geológico de dióxido de carbono. Com sua base em Londres,
a CCSA reúne empresas especializadas na fabricação e processamento, geração de
energia, engenharia e contratação, petróleo, gás e minerais.
- Carbon Capture and Sequestration Technologies Program at MIT. Iniciado em 1989,
o programa é reconhecido internacionalmente como um líder neste campo.
- O Centre for Innovation in Carbon Capture and Storage (CICCS) da Universidade de
Nottingham.
- Universidade de Regina – mantém o Petroleum Technology Research Centre (PTRC)
e o International Performance Assessment Centre for the Geologic Storage of CO2
(IPAC-CO2), um programa de Pesquisa em CCS em parceria com o Governo de
Saskatchewan e a Shell.
De forma geral, cabe destacar também as seguintes instituições: GASSNOVA
(Companhia estatal Norueguesa para o gerenciamento e apoio dos interesses do
Governo da Noruega referentes ao CCS), SINTEF (organização independente situada na
Escandinávia), o Global CCS Institute, as empresas francesas de engenharia
Schlumberger e GEOGREEN, as norueguesas DNV e BIG CO2. Especificamente, no
setor petrolífero: a Shell, a Statoil e StatoilHydro, a Chevron, a ExxonMobil, a
Encanada, a BP, a Total, a ENI, a Conoco Phillips e a Petrobras.
A difusão das tecnologias de CCS tem como principal opositora a Organização
Não-Governamental Greenpeace. O Greenpeace, na publicação False Hope (Falsa
Esperança) de maio de 2008, aponta diversos pontos críticos do CCS tendo como
principais: os riscos que envolvem o CCS, o seu custo e, principalmente, a questão
relativa ao poder de mitigação do CCS e a possível redução de esforços em tecnologias
de menor intensidade de carbono.
74
2.8 CCS NO BRASIL
As atividades de pesquisa e desenvolvimento das tecnologias de CCS no Brasil
tiveram seu começo na indústria petrolífera, mais especificamente na Petrobras. Em
dados coletados via entrevistas com experts da Petrobras algumas iniciativas foram
realizadas em Araças na Bacia do Recôncavo desde 1987 e segundo Lino (2005) testes
de injeção de CO2 foram iniciados desde maio de 1991 no campo de Buracica também
localizado da Bacia do Recôncavo.
Mesmo tendo as atividades de P&D iniciadas desde a década de 80 a utilização e
uso em larga escala das tecnologias de CCS na Petrobras não é um consenso entre os
seus técnicos e dirigentes. Ademais, existe na empresa uma discussão ainda não
concluída sobre as influências das emissões antrópicas de GEE e os impactos nas
mudanças climáticas no Planeta.
As principais ações realizadas para a P&D do CCS no Brasil são realizadas pelo
setor privado petrolífero, contando com o incentivo governamental estabelecido na
Portaria 10/999 da ANP. De acordo com a portaria, as empresas exploradoras de óleo e
gás natural no país devem destinar 1% da produção em P&D. Outro setor produtivo
brasileiro que também desenvolve atividades de pesquisa e desenvolvimento das
tecnologias de CCS é o da indústria de exploração de carvão mineral.
As pesquisas neste setor, basicamente, buscam o estudo da utilização
convencional e não-convencional de energia, fornecendo usos do carvão tais como a
recuperação avançada de metano em camada de carvão (ECBM), o metano contido em
camada de carvão (CBM) e hidrogênio derivado de camada de carvão via gaseificação
de carvão in situ (UCG). A Figura 21 apresenta os atores envolvidos em P&D nas
tecnologias de CCS no Brasil tendo como destaque as ações realizadas pela Petrobras 10
e mais recentemente da Rede CLIMA.
9
Portaria ANP nº 10, de 13/01/99 (D. O. U. de 14/01/99) - Sobre a participação especial.
Informações coletadas de apresentações realizadas por colaboradores da Petrobras em eventos técnico-científicos.
10
75
Figura 21 – Fluxo das Relações entre as Principais Atividades de P&D nas Tecnologias de CCS no Brasil
Fonte: elaboração própria com informações coletadas de apresentações de colaboradores da Petrobras.
Duas instituições se destacam na pesquisa e desenvolvimento das tecnologias de
CCS são elas o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de
Melo/Petrobras
(CENPES)
e
o
Centro
de
Excelência
em
Pesquisa
sobre
Armazenamento de Carbono/PUC-RS (CEPAC). No que tange à captura do CO2,
emitido por fontes estacionárias, vale destacar também as atividades de pesquisas
realizadas pela Universidade de Salvador (UNIFACS). Ao todo, o Brasil conta com 22
centros de estudo e pesquisa para as tecnologias de CCS (Cunha et al., 2009). Somente
a Petrobras conta em sua rede de pesquisa com a parceria de 13 instituições, são elas a
UFC, UFBA, UFMG, UFRJ, PUC Rio, USP, INPE, IPEN, UNICAMP, UFPR, PUC
RS, UFRGS e FURG (Hatimondi et al., 2011).
Outras instituições que apoiam a pesquisa e o desenvolvimento das tecnologias
de CCS no Brasil merecem destaque, são elas: a Associação Brasileira do Carvão
Mineral, a Associação Beneficente da Indústria Carbonífera de Santa Catarina,
COPELMI Minerações Ltda, Rede Carvão, Instituto Ecoar, Instituto Ecoclima, dentre
outras.
Devido à relação das tecnologias de armazenamento geológico de CO2 com a
indústria de energia, mais especificamente a indústria petrolífera e carbonífera, outros
setores, como o petroquímico e o de produção de cimento, não despertaram para o uso
dessas tecnologias como uma ação de mitigação dos GEE emitidos. Isso seria de grande
importância para o domínio e difusão das mesmas no país.
Numa perspectiva mais abrangente dos diversos temas correlatos, destacam-se
como principais centros nacionais de pesquisas os seguintes:
76
- Mudanças Climáticas: o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE);
- MDL e Governança Ambiental Global: grupo de pesquisa do Laboratório de Análise
Política Mundial (LABMUNDO) criado em 2007 no Núcleo de Pós-Graduação em
Administração (NPGA) da Universidade Federal da Bahia (UFBA).
Dentre as instituições privadas, destaca-se o CEBDS (Centro Empresarial
Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável), especificamente a Câmara Temática de
Energia e Mudança do Clima. No âmbito público, tem-se como principal ator
institucional o Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT) já que é o responsável por
conduzir as ações para a obtenção de créditos de carbono dos projetos realizados por
organizações brasileiras junto à UNFCCC.
77
3 METODOLOGIA
A metodologia de pesquisa deste trabalho foi composta, basicamente, da
pesquisa exploratória, descritivo-analítica sobre o tema que privilegiou as estratégias e
técnicas de pesquisa qualitativa e quantitativa. Para a coleta e análise dos dados
secundários, foram utilizados recursos tradicionais de pesquisa. Um estudo de caso foi
elaborado, tendo como base as informações e ferramental disponibilizado para fins
acadêmicos por uma empresa brasileira do setor petrolífero com o intuito de realizar
uma análise comparativa dos resultados destes estudos com as referências
internacionais.
Já os dados primários foram coletados através de:
1) entrevistas com lideranças e atores-chave como o Dr. Malcon Wilson da
Universidade de Regina (PTRC)/Canadá, PhD. Teeradet Supap e Jirayu
Uttaranakorn da Faculty of Engeineering and Applied Science também da
Universidade de Regina, o Dr. Ziqiu Xue do RITE/Japão, Dr. Dr. Takeshi
Kuramochi do IGES/Japão, Sr. Masanori Abe e Sr. Satoshi Motohashi da Japan
CCS CO/Japão, Morikuni Makino do Global CCS Institute, escritório do Japão e
colaboradores da Fundação Belona, Global CCS Institute e membros da delegação
brasileira que participaram da COP 16 em Cancún/México;
2) observação indireta da realidade estudada através da inserção em redes de pesquisa
sobre o assunto como a rede criada pela empresa Shell que reúne experts de todo o
mundo para discutir as questões relacionadas como as tecnologias de CCS;.
3) participação na agenda de debates e palestras sobre a temática de estudo;
participação de fóruns com experts, eventos e feiras especializadas sobre o tema (ver
lista no Anexo II);
4) observação direta, através da participação, com a chancela dos atores envolvidos,
em encontros oficiais a exemplo da participação como membro da delegação
brasileira na COP 16 em Cancún e com isso, livre acesso às reuniões oficiais no
conferência. Outra forma de obtenção direta dos dados primários foram as visitas as
instituições de pesquisa e desenvolvimento que conduzem os projetos de CCS como
o RITE/Japão e o PTRC/Canadá, além das visitas à instituições chaves como a
Japan CCS Co., o IGES, o Global CCS Institite e a Fundação Bellona
Em suporte às atividades relacionadas à análise comparativa das tecnologias de CCS
no Brasil com outro país, o autor do projeto teve a inserção por 06 meses na
78
Universidade das Nações Unidas – Instituto de Estudos Avançados em Yokohama no
Japão. A seleção do Japão para a realização deste estudo foi baseada no fato deste país
estar iniciando um projeto de demonstração de CCS, além de já contar com dois
projetos pilotos, situação similar encontrada no Brasil.
Para o alcance do objetivo geral traçado, foi necessário o estabelecimento de
ações estruturadas no âmbito da pesquisa deste trabalho. Ações estas inseridas em três
(03) perspectivas de análise distintas e definidas da seguinte forma: a Científica, a
Política-Estratégica e, por fim, a Técnico-Econômica. A sequência estabelecida para a
pesquisa foi estruturada para que, ao final, todas as perspectivas estudadas fossem
analisadas no estudo de caso proposto.
A pesquisa do trabalho foi iniciada com a pesquisa exploratória sobre o tema
para proporcionar a fundamentação teórica sobre o assunto tema. Posterior à pesquisa
exploratória, foram feitos estudos na perspectiva Política-Estratégica com o foco nos
pontos críticos que impactam na difusão das tecnologias de CCS nos países, em
particular, no Brasil. Por fim, complementando o estudo para dar suporte ao estudo de
caso, foi realizada a pesquisa na perspectiva Técnico-Econômica que contou com a
colaboração da empresa Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, com a disponibilização de
dados obtidos em estudo produzido pela Universidade de Salvador – UNIFACS em
solicitação e financiamento da Petrobras.
As ações realizadas na pesquisa em cada perspectiva abordada são descritas a
seguir com seu propósito e finalidade. De forma geral, tem-se:
- Perspectiva Científica:
- Ação: Pesquisa Exploratória sobre o tema.
- Propósito:
Base científica para o projeto.
- Finalidade: Aprofundamento do conhecimento no tema do trabalho.
- Ação: Estágio em uma instituição acadêmica no exterior.
- Propósitos: Analisar a situação de um país quanto à difusão e
implementação das tecnologias de CCS e comparar a
realidade do país pesquisado com a realidade do Brasil.
- Finalidade: Aprofundamento do conhecimento nas questões PolíticaEstratégicas e Técnico-Econômicas CCS.
79
- Ação: Visitas a Projetos de CCS.
- Propósitos: Aprofundar os conhecimentos no uso da tecnologia
Comparar com as possíveis aplicações do CCS no Brasil.
- Finalidade: Aprofundamento do conhecimento nas tecnologias de
CCS.
- Perspectiva Técnico-econômica:
- Ação: Estudos de Caso.
- Propósitos: Testar um modelo de levantamento de custo para projetos
de CCS no Brasil.
Comparar os dados obtidos com dados internacionais e
propostas de MDLs.
Obter valores referentes à tonelada de CO2 injetado e
comparar
com
valores
internacionais
descritos
na
literatura.
Analisar a Viabilidade Técnica-econômica de projetos de
CCS no Brasil.
- Finalidade: Discutir as tecnologias de CCS enquanto tecnologia a ser
adotada no Brasil para a mitigação de GEE e confrontar o
seu desempenho em relação aos padrões mundiais para o
CCS já estabelecido, tendo como referência o relatório do
IPCC (2005).
- Perspectiva Político-Estratégica:
- Ação: Acompanhamento das decisões da COP.
- Propósitos: Acompanhar as principais decisões quanto ao incentivo do
uso do CCS em larga escala.
Acompanhar as decisões quanto à inserção do CCS como
MDL.
Acompanhar as decisões/posicionamento do Governo do
Brasil e das empresas brasileiras quanto ao CCS.
80
-
Finalidade:
Compreender
as
razões
inerentes
às
decisões,
posicionamentos e estratégias adotadas e buscar referenciais
internacionais similares, com a intenção de realizar uma
análise comparativa entre as situações, identificando pontos
positivos e negativos.
- Ação: Entrevista com Atores-chave.
- Propósitos: Coletar informações quanto ao uso do CCS no Brasil de:
- Experts (nacionais e internacionais),
- Governo,
- Empresas e
- ONG’s.
- Finalidade: Coletar informações dos principais atores envolvidos no
processo decisório e também de atores externos ao
processo, para identificar os principais pontos de conflito e
lacunas existentes. Tendo como referência os pontos
críticos levantados e discutidos no âmbito da UNFCCC
(não-permanência, incluindo a permanência a longo prazo;
medição, comunicação e verificação; impactos ambientais;
limites do projeto; Direito Internacional; responsabilidades;
do potencial de resultados perversos; a segurança e a
cobertura de seguros e indenização por danos causados
devido à uma infiltração ou vazamento).
No intuito de representar graficamente a disposição das ações e perspectivas
adotadas neste trabalho, para o alcance do objetivo geral, foi elaborada a Figura 22 que
é apresentada a seguir. A figura busca fornecer a principal ideia da pesquisa e integrá-la
aos eixos de estudos principais com suas respectivas ações críticas previstas. Entretanto,
a figura não apresenta uma sequência do desenrolar das ações. Esta sequência é
apresentada no fluxo da metodologia deste trabalho.
81
Figura 22 – Representação do Objetivo Geral, suas perspectivas e principais ações na pesquisa.
Posto isso, a metodologia foi estruturada e dividida em quatro etapas, com as
seguintes descrições:
- A etapa inicial tem um cunho exploratório, com o intuito de responder ao problema de
pesquisa exposto neste projeto. Para tanto, foi realizada uma pesquisa empírica
exploratória e um aprofundamento da revisão da literatura especializada no objeto de
estudo.
- A segunda etapa, a análise dos atores chaves envolvidos nas questões decisórias
referentes à difusão e implementação das tecnologias de CCS. Tendo para isso, que
verificar a atuação desses atores, tanto do setor público, privado e sociedade civil, e suas
estratégias político-institucionais para influenciar a GAG do clima. Nesta etapa do
projeto, foi realizado um estudo mais aprofundado das experiências de outros governos
e empresas transnacionais. Para isso, foi realizado um estágio pelo autor deste trabalho
em uma instituição acadêmica internacional de ensino superior inserida e participando
ativamente de pesquisas sobre estratégias político-institucionais e ações de atores
corporativos na GAG do clima.
- A terceira etapa é referente ao impacto da implantação de uma nova tecnologia para a
redução de emissões de GEE. O papel da tecnologia CCS para o cumprimento de metas
82
globais de redução de emissões de GEE e análise em relação às demais tecnologias de
redução de emissões de GEE. Identificação e análise dos mecanismos financeiros e
político-institucionais disponíveis para a implantação do CCS e seu uso em larga escala.
O esforço feito pelas empresas do setor petrolífero para influenciarem o posicionamento
dos governos na GAG quanto à difusão do CCS e aprovação de metodologias para
obtenção de créditos de carbono.
- A quarta etapa é dedicada à realização de um estudo de caso com a aplicação das
tecnologias de CCS no Brasil. Este estudo deverá apresentar o status do uso da
tecnologia, seus avanços, as barreiras encontradas, oportunidades de melhorias para a
difusão da tecnologia do CCS tendo como referência os achados obtidos na pesquisa nas
perspectivas Político-Estratégica e Técnico-Econômica. Em específico, este estudo de
caso foi realizado na Bacia do Recôncavo, situada no Estado da Bahia, tendo como
principais fontes estacionárias de emissões de CO2 as empresas do Pólo Petroquímico
de Camaçari, Centro Industrial de Aratu e outras fontes estacionárias de emissões de
GEE consideradas críticas pela pesquisa. A Figura 23 representa a estruturação da
metodologia deste trabalho e suas etapas com suas interações e sequência.
Para dar suporte às etapas e atividades previstas na metodologia deste trabalho, o
Anexo II apresenta todas as ações realizadas e também a participação em eventos e
congressos técnicos, assim como a produção científica resultante da pesquisa.
83
Início
Livros, Artigos
Científicos: GAG e
CCS
Documentos do
setor público
Pesquisa sobre as
tecnologias
existentes, seus
financiamentos e
resultados
Etapa 01
Pesquisa empírica exploratória e um
aprofundamento da revisão da literatura
especializada no objeto de estudo.
I
Etapa 02
Análise dos atores chaves envolvidos nas
questões decisórias referentes à difusão e
implementação das tecnologias de CCS e
levantamento da atuação desses atores, tanto
do setor público, privado e sociedade civil, e
suas estratégias político-institucionais para
influenciar a GAG do clima. I
Documentos do
setor privado.
Documentos da
sociedade civil.
Etapa 03
Análise do papel da tecnologia CCS para o cumprimento de metas globais de redução
de emissões de GEE em relação às demais tecnologias de redução de emissões de GEE
e identificação e análise dos mecanismos financeiros e político-institucionais
disponíveis para a implantação do CCS e seu uso em larga escala.
Pesquisa dos
mecanismos
financeiros para o
CCS
Pesquisa das
metodologias de
MDLs para CCS
Perspectiva Político-Estratégica
Perspectiva Técnico-Econômica
Entrevistas com experts no
Brasil
Visita a projetos de CCS
Acompanhameto das decisões
e Participação nas COPs
Visitas a Centros de P&D
Estágio em Instituição
acadêmica relacionada com o
tema GAG do clima
Participação em
discussões sobre o tema
(congressos, internet,
seminários, etc.)
Levantamento e Análise de
dados
II
Pesquisa de bacias
petrolíferas
similares e com
projetos de CCS
Pesquisa de
estudos realizados
por empresas na
Bacia do
Recôncavo.
Teses, Dissertações,
Relatórios e
Pesquisas
III
IV
Etapa 04
Estudo de caso das tecnologias de CCS no
Brasil. Para tanto, foi feito simulação de um
projeto de CCS no Brasil e a definição dos
Indicadores.
VII
Análises
Conclusões e Recomendações
Fim
Figura 23 – Etapas da Metodologia.
Levantamento e Análise
de dados
V VI
Pesquisa de estudos
realizados nas
regiões industriais
da Bahia
84
4. ANALISE DOS FATORES CONDICIONANTES PARA O USO EM LARGA
ESCALA DA TECNOLOGIA CCS NO BRASIL
A forma como cada país, cada empresa e também cada sociedade tem discutido
e entendido as tecnologias de CCS ao redor do mundo não são similares ou consensuais.
Se por um lado os países considerados desenvolvidos ou alguns em desenvolvimento
consideram as tecnologias de CCS como uma solução para as emissões de GEE, outros
não entendem dessa forma ou empregam os seus esforços em questões que para eles são
consideradas mais urgentes.
Para se obter de forma mais exata quais os motivos e principais lacunas e
barreiras para o uso em larga escala das tecnologias de CCS, este trabalho concentrou
seu foco em discutir o que foi entendido por ele como os fatores críticos para a difusão
das tecnologias de CCS, em particular no Brasil. Para tanto, o trabalho teve que definir
o que para ele foi caracterizado como estes fatores críticos, que são:
- Fatores Políticos: relacionados diretamente com as posições dos atores públicos,
privados e da sociedade civil referente ao posicionamento externo ou internacional, por
exemplo, a manifestação ou pronunciamento público em um fórum específico destinado
`as discussões e direcionadas às tecnologias de CCS.
- Fatores Estratégicos: relacionados com a definição de regras e normas internas aos
governos e instituições do setor público e privado, por exemplo, o desenvolvimento e
implantação do marco regulatório para as tecnologias de CCS em um país ou diretrizes
estratégicas de uma empresa. Destaca-se que este trabalho teve como objeto de análise
as questões estratégicas vinculadas aos governos como a definição de uma lei para o
armazenamento do CO2 em reservatórios geológicos.
- Fatores Tecnológicos: estes fatores estão relacionados inicialmente com a definição
conceitual das tecnologias de CCS, assim como a identificação de técnicas para a
realização da captura, transporte e armazenamento do CO2 em reservatórios geológicos.
- Fatores Econômicos: vinculados diretamente à identificação de instrumentos
econômicos que estão sendo utilizados para a difusão das tecnologias de CCS e da
valoração das etapas de um projeto de CCS, tendo como referência a técnica escolhida.
4.1 FATORES POLÍTICOS E ESTRATÉGICOS
Os levantamentos e análises contidas neste item e subitem do trabalho buscam
identificar principalmente o posicionamento dos atores governamentais quanto ao uso
85
em larga escala das tecnologias de CCS e, principalmente, a posição do Governo do
Brasil quanto às tecnologias de CCS. Como estes dois fatores estão intrinsecamente
relacionados, o subitem 4.1.1 tem o seu foco nos fatores políticos, entretanto, no que diz
respeito ao Brasil, o subitem também apresenta como o marco regulatório para as
questões climáticas está estruturado no Brasil. Ele aborda tanto as leis que definem as
políticas externas como as estratégias internas no país.
O subitem 4.1.2 discute as questões estratégicas do armazenamento geológico do
CO2 no Brasil e, para tanto, faz uma revisão no que está acontecendo quanto a este tema
no mundo e também apresenta a proposição para o marco regulatório do
armazenamento de CO2 em reservatórios geológicos11 para o Brasil e suas lacunas.
4.1.1 Discussão sobre os Fatores Políticos
O principal ambiente regulatório internacional, onde os países e demais atores
são solicitados a emitirem suas opiniões sobre as questões relacionadas com as emissões
de GEE ou referente a formas de reduzi-las, é a UNFCCC. Neste fórum são discutidos
diversos temas dentre eles a adoção de uma tecnologia como Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL), umas das formas para a obtenção de créditos de
carbono prevista no Protocolo de Kyoto.
Além das questões relacionadas diretamente com a utilização das tecnologias
que são elegíveis como MDL’s na redução dos GEE, existe outra questão extremamente
importante que é a transferência de tecnologias entre os países no uso das EST. Este é
um dos resultados previstos no Protocolo de Kyoto para a obtenção dos créditos de
carbonos oriundos dos MDLs. Sendo assim, com a adoção do CCS como MDL os
países em desenvolvimento que abrigarão os possíveis projetos de CCS poderão não só
obter recursos financeiros como ter acesso a tecnologias de ponta que estão sendo
pesquisadas e desenvolvidas nos países desenvolvidos.
Para se tornar uma tecnologia reconhecida e elegível no âmbito dos MDL, as
tecnologias são submetidas ao crivo das delegações e também são feitas consultas aos
11
A pesquisa referente a esse tema foi objeto de estudo do autor na sua pesquisa de mestrado e também
apresentado em congressos nacionais e publicações em revistas internacionais. Além do autor também
participaram desta pesquisa os Professores Paulo Rocha, Luis Eraldo e José Célio Silveira Andrade.
86
Governos e aos demais atores envolvidos como centros de pesquisas, fundações,
organizações não governamentais, dentre outros.
A possibilidade de inclusão de projetos de CCS como MDL foi discutida,
inicialmente, na primeira sessão da 11ª Conferência das Partes da Convenção-Quadro
das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (COP 11) e na 1ª Reunião das Partes do
Protocolo de Kyoto (MOP 1) em Montreal-Canadá em 2005 (IEA, 2007). Em dezembro
de 2006, em Nairóbi, foi decidido que seria necessário mais tempo para considerar as
questões referentes à adoção de uma metodologia do CCS como MDL. Na terceira
reunião em dezembro de 2007, decidiu-se postergar a decisão para a reunião de 2008
em Polznan na Polônia. Em Polznan, nenhuma decisão relevante foi adotada e as
definições foram novamente postergadas para Copenhague, na Dinamarca, quando o
CCS foi reconhecido como uma tecnologia de redução possível (UNFCCC, 2009a e
2009b).
Em paralelo as discussões das reuniões a UNFCCC solicitou a opinião de
diversos Governos e outros atores, como fundações e ONG’s, quanto à tecnologia CCS
como MDL. A Figura 24 apresenta de forma sintetizada a posição dos Governos e
atores consultados pela UNFCCC até 2012, quanto à inclusão do CCS como um MDL.
87
Posição em
País
2010
2009
2008
Instituições e ONG’s
2007
Brasil
Carbon Capture & Storage Association
Indonésia
South African Centre for CCS
União Européia
Venezuela
International Chamber of Commerce
International Emissions Trading
Association
World Coal Institute
Indian Institute of Technology
Kharagpur
Indian Institute of Management Indore
International Petroleum Industry
Environmental Conservation Association
WWF
International Risk Governance Council
Legenda:
Contra as tecnologias de CCS
Aceita as tecnologias de CCS e contra a inclusão do
CCS como MDL
A favor da inclusão das tecnologias de CCS como
MDL
Extremamente a favor das tecnologias de CCS e sua
inclusão como MDL
2007
2006
Eureletric
Arábia Saudita
Coréia
2008
Eskon
Greenpeace
Canadá
2009
Carbon Sequestration Leadership Forum
Nova Zelândia
Slovênia
2010
Bellona
Austrália
Noruega
Posição em
Pembina
Sustain US
The Norwegian Forum for Environment
and Development
Figura 24 – Posicionamento dos Países e demais Atores quanto a inclusão das tecnologias de CCS como
MDL.
Fonte: elaboração própria com dados obtidos das UNFCCC.
Observa-se na Figura 24 que, dos países consultados pela UNFCCC quanto à
inclusão do CCS no âmbito do MDL, somente o Brasil e Portugal em 2007,
representando a União Européia, foram contrários à inclusão. Destaca-se que a posição
da União Européia muda em 2010, quando a mesma foi representada pela Espanha.
Entretanto, a posição do Brasil se mantém contrária à inclusão do CCS no âmbito do
MDL nos dois posicionamentos, tanto em 2008 quanto em 2010. No que tange às
demais instituições e ONG’s, somente o Greenpeace se posicionou contrário não só à
inclusão do CCS como MDL mas também contra as tecnologias de CCS.
Na COP 16, realizada em dezembro de 2010 em Cancún no México, o CCS foi
reconhecido como uma tecnologia importante para o combate às emissões de GEE e
considerado elegível no âmbito dos MDL’s. Entretanto, alguns passos ainda precisam
ser dados para que seja validada a adoção do CCS como um MDL. Destaca-se que, para
se tornar elegível, o CCS teve que ser aceito no Executive Board (EB) que conta com a
participação de diversos países. O Brasil esteve presente a esta reunião na qual foi
88
aprovada a elegibilidade do CCS no MDL mesmo sendo um dos países que é contra a
inclusão do CCS no âmbito do MDL, posição esta externada antes da COP 16, em
documento enviado à UNFCCC pelo Governo do Brasil.
O Governo do Brasil se pronunciou duas vezes junto à UNFCCC quanto à
adoção do CCS como MDL. A primeira vez em 2007 e mais atualmente em 2010 antes
da realização da COP16. De forma geral, o Brasil não é contra o uso das tecnologias de
CCS, contudo, entende que estas tecnologias não são elegíveis como projetos de MDL
por diversas razões, dentre as quais se destacam as seguintes:
O Brasil apóia a aceleração da pesquisa sobre tecnologias de CCS e apoia o
desenvolvimento, implantação e difusão, incluindo a transferência dessas
tecnologias CCS que já estão, pelo menos, na fase de demonstração, sob análise da
UNFCCC [...]. O Brasil está consciente de que a aplicação da CCS nos países em
desenvolvimento dependerá da maturidade técnica, custos de difusão e transferência
de tecnologia e avaliação das questões ambientais, tendo em conta que este processo
é intensivo em capital e tecnologia (UNFCCC, 2010).
E, especificamente, quanto à adoção das tecnologias de CCS como um MDL:
Levando em consideração as modalidades e procedimentos dos MDL, tais
tecnologias têm implicações e características que são incompatíveis com a natureza
e as características das atividades de projeto MDL. Questões como o fugas, limite do
projeto, a responsabilidade a longo prazo e permanência tem muitas implicações
adicionais. Algumas destas questões foram analisadas por instituições confiáveis,
mas nenhuma solução satisfatória foi alcançada, especialmente se levando em conta
as características das atividades de um projeto de MDL. Algumas outras questões
importantes a respeito da natureza dos MDL e possíveis impactos econômicos e de
mercado ainda não foram avaliados (UNFCCC, 2010).
O Brasil acredita que os incentivos do MDL devem ser bastante utilizados para
promover tecnologias mais limpas e renováveis, que apontam claramente para a
descarbonização dos padrões atuais de produção e consumo e não para promoção do uso
do petróleo, gás e carvão mineral. Projetos de CCS, nos países em desenvolvimento,
poderiam acontecer num outro contexto, com mecanismos financeiros específicos,
financiamentos e parcerias no âmbito da UNFCCC, mas não como um mecanismo de
compensação, gerando créditos de carbono a ser usado por países do Anexo I, como
acontece com o MDL. A inclusão de projetos de CCS dentro do MDL pode diminuir a
ênfase na busca de outros mecanismos financeiros mais adequados no âmbito da
UNFCCC ou das políticas governamentais (UNFCCC, 2010).
Os riscos inerentes às novas tecnologias de CCS só seriam minimizados com a
consideração da possível aplicação comercial de tecnologias maduras de CCS. O único
mercado maduro de tecnologias para o armazenamento geológico de CO2, listado no
relatório do IPCC, é a Recuperação Avançada de Petróleo (EOR). O Governo do Brasil
89
acredita que o MDL não foi concebido a fim de subsidiar a produção de petróleo e gás
natural dos países com produção terrestre que tem custos muito baixos de produção.
Este tipo de projeto não pode depender ou ser complementado por incentivos oriundos
do MDL. Os produtores de combustíveis fósseis não precisam deste tipo de subsídio,
tendo em conta que o preço atual do petróleo é superior a U$ 80/bbl. Além disso, essas
empresas detêm know-how e investimentos significativos na área das tecnologias de
CCS. O MDL também não deve ser destinado para incentivar a extração de metano em
minas de carvão (UNFCCC, 2010).
Para o Governo do Brasil, uma das principais características das atividades do
projeto de MDL é a geração de créditos a curto prazo, entretanto seus benefícios devem
ser reais e mensuráveis a longo prazo. Projetos de CCS no âmbito dos MDL poderiam
gerar uma quantidade importante de créditos à curto prazo, mas não trariam benefícios a
longo prazo. A conseqüência seria o ganho de tempo para a economia atual, baseada em
combustíveis fósseis. A inclusão de projetos de CCS no MDL poderia gerar um grande
número de projetos, especialmente concentrados em poucos países. Isso impediria a
participação mais equitativa dos países que não fazem parte do Anexo I no âmbito do
MDL e, certamente, iria criar obstáculos adicionais para projetos de pequena escala.
Além disso, adiaria investimentos importantes que poderiam levar à introdução de
tecnologias de energia renovável no mundo em desenvolvimento. A este respeito, o
CCS é claramente uma tecnologia que pode ser usada por países do Anexo I nos seus
esforços de mitigação, já que eles têm uma enorme infraestrutura, voltada para o uso de
combustíveis fósseis e para a necessidade de reduzir significativamente suas emissões
no curto prazo (UNFCCC, 2010).
O CCS é tipicamente uma tecnologia de transição para ser usada na passagem de
uma economia baseada no uso de combustíveis fósseis para uma economia de baixa
intensidade de carbono. O Governo do Brasil reconhece que o CCS pode ser útil durante
um longo tempo, antes que o mundo possa confiar plenamente nas energias renováveis
para atender suas necessidades energéticas. Sendo assim, o CCS poderia ser uma das
tecnologias-ponte até que os países possam ter plena confiança nas energias renováveis,
mas, ao mesmo tempo, o CCS, no âmbito do MDL, acarretaria em incentivos perversos
para o aumento da produção de energia fóssil nos países em desenvolvimento o que
permitiria reforçar a lacuna tecnológica existente entre o mundo desenvolvido e o
mundo em desenvolvimento (UNFCCC, 2010). Todas as vezes que o Governo do Brasil
abordou o uso das tecnologias de CCS não é destacada a necessidade do domínio dessas
90
tecnologias pelo país, o que seria importante para a posição do país nas questões da
GAG do clima.
Mesmo dando atenção às questões de emissões de GEE e às alterações climáticas
desde o início das discussões na Rio 92, o Governo do Brasil só foi ser mais direto
quanto a sua forma de atuação com relação ao tema nos últimos cinco (05) anos. O
documento que teve o foco mais direto nestas questões foi o Plano Nacional de
Mudanças Climáticas aprovado em 2007 (Brasil, 2008).
Outra ação importante do Governo do Brasil para a redução das emissões de
GEE foi a criação do Fundo da Amazônia em 2008 (Brasil, 2008). Outro fundo
importante criado em 2009 foi o Fundo Nacional de Mudanças Climáticas (Brasil,
2009). A criação deste fundo impactou diretamente o setor petrolífero pois a lei que cria
o fundo altera a Lei 9.478, a Lei do Petróleo (Brasil, 1997).
Em 29 de dezembro de 2009, após a realização da COP 15, o Governo do Brasil
aprovou a Lei da Política Nacional de Mudança Climática (Brasil, 2009). Segundo a lei
aprovada, o Brasil, “adotará, como compromisso nacional voluntário, ações de
mitigação das emissões de gases de efeito estufa, com vistas em reduzir entre 36,1%
(trinta e seis inteiros e um décimo por cento) e 38,9% (trinta e oito inteiros e nove
décimos por cento) suas emissões projetadas até 2020”.
A Figura 25, a seguir, apresenta as principais estratégias e políticas do Governo
do Brasil para as questões climáticas, como elas se relacionam, seu diploma legal e sua
cronologia. É possível perceber que os diplomas legais brasileiros referentes às questões
climáticas são recentes, sendo iniciada no ano de 2007 com o Plano Nacional de
Mudanças Climáticas. Anterior ao plano existiam apenas algumas iniciativas como o
incentivo da Lei n. 9.478 para o desenvolvimento de P&D.
No inventário de emissões de 2009, elaborado pelo Ministério de Ciência e
Tecnologia, pode-se verificar que os itens que tiveram a maior variação entre o período
de 1990 à 2005 foram: o subsetor energético e a extração e transporte de petróleo e gás
natural. De forma global, a participação das Mudanças do Uso da Terra e Florestas é a
mais significativa no total do inventário, contribuindo com 76,3% das emissões no
Brasil no ano de 2005 (Brasil, 2009).
91
Figura 25 – Cronologia das principais políticas e estratégias de mudanças climáticas no Brasil.
É importante destacar que as atividades de extração e transporte de petróleo vão
contribuir para o aumento das emissões no país, quando entrar em operação a produção
dos campos de petróleo e gás natural, situados nas áreas das grandes jazidas nas
camadas do pré-sal no litoral brasileiro. Ciente da necessidade da utilização de ações de
mitigação de GEE, no Plano Nacional Sobre Mudança do Clima existe um capítulo, o
nono, específico para o estudo na área de mitigação. Neste capítulo, o CCS é
apresentado como uma das tecnologias a serem desenvolvidas para viabilizar a indústria
do petróleo no país, conforme o texto a seguir:
“A estratégia do setor de petróleo e gás prevê investimentos em pesquisa, desenvolvimento
e demonstração de tecnologias limpas para a mitigação da mudança do clima e redução do
risco carbono de suas atividades, incluindo tecnologias de seqüestro de carbono.
A captura e a estocagem de dióxido de carbono em formações geológicas é uma técnica
ainda objeto de pesquisas e avaliação em todo o mundo, que poderá contribuir para a
mitigação da mudança do clima global. A técnica viabilizaria ainda o desenvolvimento de
relações sinérgicas entre setores industriais, que são emissores geograficamente
concentrados de CO2, tais como os setores de siderurgia e de cimento, e, por exemplo, o
setor petróleo e gás, que dispõe dos reservatórios geológicos e do conhecimento
especializado para a captura do gás.
A magnitude das emissões de GEE, decorrentes do crescimento das atividades do setor de
petróleo e gás, nos próximos anos, poderá requerer a utilização de tecnologias de mitigação
em grande escala. Ainda que as tecnologias necessárias ao seqüestro geológico de carbono
ofereçam um elevado potencial de mitigação das emissões de GEE, o custo de sua
utilização ainda é muito elevado, o que requer muito investimento em desenvolvimento
tecnológico. Ademais, trata-se de tecnologia ainda em estágio de desenvolvimento.
Portanto, devem ser encontradas formas de fomento específicas para esta opção tecnológica
(Brasil, 2008)”
92
Ao analisar as políticas e as principais estratégias do Governo do Brasil quanto
às emissões de GEE, constata-se que não existe uma definição para os setores
industriais. Elas se restringem às questões florestais e energéticas. As tecnologias de
CCS não são foco de atenção do governo, deixando com isso o setor privado ter a
iniciativa de P&D e ações de E&I. A atenção dada às tecnologias de CCS pelos países
desenvolvidos é completamente diferente da que está sendo dada pelo Brasil. O Anexo
III deste trabalho apresenta uma análise comparativa do status das tecnologias de CCS
no Brasil e um país desenvolvido, em particular o Japão.
4.1.2 Discussão sobre os Fatores Estratégicos
Devido ao estágio atual da implantação e difusão das tecnologias de CCS, alguns
países desenvolvidos
já estruturaram
os seus sistemas regulatórios para a
implementação das tecnologias de CCS, em especial na área de armazenamento do CO2
em reservatórios geológicos. Dentre os países desenvolvidos que se destacam em
relação ao desenvolvimento de um sistema regulatório para o armazenamento geológico
do CO2, destacam-se os Estados Unidos e a Austrália e o bloco econômico da União
Europeia.
Nas últimas décadas, devido à atividade de injeção, muitos Estados, Territórios e
o próprio Governo Federal dos Estados Unidos desenvolveram programas e métodos
para a proteção das fontes subterrâneas de águas potáveis.
É neste contexto que o
Governo Federal dos Estados Unidos delegou a U.S. Environmental Protection Agency EPA o desenvolvimento de padrões mínimos da atividade de injeção de substâncias no
subsolo. Em 1979, foram estabelecidos os regulamentos do Underground Injection
Control Program - UIC, que não impõem exigências jurídicas aos Estados ou
Territórios. Ele resume prescrições legais ou regulamentares. Inclusive, ele é enfático
quanto à conservação do poder discricionário para adotar abordagens, caso-a-caso, que
difere do documento se for necessário.
O UIC estabelece cinco classes de poços para injeção, baseadas, sobretudo, no
potencial destes (tipo de atividade e profundidade da injeção), o que pode resultar em
uma ameaça às fontes subterrâneas de águas potáveis. O principal fator para definir cada
classe é o tipo de atividade e a natureza geral dos fluidos, associados a esta atividade,
exceto para a Classe V. Sendo assim, tem-se:
a) Classe I: relacionada à injeção de resíduos perigosos, industriais e resíduos urbanos;
93
b) Classe II: relacionada à produção de petróleo e gás;
c) Classe III: relacionada à recuperação de minerais;
d) Classe IV: outras atividades relacionadas à injeção, em que os dados são
insuficientes para avaliar a ameaça às fontes subterrâneas de águas potáveis (ex: os
radioativos);
e) Classe V: inclui todos os outros tipos não abrangidos nas classes anteriores.
Um fator secundário na classificação utilizada é a localização, no que diz
respeito à profundidade do reservatório, da injeção em relação à fontes subterrâneas de
água potável.
Em 25 de julho de 2008, a EPA apresentou uma proposta para a regulação de
injeção do CO2 em reservatórios geológicos. Ela propõe que, inicialmente, a injeção de
CO2 seja considerada como Classe V (pois ainda estaria em fase de projeto-piloto) e,
após a sua utilização em larga escala, fosse criada a Classe VI (Estados Unidos, 2008).
Em virtude da existência de um sistema regulatório nos Estados Unidos para a
injeção de outras substâncias no subsolo do país, a estruturação de uma proposta para a
injeção de CO2 em reservatórios geológicos foi desenvolvida tendo como base o
arcabouço existente. Porém, devido a este aproveitamento, a proposta de regulação para
o armazenamento geológico do CO2 neste país tem sua atenção voltada para a proteção
de fontes subterrâneas de água potável.
Como as atividades de EOR nos Estados Unidos já têm um tempo relativamente
significativo, muitos trabalhos sobre a regulação específica do setor petrolífero para a
EOR e também sobre o CCS têm sido publicados. Dentre eles, destaca-se o artigo
produzido por Marston e Moore denominado From EOR to CCS: the evolving legal and
regulatory framework for Carbon Capture and Storage. Este artigo aborda as questões
regulatórias referentes à EOR com a análise das lacunas regulatórias, buscando
aproveitar o marco regulatório já estabelecido para a criação de uma estrutura
regulatória para o CCS. Esta análise foi realizada tendo como base o sistema regulatório
petrolífero americano e a experiência dos Estados Unidos em transporte, injeção e
armazenamento de diversas substâncias no subsolo e aborda questões regulatórias
referentes a venda, transporte e armazenamento do CO2 (Marston e Moore, 2008).
Já na Austrália, o Governo Federal estabeleceu e publicou em 25 de novembro
de 2005, por intermédio do Ministerial Council on Mineral and Petroleum Resources -
94
MCMPR “Os Princípios Orientadores do Dióxido de Carbono para a Captura e
Armazenamento Geológico”.
A publicação do MCMPR tem o objetivo de apresentar os “Princípios
Orientadores” para que seja alcançado um padrão mínimo nacional das atividades de
armazenamento de CO2 em reservatórios geológicos em cada Estado da Federação
australiana. Ele aborda seis questões-chaves fundamentais de um sistema regulatório,
são elas: processos de avaliação e aprovações; acesso e direitos de propriedade;
transporte; acompanhamento e verificação; responsabilidades operacionais e de pósencerramento; e as questões financeiras (Austrália, 2005).
Para dar suporte às atividades de armazenamento geológico do CO2 em áreas
off-shore, o Governo Federal da Austrália desenvolveu emendas à legislação petrolífera
existente12 (Commonwealth Offshore Petroleum Act 2006 - OPA) tendo como objetivo
fornecer acesso e direitos de propriedade do CO2 injetados em reservatórios geológicos
localizados em águas australianas, no intuito de garantir que as atividades sejam
desenvolvidas em coerência com os princípios estabelecidos pelo governo (Austrália,
2009). A situação do marco regulatório do governo federal australiano para o CCS é a
seguinte:
- Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage (Environment) Regulations 2009.
Entrou em vigor em 01 de janeiro de 2010.
- Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage (Management of Greenhouse Gas
Well Operations) Regulations 2010. Entrou em vigor em 25 de fevereiro de 2005.
- Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage (Datum) Regulations 2010. Entrou
em vigor em 25 de fevereiro de 2010.
- Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage (Safety) Regulations 2009. Entrou
em vigor em 03 de junho de 2010.
Além das regulações acima citadas, a Commonwealth desenvolveu o esboço da
lei específica para o armazenamento geológico do CO2 denominada Offshore Petroleum
and Greenhouse Gas Storage (Injection and Storage) Regulations 2010, em consulta e
comentários de todos os envolvidos nas atividades de CCS desde 03 de maio de 2010.
12
A Commonwealth é uma zona regulada pelo Reino Unido, como a Austrália faz parte da comunidade
esta lei é aplicável para a atividades off-shore neste país.
95
Alguns estados da Federação australiana já estabelecem algumas questões
regulatórias do CCS em suas legislações, é o caso das leis: The South Australian
Petroleum Act 2000, do estado da Australian South, e Queensland Petroleum and Gas
(Production and Safety) Act 2004, do estado da Queensland, que tratam do transporte e
do armazenamento de substâncias em reservatórios naturais, incluindo o CO2.
Entretanto, o estado que mais avançou na elaboração de uma regulação específica para o
CCS foi o de Victória (Victoria, 2008), onde a proposta da regulação do CCS cumpriu o
seguinte calendário:
- Documento de reflexão – 14 de janeiro 2008;
- Consulta – fevereiro de 2008;
- Respostas ao documento de reflexão – 29 de fevereiro de 2008;
- Outras consultas com as partes interessadas – abril 2008;
- Documento legal para a regulação do CCS do estado de Victória, com a posição
política finalizada no início de 2008; e
- Documento sujeito à aprovação – 2008. No final de 2008 o projeto de lei para a
regulação do CCS foi submetido e aprovado pelo Congresso.
A legislação offshore de Victoria para CCS, denominada Offshore Petroleum
and Greenhouse Gas Storage Act 2010, recebeu o aceite real em 23 de março de 2010.
Esta regulação espelha-se na legislação da Commonwealth e está em vigor desde 1º de
janeiro de 2012. A situação atual das regulações mais evoluídas das jurisdições
australianas é apresentada a seguir (IEA, 2011):
- Queensland - Sua nova regulação, específica para o CCS, denominada Greenhouse
Gas Storage Regulation 2010, entrou em vigor em 09 de abril de 2010.
- Western Australia - Em maio de 2009, o Ministério de Minas e Petróleo de Western
Australian aprovou o desenvolvimento da estrutura regulatória para as atividades de
onshore. A proposta é que a legislação assuma a forma de uma emenda à legislação de
petróleo existente denominada Petroleum and Geothermal Energy Resources Act 1967.
- New South Wales - desenvolveu uma proposta de legislação para o CCS em atividades
onshore, que foi lançada para consulta pública durante um período de quatro semanas e
terminou em 15 de setembro de 2010.
96
O bloco econômico formado pelos países da Europa teve a proposta para a
regulação do armazenamento geológico do CO2 apresentada em janeiro de 2008. Ela é
denominada de Proposta de Directiva do Parlamento Europeu e do Conselho Relativa à
Armazenagem Geológica de Dióxido de Carbono, datada de 23 de janeiro de 2008
(CCE, 2008). A proposta da União Europeia teve como principal motivação e objetivos:
A eficiência energética e as energias renováveis são, a longo prazo, as soluções mais
sustentáveis, no que respeita quer à segurança do aprovisionamento quer ao clima. Todavia,
se não aproveitarmos também a possibilidade de capturar o dióxido de carbono das
instalações industriais e o armazenar em formações geológicas (...), não conseguiremos
reduzir em 50% até 2050 as emissões de CO2 a nível da União Europeia ou no mundo. Nos
próximos 10 anos, proceder-se-á à substituição de cerca de um terço da capacidade
energética existente na Europa com base no carvão. A nível internacional, o consumo de
energia da China, da Índia, do Brasil, da África do Sul e do México fará aumentar
drasticamente a procura mundial, que deverá ser satisfeita, em grande parte, com
combustíveis fósseis. O presente quadro jurídico destina-se a garantir que a captura e a
armazenagem de CO2 sejam uma opção de atenuação viável e se processem com segurança
e responsabilidade [sic]. (CCE, 2008).
Segundo a Directiva da União Europeia, a obrigatoriedade do CCS estimula uma
absorção mais célere, mas a um custo adicional substancial; entregue às regras do
mercado do carbono, o CCS será adotado se e quando for economicamente rentável
(CCE, 2008).
Nos dias 11 e 12 de dezembro de 2008, a Comunidade Europeia, em virtude da
crise econômica mundial, rediscutiu os compromissos da União Europeia de combate às
mudanças climáticas. O documento no 17215/08 do Conselho da União Europeia,
denominado Energia e Mudanças Climáticas – Elementos do Compromisso Final
apresenta os novos compromissos da união, contendo metas específicas para cada país
(Conselho da União Europeia, 2008). Como desdobramentos desta reunião, foram
aprovados alguns textos propostos para regulações específicas voltadas para as questões
de mudanças climáticas pelo Parlamento Europeu.
Em 17 de dezembro de 2008, o Parlamento Europeu divulgou os textos das
regulações aprovados. Dentre estes textos, está a aprovação do texto, por meio do
processo de co-decisão: primeira leitura, da regulação para o armazenamento geológico
de CO2 (Parlamento Europeu, 2008).
Após toda a evolução, foi aprovada pela União Europeia a Directiva 2009/31/CE
relativa à armazenagem geológica de dióxido de carbono, conhecida como DirectivaCCS (Parlamento Europeu e Conselho da União Europeia, 2009). Essa Directiva
constitui um dos primeiros marcos legais para a gestão dos riscos ambientais e de saúde,
relacionados com o CCS em todo o mundo, incluindo os requisitos relativos ao
97
licenciamento, à composição do fluxo de CO2, o monitoramento, os relatórios, as
inspeções, as medidas corretivas, o encerramento e o pós-encerramento, as obrigações, a
transferência de responsabilidade para o Estado e a segurança financeira. A DiretivaCCS alterou igualmente uma série de outras leis da UE, buscando estabelecer requisitos
em matéria de captura e operações de transporte com o objetivo de remover as barreiras
legais existentes para o armazenamento geológico de CO2 (IEA, 2011).
Outro ponto importante foi a aprovação da Directiva 2009/29/CE que altera a
Directiva 2003/87/CE a fim de melhorar e ampliar o sistema de comércio de licenças de
emissão de GEE da comunidade europeia, permitindo a emissão de 300 milhões de
licenças para novos operadores do Sistema de Comércio de Emissões (ETS) e que deve
estar disponível até 31 de dezembro de 2015 para ajudar a estimular a construção e a
operação de até 12 projetos de demonstração comercial que visam à captura
ambientalmente segura e ao armazenamento geológico de CO2, bem como aos projetos
de demonstração de tecnologias inovadoras de energia renovável no território da União
Europeia (IEA, 2011).
Alguns países do bloco econômico da União Europeia estão estruturando o seu
arcabouço regulatório para regular as atividades de CCS, tendo como base as
orientações estabelecidas nas Diretivas da União Europeia. Em especial, cabe um
destaque para a França e a Alemanha.
As ações para estabelecimento do marco regulatório francês estão sendo
conduzidas pela Direção Geral de Energia e Mudança do Clima que fica sob a
responsabilidade do Ministério de Ecologia, Energia e Desenvolvimento Sustentável.
De maneira geral, a Diretiva da União Europeia serve como diretriz, tendo os seus itens
desdobrados em leis, resoluções e outros regulamentos. A lei francesa, que serve como
base para os desdobramentos, é a n° 2009-967 de 03 de agosto de 2009 do
Programmation Relative à la mise en Oeuvre du Grenelle de l'environnement.
Já as ações para a estruturação do marco regulatório na Alemanha foram
iniciadas desde 2008 em uma ação conjunta entre os Ministérios do Meio Ambiente e o
Ministério de Economia. A primeira proposta de lei sobre CCS na Alemanha foi
validada em abril de 2009 pelo Gabinete Federal. Esta proposta foi colocada para a
consulta pública e, devido a questões eleitorais e também por conta da rejeição pública
em relação ao CCS, principalmente das regiões propícias para projetos de CCS, ela não
foi aprovada. Da mesma forma que a França, a Alemanha também tem como base para
98
o desenvolvimento do marco regulatório do CCS as orientações contidas nas Diretivas
da União Europeia.
Outro país importante na Europa é a Noruega devido aos projetos de CCS em
execução neste país desde 1996. Quanto às questões regulatórias, no que diz respeito à
gestão dos recursos petrolíferos, são conduzidas pela legislação petrolífera existente. Já,
quanto às questões ambientais, são conduzidas pelo Ministério do Meio Ambiente.
Em 2009, o Rei da Noruega homologou a Lei 1.963 (Continental Shelf Act)
estabelecendo a autoridade para o Ministério do Petróleo e Energia e o Ministério do
Trabalho para as questões referentes à exploração, desenvolvimento e utilização de
reservatórios submarinos na plataforma continental da Noruega. Sendo assim, existe
uma responsabilidade compartilhada entre 03 (três) Ministérios, quanto ao CCS na
Noruega demandando uma interação intensa entre eles no que diz respeito ao tema.
No Reino Unido, as questões referentes à aplicação das tecnologias de CCS
estão vinculadas às questões energéticas. Em novembro de 2008, foi homologada a
Energy Act 2008 que regula as atividades de armazenamento de dióxido de carbono em
reservatórios offshore. Ações similares foram tomadas na Escócia. Em 2010, foi
homologada uma lei de incentivos financeiros, na forma de taxas para os fornecedores
de eletricidade, com o objetivo de financiar projetos de CCS no Reino Unido.
Além dos países já mencionados, assim como a União Europeia, outros países
também iniciaram a discussão ou implementaram algumas diretrizes regulatórias quanto
à utilização do armazenamento geológico do CO2 em larga escala. O Governo Federal
do Canadá tem estabelecida uma política de controle de emissões de GEE alinhada com
a política Americana e conta com a legislação Canadian Environmental Protection Act,
1999 para dar suporte às decisões tomadas (IEA, 2011).
Além da legislação Federal Canadense, as Províncias de Alberta, British
Columbia e Saskatchewan também estão desenvolvendo as suas legislações específicas.
Em Alberta foi estabelecido o Alberta CCS Development Council, um conselho
composto por membros da indústria, da academia e do governo, que concluiu, no seu
relatório de março 2009, que a preparação da estrutura regulatória de Alberta, para os
primeiros projetos, CCS está bastante avançada. Em British Columbia, já existe uma
estrutura regulatória voltada para indústria de petróleo e gás natural que está sendo base
para o desenvolvimento da regulação para a regulação do CCS. A província tem uma
estrutura regulatória em vigor que rege os direitos de armazenamento do reservatório,
99
de armazenamento subterrâneo e eliminação de emissões, relacionados com o petróleo e
o gás natural. Além disso, a British Columbia está em processo de criação de uma
regulação que contempla uma Listagem de substâncias prescritas como o CO2, que, a
partir de qualquer fonte de emissão, deverão ser eliminados ou armazenados em
reservatórios geológicos.
Já a Província de Saskatchewan tem um quadro regulamentar em vigor que
inclui a injeção de CO2. Projetos de EOR, em escala comercial, com a intenção de
armazenar geologicamente o CO2, já estão em andamento na província e regidos por leis
e regulamentos existentes. Saskatchewan está analisando a necessidade da criação de
uma regulamentação adicional que irá refletir o papel dos GEE.
As iniciativas referentes ao estabelecimento de um marco regulatório no projeto
de Weyburn são de suma importância por se tratar de uma ação realizada entre dois
países, o Canadá e os Estados Unidos. Para conduzir as questões regulatórias, foi criado
um grupo (força-tarefa) na Comissão Interestadual de Óleo e Gás dos Estados Unidos
(Interstate Oil and Gas Compact Commission – IOGCC13).
A IOGCC é uma agência governamental multiestado que, no que diz respeito às
questões regulatórias, auxilia os estados a equilibrarem os interesses através de boas
práticas regulatórias. Atualmente a IOGCC conta com cerca de 30 estados-membros,
dez estados associados e dez afiliados internacionais. Quanto aos afiliados
internacionais, destacam-se, devido ao projeto de Weyburn, as províncias canadenses de
Alberta e Saskatchewan.
Para as questões referentes às tecnologias de CCS, a IOGCC criou o Grupo de
Trabalho de Sequestro Geológico de CO2, que analisa as questões políticas, técnicas e
regulamentos relacionados com o armazenamento seguro e eficaz de CO2 no subsolo
nas seguintes opções geológicas: campos depletados de petróleo e gás natural,
formações salinas e camadas de carvão.
No
Japão,
diversas
ações
estão
sendo
realizadas
com
relação
ao
desenvolvimento do marco regulatório para as tecnologias de CCS, dentre elas,
destacam-se: emendas na Lei de Prevenção da Poluição Marinha de 2007, tendo como
base a ratificação do Protocolo de Londres, de 1996; participação na International
Convention for the Prevention of Pollution From Ships (MARPOL); estabelecimento da
Law Concerning the Promotion of Measures to Cope with Global Warming; o
13
Informações obtidas no site: http://www.iogcc.state.ok.us/, acessado em 11/08/2011.
10
0
desenvolvimento do Kyoto Protocol Target Achievement Plan e do Action Plan for
Building a Low Carbon Society. De forma mais direcionada para a regulação dos
projetos que estão sendo atualmente discutidos no país, já foi estabelecida a Desirable
Safety and Environmental Standarts for the Implementation of CCS. As ações para a
regulação do CCS no Japão têm sido conduzidas pelos Ministérios do Meio Ambiente e
o Ministério da Economia, Comércio e Indústria.
4.1.2.1 Uma discussão sobre a regulação do Armazenamento Geológico do CO2 no
Brasil
Mesmo com mais de vinte (20) anos de discussão e avanços técnicos das
tecnologias de CCS, no Brasil as discussões sobre o marco regulatório dessas
tecnologias são inexistentes. A necessidade de avanço nas questões estratégicas pelo
Governo do Brasil é crítica para impulsionar a difusão das tecnologias e CCS no país. A
ausência de uma autoridade competente definida para conduzir estas questões e um
marco regulatório é uma fragilidade para o setor privado investir nas tecnologias no
país.
A discussão para a definição do marco regulatório das tecnologias de CCS
deveria ter início na definição das etapas de um projeto e como elas deveriam se
relacionar. Para uma melhor compreensão da dinâmica das etapas, a Figura 26 busca
ilustrar o contexto de um projeto de CCS. No primeiro cenário, a situação apresentada é
de um parque industrial sem a existência de um projeto de CCS. No segundo cenário, a
existência do projeto de CCS é representada em suas diversas etapas e possíveis
responsáveis.
101
Figura 26 – Ilustração dos cenários antes e depois da implantação de um projeto de CCS.
Além das etapas ilustradas na Figura 26, existem outras que também foram
identificadas como importantes num projeto de CCS. Segue a identificação e as
definições sugeridas para estas etapas:
Levantamento de Informações Técnicas (acervo) - informações prévias que a autoridade
competente detém sobre assuntos relacionados com o CCS.
Projeto - etapa de elaboração e desenvolvimento do projeto de CCS que pode ser feita
pela própria equipe da autoridade competente indicada ou por empresa contratada ou
pelo operador. Outra seqüência para a realização de um projeto de CCS é a que uma
empresa emissora de CO2 elabora o projeto e apresenta à Autoridade Competente
Indicada.
Captura- etapa de um projeto de CCS que abrange desde a separação do CO2 na fonte
estacionária, sua compressão e envio a um city gate (quando existir).
Transporte - etapa de um projeto de CCS que envolve o envio do CO2 do city gate
(quando existir) para o local de injeção, podendo ser feito por diversos tipos de moldais
logístico (dutos, caminhões, navios, trens e outros).
Injeção - etapa de um projeto de CCS que envolve o início da introdução do CO2 no
reservatório geológico até o seu término.
Monitoramento pós-injeção - etapa de um projeto de CCS, iniciada posteriormente ao
encerramento da etapa de injeção do CO2 no reservatório geológico, caracterizada pelo
10
2
acompanhamento do comportamento do reservatório geológico com o CO2 injetado
pelo Operador. Esta etapa tem um tempo determinado e é de responsabilidade da
empresa que realizou a injeção.
Pós encerramento - etapa de um projeto de CCS, caracterizada pela transferência de
responsabilidade da área onde foi injetado o CO2, do Operador para a autoridade
competente indicada. É composta por atividades de monitoramento e inspeção. Não tem
prazo determinado.
Existem questões em um projeto de CCS que precisam estar muito bem
definidas e estabelecidas no marco regulatório antes da execução do projeto. Dentre
elas, pode-se destacar o direito à propriedade do CO2 armazenado e a responsabilidade
após o armazenamento. Para a proposta apresentada neste artigo, o direito de
propriedade do CO2 armazenado é do Estado e a responsabilidade após o
armazenamento é da Autoridade Competente Indicada e das empresas participantes do
projeto de CCS.
Após a definição das etapas que compõem um projeto de CCS, a Figura 27
apresenta a possível relação com as esferas governamentais. Ressaltando-se que as
esferas governamentais se resumiram à Federal e à Estadual. Esta seleção se deu em
função dos marcos regulatórios estabelecidos na Constituição, na Lei do Petróleo e na
Lei do Gás.
CONCEPÇÃO DO PROJETO
Edital
Licitação
Contrato
Desenvolvimento
Etapa conduzida pela Autoridade Competente Indicada Federal com
participação ativa da Autoridade Competente Indicada Estadual
CAPTURA
TRANSPORTE
INJEÇÃO E
MONITORAMENTO
PÓS
ENCERRAMENTO
City Gate
CO2
Etapa Regulada pela Autoridade
Competente Indicada Estadual
CO2
Etapas Reguladas pela Autoridade Competente Indicada Federal
Figura 27 - Etapas do Projeto de CCS e a relação com as Autoridades Competentes Indicadas.
103
É importante destacar a diferença estabelecida neste trabalho entre Autoridade
Competente (AC) e Autoridade Competente Indicada (ACI). A Autoridade Competente
é toda autoridade que tem algum tipo de interferência nas etapas de um projeto de CCS,
seja pela necessidade de emissão de licenças ou qualquer outro tipo de instrumento
governamental e/ou fiscalizações. Já a Autoridade Competente Indicada é aquela
nomeada para conduzir um projeto ou etapas de um projeto.
Cada esfera governamental deve ter uma Autoridade Competente Indicada para
a condução ou participação em um projeto de CCS. As competências das Autoridades
Competentes Indicadas deverão ser estabelecidas em uma lei específica e as questões
infra-legais deverão ter regulações desenvolvidas pelas Autoridades Competentes
Indicadas tanto da esfera Federal como da Estadual.
As ações da Autoridade Competente Indicada em um projeto de CCS deve ter
caráter decisório de cunho técnico (inclusive para a detenção de conhecimento),
financeiro e fiscal. Além da responsabilidade da condução do projeto de CCS, após a
transferência da responsabilidade pela empresa operadora que realizou os serviços de
injeção. Conseqüentemente, a Autoridade Competente Indicada conduzirá todas as
ações de manutenção e monitoramento do projeto para garantir a sua confiabilidade.
A independência da Autoridade Competente Indicada é um fator crítico em um
projeto de CCS. É fato que as ações da Autoridade Competente Indicada envolverão
tanto o poder governamental quanto a iniciativa privada, instituições nãogovernamentais e a própria sociedade e, para que a condução de um projeto de CCS seja
realizada sem qualquer interferência, sua independência é um ponto que merece
destaque.
A Figura 28 apresenta a aplicação de um modelo de regulação para os projetos
de CCS no Brasil, que vem sendo discutido pelo autor desta tese desde sua pesquisa de
mestrado e apresentado em diversos congressos técnicos sobre o tema e em jornais
científicos internacionais. É importante destacar que esta proposta teve como referência
a regulação atual brasileira para a exploração e produção de petróleo e gás, além da
regulação ambiental vigente.
Na proposta apresentada, a aplicação das tecnologias de CCS em um projeto
foram divididas em quatro etapas, denominadas de Projeto/Pesquisa, Armazenamento
de CO2, Monitoramento Pós Injeção e Pós Encerramento.
A etapa de Projeto/Pesquisa é direcionada para a elaboração do projeto de CCS e
suas atividades iniciais com o intuito de qualificar o local onde será implantado o
10
4
projeto de CCS. Nela, está inserida uma fase de pré-projeto na qual faz parte todo o
processo licitatório do projeto de CCS. Ela contém as responsabilidades financeiras
(seguros e sanções) e ambientais, principalmente com relação às licenças. A operação,
nesta etapa, está relacionada com os primeiros estudos sísmicos (se necessários) e testes
no reservatório para a injeção. Em todas as etapas, a necessidade de apresentação de
relatórios de acompanhamento é crítica. Nas etapas em que existe a figura de um
Operador, os relatórios deverão ser apresentados à Autoridade Competente Indicada que
deverá aprová-los ou não. Esta etapa poderá ser realizada por uma empresa proponente
de um projeto de CCS, que deverá apresentá-lo à Autoridade Competente Indicada que
julgará a sua relevância e aprovação.
A segunda etapa é composta pelo início do armazenamento em escala do CO2 no
reservatório. Para tanto, todas as instalações já devem estar prontas, assim como a
obtenção das licenças de operação. Nesta etapa, também são necessárias novas garantias
financeiras (seguros e sanções). Além dos relatórios de acompanhamento, o Operador
deverá apresentar o Programa Anual de Trabalho, no qual deverá constar o conjunto de
atividades a serem realizadas no decorrer do ano, e o Programa Anual de
Armazenamento no qual o operador deverá discriminar as previsões de armazenagem,
oriundas do processo de armazenamento de cada local/área. Nesta etapa, todo o
monitoramento será feito pelo Operador cabendo às Autoridades Competentes ou uma
organização independente contratada as inspeções e fiscalizações.
A terceira etapa, denominada de Monitoramento Pós Injeção, é caracterizada
pelo encerramento das atividades de injeção do CO2 no reservatório geológico e a
transferência da responsabilidade do Operador para a Autoridade Competente Indicada.
Esta transferência é caracterizada pelo documento que representa o aceite do
encerramento. A partir da assinatura deste documento, o Operador não tem mais
responsabilidades sobre o armazenamento, cabendo à Autoridade Competente Indicada
dar continuidade às atividades necessárias.
Por fim, a etapa de Pós Encerramento, na qual existem as operações de
manutenção do reservatório, principalmente no poço, os monitoramentos necessários e a
elaboração de relatório de acompanhamento. Tudo isso a ser realizado pela Autoridade
Competente Indicada ou um terceiro. Nesta etapa, serão mantidas todas as inspeções
necessárias para a verificação das condições do reservatório e do meio ambiente
(lençóis freáticos e fauna e flora da superfície, dentre outros) a serem realizadas por
demais Autoridades Competentes.
105
Figura 28 - Representação das atividades previstas em um projeto de CCS para o Brasil, suas sequencias,
etapas e responsabilidades..
Tendo como base o modelo apresentado do marco regulatório do CCS no Brasil
faz-se necessário ampliarem-se as discussões em questões críticas que envolvem o
modelo apresentado e qualquer outro modelo regulatório para o armazenamento
geológico do CO2. Todo o marco regulatório para o CCS em um país deve apresentar
definições específicas, determinar as relações entre as autoridades competentes, nomear
as autoridades competentes indicadas para conduzir o CCS no país e conter a base para
que seja desenvolvida toda a regulação infra legal necessária (resoluções, portarias,
regulamentos, normas técnicas, etc.).
Uma questão que precisa ser abordada e definida no marco regulatório é o
direito à propriedade do CO2 durante as etapas de armazenamento e monitoramento pós
injeção. Outra questão também importante é a especificação da substância a ser injetada.
As propostas de projeto de CCS devem ser iniciadas pela autoridade competente
indicada com a identificação de uma área emissora formada por fontes estacionárias,
análise da melhor forma de transporte e a seleção inicial dos locais. Sendo que deve
caber ao operador a apresentação do estudo de viabilidade técnica, e quando aplicável,
econômica desta proposta de projeto. Caso a proposta de um projeto seja apresentada
por uma empresa, ela deverá ser aprovada pela Autoridade Competente Indicada. As
10
6
funções e responsabilidades de cada ator na estrutura de um projeto de CCS devem estar
muito bem definidas.
As principais fontes de recursos no sistema regulatório para o CCS seriam a
cobrança de taxas ou impostos dos emissores de CO2 e a obtenção de possíveis créditos
de carbono provenientes dos projetos de CCS. Os recursos devem ser vinculados às
autoridades competentes indicadas assim como a sua prestação de contas.
A estrutura necessária para a regulação do CCS não pode ter impacto
significativo no valor total de um projeto de CCS nem no valor do CO2 armazenado.
Esta é uma premissa que deve ser seguida durante toda a estruturação do sistema
regulatório do CCS no Brasil e na sua execução. Estes custos não podem ser empecilho
para a concepção e operação de um projeto de CCS e não devem ser um item crítico
para a Autoridade Competente Indicada, nem para o emissor, quanto menos para o
Operador envolvido em um projeto de CCS.
A citação da existência de CO2 armazenado no documento de posse das
propriedades que estão localizadas em áreas dos projetos de CCS deve ser uma ação
prevista na regulação do CCS no Brasil.
A seleção do local onde será feita a armazenagem do CO2 é outra questão
relevante em um projeto de CCS. Existem critérios técnicos relacionados com as
características do CO2 a ser armazenado que devem impactar na seleção do local e que
precisam ser levados em consideração, como sua topografia (vales e depressões são
potenciais acumuladores de CO2) e a falta de ventos constantes que ajudaria a dissipar o
CO2 em casos de vazamentos ou fugas. As questões sócio-econômicas dos locais
também devem ser levadas em consideração.
É necessário estabelecer um limite mínimo das quantidades totais de injeção de
CO2 num reservatório geológico para que um projeto seja considerado um projeto de
CCS. Um exemplo que pode ser tomado como referencia é o da proposta da União
Europeia, que estipula uma quantidade mínima de 100.000 toneladas. Esta medida se
faz necessária para que atividades como as de recuperação
avançada de
hidrocarbonetos, que não têm a finalidade de armazenamento geológico de CO2 e sim
de tecnologias de recuperação de hidrocarbonetos, não sejam consideradas como CCS.
Contudo, elas poderão ser consideradas se forem previamente planejadas para atender às
especificações de um projeto de CCS após a recuperação dos hidrocarbonetos
existentes.
107
A necessidade de pagamento ao proprietário da posse das terras, assim como aos
Estados e Município, é uma questão relevante na regulação do CCS e precisa ser
analisada e tratada claramente. A princípio, devido à proximidade com a indústria do
petróleo, pode-se aproveitar o que atualmente é praticado, estabelecendo um paralelo
com os royalties e demais impostos pagos.
Para as situações em que a injeção do CO2 é utilizada para a recuperação de
hidrocarbonetos, deve-se manter o vinculo dos pagamentos a serem feitos com a
produção do óleo ou gás. Já para a implantação de um projeto específico de CCS,
caracterizado exclusivamente pela injeção do CO2 no reservatório geológico, deve-se
relacionar os pagamentos de impostos e royalties à tonelada de CO2 injetada. É certo
que estes pagamentos deverão ser feitos pela autoridade competente indicada, gestora
do projeto, e vinculado ao volume de CO2 injetado no reservatório geológico. Outros
tipos de benefícios como isenção de impostos para o Município que abrigar um projeto
de CCS também podem ser aplicados.
A definição do prazo pelo qual o Operador terá responsabilidade sobre a injeção
realizada é outro ponto importante a ser contemplado na regulação do CCS. Em função
do longo período de duração do armazenamento geológico do CO2, a proposta da União
Europeia estabeleceu um período de 30 anos de responsabilidade para o Operador.
Todavia, faz-se necessária uma análise para o estabelecimento destes prazos em virtude
das peculiaridades e contexto do Brasil.
É importante destacar que a proposta da regulação brasileira para o CCS deve
prever situações em que os cenários estabelecidos sejam os piores possíveis. Ela precisa
descrever mecanismos claros quanto a fugas e as piores conseqüências que estas fugas
podem acarretar; falência de Operadores; parada de um projeto por motivos de força
maior; a extinção das Autoridades Competentes Indicadas; dentre outros.
Quanto a Autoridade Competente Indicada para a conduzir as questões dos
projetos de CCS verifica-se a maior aderência com a ANP. Alguns pontos devem ser
levados em consideração na decisão da indicação da autoridade competente para o CCS,
são eles: a proximidade com a indústria de exploração e produção de petróleo e gás
natural e sua regulação, a existência e experiência em regulação nos processos de
injeção de substâncias no subsolo como a água produzida, a experiência na regulação do
transporte de óleo e gás natural, quantidade de dados existentes provenientes das
atividads sísimicas já realizadas, dentre outros.
10
8
4.2 FATORES TÉCNOLÓGICOS E ECONÔMICOS
As questões relacionadas com a perspectiva técnica-econômica neste trabalho
abrangem não somente a discussão sobre os tipos de técnicas e valores de referência
para o uso destas técnicas. A discussão também aborda as questões teóricas envolvidas
na definição de uma tecnologia ambiental e os instrumentos econômicos atuais que vêm
sendo utilizados pelos países na difusão das tecnologias de CCS 14.
No que tange ao fator tecnológico, a discussão inicial deve passar pela definição
das tecnologias de CCS, enquanto tecnologias ambientalmente amigáveis, entretanto há
a necessidade de discuti-las mais profundamente quanto a sua classificação. Lloyd e
Subbarao (2009) sugerem que seria necessário mudar a tradicional economia baseada
em combustíveis fóssil e desenvolver alternativas para um sistema de produção de
energia livre de carbono, por meio de energias renováveis com o objetivo de alcançar
uma economia ambientalmente sustentável.
As questões envolvendo sustentabilidade têm atraído a atenção em fóruns
políticos, educacionais, técnicos, sociais, econômicos e ambientais. Diversos autores
discutem terminologias e definições referentes a ações sustentáveis. Observa-se que
nestas definições sempre esta envolvido o conceito de produção mais limpa. A primeira
definição amplamente usada de produção mais limpa foi a apresentada pelo United
Nations Environment Programme (UNEP) em 1989 em Paris. Glavič and Lukman
(2007) afirmam que o conceito de produção mais limpa tem atraído muito interesse nas
últimas décadas e que, atualmente, eles o definem como:
“... um conceito sistematicamente organizado para produção de atividades as quais tem
efeitos positivos no meio ambiente. Estas atividades incluem a minimização de
recursos, a melhoria da eco-eficiencia e a redução na fonte, consequentemente para o
aumento da proteção ambiental e redução dos riscos dos organismos vivos”. 15
Além da definição de produção mais limpa, há a necessidade de entender o
conceito de tecnologia mais limpa. O International Centre for Environmental
Technology Transfer (ICETT) define tecnologia mais limpa como um processo
produtivo que por sua natureza ou intrinsecamente (2012):
- reduz a produção de efluentes ou de outros resíduos,
14
A discussão apresentada neste item 4.2 foi objeto de um trabalho apresentado no 3rd International
Workshop on Advances in Cleaner Production realizado em 2011 em São Paulo por George Câmara, A.
Silva Júnior, José Célio Andrade e Paulo Rocha. Este trabalho ganhou uma menção honrosa no evento e
foi convidado a submissão ao Journal Cleaner Production e posteriormente teve sua aprovação e
publicação neste periódico internacional.
15
109
- maximiza a qualidade dos produtos, e
- maximiza o uso das matérias primas, energia e outras entradas no processo.
Ainda, segundo o ICETT (2012), uma tecnologia é usualmente comparada com
outras tecnologias ou processos. Uma tecnologia mais limpa pode ser considerada uma
componente das atividades de produção mais limpa, com um foco nos processos
industriais existentes, e considerando a integração de sistemas produtivos melhores que
minimizam os danos ambientais e maximizam a produção eficiente de muitos ou de
todos os seus inputs.
Atualmente, as tecnologias mais limpas são definidas como as modificações de
um processo que minimize ou elimine algum efeito ambientalmente danoso. Estas
modificações poderiam incluir a introdução de tecnologias modernas de controle,
mudanças nos tipos de matérias prima, ou o uso adicional de materiais (Kuehr, 2007).
No que diz respeito às tecnologias ambientais, para Jabbour (2007), elas se
relacionam com o desenvolvimento de produtos e processos verdes, envolvendo
tecnologias que reduzem o consumo de energia, previnem a poluição e reciclam os
resíduos. Assim, segundo Gouldson e Murphy (1998), a incorporação de tecnologias
ambientais no sistema produtivo vai fazer com que seja necessária a compatibilização
entre crescimento econômico e proteção ambiental.
Específicamente quanto à definição das tecnologias ambientais, pode-se
observar uma grande diversidade de nomenclaturas, tanto na literatura nacional como na
internacional, havendo, assim, uma pluralidade de termos que se relacionam a
consideração de fatores ambientais no desenvolvimento tecnológico.
As tecnologias
ambientais seriam o desenvolvimento de hardwares ou softwares que, por meio da
adoção de novos conceitos de design, equipamentos e procedimentos operacionais,
passam a incorporar práticas de melhoria contínua de desempenho ambiental,
principalmente por utilizar matérias-primas de baixo impacto ambiental, processá-las de
forma eficiente, fomentar o reaproveitamento e o mínimo desperdício de seus produtos
finais, alterando um dado ciclo produtivo (Jabbour, 2010). Jabbour (2010) as classifica
em: tecnologias de controle e prevenção da poluição; tecnologias de mensuração e
organizacionais, além das tecnologias de impacto ambiental nulo.
Os conceitos de Lenzi (2006), que são aderentes aos supracitados de Jabbour
(2010), pois define que as tecnologias ambientais são divididas em tecnologias de
controle e tecnologias mais limpas, sendo que, as primeiras possuem foco no tratamento
11
0
de resíduos (end of pipe) e as segundas, na prevenção da poluição. Contudo, para Kemp,
Smith e Becher (2000), além das tecnologias mais limpas e de fim de tubo (end of pipe),
existe uma terceira, que seria a reciclagem. O uso da reciclagem nos processos
produtivos apresenta tanto características de tecnologia end of pipe, quando se trata de
reciclagem externa, quanto de tecnologias mais limpas, quando acontece em
modificações integradas de produto e processo (Kemp, Smith e Becher, 2000).
Para Madruga e Nascimento (1999), o aspecto da tecnologia ambiental é
preponderante para um quadro de prevenção da poluição, pois, através de tecnologias
mais limpas, é possível aumentar a eficiência no uso de matérias-primas, água e energia,
através da não geração, minimização ou reciclagem de resíduos gerados num processo
produtivo. Busca-se, com a prevenção da poluição, a reversão do quadro de tratamento
de resíduos através de uma abordagem sistêmica ou holística.
Segundo o Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável
(CEBDS, 2011), a prevenção da poluição, através de tecnologias mais limpas, busca
eliminar a poluição durante o processo de produção e não no final dela. Isso porque
todos os resíduos que a empresa gera custaram dinheiro, pois foram comprados a preço
de matéria-prima e consumiram insumos como água e energia. Uma vez gerados,
continuam a consumir dinheiro, seja sob a forma de gastos de tratamento e
armazenamento, seja sob a forma de multas pela falta de cuidados, ou ainda pelos danos
à imagem e à reputação da empresa.
Para o Centro Nacional de Tecnologias Limpas (CNTL, 2011), a mudança nos
paradigmas ambientais induz as empresas a se voltarem para a origem da geração de
seus resíduos sólidos, emissões atmosféricas e seus efluentes líquidos. Isso acarreta na
busca por soluções nos seus próprios processos produtivos, minimizando, assim, o
emprego de tratamentos convencionais de fim de tubo, muitas vezes onerosos e de
resultados não definitivos para os resíduos.
Conforme Mello e Nascimento (2002), é importante salientar as diferenças sutis
que, muitas vezes na prática, são empregadas como sinônimos entre os conceitos de
produção mais limpa, produção limpa, prevenção da poluição, tecnologias limpas,
tecnologias mais limpas e tecnologias de fim de tubo ou end of pipe. Produção mais
limpa é um conceito definido pela UNIDO/UNEP que estimula atitudes voluntárias por
parte das indústrias, independentemente do alcance da legislação ambiental, e se
configura como uma aplicação continuada de uma estratégia ambiental preventiva e
111
integrada aos processos, produtos e serviços. Já a prevenção da poluição é um conceito
bastante semelhante à produção mais limpa, criado pela Agência de Proteção Ambiental
dos Estados Unidos (EPA), pois refere-se a qualquer prática, processo, técnica ou
tecnologia que vise à redução ou eliminação em volume, concentração e/ou toxidade
dos resíduos na fonte geradora. Por fim, quanto ao conceito de produção limpa, que foi
criado pela organização não governamental ambientalista Greenpeace, este é mais
restritivo do que o da produção mais limpa, pois a primeira propõe produtos atóxicos e
o uso de fontes de energia renováveis, a produção mais limpa estimula a redução da
toxidade e o uso mais eficiente da energia.
Ainda, segundo Mello e Nascimento (2002), o mesmo acontece com os
conceitos de tecnologias mais limpas e tecnologias limpas, pois tecnologias limpas são
metas que devem ser perseguidas, mas difíceis de serem atingidas na prática, pois
sempre haverá um tipo de impacto ambiental. Já as tecnologias mais limpas atuam na
prevenção da poluição e causam menor impacto do que outras tecnologias com as quais
está se comparando. Quanto às tecnologias de fim de tubo, ou end of pipe, são as
tecnologias utilizadas para o tratamento, minimização e inertização de resíduos,
efluentes e emissões, ou seja, atuam visando remediar os efeitos da produção depois que
a poluição foi gerada no processo produtivo.
Para Kiperstok (2006), as tecnologias de fim de tubo não são capazes de deter o
avanço da degradação ambiental, quanto mais de gerar as mudanças requeridas, pois tais
tecnologias se aplicam depois da geração dos resíduos, ou seja, não há uma preocupação
com a prevenção da poluição, uma vez que são considerados como inevitáveis no
processo produtivo. Mello e Nascimento (2002) e Jabbour (2010) afirmam que a
prevenção da poluição através de tecnologias mais limpas focam no potencial de ganhos
diretos no mesmo processo de produção, e de ganho indireto pela eliminação de custos,
associados com o tratamento e a disposição final de resíduos, desde a fonte, ao menor
custo e com períodos curtos de amortização do investimento.
As tecnologias mais limpas se caracterizam pela adoção de qualquer medida de
mudança ou transformação de métodos utilizados para reduzir, ou melhor, eliminar já na
fonte a produção de qualquer tipo de poluição, e, ao mesmo tempo, de racionalizar o uso
de recursos naturais ou não. Dessa forma, valoriza-se o conceito dos 3Rs: redução,
reutilização e reciclagem, sendo que a disposição da ordem dos 3Rs não é aleatória, pois
quanto mais as tecnologias e práticas de produção mais limpa tendam para a redução de
11
2
emissão de resíduos, mais elas estarão ligadas à redução na fonte, ou seja, serão
transformações relevantes na matriz do processo produtivo. Ao passo que, quanto mais
essas mesmas práticas atuem no tratamento dos resíduos do processo produtivo, a
mesma tenderá a práticas de fim de tubo (LaGrega et al., 1994).
Essa afirmação pode ser evidenciada pela Figura 29, que demonstra os diversos
tipos de posicionamento que uma corporação pode adotar para a redução da poluição.
Quanto mais o posicionado para o lado direito do quadro, as práticas tenderão a ser de
fim de tubo (end of pipe), por outro lado, quanto mais estiver tendendo para o lado
esquerdo, o processo estará voltado para a redução de resíduos na fonte, colaborando
para a produção e consumo sustentável.
Figura 29 - Técnicas para Redução da Poluição.
Fonte: Lagrega et al. (1994).
No que tange à redução na fonte, a EPA (1988) afirma que o passo inicial é
repensar o produto, e esse repensar implica em mudanças no produto, compreendendo
sua substituição, conservação ou alterações na sua composição a fim de atender ás
exigências ambientais. Outra possibilidade, segundo Kiperstok (2002), pode ser
mudança no processo através de mudança de insumos, usando materiais menos tóxicos
e mais eficientes ou de tecnologia, tornando o processo mais eficiente através da busca
do resíduo zero.
113
Quando as ações de redução na fonte não são capazes de evitar a geração de
resíduos, opta-se então pela reciclagem interna/externa, através de técnicas de uso e
reuso quando não se requer modificações no resíduo. O material retorna diretamente ao
próprio processo gerador, sendo utilizado como componente ou intermediário na
fabricação de um produto (Kiperstok, 2002)
Numa análise conceitual inicial da tecnologia de CCS, vinculada a sua aplicação
somente para o armazenamento geológico do CO2 oriundo de processos industriais,
emitidos por fontes estacionárias, ela deve ser considerada como uma tecnologia de fim
de tubo (end of pipe). Haja vista que, conceitualmente, as tecnologias de fim de tubo
(end of pipe) preconizam estratégias de controle, visando remediar os efeitos da
poluição gerada nos processos produtivos. Para tanto, deve-se considerar o CO2 como
um resíduo industrial e o seu armazenamento em reservatórios geológicos tendo como
objetivo evitar e controlar sua emissão.
Em contraponto a esta afirmação, tem-se o uso do CO2, como insumo, para a
recuperação avançada de petróleo ou gás. Nesta situação, a tecnologia de CCS deve ser
considerada em outra classificação. Principalmente, se a obtenção do CO2 não for
originária de processos industriais e sim de fontes naturais como os reservatórios
geológicos de CO2 localizados nos EUA.
Algumas tecnologias para o armazenamento geológico do CO2 como EOR, EGR
e ECBM adicionam valor ao CO2 armazenado nos reservatórios geológicos devido à
injeção proporcionar o aumento na produção de óleo, gás natural ou metano, diferente
de um projeto que vise somente o armazenamento do CO2. Haja vista que, projetos que
não adicionam valor, o foco do armazenamento é somente com o objetivo de prevenir as
emissões de CO2 na atmosfera (APEC, 2005).
As tecnologias de CCS devem ser analisadas de forma distintas em seus diversos
tipos de opções, podendo ser considerada uma tecnologia de transição entre as
tecnologias de fim de tubo (end of pipe) e as tecnologias mais limpa, enquanto se busca
uma nova economia mais sustentável e menos intensiva em carbono ou simplesmente
uma tecnologia estritamente de final de tubo, adotada para perpetuar um modelo de
desenvolvimento econômico insustentável e totalmente dependente de combustíveis
fósseis. Assim, tendo como referência a classificação de LaGrega et al. (1994),
apresentada na Figura 29, a tecnologia CCS poderia ser classificada como uma
estratégia de reciclagem interna/externa.
11
4
Como o caminho para que ocorram as mudanças entre o antigo modelo de
desenvolvimento, a proposta de uma modelo sustentável é longo e entende-se que não
pode ser realizado sem que ocorra um período de transição, a opção do uso de
tecnologias, como as de CCS, é crítica para contribuir na busca pela sustentabilidade.
Segundo Batista (1993), antes que novas e melhores tecnologias ambientais sejam uma
constante no mercado, tem-se que passar por um período de transição entre o antigo
modo de produção de tecnologias de fim de tubo, ou end of pipe, e o novo, promoção de
tecnologias mais limpas, visando o caminho de práticas ambientais que promovam um
desenvolvimento mais limpo.
É coerente afirmar, portanto, que as tecnologias de CCS podem ser consideradas
como tecnologias de transição entre as tecnologias de fim de tubo (end of pipe) e as
tecnologias mais limpas, conforme o dito anteriormente, a depender do tipo de resposta
estratégica frente às mudanças climáticas e à busca de um desenvolvimento mais
sustentável, adotada pelas empresas que as utilizam, principalmente as ligadas ao setor
de energia.
A definição quanto ao tipo de classificação a ser empregado às tecnologias de
CCS e o seu uso são extremamente importantes na definição do marco regulatório
específico para essas tecnologias, além disso, na definição da forma de atuação do setor
público, pois se, o uso das tecnologias de CCS tem por objetivo adicionar valor à
produção de óleo, gás natural ou metano, a participação do setor público deveria ser de
forma diferenciada à uma opção que não vise o ganho adicional e que tenha somente o
foco no armazenamento do CO2 com o objetivo de evitar a sua emissão na atmosfera.
4.2.1 Discussão sobre os Fatores Tecnológicos
As questões relacionadas com os fatores tecnológicos estão vinculadas à captura
ou separação, transporte e armazenamento do CO2. O propósito delas, neste item do
trabalho, é apresentar de forma mais prática as tecnologias de CCS para que possam ser
analisadas e aplicadas no estudo de caso. Para tanto, a discussão apresentada neste item
foi enriquecida com a disponibilização do estudo realizado pela Petrobras denominado
“Avaliação do Potencial de Utilização de CO2 para a Explotação de Jazidas de Óleos em
Campos Maduros”.
O projeto foi executado pelo Centro de Estudos em Petróleo e Gás Natural
(CEPGN) da UNIFACS no período de 01/01/2005 a 30/05/2007. Sendo considerada a
115
segunda etapa de um projeto maior, do qual a primeira etapa foi o projeto “Utilização de
Gás Carbônico para a Explotação de Jazidas de Óleos da Bacia do Recôncavo”
realizado no período de 01/01/2002 a 30/06/2004.
O projeto teve como objetivo investigar a viabilidade técnica e econômica da
utilização de CO2 na explotação de jazidas de óleo em campos maduros, através da
definição do potencial do CO2 para a produção de óleo e da elaboração de projetos
conceituais e estudos econômicos de unidades de produção de CO2 em altas
concentrações. Os achados do projeto serviram como referência para as discussões
sobre as etapas de captura e transporte e todas as análises econômicas desta pesquisa.
4.2.1.1 Captura e Separação
Dos três principais tipos de captura apresentados no item 1.2 do Capítulo 1 deste
trabalho, são diversos os estágios em que se encontram as tecnologias. Algumas já estão
disponíveis comercialmente ou em fase de teste (piloto) e outras, ainda em P&D, estão
sendo desenvolvidas em laboratório sem ainda passar para a etapa de E&I.
O Departamento de Energia do Governo dos Estados Unidos (US DOE), em
particular o Escritório de Energia Fóssil – (Office of Fossil Energy) realizou via o
National Energy Technology Laboratory
em 2007 o estudo denominado Carbon
Sequestration Technology Roadmap and Program Plan 2007. Neste trabalho, é
apresentado o estágio em que se encontram as tecnologias de captura de CO2. A Figura
30 representa, de forma condensada, a situação das tecnologias de captura do CO2, seus
desafios críticos, rotas já percorridas ou a serem percorridas no que diz respeito ao
desenvolvimento das tecnologias. Além disso, também apresenta as rotas a serem
percorridas dentro de um contexto maior das tecnologias de captura de CO2 inseridos no
CCS.
Pode-se observar que diversas são as tecnologias de captura do CO2,dentre as
quais poucas estão disponíveis comercialmente. Segundo Chapel et al. (1999), a Dow
Chemical e a Union Carbide desenvolveram a Monoetanolamina (MEA) para a
recuperação de CO2 em combustão de gases nas décadas de 70 e 80 inicialmente para o
mercado de EOR. Esta MEA foi denominada de GAS/SPEC FT-1TM que mais tarde
viria a ser vendida para a Fluor Daniel, Inc. em 1990.
11
6
Figura 30 – Rotas das Technologias de Captura do CO2- US DOE CO2.
Fonte: US DOE Office of Fossil Energy, (2007).
Nota: tradução livre do autor.
A partir da situação das tecnologias de captura apresentada na Figura 30, foi
elaborado o Quadro 4 que apresenta as principais tecnologias de captura de CO2
disponíveis comercialmente com o nome comercial e o fabricante de cada uma delas.
No levantamento realizado, pode-se verificar a presença muito intensa da empresa Dow
Chemical com produtos disponíveis comercialmente em diversos tipos de tecnologias
de captura do CO2.
No estudo feito pela Petrobras “Avaliação do Potencial de Utilização de CO2
para a Explotação de Jazidas de Óleos em Campos Maduros” foram mapeadas diversas
correntes de emissões gasosas industriais no Estado a Bahia e identificadas as que
continham uma elevada presença de concentração de CO2, sendo que concentração
mínima de CO2 desejada foi da ordem de 99% mol, livre de contaminantes.
Basicamente o estudo identifica as correntes gasosas próximas à Bacia do Recôncavo,
sendo provenientes de: combustão de gás natural, combustão de biomassa, turbina a gás
117
e cimenteira. As vazões que despertavam algum interesse estavam na faixa de 500 a 5.000
toneladas de CO2 por dia.
Tipo de
captura ou
separação
Póscombustão
Tecnologia empregada
Solventes
químicos
Aminas
Descrição ou nome
comercial
Fabricante
Monoetanolamina (MEA)
GAS/SPEC FT-1TM
Dow Chemical Company
Monoetanolamina (MEA) Fluor Econamine FG SM e
Econamine FG Plus SM
Fluor®
Digycolamine (DGA® )
Huntsman Corporation
KS® series solvents
(KS-1, KS-2 e KS-3.)
Cansolv Absorbent DC-101
HTC Purenergy
Kansai Electric Power
Company (KEPCO) e
Mitsubishi Heavy
Industries (MHI)
Cansolv Technologies
Inc.(CTI)
HTC CO2 Systems Corp.
TM
AMP
(2-amino-2-methyl-1propanol)
Chilled ammonia
Amônia
aquosa
ECO TM system
Alstom e EPRI
NETL e Powerspan
TM
Dow
Aminas
Solventes
químicos
Carbonato de
potássio
Tetrahydrothi
ophene
Glicol
Pré-combustão
Solventes
físicos
Oxycombustão
Fornecimento
de oxigênio
Metanol
N-methyl-2pyrolidone
(NMP)
Produção de
oxigênio
criogênico
(destilação)
Diethanolamine
(DEA)
Methyldiethanolamine
(MDEA)
Flexsorb™ PS
Dow Chemical Company,
BASF e outros
ExxonMobil
Ucarsol™ LE
Amisol
Lurgi Germany
Benfield
UOP
Sulfinol
Shell
Selexol™
Linde AG, Lurgi AG e
Lotepro Corporation
Rectisol
Purisol
Lurgi AG
Air Separation Units (ASU)
Air Products e Praxair
Quadro 4 – Tecnologias de captura do CO2 disponíveis comercialmente.
11
8
Em função do estágio de desenvolvimento a tecnologia de separação do CO2
tanto de correntes líquidas como gasosas por membranas foi discutida no estudo da
Petrobras, já que segundo o estudo:
“...a aplicação comercial da separação de CO 2 de metano por membranas tem sido
utilizada com sucesso no tratamento de gás natural, recuperação de CO 2 em recuperação
avançada de petróleo, entre outros. Nestes casos específicos, quando a corrente de gás
está a baixas pressões, a absorção por aminas é notadamente o processo mais viável
economicamente, porém, quando esta corrente está a altas pressões, utilização de
membrana pode vir a ser a tecnologia mais adequada. Este é o caso da corrente de gás
de poço, provenientes da produção de petróleo e gás natural. Nesta corrente, a
composição de CO2 varia consideravelmente durante a produção” (Petrobras, 2007).
De maneira mais direcionada para as atividades do estudo da Petrobras, o
mesmo apresenta o Quadro 5, contendo exemplos de processos industriais de separação
de gases por membrana segundo Nunes e Peinemann, (2001). Sendo assim, para
orientar as discussões do estudo para a seleção da melhor tecnologia a ser empregada na
separação do CO2 nas correntes gasosas, levou-se em consideração, além das questões
comerciais, localização geográfica, problemas relacionados à corrosão do sistema,
fornecimento de insumos e transporte do produto.
Para dar suporte à decisão para a seleção da tecnologia, o estudo utilizou o
diagrama esquemático de Shaw e Hughes (2001) para servir de referência na escolha da
rota tecnológica mais adequada para a recuperação do CO2 de correntes industriais gasosas.
A Figura 31 apresenta o diagrama esquemático presente no estudo da Petrobras (2007).
Após a análise inicial, o estudo da Petrobras (2007) agrupou as correntes
industriais gasosas selecionadas em quatro correntes típicas, representativas das
principais emissões gasosas geradas pelas indústrias localizadas na Bacia do
Recôncavo, ou próximas, que corresponderam a fontes de emissões gasosas
provenientes de:
- Combustão de gás natural;
- Combustão de biomassa;
- Turbina a gás;
- Cimenteira;
- Siderúrgica.
119
Mistura gasosa
Aplicação
Fornecedores
O2/N2
Geração de N2 e enriquecimento de
O2
A/G Technology
Permea (Air Products)
Generon (Messer)
Medal (DuPont, Air Liquide)
IMS (Praxair)
Aquilo (Parker Hannifin)
Ube
H2/ Hidrocarbonetos
Recuperação de H2 de refinaria
Air Products, Air Liquids, Praxair
CO2/ Hidrocarbonetos
Tratamento de gases ácidos
Recuperação avançada de petróleo
Captura de CO2 para confinamento
subterrâneo
Kvaerner (Grace Membrane
System), Air Products, Ube
H2S/ Hidrocarbonetos
Tratamento de gases ácidos
Kvaerner (Grace Membrane
System), Air Products, Ube
H2O/Hidrocarbonetos
Desidratação de gás natural
Kvaerner, Air Products
Hidrocarbonetos/ar
Controle de poluição e recuperação
de hidrocarbonetos
MTR, GMT, NKK
Hidrocarbonetos de
correntes de processo
Recuperação de solventes orgânicos
MTR, GMT, SIHI
CO2/correntes gasosas
Recuperação de CO2
UOP
Quadro 5 – Exemplos de processos industriais de separação de gases por membranas.
Fonte: Nunes e Peinemann (2001). Traduzido por Petrobras (2007).
Além destas fontes de emissão gasosa, também foi estudada uma corrente gasosa
proveniente da Refinaria Landulpho Alves em Mataripe (RLAM) e o processo de
separação do CO2 oriundo da produção do óleo ou gás natural decorrente do uso de
EOR. O processo de obtenção de CO2, a partir de correntes gasosas por absorção com
amina, seguiu as seguintes etapas operacionais:
- Captação e transferência da carga;
- Remoção de NOx;
- Resfriamento através de contato direto (quench);
- Absorção do CO2 com amina;
- Regeneração do solvente de absorção (amina); e
- Compressão, secagem e transporte do CO2 produto.
12
0
Figura 31 – Gráfico de escolha da rota tecnológica para recuperação de CO 2.
Fonte: Shaw e Hughes (2001). Traduzido por Petrobras (2007).
A capacidade estudada, para a unidade de captura e separação, foi prevista para
seis (06) faixas diferentes, sendo elas de: 500, 1.000, 1.250, 1.500, 2.000 e 2.500 t
CO2/dia;
O estudo da Petrobras (2007) teve como referência a planta base apresentada na
Figura 32, projetada para a separação de CO2 por absorção com amina com sistema de
geração de vapor. As condições operacionais, composições e propriedades das correntes
de processo até a entrada da compressão, são independentes das condições adotadas
como base, dependendo apenas da corrente típica em estudo. Além disso, as vazões das
correntes são sempre proporcionais às obtidas na capacidade do caso base.
121
Figura 32 – Proposta de planta de separação de CO2 por absorção com amima – Sistema de Geração de
Vapor
Fonte: Petrobras (2007).
Para a captura e separação do CO2 aplicados na EOR a planta proposta pelo
estudo da Petrobras (2007) foi a apresentada na Figura 33. Sendo que os critérios
utilizados para os projetos dos equipamentos das unidades foram os mesmos. Sendo que
para as correntes gasosas decorrentes de EOR foram consideradas as seguintes
características para a aplicação do estudo:
- Composição de 15% de massa de CO2 e Vazão de 50 t/dia,
- Amina KS1– Composição de 75% de massa de CO2 e Vazão de 150 t/dia,
- Amina KS1– Composição de 75% de massa de CO2 e Vazão de 300 t/dia,
- Amina KS1– Composição de 90% de massa de CO2 e Vazão de 300 t/dia.
12
2
Figura 33 – Processo de separação de CO2 de gás de EOR por meio de Absorção com Amina.
Em função de algumas características do arranjo proposto no projeto do estudo,
foi recomendado ainda uma pressão de, no mínimo, 75 psi (517 kPa) para o tambor de
flash que tem por objetivo eliminar os gases arrantados da absorvedora, antes do glicol
entrar na coluna regeneradora. Para tanto, foi estudado o processo de separação por
absorção com amina via membrana seletiva para:
- Membrana - Composição de 15% m de CO2 e Vazão de 50 t/dia,
- Membrana - Composição de 60% m de CO2 e Vazão de 150 t/dia,
- Membrana - Composição de 60% m de CO2 e Vazão de 300 t/dia.
Como o estudo elaborado pela Petrobras também teve o objetivo de quantificar
os valores da tonelada do CO2 a ser capturado, foi feita uma pesquisa junto a empresas
licenciadoras das tecnologias de separação do CO2. Esta pesquisa teve o objetivo de
obter informações sobre projetos de plantas de separação de CO2. Foram contatadas
várias empresas: Air Products, Alcoa, Dow, Exxon, IFP, Linde, Lurge, Mitsubishi, Shell
e UOP. Porém, apenas a Mitsubishi e a UOP enviaram informações, que foram
utilizadas no cálculo preliminar do preço mínimo do CO2 (Petrobras, 2007).
123
A Mitsubishi enviou alguns dados técnicos e de custos da absorção de CO2 de
gás de combustão com monoetanolamina (MEA) e com uma amina especial
denominada de KS-1 (patente Mitsubishi). Já a UOP, forneceu uma quantidade de
dados suficientes para a elaboração de toda uma estrutura de simulação e de estudo de
viabilidade técnica e econômica, denominada de “Caso UOP”. Os dados enviados pela
UOP são relativos a uma unidade industrial, projetada em 1981, cujo objetivo era
separar CO2 de gás de combustão por absorção com MEA. A unidade da UOP foi
projetada para recuperar 1.300 t/dia de CO2 de gases de combustão. Esta unidade
operou de 1982 a 1984, quando saiu de operação devido à queda do preço do petróleo,
que atingiu cerca de US$ 10/bbl -, tornando inviável a operação da unidade (Petrobras,
2007).
4.2.1.2 Transporte
As opções para o transporte do CO2, das fontes emissoras ou naturais para o seu
armazenamento em reservatórios geológico, são similares às opções de transporte de gases,
podendo ser via dutos, caminhões, navios e trens. As diversas opções têm sido estudadas
para os diversos tipos de projetos de CCS ao redor do mundo.
Em cada opção listada podem ser identificados pontos positivos e negativos. Por
exemplo, se a opção por dutos pode ser mais viável economicamente para um determinado
arranjo de um projeto, por outro, pode ser mais onerosa do que a opção por trem ou
caminhão. Já as opções por trem e/ou caminhão podem não ser tão eficientes quando se
trata de um projeto de grande escala e, necessariamente o arranjo deste projeto requer uma
compressão para injeção muito alta. Outro fator importantíssimo a ser considerado, na
decisão da opção de transporte de um projeto de CCS, é a distância a ser percorrida entre a
fonte emissora e o reservatório geológico.
Segundo Sasaki (2004), o transporte mais comum se dá via dutos, onde a
eficiência de transporte é elevada pela compressão do CO2 e tem sido considerada como
o método mais eficiente, quando a distância até o local de armazenamento não é grande,
caso contrário, o transporte por caminhões é preferível. De acordo com o IEA (2008),
para distâncias menores que 1.000 km, o transporte por dutos tem geralmente custo
efetivo maior quando comparado com transporte por navios e por caminhão, tendo sido
utilizados nos Estados Unidos por mais de duas décadas com histórico comprovado de
segurança.
12
4
De maneira geral, o transporte por dutos é composto pela tubulação e por
compressores que devem transportar o CO2 em estado líquido ou supercrítico até o local
de injeção. Em se tratando da compressão adequada para os compressores, a preferência
da indústria é operar o gasoduto a mais de 10,3 MPa na entrada (ou seja, a pressão de
descarga do compressor), de modo que o CO2 permaneça na fase supercrítica ao longo
do gasoduto. Deve-se notar que, quando o CO2 permanece na fase densa, pode-se
reverter para bombeamento em vez de compressão para atingir a maior pressão
necessária (APEC, 2005).
Diversos danos, relacionados com a especificação do CO2 que está sendo
transportado, surgem em função do estado físico do CO2, das condições de temperatura
e pressão, assim como da presença de outras substâncias misturadas ao CO2. Em função
da vasta rede de dutos de transporte de CO2 e a participação de diversos atores que
compõem esta rede, os Estados Unidos atualmente é o país que mais evoluiu na
definição das especificações de transporte por dutos do CO2. O IPCC (2005) apresenta
as especificações para o transporte do CO2 via dutos, baseando-se na experiência dos
Estados Unidos (principalmente da experiência da empresa Seller) que, basicamente,
apresenta as seguintes especificações:
-
CO2 - o produto deve ser composto de no mínimo de 95% de CO2 em moles.
-
Água – não deve conter água livre e mais do que 0.48 9 m-3 em vapor
-
Sulfeto de hidrogênio – não deve conter mais do que mil e quinhentas (1.500) parte
por milhão em peso.
-
Enxofre – não deve conter mais do que mil quatrocentos e cinquenta (1.450) partes
por milhão e peso.
-
Temperatura – não deve exceder de 48,9 oC.
-
Nitrogênio – não deve conter mais do que quatro por cento (4%) em moles
-
Hidrocarbonetos – não deve conter mais de cinco por cento (5%) em moles de
hidrocarbonetos e o ponto de orvalho do produto não deve exceder 28,9 oC.
-
Oxigênio – não deve conter mais do que dez (10) partes por milhão em peso.
-
Glicol – não deve ter mais do que 4 x 10-5 L m-3.
A condição operacional mais utilizada para o transporte do CO2 por dutos é a de
manter o CO2 a uma pressão superior a sua pressão crítica. A pressão crítica do CO2 é
de 7,4 MPa (1.070 psi) e o gasoduto do CO2 é usualmente operado a uma pressão entre
8 e 17 MPa (1.200 e 2.500 psi). Acima da pressão crítica do CO2, existe uma fase densa
125
com intervalo amplo de temperaturas. Isto é particularmente necessário para a tubulação
em terra, onde a temperatura do duto está sujeita a alteração em função da temperatura
ambiente. A operação do sistema com CO2, neste estado, evita problemas associados
com o fluxo de duas fases na calha posterior e as fases de injecção. Fluxo de duas fases
induz picos de pressão e é mais caro por causa da necessidade de dutos maiores ou a
construção e operação de estações de compressão adicionais (Nguyen, 2003).
É certo que todo o sistema de transporte por dutos a ser construído em um
projeto de CCS precisa ter definida a pressão de saída do CO2 e a pressão para a injeção
no reservatório geológico. Haja vista que há uma perda de atrito como os fluxos de CO2
através de um gasoduto. Normalmente, a perda de atrito pode variar de 4 a 50 kPa por
km, dependendo do diâmetro do tubo, massa, taxa de fluxo de CO2 e do fator de
rugosidade do tubo. Como regra, quanto maior o diâmetro do gasoduto, menor a perda
de atrito. Assim, a fim de manter o CO2 na fase densa para o gasoduto todo, seria
manter a pressão de entrada para o gasoduto a uma pressão alta o suficiente para superar
todas as perdas e ainda acima de 7,38 MPa ou instalar postos de reforço a cada 100-150
km para compensar as perdas de pressão (APEC, 2005).
Para a definição do diâmetro dos dutos, Nguyen (2003) apresenta uma série de
diâmetros em milímetros e o seu equivalente em polegadas e suas respectivas faixas de
vazão do CO2. Sendo que estas faixas de vazão do CO2 estão em metro cúbicos por
segundo (m3/s) e milhões de pés cúbicos por dia (MMcfd). A Tabela 7, a seguir,
apresenta os diâmetros da tubulação de um projeto de CCS e suas respectivas vazões
Tabela 7 – Capacidades operacionais de dutos para o transporte de CO2
Diâmetro
Faixa de Vazão (m3/s)
Faixa de Vazão (MMcf/dia)
mm
168
219
in
6
8
mínima
máxima
mínima
máxima
8
10
23
16
21
48
31
64
273
10
28
38
84
115
324
12
43
55
130
168
356
14
56
77
170
235
406
16
75
108
230
330
180
400
550
131
507
20
Fonte: Nguyen (2003)
O estudo da Petrobras “Avaliação do Potencial de Utilização de CO2 para a
Explotação de Jazidas de Óleos em Campos Maduros” realizou uma análise referente ao
transporte do CO2, tendo como base uma faixa de distância da compressão do CO2
12
6
separado até a cabeça do poço de injeção de: 5, 50, 100, 150, 200, 250 e 300 km. Outra
consideração feita para o estudo foi a pressão do gás de combustão, na entrada do poço
para efeito de projeto, sendo consideradas as pressões de: 500, 1.000, 1.250, 1.500,
2.000 e 2.500 psig.
Quanto às características do CO2 para o transporte, o estudo considerou, para o
sistema CO2-H2O, o dado apresentado por Knapp et al.(1982) na faixa próxima à de
trabalho do projeto com as composições molares de CO2 em equilíbrio com a água, a
99,999 bar abs e 383,15 K, são de 0,014 e 0,956, respectivamente.
Já, quanto às propriedades físico-química e de transporte do CO2, o estudo
considerou o comportamento do CO2 em suas quatro fases, gás, líquido, sólido e fluido
supercrítico, tendo uma maior atenção ao ponto triplo. O ponto triplo é o ponto no qual
o CO2 apresenta à determinada pressão e temperatura três fases (gás, líquido e sólido),
podendo existir simultaneamente em equilíbrio termodinâmico. De maneira geral, em
pressões acima do ponto triplo, o CO2 pode existir como um líquido. Além disso, outro
fator importante destacado é que a definição de fluido supercrítico considera que o
fluido é supercrítico apenas quando a pressão e a temperatura estão, ambas, acima dos
seus valores críticos. Um fluido acima de sua pressão crítica, mas abaixo da temperatura
crítica, por exemplo, é considerado um líquido. (Petrobras, 2007)
Outros fatores importantes pesquisados no estudo da Petrobras (2007) foram a
massa específica e a viscosidade do CO2, especificamente para efeito do cálculo da
potência de compressão e, principalmente, da perda de carga da tubulação. A pesquisa
realizada teve como referência os dados levantados no National Institute of Standards
and Technology (NIST), instituto americano que regula padrões e medidas (NIST,
2003). Além dos dados do NIST, outra referência para os estudos da Petrobras (2007)
foram os dados de massa específica e viscosidade apresentados por Sovová e Jaroslav,
suplementarmente, foram obtidos pelo estudo dados calculados pelos modelos de um
simulador. A Tabela 8 a seguir apresenta os dados levantados de massa específica e
viscosidade do CO2 das três fontes listadas anteriormente (Petrobras, 2007).
127
Tabela 8 – Valores de massa específica e visosidade do CO2
Temperatura
(K)
220
300
800
304
220
300
800
Pressão
(bar abs)
1
1
1
70
150
500
750
Sovová e Jaroslav
ρ(kg/m3)
µ(µPa.s)
2,440
11,06
1,773
15,02
0,662
35,09
254,321
20,89
1194,86
274,22
1029,27
133,15
407,828
48,62
Desvio médio (%)
Desvio máximo (%)
Simulador A
ρ(kg/m3)
µ(µPa.s)
2,474
11,11
1,797
15,09
0,670
34,139
289,530
22,02
1181,53
237,31
1032,67
61,22
393,047
50,42
3,27
11,46
13,84
54,02
NIST
ρ(kg/m3)
µ(µPa.s)
2,439
11,06
1,773
15,02
0,662
35,09
254,070
20,89
1195,0
269,47
1028,9
132,41
405,95
48,62
0,09
0,33
0,46
1,73
Fonte: Petrobras (2007)
4.2.1.3 Capacidade de Armazenamento
Uma das principais questões a ser avaliada e analisada em um projeto de CCS é
a capacidade de armazenamento do CO2 no reservatório geológico. Já que cada tipo de
opção de reservatório geológico tem suas peculiaridades. Estudos têm sido realizados e
publicados no sentido de estabelecer conceitos para a definição da capacidade de
armazenamento do CO2, nos reservatórios geológicos, a exemplo dos estudos de Bachu
em 2001 e 2003 e, mais recentemente, em 2007 as publicações também de Bachu et al.
e de Bradshaw et al. Além desses autores, cabe destacar também o trabalho da APEC
(2005), já citada nesta tese, e o trabalho realizado em 2008 pelo CO2CRC. Neste
trabalho, o CO2CRC define a capacidade de armazenamento sendo:
Uma estimativa da quantidade de CO2 que pode ser armazenada em formações
geológicas na subsuperfície. Devido às incertezas inerentes à avaliação da
subsuperfícies a quantificação exata das propriedades geológicas não é possível e por
isso a capacidade de armazenamento é sempre uma melhor aproximação da quantidade
de CO2 que pode ser armazenado. A estimativa da capacidade de armazenamento,
portanto, está confiada na integridade, habilidade e capacidade de julgamento do
avaliador que são afetados pela complexidade geológica, estágio de exploração ou
desenvolvimento, quantidade de dados disponíveis e quantidade existente armazenada.
O uso de definições deve aguçar a distinção entre as várias classificações e fornecer
documentos mais consistentes (CO2CRC, 2008).
Segundo St John et al. (1984), existem mais de oitocentas (800) províncias
sedimentares ao redor do mundo. Entretanto, não é possível o armazenamento geológico
em todas. Bachu (2003) destaca a importância da avaliação das bacias em escala
regional para a seleção do local de armazenamento do CO2, sendo que esta avaliação
deve seguir critérios relacionados com:
12
8
1. As características da Bacia - relacionadas com a geologia, tectonismo, características
geotérmicas e regimes hidrodinâmicos (estas são as características “hard” porque não
mudam).
2. Os recursos da Bacia (hidrocarbonetos, carvão mineral, sal), maturidade e infraestrututra (estas características são “semi-hard” ou “semi-soft” porque podem mudar
com novas descobertas, avanços das tecnologias e/ou desenvolvimento econômico).
3. As questões Sociais relacionadas com a região onde se encontra a Bacia, como o
nível econômico, a economia, a estrutura e estabilidade política, educação pública e
atitude (estas são as características “soft” porque podem mudar rapidamente ou variar
de uma região para outra).
Uma proposta para a avaliação técnico-econômica de uma região candidata para
um projeto de CCS é apresentada na Figura 34. Quando a capacidade de
armazenamento é calculada, diversos tipos de estimativas podem ser feitas, dependendo
da natureza e proposta da análise. As seguintes nomenclaturas e definições são um guia
preliminar e considera três categorias, sendo a capacidade teórica, a realista e a viável
(Bachu et al., 2007):
Capacidade Teórica - assume que a formação de um reservatório na sua totalidade é
acessível para o armazenamento livre do CO2 em seu volume poroso, ou que a água
contida no reservatório está totalmente disponível para dissolver o CO2 nela a uma
saturação máxima, ou toda a massa de carvão mineral encontrada no reservatório está
disponível para absorver o CO2 e armazená-lo a uma capacidade máxima de adsorção.
Isto fornece um limite superior máximo de uma estimativa da capacidade, no entanto, é
um número irreal, na prática, existirão sempre limitações técnicas e econômicas.
Capacidade Realista - aplica-se uma variedade de técnicas de geológia e de engenharia,
levando-se em consideração os dados das caracerísticas do reservatório como elementos
de uma avaliação (por exemplo, permeabilidade e porosidade) e vedante, a
profundidade, pressão, o tamanho do volume de poros do reservatório e a trapa
(armadilha). Além disso, se podem existir outros interesses concorrentes que poderiam
ser comprometidos pela injeção de CO2 (por exemplo, recursos existentes, tais como
óleo, água carvão, gás, energia geotérmica, minerais, parques nacionais). Esta é uma
estimativa muito mais pragmática, que pode ser feita com algum grau de precisão, ela
dá indicações importantes sobre a viabilidade técnica de armazenamento de CO2.
129
Capacidade Viável - é a capacidade que se obtem considerando também as questões
econômicas, barreiras legais e regulatórias para o armazenamento geológico de CO2 e,
portanto, baseia-se na avaliação de capacidade realista. Detalhamento da fonte de
emissão - sumidouro e sua corresponência é realizada nesta fase para combinar os
melhores locais de armazenamento e sua próximidade às fontes de emissões de grandes
dimensões. A correspondência entre a fonte de emissão e o sumidouro deve se estender
para além dos aspectos apenas de geociências e engenharia, e incluem aspectos sociais e
ambientais dos locais de armazenamento. Análise e simulações de custo também devem
compor este nível. Uma vez alcançado este nível, pode ser possível a expressar em
âmbito regional a capacidade como uma taxa anual sustentável de injeção, e não apenas
como um volume total.
Figura 34 – Pirâmide dos Recursos Técnico-econômico para a Capacidade de Armazenamento do CO2.
Fonte: Bachu et al. (2007).
Em se tratando, especificamente, da capacidade de armazenamento do CO2 no
reservatório geológico, de forma correlata ao apresentado acima para as análises de um
projeto de CCS o CSFL (2007) também apresenta uma representação gráfica para a
estimativa da capacidade de armazenamento por meio de uma pirâmide. Segundo Bachu
et al. (2007), o cálculo de capacidade de armazenamento de CO2 no reservatório pode
13
0
ser obtido quando existem dados conhecidos como espessura, área e profundidade do
reservatório, sendo possível calcular o volume total da formação, obtendo assim o valor
geral da estimativa. Após este primeiro cálculo, refina-se este dado para o volume
poroso que corresponde a uma parte do volume total do reservatório, obtendo-se assim
o volume teórico. A Figura 35 ilustra as fases evolutivas do cálculo para a estimativa de
armazenamento de CO2 em um reservatório geológico.
Figura 35 – Pirâmide da Capacidade de Armazenamento do CO2.
Fonte: CSFL (2007).
Dentre os tipos de opções para o armazenamento geológico do CO2, a estimativa
da capacidade de armazenamento de CO2 em reservatórios de petróleo e gás é a mais
simples, além de serem mais conhecidos e caracterizados do que os de carvão mineral e
aquíferos, como resultado de exploração e produção de hidrocarbonetos. Além disso, ao
contrário, leitos de carvão e aquíferos salinos profundos os reservatórios de petróleo e
gás são distintos em vez de contínuos, de tal modo que a sua capacidade de
armazenamento de CO2, em qualquer região específica e em qualquer escala, é dada
pela soma das capacidades de todos os reservatórios e sua área é calculada com base em
propriedades, tais como quantidade de óleo ou gás natural, original, fator de
131
recuperação, temperatura, pressão, porosidade da rocha e a densidade do CO2 in situ
(Bachu, 2007).
Quanto ao nível de conhecimento das opções para o armazenamento do CO2 em
reservatórios geológicos, sabe-se que, devido ao tipo de atividade, a indústria de
exploração e produção de petróleo e gás natural tem um maior conhecimento tanto das
técnicas de obtenção de dados dos reservatórios geológicos como as de produção.
Entretanto, a aplicação das tecnologias de injeção e armazenamento de CO2 em bacias
não maduras é questionável.
Existem diversos motivos para a preservação do armazenamento geológico do
CO2 em bacias jovens produtoras de óleo e gás natural. Primeiro porque muito dos
recursos dos hidrocarbonetos estão ainda por serem descobertos, com isso, existe uma
questão sobre a possibilidade da contaminação dos hidrocarbonetos existentes. Segundo
porque não existem nas bacias jovens reservatórios de óleo ou gás natural abandonados
ou exauridos/depletados devido à sua idade de produção, com perspectiva de
desenvolvimento e terceiro porque a geologia e hidrologia da bacia ainda não é bem
conhecida (Bachu, 2001).
O
pressuposto
fundamental
adotado
em
cálculos
de
capacidade
de
armazenamento é que o volume anteriormente ocupado pelos hidrocarbonetos
produzidos está disponível para o armazenamento do CO2. Esta suposição é geralmente
válida para reservatórios em produção que não estão em contato com as condições
hidrodinâmica de um aqüífero, ou que não têm a injeção de água durante a recuperação
secundária ou terceária do óleo. Outro pressuposto importante é que o CO2 em
reservatórios depletados/esgotados de petróleo ou gás natural pode ser injetado até que a
pressão do reservatório seja trazida de volta à pressão original do reservatório. Em
alguns casos, o esgotamento do reservatório pode danificar a sua integridade e/ou rocha
de cobertura, e, com isso, a pressão não pode ser levada de volta para a pressão original
do reservatório, consequentemente, a capacidade de armazenamento de CO2 do
reservatório seria mais baixa, enquanto que, em outros casos, a pressão pode ser
aumentada para além da pressão original do reservatório, desde que ela permaneça
segura e abaixo da pressão capilar de entrada e do limiar de fratura da rocha selo
(caprock). No entanto, o aumento da pressão de armazenagem para valores acima da
pressão original do reservatório requer uma análise particular do reservatório, o que não
é prático para uma avaliação em escala (Bachu, 2007).
13
2
Conforme a APEC (2005), quando os dados são insuficientes ou inexistentes,
uma maneira de se estimar a capacidade de armazenamento de CO2 em um reservatório
é considerar a produção e reservas de hidrocarbonetos (known hydrocarbon), no caso de
uma bacia sedimentar, e converter (substituir) o volume de hidrocarbonetos por volume
de CO2 (considerando-se a densidade do CO2 de 600 a 700 kg/m3 em profundidades
entre 1.5 e 4 km, gradiente geotermal de 30-350 C/km, 10.5 MPa/km e fator de
compressibilidade de 1.6). Em geral, o armazenamento em campos de óleo e gás é
baseado no volume previamente ocupado pela produção de hidrocarbonetos que se torna
disponível para o armazenamento do CO2, é representado pela seguinte equação
(Machado et al., 2009):
GCO2 = A hg φtot ρ E, onde:
A= área geográfica
hg= espessura do reservatório
φtot= porosidade média/espessura (hg)
ρ= densidade do CO2
E= taxa de porosidade efetiva
Embora existam tentativas para avaliar a capacidade de armazenamento de CO2
em reservatórios geológicos, a maioria tem usado uma série de abordagens e
metodologias e conjuntos de dados de tamanho e qualidade variável, resultando em
ampla variedade de estimativas da capacidade de armazenamento inconsistentes e sem
confiabilidade. Dos vários métodos para estimar a capacidade de armazenamento,
poucos são restritos às questões das limitações da viabilidade comercial ou engenharia.
Devido às incertezas com relação à avaliação de reservatórios da subsuperficie, o
cálculo exato nem sempre é possível, com isso, a capacidade de armazenamento tornase uma aproximação do volume de CO2 que pode ser armazenado (CO2CRC, 2008).
A Figura 36 apresenta a interação entre a capacidade de armazenamento de CO2
em uma determinada região geográfica e sua integração com o nível de detalhamento da
estimativa do armazenamento. Faz-se importante destacar a tendência de redução das
incertezas com o aumento da quantidade de dados obtidos e esforços empregados na
avaliação da estimativa da capacidade de armazenamento, assim como a redução da
própria capacidade estimada de armazenamento, capacidade esta que tem o seu início
em uma região geográfica ampla como um país ou estado, passando pela bacia
133
sedimentar e terminando em um determinado local (site) onde efetivamente poderá
ocorrer um projeto de CCS.
Figura 36 – Escalas integradas de avaliação da Capacidade de Armazenamento do CO2.
Fonte: CO2CRC (2008).
No Brasil, a principal ação para a obtenção da estimativa da capacidade de
armazenamento do CO2 em reservatórios geológicos é o CARBMAP, um projeto
realizado pelo CEPAC (PUC/RS) em parceria com a Petrobras. O CARBMAP
identificou as principais fontes de emissão de CO2 no país e os reservatórios geológicos
existentes.
Uma estimativa da capacidade teórica preliminar dos aquíferos salinos, camadas
de carvão mineral e campos de petróleo foi produzida em cada bacia sedimentar do
Brasil. A estimativa mostra que o Brasil tem um alto potencial para a implementação
das tecnologias de CCS. As bacias sedimentares do Brasil poderiam armazenar mais de
2.035 Gt de CO2 (Ketzer et al., 2007). Somente nos campos de petróleo, a capacidade
estimada é de cerca de 4 Gt de CO2, com a Bacia de Campos contribuindo com 1,7 Gt,
já as jazidas de carvão mineral contribuem com 170 Mt e a capacidade preliminar
teórica estimada para o armazenamento do CO2 em aquíferos salinos é de 2.03 Gt de
CO2
(Rockett et al., 2010). A Figura 37 apresenta a capacidade teórica de
armazenamento de CO2 nos campos de petróleo por bacia sedimentar no Brasil.
13
4
Figura 37 – Capacidade Teórica de Armazenamento de CO2 nos Campos de Petróleo por Bacia
Sedimentar no Brasil.
Fonte: Kertzer et al. (2010).
Nota: Tradução livre do autor.
4.2.2 Discussão sobre os Fatores Econômicos
Os fatores econômicos que envolvem as tecnologias de CCS são considerados
um dos que mais impactam na difusão dessas tecnologias. Entendo os fatores
econômicos como os que estão relacionados com as questões financeiras que envolvem
investimentos e custos de implantação das tecnologias como os de incentivos como os
instrumentos econômicos, a exemplo dos mercados de crédito de carbono e fundos,
além de impostos e taxas.
Dentre as tecnologias de redução de emissões de CO2, o CCS é uma das mias
competitivas em relação a custos de implantação, conforme o IPCC (2007) apresentado
anteriormente no Capitulo 02 desta tese. Entretanto, dentre as opções tecnológicas para
o armazenamento do CO2 nas tecnologias do CCS, o armazenamento geológico é tido
como o de mais baixo custo, principalmente se o armazenamento geológico for
realizado em reservatórios terrestres.
O IPCC (2005) estima que os custos para o armazenamento geológico do CO2
em reservatórios geológicos giram em torno de US$ 0,5 a 8 por tCO2 armazenada, sem
considerar os custos de monitoramento. O Quadro 6 apresenta os valores encontrados
pelo IPCC para as situações de armazenamento em reservatórios geológicos, seu
135
monitoramento, o armazenamento em oceanos com a possibilidade de transporte por
dutos ou por navios e, por fim, os custos relativos à carbonatação mineral.
Quadro 6 – Estimativa de Custos de Armazenamento do CO2.
Fonte: IPCC (2005).
Os custos das tecnologias de CCS têm sido objeto de estudo nos últimos anos em
função da importância que têm tido estas tecnologias. De forma mais detalhada, o IPCC
(2007) apresenta os custos das tecnologias de CCS pelas suas grandes etapas. Em
destaque, o valor referente à etapa de captura que é considerada a mais cara entre o
transporte e a injeção (incluindo o monitoramento). O Quadro 7 apresenta os valores das
etapas das tecnologias de CCS, incluindo as opções de armazenamento em oceanos e a
carbonatação mineral.
Em relação ao tipo de fonte de emissão e as opções de tecnologias para o
armazenamento geológico do CO2, de acordo com Dooley et al. (2006) que a utilização
do CO2 para EOR são os projetos que têm os menores valores entre a relação custo e
tonelada de CO2 capturada e armazenada . Esta relação pode ser vista na Figura 38,
além dela, podem-se verificar outras formas de armazenamento de CO2 e sua relação
entre custos líquidos do CCS e a quantidade de CO2 capturado e armazenado. Destacase que a opção de captura do CO2 em plantas de produção de amônia com a distância
menor que 10 milhas entre a fonte e o sumidouro, sendo este sumidouro a opção técnica
para o uso em EOR, este custo se transforma em lucro de cerca de US$ 20 por tonelada
de CO2 utilizada.
13
6
Componentes do CCS
Custo médio
Observações
Captura de usinas de
geração de energia de
carvão mineral ou gás
15-75 US$/tCO2 capturado
Custos de captura do CO2 comparado com
usinas similares sem a implementação das
tecnologias de captura.
Captura de produção de
hidrogênio e amônia ou
processamento de gás
5-55 US$/tCO 2capturado
Aplicado a
requerendo
compressão.
fontes
de
alta pureza
simples
secagem
e
Captura de outras
fontes industriais
25-115 US$/tCO2
capturado
A faixa reflete o uso de um número de
diferentes tecnologias e combustíveis.
Transporte
1-8 US$/tCO2
transportado
Distância de até 250 km para transporte
por dutos ou navios com uma média de 5
a 40 MtCO2 /ano.
Armazenamento
Geológico (Ao longo
dos anos deve ser
considerado o custo de
remediações e questões
de responsabilidades )
0.5-8 US$/tCO2 injetado
Excluindo o potencial em Recuperação
Avançada de Petróleo ou Recuperação
Avançada de Metano em Minas de
Carvão.
Armazenamento
Geológico:
monitoramento e
verificação
0.1-0.3 US$/tCO2 injetado
Abrange as etapas de pré-injeção, injeção,
pós-injeção e monitoramento e depende
de requerimentos regulatórios.
Armazenamento em
Oceanos
5-30 US$/tCO2 injetado
Incluindo transporte offshor de 100 a 500
km,
excluindo monitoramento
e
verificação.
Carbonatação Mineral
50-100 US$/tCO2
mineralizado
Média do melhor caso
de estudo.
Incluindo o uso adicional de energia para
a carbonatação.
Quadro 7 – Faixas de Custos Correntes dos Componentes do CCS Aplicado a Usinas de Energia ou
Outras Fontes Industrial.
Fonte: IPCC (2007).
Nota: Tradução livre do autor
Figura 38 – O custo líquido do CCS nos Estados Unidos – fontes e tecnologias atuais.
Fonte: Dooley et al. (2006).
137
Segundo a GCCSI (2010), os custos de um projeto de CCS podem variar
significativamente com base em fatores específicos do local de implantação do projeto,
tais como taxas, custos de combustível e as características do combustível.
Especificamente, em uma termoelétrica a gás (Integrated Gasification Combined Cycle
- IGCC), o CCS aumenta os custos de investimento de capital em cerca de 30%.
Pode-se verificar que os custos com a etapa de armazenamento nos projetos de
CCS são os que têm o menor valor. Em contrapartida, os custos com a etapa de captura
são os que mais impactam, vindo depois os de transporte. Numa análise mais detalhada
dos preços da etapa de armazenamento, o IPCC (2005) elaborou um quadro com os
valores para o armazenamento, tendo como base as informações publicadas por
Allinson et al., (2003), Hendriks et al., (2002) e Bock et al., (2003). O Quadro 8
apresenta os valores pesquisados pelo IPCC (2005) tendo destaque os valores
levantados nos Estados Unidos.
Preço da ton armazenanda
(US$/tCO2 )
Baixo
Médio
Alto
Tipo de Opção
Onshore
ou
offshore
Local
Formação Salina
Onshore
Austrália
0.2
0.5
5.1
Formação Salina
Onshore
Europa
1.9
2.8
6.2
Formação Salina
Onshore
Estados
Unidos
0.4
0.5
4.5
Formação Salina
Offshore
Austrália
0.5
3.4
30.2
Formação Salina
Offshore
Mar do Norte
4.7
7.7
12.0
Onshore
Estados
Unidos
0.5
1.3
4.0
-
Onshore
Estados
Unidos
0.5
2.4
12.2
-
Onshore
Europa
1.2
1.7
3.8
Faixa
representativa
Offshore
Mar do Norte
3.8
6.0
8.1
-
Campos
depleados de
óleo
Campos
depletados de
gás
Campos
abandonados de
óleo ou gás
Campos
abandonados de
óleo ou gás
Quadro 8 – Estimativa de Custos para o Armazenamento Geológico do CO 2.
Fonte: IPCC (2005).
Comentários
Estatística de 20
locais
Faixa
representativa
Estatística de 34
locais
Faixa
representativa
13
8
Estes valores praticados nos Estados Unidos estão muito relacionados com a
estrutura existente para a recuperação avançada de hidrocarbonetos. No Texas, o preço
do CO2 é atrelado ao preço do petróleo. O preço de compra do CO2 é que indica a escala
de benefícios para a EOR em paralelo aos custos de armazenamento (Jarrel et al., 2002
e IPCC, 2005).
Outro fator que reduz o custo do CO2 injetado em um projeto de EOR é o
reaproveitamento do CO2. A experiência nas operações de campo na América do Norte
fornece informações sobre quanto do CO2 injetado permanece no reservatório de óleo
durante as atividades de EOR. Em média, 170 m3 de CO2 é requerida para cada barril
de óleo produzido via EOR, com um intervalo de 85 (0,15 tCO2) a 227 (0,4 tCO2) em
m3 (Bock et al., 2003).
Alguns estudos referentes a custos de projetos de CCS já foram feitos no Brasil
ou estão em andamento, em destaque os realizados pela PUC/RS. A modelagem de
custos para a Bacia de Campos, tendo como base o ano de 2025, é apresentada por
Rockett (2012) da seguinte forma:
- Captura: 10 Mt/ano (amônia, etanol e siderúrgicas) - 36,57 US$16/tCO2;
- Poucas emissões provenientes de fontes com baixo custo de captura;
- Armazenamento: 84% capacidade < 7,84 US$/tCO2 [Marlim (9Mt/ano) < 2,61
US$/tCO2 + Barracuda, Albacora, Roncador (20Mt/ano) 2,61 - 5,22 US$/tCO2];
- Infra-estrutura já instalada.
-Transporte:
- 7,44 – 11,36 US$/tCO2 (grande extensão + estações recompressão)
- Cenários de redução de emissões – Bacia de Campos:
- Custo CCS varia de 60,73 à 106,44 US$/tCO2 (seleção de fontes + baratas).
Outro estudo que tem o foco mais voltado para o transporte do CO2 por dutos em
terra é apresentado por Neves et al. (2005). O estudo apresenta uma relação entre a
distância a ser percorrida pelo duto, o seu diâmetro e os custos de construção para uma
pressão fixa de 500 psig e usando o comprimento da tubulação como parâmetro. A
Figura 39 apresenta os valores encontrados pelos autores.
16
Valores originais do autor em Euros, contudo foram convertidos para Dólar Americano, tendo como
referência para a conversão das moedas os dados coletados do site do Banco Central do Brasil na data de
04/01/2013, acesso em janeiro de 2013, disponível em: http://www4.bcb.gov.br/pec/conversao
139
Figura 39 - Custo de transporte de CO2 para uma pressão na cabeça do poço de 500 psig.
Fonte: Neves et al. (2005).
Mesmo com diversos estudos relacionados com os custos de um projeto de CCS,
muitas variáveis estão presentes nestes tipos de empreendimentos e impactam
diretamente no resultado final do projeto. Tendo como referência o levantado pelos
estudos realizados, pode-se verificar que os maiores custos de um projeto de CCS estão
relacionados com as etapas de captura e transporte. Entretanto, estes custos ainda podem
ter uma variação muito grande em função da tecnologia escolhida e as condições sociais
do local a ser implantado o projeto.
Para estimar os valores de um projeto de CCS no Brasil, em especial na Bacia do
Recôncavo, a Petrobras (2007) aplicou princípios da Engenharia Econômica e obteve
valores de referência para as etapas de maior custo em um projeto de CCS, levando em
consideração as características e peculiaridades da região. As etapas de um projeto de
CCS estudadas foram as de captura e separação em fontes de emissão, compressão e
transporte via dutos para diversas distâncias, e a separação do CO2 produzido utilizados
em atividades de EOR.
14
0
4.2.2.1 Custos e Investimentos de um projeto de CCS – Estudo da Petrobras
Esse item apresenta os achados encontrados pelo estudo da Petrobras (2007)
referente à aplicação dos princípios da Engenharia Econômica em projetos de CCS
projetados para a região do Recôncavo Baiano e levando em consideração as
peculiaridades regionais e tecnologias disponíveis. Para tanto, foi realizado um estudo
de viabilidade técnico-econômica (EVTE), de forma geral, o estudo utilizou uma
filosofia dualista: contabilidade de custos separada da contabilidade financeira, tendo
como base os métodos determinísticos da análise de investimentos que se ajustam aos
conceitos de ”equivalência” da matemática financeira que são:
- Método do Valor Anual Uniforme Equivalente (VAUE);
- Método do Valor Presente Líquido (VPL); e
- Método da Taxa Interna de Retorno (TIR).
Além desses métodos, outros conceitos da Engenharia Econômica também
foram aplicados ao estudo como: Taxa Mínima de Atratividade (TMA), fluxo de caixa,
receitas, depreciação, valor residual, investimento, dentre outros.
Na avaliação econômica, realizada pelo estudo, ao invés de se determinar a TIR
ou o VPL, foi calculado o preço do CO2 para que a TIR fosse igualada à taxa mínima de
atratividade (TMA) da Petrobras (13 % ao ano), considerando um tempo de depreciação
de 15 anos. Portanto, o preço do CO2 calculado é o valor mínimo para que o negócio
seja economicamente atrativo.
Visando uma melhor definição dos resultados obtidos na avaliação econômica,
as unidades de obtenção de CO2 foram divididas em dois sistemas: sistema de separação
e sistema de compressão e transporte. Para estes dois sistemas, foram determinados os
preços do CO2, separadamente.
Os custos dos equipamentos principais foram estimados baseados em dados de
dimensionamento obtidos em duas etapas. Os casos da primeira etapa foram atualizados
monetariamente para o mês de dez/2003 enquanto que os desenvolvidos na segunda
etapa foram atualizados para o mês de jun/2006 e internalizados para o Brasil
(Camaçari) a uma taxa de 45 %.
Os custos variáveis foram calculados baseados nos preços do mercado brasileiro
dos produtos químicos e utilidades industriais, e no custo de tratamento de resíduo
141
praticado pela CETREL. Os custos fixos também foram estimados para a realidade
brasileira (salário de trabalhador, custos de manutenção etc.).
Por se tratar de um projeto com forte vertente ambiental – redução de emissões
gasosas industriais, contendo gases responsáveis pelo efeito estufa – foi considerada
uma isenção de imposto de renda de 10 anos para os casos da primeira etapa e sem
isenção para os casos da segunda etapa.
Os valores encontrados para cada tipo de tecnologia e etapas de um projeto de
CCS (captura e separação, compressão e transporte, e separação do CO2 produzido em
atividades de EOR) a ser aplicada são apresentados a seguir em formas de gráficos.
Para unidades de obtenção de CO2 a partir de gases da combustão de gás natural
com os gases de combustão sendo captados de chaminés de fornos ou caldeiras, com
ajuda de um soprador, passando por um reator para remoção de NOx e enviados para
uma torre de quench, onde ocorre o seu resfriamento por contato direto com água fria.
Sendo assim, para este sistema de separação de CO2 por absorção com a utilização da
monoetanolamina (MEA), obtiveram-se os seguintes valores no estudo, conforme
apresentado no Quadro 9 e Figura 40. Observa-se que o preço da tonelada de CO2
diminui com o aumento da capacidade de captura e separação, os valores de
investimentos têm o comportamento inverso com aumento de valor para o aumento da
capacidade de captura e separação. Esse comportamento se repete para a captura e
separação do CO2 em outros tipos de fontes de emissões estudadas pela Petrobras
(2007) e que serão vistas neste trabalho.
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
Capacidade (t CO2/dia)
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
45,78
16,10
42,07
27,82
41,40
33,82
40,87
39,61
38,44
44,88
37,60
52,93
Quadro 9 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - gás natural (MEA).
14
2
60
US$ e MM US$
50
40
30
Gas MEA - Preço do CO2
US$/ton
20
Gas MEA - Investimento em
MM US$
10
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 40 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade - gás natural
(MEA).
Fonte: elaboração própria com dados de Petrobras (2007).
O comportamento dos valores dos preços da tonelda do CO2 com a utilização da
amina especial patenteada pela Mitsubishi, denominada KS-1, como solvente de
absorção do CO2 tem como vantagem a redução das perdas por degradação (90 %
menor do que as perdas de MEA) e a não necessidade de utilização de inibidor de
corrosão. Por outro lado, o KS-1 é 225 % mais caro do que a MEA (Petrobras 2007). O
Quadro 10 e a Figura 41 apresentam os valores obtidos na captura e separação do CO2
antes da compressão e transporte e o seu comportamento em função da capacidade
capturada e separada, usando a amina especial KS-1, considerando uma TIR de 13%
a.a..
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
42,82
15,96
39,11
27,53
38,44
33,46
37,90
39,18
35,47
44,30
34,64
52,21
Quadro 10 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - gás natural (KS-1).
143
60
US$ e MM US$
50
40
30
Gas KS-1 - Preço do CO2
US$/t
20
Gas KS-1 Investimento MM
US$
10
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 41 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade - gás natural
(KS-1).
Tendo como fonte de emissão de CO2 as cimenteiras, também foram projetadas
unidades de obtenção de CO2 a partir de gases efluentes deste tipo de emissor. O
processo de obtenção de CO2 a partir de gases efluentes de cimenteiras considerado foi
semelhante ao processo a partir da combustão do gás natural (Petrobras, 2007). O
Quadro 11 apresenta os valores obtidos para o preço do CO2 e o investimento no estudo
da Petrobras (2007) para as correntes gasosas oriundas de cimenteiras e sua respectiva
capacidade de captura e separação, além disso, a Figura 42 apresenta o comportamento
de forma gráfica desses valores.
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
42,24
13,14
38,42
21,70
37,72
26,12
37,18
30,35
35,82
36,35
35,33
43,81
Quadro 11 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - cimenteira (MEA).
US$ e MM US$
14
4
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Cimenteira MEA - Preço do
CO2 em US$/t
Cimenteira MEA Investimento em MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Capacidade (t/CO2/dia)
Figura 42 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade - cimenteira
(MEA).
Já para a utilização da amina especial KS-1 os valores obtidos no estudo são os
apresentados abaixo no Quadro 12 e graficamente na Figura 43.
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
42,24
13,14
38,42
21,70
37,72
26,12
37,18
30,35
35,82
36,35
35,33
43,81
Quadro 12 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - cimenteira (KS-1).
50
45
US$ e MM US$
40
35
30
Cimenteira KS-1 - Preço do
CO2 em US$/t
25
20
Cimenteira KS -1 Investimento em MM US$
15
10
5
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 43 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade - cimenteira (KS1).
145
Da mesma forma foram obtidos valores de preço e investimento para unidades
de obtenção de CO2 a partir de gases da combustão da biomassa. O Quadro 13 e a
Figura 44 apresentam os respectivos valores de preço do CO2 e do investimento em
função da capacidade capturada e separada e seu comportamento em comparação da
capacidade para a utilização de MEA.
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
42,64
13,50
38,82
22,42
38,14
27,06
37,54
31,32
36,19
37,65
35,73
45,59
Quadro 13 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - biomassa (MEA).
50
45
US$ e MM US$
40
35
30
Biomassa MEA - Preço do
CO2 em US$/t
25
20
Biomassa MEA Investimento em MM US$
15
10
5
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 44 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade - biomassa
(MEA).
O Quadro 14 e a Figura 45 apresentam os valores obtidos para o preço do CO2 e
os investimentos para biomassa com a utilização da amina especial KS-1.
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
39,91
13,36
36,09
22,13
35,41
26,70
34,81
30,88
33,45
37,08
33,00
44,87
Quadro 14 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade - biomassa (KS-1).
14
6
50
45
US$ e MM US$
40
35
30
Biomassa KS -1 -Preço do
CO2 em US$/t
25
20
Biomassa KS - 1 Investimento em MM US$
15
10
5
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 45 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade - biomassa (KS1).
Outra fonte de emissão estudada pela Petrobras (2007) foram as correntes
gasosas oriundas de turbina a gás, que para tanto foram projetadas unidades de obtenção
de CO2 a partir de gases da combustão da turbina. Da mesma forma que as demais
fontes, os achados foram para a aplicação de MEA e KS-1. O Quadro 15 e a Figura 46
apresentam os valores e comportamento dos preços do CO2 e do investimento em
função da capacidade, assim como, o Quadro 16 e a Figura 47 os valores e
comportamento do preço do CO2 e investimentos para a amina KS-1.
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
56,48
28,85
50,79
43,79
48,31
49,75
49,12
62,30
47,15
76,79
46,72
94,65
Quadro 15 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade – turbina a gás (MEA).
147
100
90
US$ e MM US$
80
70
60
Turbina a gás MEA - Preço
do CO2 em US$/t
50
40
Turbina agás MEA Investimento em MM US$
30
20
10
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 46 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade – turbina a gás
(MEA).
Itens
Unidades
Preço do CO2
Investimento
US$/t
MM US$
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
53,74
25,71
48,05
43,50
45,57
49,39
46,37
61,87
44,41
76,22
43,98
93,93
Quadro 16 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade – turbina a gás (KS-1).
100
90
US$ e MM US$
80
70
60
Turbina a gás KS -1 - Preço
do CO2 em US$/t
50
40
Turbina a gás KS -1 Investimento em MM US$
30
20
10
0
500
1.000
1.250
1.500
2.000
2.500
Figura 47 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade – turbina a gás
(KS-1).
Tendo como referência os dados do estudo da Petrobras para as correntes
gasosas oriundas da combustão a gás natural, cimenteiras, biomassa e turbina a gás,
14
8
pode-se elaborar a Figura 48 que é um gráfico no qual reúnem-se os valores encontrados
para o preço do CO2 e os investimentos para a implantação de unidades de captura e
separação do CO2 com capacidades estabelecidas em 500, 1.000, 1.250, 1.500, 2.000 e
2.500 t CO2/dia. Ao inserir em um único gráfico, observa-se que o comportamento para
todas as correntes gasosas são semelhantes, pois tendem a ter um valor do CO2 mais
alto para menores quantidades capturadas enquanto os investimentos tendem a ser mais
altos em quantidades maiores de captura do CO2.
Figura 48 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade – combustão a
gás natural, cimenteiras, biomassa e turbina a gás.
Além das correntes anteriormente estudadas, a Petrobras (2007) também estudou
as correntes de gases oriundas de refinarias, plantas de produção de amônia e da
indústria siderúrgica. As tecnologias estudadas foram a amina especial KS-1 e em
particular para a siderúrgicas também a queima com oxigênio (O2). A capacidade de
captura estudada para estas plantas não seguiram as previstas para as correntes gasosas
anteriores. O Quadro 17 e a Figura 49 apresentam os valores obtidos para o preço do
CO2 e os investimentos em função da capacidade de captura a ser implantada. Observase que o comportamento do preço do CO2 e dos investimentos não segue a tendência
das correntes gasosas anteriores.
149
Itens
Amônia
Siderúrgica
(KS-1)
(KS-1)
19
51
60
64
Siderúrgica
(Queima)
19
51
60
UN
Refinaria
(KS-1)
378
602
1.976
Preço
US$/t 91,37 76,53 81,44 169,96 87,06 159,06 97,46 55,21 46,17 44,19
do CO2
Investi
MM
12,08 14,17 21,08
2,59
3,50
6,24
5,79
31,97 82,17 13,12
mento
US$
Quadro 17 – Preço do CO2 antes da compressão em função da capacidade – siderúrgica, planta de amônia
e refinaria (KS-1 e Queima).
180
160
US$ e MM US$
140
120
100
80
60
40
20
0
19
51
60
64
378
602
1.976
Preço do CO2 Siderúrgica (Queima) US$/t
Investimento Siderúrgica (Queima) MM US$
Preço do CO2 Siderúrgica (KS-1) US$/t
Investimento Siderúrgica (KS-1) MM US$
Preço do CO2 Amônia (KS-1) US$/t
Investimento Amônia (KS-1) MM US$
Preço do CO2 Refinaria (KS-1) US$/t
Investimento Refinaria (KS-1) MM US$
Figura 49 - Preço do CO2 e Investimento antes da compressão em função da capacidade – siderúrgica,
planta de amônia e refinaria (KS-1 e Queima).
No que diz respeito à compressão e transporte do CO2, após a captura e
separação das correntes gasosas, foram feitas análises no estudo da Petrobras (2007) em
função da distância percorrida e da pressão de transporte do CO2 na tubulação até a
cabeça do poço onde o CO2 será injetado. A Figura 50 apresenta os resultados da
simulação do preço do CO2 transportado para as distâncias de, 5, 50, 100, 150, 200,
15
0
250, e 300 km para as pressoes na cabe<;a do po<;o de 500, 1.000, 1.250, 1.500, 2.000 e
2.500 psig para conentes gasosas de combustao de gas natural.
Preo do C02 x Capacidade x Oistancia
skm
-
90,01)
PrE's.<i3o do Poo = 500 psig
-
Pressao do Poo = 1.000 psig
90,00
<;;>
(/)
:::>
70,01)
70,00
50,01)
--
30,00
10.00[
"'0
-
50,00
--......
- --*"------\of--- --'1<
:::
1..000
1..500
:
:
2.500
2.000
soo
1.000
1..501)
2.SOO
t COfdia
Pressao do Poc;o = 1.250 psig
90,00
so km
....-100 km
>< 150 km
....,_ 200km
-+-250 km
->-300km
-
;;;
90,00
<;;>
(/)
(/)
:::>
:::>
70,00
70,00
50,00
50,00
.....t
30.00500
.
; -: ;
r----.
.. "·'"r- ....._.__
;
-.<
--.. .
1.000
-- *-- -----"""------1(
2.500
t...SOO
2.000
10.00
t=;:=: ::!::;: =··
soo
1.000
2.SOO
1..500
t COfdia
130,00
130,01)
110,00
Pressao do Poo, = 2.500 psig
110,01)
90,00
90,00
s
<;;>
(/)
(/)
:::>
:::>
70,00
70,01)
50,00
30,00
- .....-- ....
...
..
..--
_
..
50,01)
30,00
--· ----------·- ----
,--------.
10,00
soo
1.000
1..501)
•
---"""'i(
000
2.500
..
.
,
,
to. o!=====:::======
"'0
1..000
1..500
a--
2.000
•
2.500
t COfdia
Figura 50 - Preo para a compressao e transporte do C02 em fi.m ao da pressao para diversas distiincias
combustao a gas natural.
151
Observa-se a tendência de maiores valores para maiores distâncias percorridas e
menores pressões na cabeça do poço, já para outros tipos de correntes gasosas como a
encontrada nas siderúrgicas, plantas de amônia e refinaria, o comportamento é o
inverso. Conforme os dados do estudo da Petrobras (2007), para estes tipos de correntes
gasosas e um transporte a 50 km, entre a fonte de emissão e o poço injetor, a tendência é
de aumento do valor do CO2 a ser transportado em função do aumento da pressão.
É importante ressaltar que os valores encontrados no estudo da Petrobras (2007)
para o transporte do CO2 estão inseridos os valores para a construção das linhas de
dutos e a compressão do CO2 até a “boca do poço”. Já os valores obtidos para as
atividades de transporte pelo IPCC não incluem a compressão do CO2, são
contabilizados somente a construção da linha de dutos.
A Figura 51 ilustra o comportamento dos valores do CO2 a ser transportado a
uma distância de 50 km para as correntes gasosas em siderúrgicas para uma capacidade
de captura e separação de 19, 51 e 60 t CO2/dia, plantas de amônia com a capacidade de
64 t CO2/dia e refinarias com a capacidade de 378, 602 e 1.976 t CO2/dia.
100
90
Siderúrgica - Preço do CO2 (US$/t) 19 t CO2/dia
80
70
US$
60
50
Amônia - Preço do CO2 (US$/t) 64 t CO2/dia
40
30
Refinaria - Preço do CO2 (US$/t) para 378 t CO2/dia
20
Refinaria - Preço do CO2 (US$/t) para 602 t CO2/dia
10
Refinaria - Preço do CO2 (US$/t) para 1.976 t CO2/dia
0
500 (psig)
1.000 (psig)
1250 (psig)
1500 (psig)
2000 (psig)
2500 (psig)
Pressão
Figura 51 - Preço para a compressão e transporte do CO2 em função da pressão para 50 km
siderúrgicas, amônia e refinaria.
Fonte: elaboração própria com dados da Petrobras (2007).
–
Além dos valores para investimentos e preços da tonelada do CO2 capturado,
separado, comprimido e transportado o estudo da Petrobras (2007) levanta os valores de
investimento e preço do CO2 em processos de separação do CO2 em atividades de EOR.
Para tanto, foram estudadas as tecnologias de separação com uso da amina especial KS1 e por membrana seletiva. Outros fatores importantes foram os percentuais de massa de
CO2, presentes nos hidrocarbonetos produzidos por EOR, e a quantidade por dia de CO2
separado. O Quadro 18 e a Figura 52 apresentam todas as faixas estudadas com os
respectivos valores de investimentos e preço da tonelada do CO2.
15
2
EOR
15% em massa de CO2 - 50 t/dia (KS-1)
35% em massa CO2 – 50 t/dia (KS-1)
15% em massa CO2 - 50 t/dia (Membrana)
60% em massa CO2 – 150 t/dia (Membrana)
60% em massa CO2 – 300 t/dia (Membrana)
Investimento
MM US$
4,22
3,89
3,67
7,39
10,57
3,44
6,77
10,67
8,47
6,16
12,53
22,66
Preço do CO2
US$/t
559,53
239,03
141,44
88,17
65,55
110,89
69,18
55,5
43,07
688,92
107,92
93,79
Quadro 18 – Investimento e Preço do CO2 para atividades de EOR.
700
600
500
400
300
200
100
0
Preço do CO2 US$/t
Investim ento MM US$
Figura 52 - Preço do CO2 e Investimentos para a separação em atividades de EOR.
153
Observou-se que os valores de investimento são relativamente baixos para
separar o CO2 em atividades de EOR, em contrapartida o preço do CO2 separado é alto
em comparação aos processos de captura e separação em correntes gasosas apresentados
anteriormente. Os valores do preço do CO2 só são menores para uma quantidade maior
de CO2 separado por dia. É o que acontece com todas as correntes de CO2 em EOR que
tem uma previsão de separar 300 t CO2/dia.
4.2.2.2 Instrumentos Econômicos para Projetos de CCS
Pode-se observar a complexidade para o estabelecimento de valores tanto para
investimentos quanto para precificação da tonelada do CO2 em projetos de CCS, mas,
como se trata de uma tecnologia com grande potencial, faz-se necessário discutir como
estes custos devem ser absolvidos na economia.
Com a percepção, por parte da economia, de que os agravos ao meio ambiente,
gerados pelos processos produtivos, podem ser ajustados através de instrumentos
econômicos, a criação de instrumentos econômicos fez-se necessária. Atualmente, os
recursos destes instrumentos econômicos para a difusão e implantação de tecnologias de
redução de GEE estão disponíveis por meio dos mercados de crédito de carbono e os
fundos.
Quanto aos mercados de carbono, existem dois ambientes em que são
comercializados créditos de carbono, oriundos da implantação e validação de
tecnologias de menor emissão de GEE que são os Mercados Regulados de Crédito de
Carbono, criados a partir do Protocolo de Quioto, e os Mercados Voluntários de Crédito
de Carbonos.
Os mercados de crédito de carbono são ambientes que estão diretamente
relacionados com os movimentos da economia mundial. Em virtude das recentes crises
econômicas ao redor do mundo, o valor da tonelada de carbono vem sofrendo
consecutivas quedas o que pode fragilizar o uso deste instrumento econômico para a
difusão das tecnologias de CCS.
Além dos mercados de créditos de carbono, outra forma de incentivo que está
sendo utilizada para financiar projetos para o armazenamento geológico de CO2 são os
fundos. Em destaque os fundos que têm a participação governamental, como é o caso do
15
4
fundo criado na Noruega que obtem os seus recursos por meio da tributação das
emissões de CO2. Vale destacar, novamente, conforme o citado no Capítulo 2 deste
trabalho, a iniciativa do Governo do Brasil via a ANP em P&D estabelecida na Portaria
10/99.
O uso dos instrumentos econômicos por projetos de CCS no Brasil se limita ao
incentivo dado pela ANP ao setor petrolífero, contudo um projeto de CCS envolvendo
as diversas etapas da tecnologia (captura, transporte e injeção) poderia ter o suporte
financeiro dos instrumentos listados. Principalmente para os projetos de MDL que são
direcionados a países em desenvolvimento. Os subitens a seguir apresentam os projetos
de CCS que já foram submetidos ao mercado regulado e os que já obtiveram créditos de
carbono no mercado voluntário, para servir de ilustração, além dos fundos existentes de
apoio à projetos de CCS e sua forma de governança.
4.2.2.2.1 Mercado Regulado de Crédito de Carbono e o CCS
Mesmo com a indefinição dos instrumentos da UNFCCC para o incentivo e
estabelecimento de metas de redução de GEE após o período de vigência do Protocolo
de Kyoto, as regras que estão estabelecidas são uma das principais diretrizes para as
atuais formas de financiamento de projetos de redução de GEE.
A inserção das tecnologias de CCS como MDL tem sido discutida desde as
primeiras reuniões da COP conforme abordado anteriormente neste trabalho. Em se
tratando de propostas de metodologias de CCS para a obtenção de créditos e carbono, a
primeira proposta foi apresentada à UNFCCC em 01 de setembro de 2005. O projeto era
o White Tiger Oil Field (WTOF), localizado na República Socialista do Vietnã, no
estado de Vung Tau City. As empresas envolvidas no projeto eram Mitsubishi Heavy
Industries LTD., Vietsovpetro e Marubent Corporation (UNFCCC, 2005).
O projeto tinha como propósito armazenar geologicamente o CO2, emitido das
usinas termoelétricas movidas a gás natural (Phu My), situadas em uma área industrial,
e transportá-lo, via dutos, por uma distância de 144 km. O destino final eram campos de
petróleo, nos quais o CO2 seria utilizado para a EOR. A projeção era a de armazenar
aproximadamente 30 mil tCO2/dia para recuperar uma média de 50 mil barris de óleo
cru por dia, tendo ainda que recuperar e separar deste óleo o CO2 e reinjetá-lo no
155
campo, tendo uma armazenamento total por ano de aproximadamente 7,7 milhões de
tCO2. O projeto tinha o objetivo de reduzir em média, em relação a todos os anos de
operação, o valor de 4.622.311 tCO2e, anualmente, gerando uma expectativa de redução
de emissões de total de 32,3 milhões de tCO2e em um período inicial de 07 anos,
quando seriam obtidos os créditos de carbono.
A Figura 53 apresenta, de forma simplificada, um esquema geral do projeto e as
inter-relações entre as fases de emissão, captura, desidratação, transporte e injeção de
CO2 no reservatório geológico. Após esta etapa, também é apresentada, na figura, a fase
de recuperação do petróleo por meio da EOR e, em virtude da presença do CO2 neste
petróleo, a separação do CO2 e sua reinjeção no reservatório.
Figura 53 - Esquema geral do projeto.
Fonte: UNFCCC (2005). Traduzido pelo autor.
Outro projeto, com o qual foram solicitados créditos de carbono no âmbito do
MDL da UNFCCC, foi o de Sarawak, na Malásia. Este projeto foi apresentado em 06 de
janeiro de 2006 e tinha como proposta armazenar o CO2, capturado do gás natural,
produzido em aquíferos salinos profundos de Sarawak, no campo de Pudina. O projeto
tinha como participantes a Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS), da Malásia, e a
LGC Corporation, do Japão (UNFCCC, 2006).
15
6
A Malásia é um dos maiores produtores de gás natural no mundo. O gás natural
processado e liquefeito (GNL) é exportado para o Japão e outros países. O projeto
estava localizado em Bintulu, Malásia, nos campos de Pudina, que ficam no Mar Sul da
China. A Figura 54 apresenta a localização e alguns detalhes do projeto.
Figura 54 - Localização do campo de Pudina.
O projeto envolvia a implantação de instalações adicionais às plantas de GNL,
com o objetivo de separar o CO2 do gás natural produzido. As instalações seriam
compostas de ventiladores de CO2, compressores de CO2, refrigeradores, unidades de
desidratação de CO2, unidades de tratamento, dutos e campos para a injeção.
O projeto tinha a estimativa de reduzir as emissões da planta em cerca de três
milhões de tCO2/ano e ao longo de sete anos deveria mitigar aproximadamente 21,56
milhões de tCO2. A Figura 55 ilustra esquematicamente todo o processo a ser feito no
projeto e as interações entre as etapas de captura, separação, transporte e injeção do
CO2.
157
Figura 55 - Detalhamento do projeto a ser implantado no projeto da PETRONAS.
4.2.2.2.2 Mercado Voluntário de Crédito de Carbono e o CCS
Um outro movimento, que está sendo feito em relação ao mercado de crédito de
carbono, é a criação dos mercados voluntários. Estes mercados são formados por grupos
ou setores que não têm obrigações quanto à redução de suas emissões, ou por empresas
situadas em países não signatários, como os Estados Unidos, que já reconhecem a
necessidade de reduzir as suas emissões ou promover a redução de emissões em outras
instituições, compensando, assim, metas internas estabelecidas.
Um exemplo é o da Bolsa do Clima de Chicago (Chicago Climate Exchange –
CCX®). A CCX® atraiu muitas empresas de grande porte, entretanto, esta iniciativa dá
sinais de desgastes, já que os Estados Unidos não contam com uma meta de redução de
emissões estabelecidas. Algumas iniciativas regionais e estaduais americanas, como a
Regional Greenhoue Gas Iniciative (RGGI) e a Western Climate Initiative (WCI),
ganharam força em virtude de possíveis estabelecimentos de metas estaduais de redução
de emissões.
A obtenção de créditos de carbono no mercado regulado ou mercado voluntário,
no que diz respeito à forma de agrupamento dos projetos, segue uma orientação setorial.
Estes setores são previamente estudados e selecionados para que sejam elaboradas as
metodologias/padrões a serem implantados, que serão passíveis de obtenção de créditos.
15
8
No mercado regulado, os setores selecionados são: indústria de energia (fontes
renováveis/não renováveis); distribuição de energia; demanda de energia; indústria de
transformação; indústria química; construção; transportes; mineração/produção mineral;
produção de metais; emissões fugitivas de combustíveis (óleo, sólidos e gás); emissões
fugitivas da produção e consumo de halocarbonos e hexafluoreto de enxofre; uso de
solventes; tratamento e eliminação de resíduos; florestamento e reflorestamento, e
agricultura. Ao todo, são quinze setores que abrigam 3.377 projetos nas diversas
metodologias aprovadas na UNFCCC.
Quanto ao mercado voluntário, cada instituição seleciona o setor que irá
trabalhar e, caso necessário, desenvolve os padrões que orientam a obtenção de créditos.
Entretanto, vale ressaltar a existência da norma ANSI – GHG-PR-706, desenvolvida
pela American National Standarts Institute. Esta norma foi elaborada para orientar a
definição dos escopos setoriais de instituições que trabalham com validação e
verificação de emissões de GEE (ANSI, 2009).
A norma ANSI GHG-PR-706 estabelece seis grandes setores nos quais podem
ser enquadrados os projetos de obtenção de créditos de carbono, são eles: o de redução
de emissões de GEE de combustíveis fósseis; o de redução de emissões de GEE de
processos industriais (não combustão, reações químicas, fugitivas e outros); uso do solo,
mudanças no uso do solo e florestas; captura e armazenamento de carbono; gado;
tratamento e disposição de resíduos. Estes setores são organizados em dez categorias de
verificação, descritas da seguinte forma: geral; manufatura; geração de energia;
transação de energia elétrica; mineração e produção mineral; produção de metais;
produção química; extração, produção e refino de óleo e gás, incluindo petroquímicos;
resíduos; agricultura, florestais e outros usos da terra.
É importante destacar que tanto os setores selecionados pela a UNFCCC quanto
os sugeridos pela ANSI GHG-PR-706 são orientações para as instituições do mercado
voluntário, pois tais instituições têm a liberdade de atuar nos diversos escopos. Sendo
assim, as instituições do mercado voluntário podem estabelecer a delimitação da sua
área de atuação que, em certas situações, pode ser determinada em função da demanda
do mercado.
Tendo como exemplo a Voluntary Carbon Standard (VCS), observa-se que esta
instituição segue a estrutura dos grupos de projetos e escopos estabelecidos na ANSI,
desenvolve suas metodologias/padrões e aceita as metodologias/padrões aprovadas no
159
âmbito da UNFCCC, tanto para MDL quanto para Joint Implementations (JIs,) e para
Climate Action Reserve.
A instituição Gold Standart (GS) tem como referência os escopos definidos na
UNFCCC, assim como as metodologias aprovadas no âmbito do MDL, além de
desenvolver suas próprias metodologias. Outra instituição que também adota as
metodologias da UNFCCC no âmbito do MDL é a American Carbon Registry (ACR).
A ACR também desenvolve suas próprias metodologias para a obtenção de créditos de
carbono em outros escopos que não os do MDL, como as Reduções de Emissões por
Desmatamentos e Degradação (REDD) e CCS.
Quanto à ACR, é importante destacar que, nesta instituição, já foram emitidos
créditos de carbono oriundos de projetos de CCS. Podem-se verificar três projetos,
todos localizados nos Estados Unidos e feitos para empresas petrolíferas com a
aplicação da tecnologia para a EOR. Outra instiuição que também se mostrou aberta a
emitir créditos de carbono oriundos de projetos de CCS é a VCS, entretanto, ela ainda
não foi demandada para a certificação de projetos de CCS e, consequentemente, não
desenvolveu metodologias específicas para esta tecnologia de mitigação de GEE.
Em relação aos projetos existentes na ACR, o primeiro teve sua última revisão
em agosto de 2004. É um projeto da Anadarko E&P Company LP, especificamente, da
sua subsidiária Anadarko Petroleum Corporation (Anadarko). O projeto foi denominado
de Projeto Monell EOR implantado no campo de Sweetwater County em Wyoming. De
maneira geral, envolve a captura do CO2 de uma planta de processamento de gás no
campo de Shute Creek, próximo de Labarge, em Wyoming, a compressão deste CO2 e
seu transporte por dutos por uma distância aproximada de 33 milhas (cerca de 53 km).
Após o transporte, o CO2 é injetado e posteriormente armazenado no campo de
produção de petróleo (ACR, 2004). A Figura 56 apresenta o projeto de Monell e a
localização dos campos de produção de petróleo e injeção do CO2.
16
0
Figura 56 - Projeto de Recuperação Avançada de Petróleo Monell.
Fonte: ACR (2004). Traduzido pelo autor.
A Figura 57 apresenta a síntese do projeto e as inter-relações entre as etapas de
captura, separação, transporte e injeção do CO2. Os dados referentes ao tempo de
execução do projeto e à quantidade de CO2 injetada por dia e por ano não foram
disponibilizados pela ACR.
161
Figura 57 - Diagrama do Processo de EOR no Projeto Monell.
O outro projeto de CCS que obteve crédito de carbono pela ACR foi o preparado
pela Blue Source. A Blue Source é um fornecedor de Emissões Reduzidas (ER) de CO2
para empresas petrolíferas que utilizam este CO2 como insumo na recuperação avançada
dos campos das bacias do oeste do Texas (ACR, 2006).
Além da Blue Source, a empresa responsável pela venda e transporte do CO2 é a
Petro Source. O CO2 é capturado de plantas de processamento de gás e transportado por
dutos até o destino final. Em 2004, a Petro Source finalizou um duto de transporte
chamado Sierra Madera com 32 milhas (cerca de 51 km). A Figura 58 apresenta a
localização deste projeto.
16
2
Figura 58 - Localização do projeto Petro Source para redução das emissões de CO 2.
O projeto entrou em operação em 1998, num período anterior à solicitação das
emissões
reduzidas
certificadas
pela
ACR.
Inicialmente
foram
reduzidos
aproximadamente 2,5 milhões de CO2e. As ERcertificadas geradas somente foram
contabilizadas a partir de 2001. De janeiro de 2001 a junho de 2004 foram registradas
no programa canadense Clean Air Canada (CAC) 3,7 milhões de tCO2e para o projeto
aprovado pela ACR. Já para o período de julho de 2004 a julho de 2006, foram
certificadas aproximadamente 2,9 milhões tCO2e. A Figura 59 apresenta, de forma
esquemática, o cenário base do projeto e o cenário após a implantação do projeto, com
as inter-relações entre os principais estágios.
163
Figura 59 – Esquema apresentando as fontes de emissão de CO2e em projeto de operações e cenário de
referência.
O terceiro projeto para a obtenção de créditos de carbono com o uso de
tecnologias de CCS apresentado na ACR também foi elaborado pela Blue Source. Ele
foi desenvolvido na região noroeste dos Estados Unidos e é similar ao anterior, tendo
como fonte de captura uma unidade de processamento de gás natural da Exxon Mobil,
próxima a LaBarge, Wyoming. Após a captura, o CO2 é entregue no duto da Merit
Energy, empresa que dá nome ao projeto apresentado a ACR. Após ser transportado por
dutos, o CO2 é utilizado para a EOR em campos de petróleo de Lost Soldier e Wertz,
localizados em Wyoming. Além da captura feita na unidade de processamento de gás
natural após a recuperação do petróleo nos campos de produção, também é realizada a
separação do CO2, contido no petróleo recuperado e, posteriormente, reinjetado no
campo (ACR, 2008).
O projeto apresentado a ACR tinha como finalidade certificar as emissões
reduzidas no período de outubro de 2004 a junho de 2008. A Figura 60 apresenta a
localização do projeto.
16
4
Figura 60 - Localização do projeto Merit Energy.
Ao todo, nos quatro anos de projeto, foram certificadas e mitigadas 3.024,628
tCO2e. A Figura 61 apresenta, de forma esquemática, a estrutura do projeto, suas interrelações e limites.
Figura 61 - Esquema apresentando as fontes de emissão de CO2e para operação de sequestro de CO2.
165
4.2.2.2.3 Fundos de Financiamento para Projetos de CCS
Atualmente, a principal forma de incentivo internacional para o uso das
tecnologias de CCS são os fundos. No que diz respeito à origem dos recursos para os
projetos de CCS, grande parte é oriunda de medidas de financiamento dos governos e
outras agências, principalmente para os projetos em escala piloto. Em 2009 estavam
disponíveis, aproximadamente, entre US$ 17 e US$ 20 bilhões de recursos para projetos
de CCS (GCCSI, 2009), já em 2010 entre US$ 26,6 a US$ 36,1 bilhões (IEA, 2010).
Contudo, devido à crise, estima-se que tenha existido uma queda nos investimentos pois
entre 6 a 12 projetos que estavam previstos estavam localizados na Europa e tinham
uma previsão de investimentos de US$ 4 a US$6 bilhões.
O estudo de 2010 a GCCSI (2011) aponta que o valor investido de
financiamento público direto é superior a U$ 25 bilhões e que este montante foi
disponibilizado entre 2005 e 2010. Além destes recursos disponibilizados, o Reino
Unido comprometeu-se em aumentar suas ações de CCS até 2015. Com isso, a
expectativa é que os recursos disponibilizados estejam entre U$ 37 e 40 bilhões. A
Figura 62 apresenta a evolução da disponibilização destes recursos. Além da figura o
Quadro 19 apresenta de forma sintetizada, os países onde estão localizados os fundos, a
iniciativa política, os valores disponibilizados, o modelo de governança do fundo e o
número de projetos apoiados pelo fundo.
Figura 62 - Recursos disponibilizados.
Fonte: GCCSI (2011). Traduzido pelo autor.
16
6
País
Austrália
Canadá
União Européia
Iniciativa
política
CCS Flagships
Program
Clean Energy
Fund
Alberta CCS
Fund
SaskPower
Boundary
Dam Project
European Energy
Programme for
Recovery
NER300 Program
Holanda
Noruega
Coreia do Sul
Reino Unido
Subsídios do
governo baseados
no Road Project
Test Centre
Mongstad & full
scale CCS project
CCS Test
Programme
CCS
Demonstration
Competition
CCS Electricity
Levy (second
phase of CCS
demonstration
competition)
Clean Coal Power
Initiative
FutureGen
Estados Unidos
Industrial Carbon
Capture and
Storage
Power Sector
and Industrial
Gasification
Tax Credits
Carbon
Sequestration
Tax Credit
Número de
projetos
Valor em US$
Modelo de governança
1,76 bilhão
Em negociação
603 milhões
Apenas concede capital
1,97 bilhão
Concede capital com
subsídios
237,3 milhões
Apenas concede capital
1,3 bilhões
Concede capital com
pagamento por
sequestro
6
2,65 – 3,05
bilhões
Em negociação
8
198.9 milhões
Concede capital com
subsídios
1
1 bilhão
Parceria entre governo e
indústria
1
648.4 milhões
indústria
2
1,58 bilhão
Concede capital com
subsídios
1
8.84 - 1,22
bilhão
A ser negociado
4
1,7 bilhão
1 bilhão
1,43 bilhão
2-4
5
Concede capital com
subsídios
indústria
Concede capital
10
3,15 bilhões
Créditos/investimentos
de impostos federais
1 bilhão
Créditos de impostos
federais
Quadro 19 – Status dos fundos de financiamento de projetos de CCS.
Fonte: GCCSI (2011). Tradução livre do autor.
167
5. FATORES CONDICIONANTES À APLICAÇÃO DAS TECNOLOGIAS DE
CCS NO ESTADO DA BAHIA – UM ESTUDO DE CASO
O estudo de caso proposto neste capítulo tem como principal objetivo
apresentar, de forma ilustrativa e didática, a possível aplicação das tecnologias de CCS
no Estado da Bahia, em particular na região do Recôncavo Baiano, para que possam ser
analisados e discutidos os principais fatores políticos, estratégicos, técnicos e
econômicos que impactam diretamente em seu uso em larga escala. Com o crescente
uso das tecnologias de CCS no mundo, essa discussão e análise se fazem necessárias
para a minimização dos riscos de insucesso de um possível projeto de CCS no Estado da
Bahia.
5.1 CONTEXTO
O Estado da Bahia tem algumas peculiaridades importantes a serem destacadas
dentro de um contexto voltado para os projetos de CCS. Um dos pontos principais é a
existência de concentrações regionais de importantes emissores de CO2 (fontes
estacionárias), como, por exemplo, o Pólo Petroquímico de Camaçari e o Centro
Industrial de Aratu, e suas proximidades de grandes sumidouros, como a Bacia do
Recôncavo. No que diz respeito ao pólo petroquímico, segundo o Comitê de Fomento
Industrial de Camaçari (COFIC) ele,
“...iniciou suas operações em 1978. É o primeiro complexo petroquímico planejado do País
e está localizado no município de Camaçari, a 50 km de Salvador, capital do Estado da
Bahia.
Maior complexo industrial integrado do Hemisfério Sul, o Pólo tem mais de 90 empresas
químicas, petroquímicas e de outros ramos de atividade como indústria automotiva, de
celulose, metalurgia do cobre, têxtil, bebidas e serviços”17.
O Pólo Petroquímico de Camaçari abrange uma área de 233,53 km 2 e está
localizado a 5 km de Camaçari e a 35 km de Salvador. Quanto aos portos, o Pólo
Petroquímico de Camaçari se encontra a 24 km do Terminal de Aratu, a 45 km do Porto
de Salvador e a 36 km do Terminal de Madre de Deus (TEMADRE), além de estar a 27
km da RLAM e da recém inaugurada refinaria da empresa Dax-Oil, que se localiza
dentro dos limites do Pólo Petroquímico.
Além do Pólo Petroquímico de Camaçari, outra região industrial importante para
17
Fonte site do COFIC: http://www.coficpolo.com.br/, visitado em 25 de outubro de 2010.
16
8
a economia do Estado e emissora de GEE é o Centro Industrial de Aratu. O Centro
Industrial é composto por duas regiões a norte e a sul, sendo que a maior emissões,
segundo Mustafa et al. (2003) é a norte. Isso se dá principalmente devido a presença da
RLAM. Vale ressaltar que as emissões de GEE do Estado da Bahia e as emissões por
regiões já foram apresentadas no Capítulo 2 desta Tese. A Figura 63 apresenta a
localização geográfica destas duas regiões emissoras de GEE no Recôncavo Baiano.
Figura 63 – Localização das Principais Regiões Emissões de GEE no Recôncavo Baiano.
Fonte: elaboração própria baseada nas cartas cartográficas de 1:100.000 do IGBE e dos mapas das regiões
industriais da SICM.
No que tange à presença de sumidouros no Estado, encontra-se a bacia
petrolífera do Recôncavo. A Bacia do Recôncavo vem sendo explorada desde o início
da década de 40 e nela já foram realizados alguns testes de injeção de CO2 com o
objetivo de recuperar o hidrocarboneto ainda existente em seus campos ou também para
armazenar o CO2, para efeito de teste pela Petrobras. Numa perspectiva voltada para a
recuperação avançada de óleo (EOR) na Bacia do Recôncavo, Câmara e Reis (2002 18)
destacam o seguinte:
“...A aplicação adequada de métodos especiais de recuperação (EOR) permite que se
recupere, em média, 5% a 15% a mais do que o petróleo original que existia na jazida na
época de sua descoberta. Como são conhecidos sua localização e volume, não existem o
18
Fonte: Revista Brasil Energia, site:
http://www.energiahoje.com/brasilenergia/noticiario/2002/09/01/360812 /novas-oportunidades-para-abacia-do-reconcavo.html, visitado em 25 de outubro de 2010.
169
risco exploratório inerente à atividade de localizá-lo, nem o custo das instalações para
produzi-lo quando recém-descoberto. Exige, porém, a aplicação de tecnologias avançadas,
produtos e processos dispendiosos, o que freqüentemente inibe sua aplicação.
Para exemplificar a potencialidade do petróleo já encontrado, pode-se citar a Bacia do
Recôncavo Baiano, descoberta no final da década de 30 e ainda em produção. Nos campos
em operação dessa bacia, são utilizados largamente os métodos de injeção de gás natural e
água. Toda a infraestrutura está praticamente montada: acessos, dutos, estações coletoras e
de transferência, plantas de processamento de gás etc.
A Bacia do Recôncavo é a província petrolífera mais antiga do Brasil e é a mais
petrolífera dentre todas as bacias brasileiras, tendo como referência a sua área
(11.000km2) e o volume de óleo encontrado até o momento. Nela, foram gerados mais
de 1.000 milhões de m3 de óleo, dos quais se espera recuperar mais de 250 milhões de
m3 com os atuais métodos de recuperação. Mais de 230 milhões de m3 de óleo
equivalente foram produzidos nos últimos 60 anos nos seus 80 campos de óleo e gás
(Rocha, Souza e Câmara, 2002). A produção de petróleo em 2008, na Bacia do
Recôncavo, foi de 2.454.746 m3 o que representou 2,38% de toda a produção nacional
de óleo no ano de 2008 (ANP, 2009). A Figura 64 apresenta os campos da Bacia do
Recôncavo, sendo os verdes produtores de óleo e os vermelhos de gás.
Figura 64 – Localização dos Campos da Bacia do Recôncavo.
Fonte: elaboração própria baseada nas cartas cartográficas de 1:100.00 do IGBE, dos mapas das regiões
industriais da SICM e imagem extraída do mapa da revista Brasil Energia (2008).
17
0
Verifica-se na Figura 64 que os campos produtores da Bacia do Recôncavo não
tem uma área muito grande com destaque para Miranga, Água Grande, Candeias, Dom
João, Buracica, Taquipe e Fazenda Balsamo. A maioria dos campos foram descobertos
nas décadas de 60, 70 e 80 e estão distribuídos ao longo de uma faixa de no máximo
150 km. O Quadro 20 apresenta os campos da Bacia do Recôncavo com sua situação
(em produção, desenvolvimento ou fechado), a data da sua descoberta, o início da
produção, sua produção diária em óleo e/ou gás, e por fim, a empresa que tem a sua
concessão.
Acajá-Burizinho
Prod
nov/2005*
Início da
produção
set/2005*
Água grande
Prod
jan/1951
jul/1951
2950
0
Petrobras
Apraiús
Prod
jul/1973
ago/1973
89
605
Petrobras
Aracás
Prod
mar/1965
abr/1965
3662
39527
Petrobras
Aracás Leste
Prod
mar/1967
mai/2007
8
13
Aratu
Prod
fev/1942
dez/1949
0
22341
Bela Vista
Fech
jun/1984
jul/1984
0
0
Biriba
Prod
dez/1963
fev/1979
10
70801
Bom Lugar
Prod
jul/1968
não disp.
45
378
Alvorada Petróleo
Bonsucesso
Prod
nov/1992
dez/1992
103
169
Petrobras
Brejinho
Prod
jan/1961
fev/1961
47
236
Petrobras
Buracica
Prod
abr/1959
mai/1959
4391
4240
Petrobras
Camaçari
Prod
dez/1966
fev/2005
0
0
Petrobras
Cambacica
Desenv
dez/2009
-
0
0
Petrobras
Sonangol Starfish
Canabrava
Prod
fev/1961
mar/1961
36
225
Canário
Prod
abr/2004
ago/2006
177
1970
Candeias
Prod
dez/1941
mar/1942
706
0
Petrobras
Cantagalo
Prod
dez/1992
fev/1996
4
16639
Petrobras
Caracatu
Fech
nov/1982
jan/1983
0
0
Cassarongongo
Prod
jan/1959
mar/1959
1216
9881
Petrobras
Cexis
Prod
mar/1963
jun/1966
491
245475
Petrobras
Cidade de Entre Rios
Prod
ago/1992
set/1992
1069
3191
Petrobras
Dias D'Ávila
Fech
nov/1967
out/1996
0
0
Dom João
Prod
mar/1947
jun/1947
1241
134
Petrobras
Dom João Mar
Prod
nov/1954
dez/1954
0
0
Petrobras
Faz. Alto das Pedras
Prod
mar/1997
jun/1997
0
0
Petrobras
Faz. Alvorada
Prod
fev/1984
mar/1984
621
659
Petrobras
Faz. Azevedo
Prod
mai/1962
mar/1963
60
2858
Petrobras
Nome do campo
Situação Descoberta
Prod. Óleo
(b/d)
5
Prod. Gás
Empresa
(m³/d)
9
Recôncavo E&P
Engesa
Petrobras
ANP
Petrobras
Petrobras
Petrosynergy
ANP
ANP
Quadro 20 – Campos da Bacia do Recôncavo.
Fonte: elaboração própria tendo como referência os dados da Brasil Energia, ANP e pesquisa de campo.
171
abr/1984
Início da
produção
mai/1984
Prod. Óleo
(barril/dia)
0
Prod
jul/1983
ago/1983
3051
7774
Petrobras
Faz. Belém
Prod
fev/1987
mai/1987
425
1810
Petrobras
Faz. Boa Esperança
Prod
out/1966
jan/1967
1884
16032
Petrobras
Faz. Gameleira
Fech
out/1993
dez/1998
0
0
Faz. Imbé
Prod
jul/1964
set/1964
685
27574
Faz. Mamoeiro
Prod
out/1982
nov/1982
0
0
Faz. Onça
Prod
mai/1966
ago/1966
172
409
Petrobras
Faz. Panelas
Prod
out/1962
nov/1962
3589
26371
Petrobras
Faz. Rio Branco
Prod
abr/1994
mai/1994
23
240
Faz. Santo Estevão
Prod
jun/1967
jul/1967
193
490
Faz. São Paulo
Prod
jun/1984
out/2007
0
0
W. Petróleo e
Brazalta
W. Petróleo e
Brazalta
ANP
Faz. Sori
Prod
mar/1968
fev/2005
0
0
Petrobras
Gamboa
Fech
jun/1978
-
0
0
ANP
Guanambi
Prod
jan/2007
mar/2007
117
1784
Petrobras
Guanambi
Ilha Bimbarra
Prod
jun/1961
mar/1983
0
1910
Petrobras
Itaparica
Prod
jun/1942
set/1942
15
3
Petrobras
Jaó
Fech
out/2008
-
0
0
ANP
Jandaia
Prod
set/2004
mar/2005
2736
10179
Juriti
Prod
jan/1997
out/2006
6
44
Lagoa do Paulo
Prod
out/1968
set/2003
27
43
Lagoa do Paulo Norte
Prod
dez/2003
dez/2004
87
462
Lagoa do Paulo Sul
Prod
dez/2003
set/2005
4
19
Lagoa Verde
Prod
mai/1974
fev/1984
0
0
Lamarão
Prod
nov/1966
set/1980
35
135312
Petrobras
Leodório
Prod
abr/1982
jun/1982
10
113
Petrobras
Malombê
Prod
fev/1966
jan/1969
465
888
Petrobras
Mandacaru
Prod
nov/1979
fev/1979
23
18892
Petrobras
Mapele
Prod
nov/1962
out/1965
3
16542
Maritaca
Desenv
Jul/2008
-
0
0
Massapê
Prod
jan/1964
jul/1964
733
197990
Petrobras
Sonangol
Starfish e
Somoil
Petrobras
Massuí
Prod
mar/1964
set/1964
0
3401
Petrobras
Nome do campo
Situação
Descoberta
Faz. Azevedo Oeste
Fech
Faz. Bálsamo
Prod. Gás
Empresa
(m³/dia)
0
ANP
ANP
Petrobras
UFBa
Petrobras
Recômcavo
E&P
Recômcavo
E&P
Recômcavo
E&P
Recômcavo
E&P
Petrobras
Mata de São João
Prod
jul/1951
dez/1952
409
18990
Petrobras
17
2
mar/1965
Início da
produção
jul/1965
Prod. Óleo
(b/d)
3497
Prod. Gás
(m³/d)
1226415
Fech
mar/1970
mai/1979
0
0
Miranga Norte
Prod
mar/1971
abr/1971
61
9844
Petrobras
Norte Faz. Caruaçu
Prod
jan/1962
out/1982
139
41875
Petrobras
Paramirim
Fech
dez/1950
dez/1952
0
0
Pedrinhas
Prod
fev/1968
set/1998
0
319
Pitanga
Fech
dez/1945
-
0
0
ANP
Pojuca
prod
jul/1953
dez/1953
33
27
Petrobras
Pojuca Norte
Fech
mai/1971
dez/2001
0
0
Petrobras
Quiambina
Prod
abr/1983
mai/1983
0
0
UFBa
Remanso
Prod
abr/1971
jun/1973
444
38523
Petrobras
Riacho da Barra
Prod
mar/1982
abr/1982
832
7471
Petrobras
Riacho Ouricuri
Prod
dez/1981
mar/1982
188
748
Petrobras
Riacho São Pedro
Prod
set/1973
jan/1983
0
14142
Petrobras
Rio da Serra
Prod
out/1950
jul/1951
28
20
Petrobras
Rio do Bu
Prod
mai/1984
jun/1984
2925
2969
Petrobras
Rio dos Ovos
Prod
mar/1974
jun/1974
238
767
Petrobras
Rio Itariri
Prod
fev/1985
mar/1985
263
765
Petrobras
Rio Joanes
Prod
nov/1967
jan/2005
18
579
Petrobras
Rio Piriri
Prod
abr/1995
out/1995
1
3202
Petrobras
Rio Pojuca
Prod
abr/1982
abr/1984
455
3171
Petrobras
Rio Sauípe
Prod
jun/1990
set/1998
19
271
Petrobras
Rio Subaúma
Prod
jun/1993
jul/1993
23
33
Petrobras
Rio Una
Fech
jun/1976
-
0
0
Santana
Prod
dez/1962
dez/1962
29
373
São Domingos
Prod
mar/1983
abr/1983
27
3
ANP
W. Petróleo
Brazalta
Petrobras
São Pedro
Prod
dez/1957
dez/1962
23
550
Sauípe
Prod
mai/1960
mai/1960
0
0
Sesmaria
Prod
jul/1966
out/1966
196
19207
Socorro
Prod
jan/1960
abr/1960
156
165
Petrobras
Socorro Extensão
Socorro Extensão
Norte
Sussuarana
Prod
out/1962
out/1978
0
23752
Petrobras
Desenv
mai/2010
-
0
0
Petrobras
Prod
ago/1975
mai/1979
0
0
Petrobras
Tapiranga
Desenv
mai/2010
-
0
0
Petrobras
Tangará
Prod
nov/2005
abr/2006
413
3312
Petrobras
Taquipe
Prod
dez/1958
mar/1959
1999
19819
Petrobras
Tico-Tico
Prod
ago/2008
não disp.
0
0
Nome do campo
Situação
Descoberta
Miranga
Prod
Miranga Leste
Empresa
Petrobras
ANP
ANP
Petrobras
Petrobras
W. Petróleo
Brazalta
Petrobras
W. Petróleo
Brazalta
Uirapuru
Prod
jul/2003
fev/2005
52
6645
Petrosynergy
173
Devido ao seu tempo de exploração e produção, a Bacia do Recôncavo também
conta com uma rede de dutos de transporte de hidrocarbonetos já instalada. A Figura 65
apresenta a rede de dutos da Bacia do Recôncavo.
Figura 65 – Rede de Dutos da Bacia do Recôncavo.
Fonte: elaboração própria baseada nas cartas cartográficas de 1:100.00 do IGBE, dos mapas das regiões
industriais da SICM e imagem extraída do mapa da revista Brasil Energia (2008).
É importante destacar que a Petrobras tem um projeto piloto de injeção de CO2
na Bacia do Recôncavo. O CO2 é proveniente de uma indústria de fertilizantes (FAFEN)
e uma de óxido de eteno (OXITENO), onde ele é um subproduto da produção de
amônia que normalmente seria emitido para a atmosfera (200 t CO2/dia). Depois de
capturado, CO2 é comprimido em estado supercrítico, transportado através de um duto
de 75 km e utilizado no projeto de EOR no campo maduro terrestre (Miranga), com uma
17
4
área de 12 km2. O CO2 é injetado em um reservatório com uma profundidade de
aproximadamente 1.800 m (Ravagnani e Suslick, 2008). Segundo Shecaira (2004), a
Petrobras planejava mudar o foco do projeto que era de EOR para o de Armazenamento
Geológico de CO2.
No que diz respeito às distâncias das fontes de emissão e os sumidouros em um
projeto de CCS com o transporte por dutos, segundo o IPCC (2005), as distâncias não
devem ser maior do que 300 km devidos aos custos envolvidos. Essa situação é
encontrada na Bacia do Recôncavo, onde as fontes de emissão estão a menos que 300
km dos sumidouros.
5.2 ESTUDO DE CASO
A discussão do estudo de caso referente à aplicação das tecnologias de CCS no
Estado da Bahia teve como premissa a condução pelo setor privado, haja vista que a
posição do Governo do Brasil é clara quanto ao suporte à implantação das tecnologias
de CCS, o Governo é a favor das tecnologias de CCS, entretanto entende que tais
tecnologias devem ser conduzida pelo setor privado. Contudo, o setor público não pode
ser excluído dessa discussão, já que interage diretamente em diversos pontos críticos
para o sucesso na implantação das tecnologias de CCS. É importante ressaltar que para
o setor privado se despertar para o uso das tecnologias de CCS são necessários
incentivos do setor público.
Conforme afirmado anteriormente, a sinergia e interação entre os diversos atores
envolvidos na implantação e difusão das tecnologias de CCS é um fator crucial.
Diversas são as formas de interação entre estes atores, que vão desde as questões
básicas, como a definição dos locais onde abrigarão os projetos, como as questões
econômicas, financeiras, técnicas e, principalmente, estratégica e políticas.
De forma geral, o autor desta tese entende que existem diversas formas para o
alcance do sucesso de um projeto de CCS, tendo, como referência, as peculiaridades da
região onde se encontra e o nível de desenvolvimento desta região. A Figura 66
apresenta o fluxo das ações e decisões que devem ser as mais apropriadas para a
implantação das tecnologias de CCS no Estado da Bahia para fins de armazenamento
geológico do CO2. Além da sequência das ações, também é apresentado, via cores, o
possível responsável pela ação, sendo a cor verde para o setor privado e a vermelha para
a ação que pode ser do setor privado ou público. Sendo mais específico quanto ao setor
175
público, uma possível atuação de empresas públicas, como na área de transporte de gás
como acontece para o gás natural com a Bahiagás.
INÍCIO
- Levantamento das fontes de emissão
de CO2
- Infra-estrutura
- existência de sumidouros
- levantamento das legislações
existentes que tenha alguma relação
com o projeto
- Conhecimento técnico da sociedade
civil
Análise geral da região
em estudo.
Tem
potencial?
N
FIM
S
Identificação e mapeamento
(screening) das fontes de
emissão.
Análise do potencial para a
injeção
(screening)
e
definição da capacidade
teórica dos reservatórios.
1
Análise das tecnologias de
captura existentes passíveis
de aplicação nas fontes
mapeadas.
Análise dos
captura.
custos
Uso em EOR ou Aquífero
Salino.
de
2
O destino
agrega valor?
Viável
capturar?
N
S
N
FIM
Análise da obtenção de
Crédito de Carbono pelo
Mercado Voluntário.
S
Definição dos potenciais
destinos (venda ou reuso).
Definição
das
especificações do CO2.
3
Análise dos
injeção.
4
Análise
final
da
possibilidade de injeção e
definição do valor do CO2
na “boca do poço”.
5
custos
N
Viável
injetar?
S
de
Análise da obtenção
de
Crédito
de
Carbono
pelo
Mercado
Regulado
(MDL)
17
6
1:
- Mapeamento das fontes emissoras existentes
- Caracterização das tecnologias de produção das
fontes emissoras
- Capacidade teórica de emissão das fontes.
Análise das tecnologias de
transporte
existentes
passíveis de aplicação.
Análise dos
transporte.
custos
2:
de
- Com impostos sobre o CO2
- Sem impostos sobre o CO2
- Com subsídios do Governo (isenções, etc.)
- Venda para o setor privado (levantamento de
possíveis compradores/destino)
6
3:
Viável
transportar?
- Deve-se levar em consideração a escala a ser
capturada e a escala do destino a ser dado.
- A depender do destino há a necessidade de
consultar a comunidade.
N
FIM
4:
- Se o destino for para a injeção em reservatórios
geológicos há a necessidade das especificações
estarem estabelecidas em regulação específica.
S
5:
- Percepção pública
- Conhecimento técnico
- Análise da circuvizinhança da área do projeto
- Análise de risco
- Consulta ao Setor Público (Instituições de
licenciamento)
- Consulta sobre possibilidade de projeto para
obtenção de crédito de carbono
- Análise financeira em função da viabilidade do
projeto, levando em consideração o preço do
barril do petróleo ou do m3 do metano a ser
recuperado.
Definição
das
Especificações
para
o
transporte do CO2.
Projeto é
viável?
N
FIM
6:
- Transporte feito pela iniciativa privada
- Transporte feito por empresa pública
- Com impostos sobre o CO2 transportado
- Sem impostos sobre o CO2 transportado
- Com subsídios do Governo (isenções, etc.)
- Venda para o setor privado (levantamento de
possíveis compradores/destino)
- Custos com regulação.
S
Implantação das unidades
piloto de captura, sistema
de transporte e injeção.
7:
Projeto é
viável em
larga escala?
N
FIM
S
Nova discussão sobre o
porte e tempo do projeto e
definição dos atores.
7
- Participação ativa da comunidade via conselhos
específicos
- Conhecimento técnico
- Definição dos Atores regulatórios
- Definição da regulação, abrangendo transporte,
injeção e monitoramento
- Discussão do estabelecimento de impostos e/ou
taxas
- Ajustes finais sobre Licenciamento
- Discussão sobre os custos de monitoramento
- Definição das responsabilidades do projeto e
direto de propriedade do CO2 injetado.
FIM
Figura 66 – Fluxo de Ações e Decisões para a implantação de um Projeto de CCS na Bahia.
177
Posto isso, a sequência a ser seguida no desenvolvimento deste estudo de caso é,
inicialmente, a avaliação do potencial de emissões de CO2 no Recôncavo baiano. Esta
avaliação já foi realizada por Mustafa et al. (2003), entretanto esta publicação aponta o
potencial da região e não o das fontes de emissão.
Segundo o IPCC (1996 e 2006), as duas metodologias para realizar o inventário
de emissões de GEE é por meio do balanço de massas ou do fator de emissão que são
aplicados para a elaboração de inventários nacionais e também podem ser aplicados em
casos como uma unidade industrial. Entretanto, cada uma dessas metodologias tem os
seus pontos positivos e negativos.
No que se refere ao balanço de massas, tem a vantagem de refletir as emissões
reais no local em que elas ocorreram, capturando as diferenças não só entre os tipos de
instalações e equipamentos, mas entre instalações individuais e equipamentos (IPCC,
2006). Sendo assim, a metodologia de contabilização das emissões via, o balanço de
massas, é susceptível de serem mais precisas do que os fatores de emissão, entretanto,
necessita de informações detalhadas do processo, equipamentos, matéria-prima, dentre
outras informações que em geral são difíceis de serem disponibilizadas.
Já os fatores de emissão são valores obtidos em função da tecnologia e das
matérias-primas de um processo, estes fatores buscam retratar o desempenho do
processo quanto às emissões. A robustez e a confiabilidade de um fator de emissão
dependem fortemente da avaliação contínua, levando em consideração as características
regionais e o parque tecnológico (IPCC, 2006).
No estudo de caso realizado neste trabalho, a metodologia aplicada para
quantificar as emissões de CO2 das fontes estacionárias foi a aplicação dos fatores de
emissão relacionados com os produtos das empresas selecionadas. Para a definição do
fator de emissão, foram consultados o guia do IPCC (2006) e os fatores de emissão
definidos nos inventários do Brasil (2011) e de diversos Estados como o de São Paulo
(CETESB, 2011), Rio Grande do Sul (Rio Grande do Sul, 2010), Rio de Janeiro (Rio de
Janeiro, 2007). Além da estimativa das emissões, obtidas via a aplicação dos fatores de
emissão, outra fonte para a obtenção das emissões de CO2 das empresas foram os
relatórios elaborados pelas próprias empresas e divulgados ao público, em destaque o
relatório elaborado pela Braskem para o Programa Brasileiro GHG Protocol em 2010.
A identificação das fontes de emissão foi feita, tendo como referência as
principais fontes emissoras de CO2 apresentadas pelo IPCC (2006) e pelo Roadmap do
CCS específico para os setores industriais da IEA (2011). Além da consulta a essas duas
17
8
fontes, outra fonte consultada foi o banco de dados da IEA GHG, disponiblizado pela
instituição específicamente para esta pesquisa. Tendo como base estas fontes, as fontes
emissoras identificadas foram provenientes de refino de petróleo, produção de cimento,
indústria petroquímica e química, produção de amônia, além da produção de metais e
ligas. Outro setor também identificado foi o da indústria sucro-alcoleira, entretanto, por
se tratar de um setor safreiro, o mesmo ficou de fora desta análise numa perspectiva
futura de ampliação deste estudo de caso.
A Tabela 9 apresenta as empresas identificadas na região do recôncavo baiano
com o potencial de emissões possíveis para serem capturadas, com o objetivo de
participarem de um projeto de CCS. As informações, quanto à produção destas
indústrias, foram coletadas junto ao Centro de Fomento Industrial de Camaçari (COFIC,
2009)19.
19
Os nomes das empresas foram preservados em função das informações obtidas no COFIC ou em
documentos oriundos das empresas. Não foi feita nenhuma atualização nos nomes em função da
originalidade das informações obtidas nas fontes de pesquisas.
179
Tabela 9 – Identificação e Potencial de Emissões das Fontes Estacionárias no Recôncavo Baiano
Empresa
Área
Produto final
Capacidade
Instalada (t/ano)
Emissões de
tCO2/ano
Emissões de
tCO2/dia
3.282.152,00
8.992,20
446,00
1,22
21.868,00
59,91
20.014,00
54,83
105.673,00
289,52
109,00
0,30
Braskem
Complexo
Básico
Eteno
Propeno GP
Propeno GQ
Butadieno
Benzeno
Orto-xileno
Para-xileno
Tolueno
Braskem
PE 1
Complexo
Básico
PEAD (polietileno
de alta densidade)
225.000,00
Braskem
PE 2
Complexo
Básico
PEAD (polietileno
de alta densidade)
150.000,00
Braskem
PE 3
Complexo
Básico
PELBD/PEAD
PEBD/EVA
200.000,00
150.000,00
Braskem
Complexo
Básico
DMT Resina
PET
Caprolactama
Sulf. Amônia
Ciclohexano
Ciclohexanona
PVC
82.000,00
74.000,00
60.000,00
110.000,00
75.000,00
60.000,00
250.000,00
CQR/
Triken e
Brasken
Complexo
Básico
Cloro
Soda Caústica
45.700,00
51.500,00
Oxiteno
Complexo
Básico
Óxido de eteno
Etilenoglicóis
Éteres glicólicos
Etanolaminas
Derv. Etoxilados
260.000,00
300.000,00
25.000,00
45.000,00
130.000,00
0,863
(IPCC, 2006)
224.380,00
614,74
DOW
Química
(Aratu)
Candeias
Óxido de propeno
Propileno glicol
(MPG + DPG)
250.000,00
103.000,00
0,8170
0,8563
(IPCC, 2006)
292.448,90
801,23
Ciquine/
Elekeiroz
Complexo
Básico
Anidrido ftálico
Anidrido fumárico
n-Butanol
Isobutanol
Octanol
DBP
DIB
DOP
Maleato de butila
Acrílatos
42.000,00
1.700,00
27.500,00
27.500,00
85.000,00
47.500,00
47.000,00
74.000,00
70.000,00
10.800,00
0,105
(Índice
técnico
declarado
pela
empresa)
45.465,00
124,56
Acrinor
Complexo
Básico
Acrilonitrila
Acido cianidrico
(HCN)
Acetonitrila
0,6664
(IPCC, 2006)
58.643,20
160,67
Politeno
Complexo
Básico
1.237,00
3,39
PEBD EVA
Polietileno
linear/PEAD
910.000,00
240.000,00
322.000,00
185.000,00
300.000,00
70.000,00
130.000,00
35.000,00
Emissões
declaradas
ou Fator de
emissão
88.000,00
12.000,00
135.000,00
56.000,00
130.000,00
Relatório do
GHG
Protocolo da
Empresa e
considerado
somente as
emissões
provenientes
do processo
de
combustão.
0,0030
0,0064
(MCT, 2006)
18
0
Empresa
Área
Produto final
Capacidade
Instalada (t/ano)
Complex
o Básico
Linear Alquil
Benzeno (LAB)
Linear Alquil
Benzeno
Sulfonado (LAS)
Alquilado pesado
Metanor/
Copenor
Complex
o Básico
Metanol
Hexamina
Pentaeritritol
Formiato de sódio
Nitrato de
hexamina
Formaldeído
70.400,00
50.000,00
Poliolefinas
Complex
o Básico
PELBD/PEAD
85.000,00
Complex
o Básico
Amonia
Ureia
Acido nitrico
Dioxido de
carbono - CO2
504.432,00
504.432,00
73.983,00
603.540,00
Dias
D'avila
Catodo de cobre
eletrolítico
Vergalhão
laminado de diam.
8mm
Fio trefilado de
diam 1,1 a 2,5 mm
Ácido Sulfúrico a
98%
Oleum a 22%
Sulfato de Níquel
Lama Anódica
Decoperizada
Ouro (na Lama
Decoperizada)
Prata (na Lama
Decoperizada)
220.000,00
211.000,00
12.000,00
500.000,00
60.000,00
300,00
600,00
2,00
30,00
Pojuca
Ferro Cromo Alto
Carbono(FeCrAC)
Ferro Cromo
Baixo Carbono
(FeCrBC)
Ferro Silício
Cromo (FeSiCr)
Ferro Silício 75
(FeSi 75)
Deten
FAFEN
Caraíbas
Metais
Ferbasa
220.000,00
80.000,00
Emissões
declaradas Emissões de
ou Fator de
tCO2/ano
emissão
Estudo feito
pela
UNIFACS
262,70
por
solicitação da
Petrobras
0,3750
0,0050
(IPCC, 2006)
Emissões de
tCO2/dia
0,72
26.650,00
73,01
544,00
1,49
1,3000
(IPCC, 2006)
655.761,60
1.796,61
Kogachi,
2008.
100.000,00
273,97
0,0064
(MCT, 2006)
204.000,00
22.000,00
22.000,00
78.000,00
1,56
(Inventário
Brasileiro,
2006)
1,72
Fator de
emissão
fornecido
pelo trabalho
do MME.
34.320,00
461,59
134.160,00
181
Empresa
Área
Produto final
Capacidade
Instalada (t/ano)
Emissões
declaradas
ou Fator de
emissão
Emissões de
tCO2/ano
Emissões de
tCO2/dia
104.400,00
286,03
118.720,00
325,26
384.007,50
1.052,08
1,8
58.000,00
Alcan
Candeias
Alumina (Al203)
Orsine, 2002
Inventário
Brasileiro
2006 - Fator
de Emissão
Soldeberg
0,371
Votorantin
Gerdau
Rlam
Candeias –
Complexo
Cimento
Industrial
de Aratu
Simões
Filho
São
Francisco
do Conde
Vergalhão GG 50
Treliça
CA-60 Gerdau
Diesel
Nafta
Gasolina
Oleo combustivel
Propeno
Parafina
GLP
Querosene de
aviacao - QAV-1
Lubrificantes
320.000,00
450.000,00
Capacidade de
Refino de 44.500
m3/dia conforme
Anuário da ANP
2012.
Capacidade ano
de
16.242.500,00
m3
Fator de
desempenho de
emissão de CO2
em 2005 =
51.350 m3/dia =
15,8% da
produção Brasil.
(MCT, 2006).
Sindicato
Nacional da
Indústria do
cimento –
2009.
0,85335
Gerdau,
2005.
0,058149
944.491,27
(Rio Grande
do Sul, 2010)
Total 6.555.753,17
2.587,65
17.960,98
Após a identificação das empresas existentes que têm relação com as principais
áreas emissoras listadas pelo IPCC (2006), pode-se verificar o potencial de emissões de
CO2 em aproximadamente 6,5 Mton/ano e 17,96 kton/dia. Entretanto, mesmo com esse
potencial, sabe-se que não é possível capturar todo o CO2 emitido.
Ao simular os valores obtidos no estudo da Petrobras (2007), tanto para
investimentos a serem feitos para a implantação da unidade de captura pela indústria
quanto ao valor final da tonelada do CO2, observou-se uma tendência no preço da
18
2
tonelada do CO2 obtido via KS-1, menor do que a MEA. Entretanto, no que diz respeito
aos investimentos, observou-se um valor maior para a utilização da KS-1 em relação à
MEA. A Figura 67 apresenta o comportamento dos valores obtidos via a simulação
feita. A simulação foi feita com as empresas que obtiveram as maiores quantidades de
emissões de CO2 após elaborada a Tabela 9.
O processo de captura via a queima do O2 também foi analizado em relação à KS-1
nas empresas Ferbasa, Alcan e Gerdau tendo o valor da tonelada do CO2 competitivo
mas com os valores de investimento superiores. Vale destacar que as análises realizadas
preservaram as capacidades das unidades de captura estudadas pela Petrobras (2007)
como 500, 1.000, 1.250, 1.500, 2.000 e 2.500 t CO2/dia e as demais capacidades para as
correntes oriundas de siderurgia, produção de amônia e refinaria.
Figura 67 – Simulação para a obtenção dos valores para investimento e preço do CO 2 em empresas do
Recôncavo.
A faixa dos valores de investimentos para a implantação das tecnologias de
captura está em torno de 20 a 35 milhões de US$, a valores obtidos em 2007 pela
Petrobras (2007). Estão fora dessa faixa os valores para investimento para empresas do
setor de siderurgia. Além desses valores para as empresas identificadas, também
existem os valores de investimentos para a obtenção de CO2 em plantas de amônia de
5,79 milhões de US$ e em refinaria, variando de 13 a 82 milhões de US$ em função da
quantidade capturada, segundo estudo da Petrobras (2007), todos esses valores são
referentes à aplicação da membrana KS-1.
183
O comportamento da faixa de preço do CO2 para as tecnologias de captura
aplicada é similar, tendo uma variação pequena entre a utilização da MEA e da KS-1.
Entretanto, da mesma forma que o valor de investimentos, o setor de siderurgia tem um
valor acima da faixa das demais indústrias. A faixa de preço da tonelada do CO2 está
entre 35 a 45 US$, estão fora dessa faixa os preços da indústria de siderurgia e para
plantas de amônia que é de 97,46 US$. Já para a captura em refinaria, os preços estão
dentro da faixa dos demais setores, somente ficando acima para captura de quantidades
menores como 378 t/dia que tem o preço de 55,21 US$ a tonelada do CO2.
Em paralelo a análise do potencial de captura do CO2 no Recôncavo Baiano, fazse necessária a análise quanto à capacidade de armazenamento do CO2. A análise
quanto à capacidade de armazenamento seguiu algumas premissas, sendo elas:
- o foco da utilização do CO2 em EOR nos campos da bacia;
- análise da capacidade dos campos que estão em operação;
- análise dos campos que têm uma profundidade superior a 2.500 ft (762 m) segundo os
critérios estabelecidos por Taber et al. (1997);
- Fator Volume de Produção - Bo do Óleo (1,28 m3/m3), Fator Volume de Produção Bg do Gás (0,00763 m3/m3) e Densidade de 0,6. Estes valores foram considerados
tendo como base os dados fornecidos nos documentos de licitação de campos da Bacia
do Recôncavo, disponíveis no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP)20 da
ANP;
- produção diária do campo em óleo ou gás natural, sendo desconsiderados os campos
com pequena capacidade de produção;
- potencial de acréscimo da produção com o uso da injeção do CO2 2,58 ton/m3 (Rocha
et al., 2002).
Outra fonte de consulta para a seleção inicial dos reservatórios que são
potenciais candidatos para a injeção de CO2 foram os critérios pesquisados por
Ravagnani e Suslick (2008). Estes autores realizaram uma pesquisa quanto aos critérios
de seleção de um reservatório de óleo com potencial para a injeção de CO2, tendo como
base o estabelecido na literatura. Com isso, os autores elaboraram o Quadro 21
apresentado a seguir.
20
www.bdep.gov.br
18
4
Características do Reservatório
Variação
Referência Bibliográfica
> 40
Carcoana (1982)
>30
Klins (1984)
> 27
Bachu (2001) e Stalkup (1984)
>25
Bachu (2001)
> 30
Carcoana (1982)
Temperatura (ºC)
< 90
Carcoana (1982)
Porosidade (%)
>15
Bachu (2001)
>1
Bachu (2001)
Fator não crítico
Klins (1984)
Fator não crítico
Klins (1984)
>1.102
Bachu (2001)
>1.500
Klins (1984)
< 2.990
Carcoana (1982)
>914
Klins (1984)
>762
Stalkup (1984)
< 12
Klins (1984) e OTA (1978)
Densidade (ºAPI)
Saturação do Óleo (%)
Permeabilidade (mD)
Espessura (m)
Pressão do Reservatório (psi)
Profundidade (m)
Viscosidade (cP)
Quadro 21 - Critérios para seleção de reservatórios de óleo com potencial para aplicação de CO2.
Fonte: Ravagnani e Suslick (2008).
Tendo como base as variáveis para a seleção dos reservatórios candidatos,
apresentadas anteriormente, a capacidade teórica de armazenamento dos reservatórios
selecionados foi de 5,79 Mt CO2/ano (15.850,74 t CO2/dia), com um potencial de
acréscimo de produção de 6.143,70 m3/dia. Vale ressaltar que a razão de
armazenamento no reservatório do campo de Miranga do projeto da Petrobras foi de
50% (Ravagnani e Suslick, 2008), o que reduziria pela metade a capacidade de
armazenamento de um projeto de EOR em operação. A Tabela 10 apresenta o potencial
teórico da capacidade de armazenamento e do possível acréscimo da produção de cada
campo da Bacia do Recôncavo, tendo como base os valores citados anteriormente para
os BO’s de óleo e de gás natural e a densidade de 0,6 admitida para efeito de cálculo.
185
Tabela 10 – Capacidade Teórica de Armazenamento de CO2 nos Campos da Bacia do Recôncavo.
Produção
de
Óleo/dia
(m³)
Fator
Volume de
Produção BO Óleo
(1,28
m3/m3)
Produção de
Gás/dia (m³)
Fator
Volume de
Produção BO Gás
(0,00763
m3/m3)
Potencial para
armazenamen
to de CO2
(ton)
Potencial de
acréscimo da
produção (2,58
ton/m3)
Água grande
469,00
600,32
0,00
0,00
360,19
139,61
Apraiús
14,15
18,11
605,00
4,62
13,64
5,29
Aracás
582,19
745,21
39.527,00
301,59
628,08
243,44
Aratu
0,00
0,00
22.341,00
170,46
102,28
39,64
Biriba
1,59
2,03
70.801,00
540,21
325,35
126,10
Bom Lugar
7,15
9,16
378,00
2,88
7,22
2,80
Bonsucesso
16,38
20,96
169,00
1,29
13,35
5,17
Brejinho
7,47
9,56
236,00
1,80
6,82
2,64
Buracica
698,09
893,56
4.240,00
32,35
555,55
215,33
5,72
7,33
225,00
1,72
5,43
2,10
Canário
28,14
36,02
1.970,00
15,03
30,63
11,87
Candeias
112,24
143,67
0,00
0,00
86,20
33,41
Cantagalo
0,64
0,81
16.639,00
126,96
76,66
29,71
Cassarongongo
193,32
247,45
9.881,00
75,39
193,71
75,08
Cexis
78,06
99,92
245.475,00
1.872,97
1.183,73
458,81
169,95
217,54
3.191,00
24,35
145,13
56,25
98,73
126,37
659,00
5,03
78,84
30,56
Faz. Azevedo
9,54
12,21
2.858,00
21,81
20,41
7,91
Faz. Bálsamo
485,06
620,87
7.774,00
59,32
408,11
158,18
Faz. Belém
67,57
86,49
1.810,00
13,81
60,18
23,32
Faz. Boa
Esperança
299,52
383,39
16.032,00
122,32
303,43
117,61
Faz. Imbé
108,90
139,40
27.574,00
210,39
209,87
81,35
Faz. Onça
27,34
35,00
409,00
3,12
22,87
8,87
Faz. Panelas
570,59
730,35
26.371,00
201,21
558,94
216,64
3,66
4,68
240,00
1,83
3,91
1,51
30,68
39,28
490,00
3,74
25,81
10,00
18,60
23,81
1.784,00
13,61
22,45
8,70
Ilha Bimbarra
0,00
0,00
1.910,00
14,57
8,74
3,39
Itaparica
2,38
3,05
3,00
0,02
1,85
0,72
Jandaia
434,98
556,77
10.179,00
77,67
380,66
147,54
Juriti
0,95
1,22
44,00
0,34
0,93
0,36
Lagoa do Paulo
4,29
5,49
43,00
0,33
3,49
1,35
Lagoa do Paulo
Norte
13,83
17,70
462,00
3,53
12,74
4,94
Nome do
campo
Canabrava
Cidade de
Entre Rios
Faz. Alvorada
Faz. Rio
Branco
Faz. Santo
Estevão
Guanambi
18
6
Tabela 10 – Capacidade Teórica de Armazenamento de CO2 nos Campos da Bacia do Recôncavo.
Lagoa do Paulo Sul
0,64
0,81
19,00
Fator
Volume de
Produção BO Gás
(0,00763
m3/m3)
0,14
Lamarão
5,56
7,12
135.312,00
Leodório
1,59
2,03
Malombê
73,93
Mandacaru
Nome do campo
Produção
de
Óleo/dia
(m³)
Fator Volume
de Produção - Produção de
BO Óleo (1,28 Gás/dia (m³)
m3/m3)
Potencial de
Potencial para
acréscimo
armazenamen
da produção
to de CO2
(2,58
(ton)
ton/m3)
0,58
0,22
1.032,43
623,73
241,76
113,00
0,86
1,74
0,67
94,63
888,00
6,78
60,84
23,58
3,66
4,68
18.892,00
144,15
89,30
34,61
Mapele
0,48
0,61
16.542,00
126,22
76,10
29,49
Massapê
116,53
149,16
197.990,00
1.510,66
995,90
386,01
0,00
0,00
3.401,00
25,95
15,57
6,03
Mata de São João
65,02
83,23
18.990,00
144,89
136,87
53,05
Miranga
555,96
711,63
1.226.415,00
9.357,55
6.041,51
2.341,67
9,70
12,41
9.844,00
75,11
52,51
20,35
22,10
28,29
41.875,00
319,51
208,68
80,88
Pedrinhas
0,00
0,00
319,00
2,43
1,46
0,57
Pojuca
5,25
6,72
27,00
0,21
4,15
1,61
Remanso
70,59
90,35
38.523,00
293,93
230,57
89,37
Riacho da Barra
132,27
169,31
7.471,00
57,00
135,79
52,63
Riacho Ouricuri
29,89
38,26
748,00
5,71
26,38
10,22
Riacho São Pedro
0,00
0,00
14.142,00
107,90
64,74
25,09
Rio da Serra
4,45
5,70
20,00
0,15
3,51
1,36
Rio do Bu
465,02
595,23
2.969,00
22,65
370,73
143,69
Rio dos Ovos
37,84
48,43
767,00
5,85
32,57
12,62
Rio Itariri
41,81
53,52
765,00
5,84
35,61
13,80
Rio Joanes
2,86
3,66
579,00
4,42
4,85
1,88
Rio Piriri
0,16
0,20
3.202,00
24,43
14,78
5,73
Rio Pojuca
72,34
92,59
3.171,00
24,19
70,07
27,16
Rio Sauípe
3,02
3,87
271,00
2,07
3,56
1,38
Santana
4,61
5,90
373,00
2,85
5,25
2,03
São Domingos
4,29
5,49
3,00
0,02
3,31
1,28
São Pedro
3,66
4,68
550,00
4,20
5,33
2,06
Sesmaria
31,16
39,89
19.207,00
146,55
111,86
43,36
Socorro
24,80
31,75
165,00
1,26
19,80
7,68
0,00
0,00
23.752,00
181,23
108,74
42,15
Tangará
65,66
84,04
3.312,00
25,27
65,59
25,42
Taquipe
317,81
406,79
19.819,00
151,22
334,81
129,77
Uirapuru
8,27
10,58
6.645,00
50,70
36,77
14,25
Total
15.850,74
6.143,70
Massuí
Miranga Norte
Norte Faz. Caruaçu
Socorro Extensão
187
Como o intuito da proposta do projeto de injeção de CO2 apresentada neste
capítulo além de recuperar hidrocarbonetos é, também, evitar as emissões de CO2, com
isso, deve ser realizada a separação do CO2 do hidrocarboneto produzido. Tendo como
referência os valores obtidos pela Petrobras (2007), a depender do % em massa do CO2
a ser separado e a quantidade em toneladas por dia, tem-se uma faixa muito grande para
os investimentos, variando de 3,44 a 22,66 milhões de US$. Esse mesmo
comportamento acontece com o preço da tonelada do CO2 capturado e separado,
variando de 43,07 a 688,92 US$/t.
Após verificar a capacidade de captura e armazenamento de CO2 na região do
Recôncavo baiano faz-se necessário analisar as questões relativas ao transporte do CO2.
Em função das características apresentadas pela região em estudo, o Recôncavo baiano,
a melhor opção seria a utilização de dutos já que a distância entre as fontes emissoras de
CO2 e os sumidouros não ultrapassa 300 km. É importante destacar que o transporte de
CO2 por dutos na região do Recôncavo não é algo novo e essa experiência deve servir
como referência para futuras ações. A Figura 68 apresenta o traçado proposto para a
linha tronco do duto de transporte do CO2 na região do Recôncavo.
18
8
Figura 68 – Proposta de Trajeto da Linha Tronco para o Transporte do CO 2 na Bacia do Recôncavo.
A faixa de preço do CO2, a uma distância a ser percorrida de 300 km, está entre 10 a
15 US$ por tonelada (Petrobras, 2007). Em função das características ambinetais da
região (entre 30 a 40 graus Celsius), uma pressão ótima de transporte do CO2 em torno
de 12 MPa e o potencial de CO2 a ser capturado na região, o diâmetro da linha tronco
pode ser estabelecido em 14 polegadas e uma pressão de injeção de 2.000 psi.
A definição do diâmetro da linha tronco foi estabelecida em 14 polegadas em
virtude da capacidade de transporte de massa de CO2 de um duto com este diâmetro.
189
Tendo como base o apresentado por Nguyen (2003), um duto de 14 polegadas tem uma
faixa de vazão entre 56 a 77 m3/s. Tomando como referência o volume específico do
CO2 com 554 m3/ton a uma temperatura de 20º e 1 Atmosfera, esse duto tem a
capacidade de transportar entre 8.733,57 a 12.008,66 toneladas de CO2 por dia.
Outro fator importante a ser analisado num contexto para a realização de um
projeto de injeção de CO2 na Bacia do Recôncavo é a identificação da legislação
existente e a correlação das mesmas com as tecnologias de CCS. Isso se faz necessário
para que possa ser identificada alguma barreira regulatória existente.
É certo que, pelo fato de não existir um arcabouço regulatório específico para as
tecnologias de CCS, muitas leis existentes deverão ser aplicadas com o intuito de
orientar as possíveis atividades de um projeto de CCS. Isso também deverá acontecer,
com as regulações infralegal existentes orundas dos conselhos e agências. O Quadro 22
apresenta os órgãos emissores dos diversos diplomas legais, o nome e o propósito dos
diplomas legais e, por fim, a possível relação dos dplomas legais com as tecnologias de
CCS.
Órgão
Nome e propósito da regulação
Possível relação com as tecnologias de CCS
Lei nº 9605/1998.
Dispõe sobre as sanções penais e Esta lei tem uma relação direta com o CCS,
administrativas derivadas de condutas e principalmente as questões abordadas na Seção III,
atividades lesivas ao meio ambiente e dá outras referente à poluição e a outros crimes ambientais.
providências.
Lei nº 9985/2000.
Presidência Institui o Sistema Nacional de Unidades de Relação direta com a seleção dos locais para
da
Conservação da Natureza e dá outras possíveis projetos de CCS.
República providências.
Lei n° 11.909/2009.
Dispõe sobre as atividades relativas ao
transporte de gás natural, bem como sobre as
atividades de tratamento, processamento,
estocagem, liquefação, regaseificação e
comercialização de gás natural.
Conselho
Nacional de
Políticas
Energéticas
- CNPE
A relação é estabelecida, pois tanto o gás natural
quanto o dióxido de carbono são gases e, assim,
passam por processos de tratamento, estocagem,
liquefação e regaseificação semelhantes.
Como define as relações entre a ANP, o IBAMA e
os órgãos ambientais estaduais na seleção das áreas
Estabelece a política de produção de petróleo e de concessão para a indústria do petróleo, pode ser
gás natural e define diretrizes para a realização um instrumento legal a ser tomado como referência
de licitações de blocos exploratórios ou áreas
quanto à composição das autoridades competentes
com descobertas já caracterizadas, nos termos para a seleção dos possíveis locais para projetos de
da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.
CCS.
Resolução nº 08/2003.
Quadro 22 – Identificação dos Diplomas Legais com Possível relação com as Tecnologias de CCS.
19
0
Órgão
°
Resolução n 92/2008.
Relação direta devido aos reservatórios subterrâneos
Estabelece critérios e procedimentos gerais profundos de água salina ser potenciais locais para
para proteção e conservação das águas um projeto de CCS.
subterrâneas no território brasileiro.
Conselho
Nacional de
Recursos
Hídricos CNRH
Resolução n° 91/2008.
Relação direta devido aos reservatórios subterrâneos
Dispõe sobre procedimentos gerais para o profundos de água salina serem potenciais locais
enquadramento dos corpos de água para um projeto de CCS.
superficiais e subterrâneos.
Resolução n° 54/2005.
Em virtude de regular a utilização do reúso das
Estabelece modalidades, diretrizes e critérios águas industriais, pode ser aproveitada para a
gerais para a prática de reúso direto não destinação de águas provenientes de um projeto de
CCS.
potável de água e dá outras providências.
Dispõe sobre critérios básicos e diretrizes Relação direta e possível aplicação em sua
gerais para o Relatório de Impacto totalidade.
Ambiental (RIMA).
Dispõe sobre normas referentes às atividades Relação direta e possível aplicação em sua
desenvolvidas no entorno das Unidades de totalidade.
Conservação.
Institui procedimentos específicos para o
licenciamento de atividades relacionadas à
exploração e lavra de jazidas de
combustíveis líquidos e gás natural.
Conselho
Nacional do
Meio
Ambiente CONAMA
Possível aproveitamento como referencial, já que
num projeto de CCS deverão existir as atividades de
pesquisa dos locais que serão muito semelhantes às
de exploração da indústria do petróleo.
Regulamenta os aspectos do licenciamento Relação direta e possível aplicação em sua
ambiental estabelecidos na Política Nacional totalidade.
de Meio Ambiente.
Estabelece os requisitos mínimos e o termo Relação direta e possível aplicação em sua
de referência para realização de auditorias totalidade.
ambientais.
Dispõe sobre licenciamento ambiental
específico das atividades de aquisição de
dados sísmicos marítimos e em zonas de
transição.
Possível aproveitamento como referencial, já que
num projeto de CCS deverão existir as atividades de
pesquisa dos locais que serão muito semelhantes às
de exploração da indústria do petróleo.
Estabelece diretrizes aos órgãos ambientais
para cálculo, cobrança, aplicação, aprovação
e controle de gastos de recursos advindos de Relação direta e possível aplicação em sua
compensação ambiental, conforme a Lei nº totalidade.
9.985/2000, que institui o Sistema Nacional
de Unidades de Conservação da Natureza
(SNUC) e dá outras providências.
Decreto nº 10.943/2008.
Governo do
Estado da
Bahia
Dispõe sobre a fiscalização do uso dos Aproveitamento da estrutura para as infrações,
recursos
hídricos,
superficiais
e entretanto não aborda situações específicas para o
subterrâneos, de domínio do estado da CCS.
Bahia.
191
Órgão
Decreto nº 11.235/2008.
Aprova o regulamento da Lei nº 10.431, de
20 de dezembro de 2006, que institui a
Política de Meio Ambiente e de Proteção à
Biodiversidade do Estado da Bahia, e da Lei
nº 11.050, de 06 de junho de 2008, que altera Relação direta com o CCS em função de conter
a denominação, a finalidade, a estrutura inúmeros pontos que podem ser aplicáveis ao CCS.
organizacional e de cargos em comissão da
Secretaria de Meio Ambiente e Recursos
Hídricos (SEMARH) e das entidades da
administração indireta a ela vinculadas e dá
outras providências.
Lei nº 10.432/2006.
A lei aborda as questões referentes ao uso das águas
subterrâneas, contudo, não aborda possíveis
Dispõe sobre a política estadual de recursos
contaminações com outras substâncias injetadas no
hídricos, cria o Sistema Estadual de
subsolo, aborda somente as substâncias depositadas
Gerenciamento de Recursos Hídricos e dá
no solo. Correlação direta com um projeto de CCS.
outras providências.
Governo do
Estado da
Bahia
Resolução aplicável para o CCS no que diz respeito
Aprova a Norma Administrativa NA003, a situações de emergência provenientes de um
dispondo sobre a comunicação de situações projeto.
de emergência e de lançamentos acidentais
de substâncias perigosas no ambiente.
Esta resolução tem relação direta com um projeto de
Aprova a Norma Administrativa NA001/94,
CCS no qual o transporte do CO2 seja realizado por
que dispõe sobre o controle do transporte
caminhões.
rodoviário de produtos e resíduos perigosos
no estado da Bahia.
Conselho
Estadal do
Meio
Ambiente CEPRAM
Dispõe sobre o processo de avaliação de
impacto
ambiental,
para
os
empreendimentos e atividades consideradas
efetiva ou potencialmente causadoras de
significativa degradação do meio ambiente e
para os empreendimentos e atividades
consideradas efetiva ou potencialmente
causadoras de significativa degradação do
meio ambiente, cuja redação com esta se
publica.
Na aprovação de um projeto de CCS, em virtude do
seu potencial impacto ambiental, o processo de
avaliação de impacto ambiental deverá está presente
como uma das etapas de elaboração e aprovação do
projeto.
Dispõe
sobre
gestão
integrada
e
responsabilidade
ambiental, para
as
empresas e instituições com atividades
sujeitas ao licenciamento ambiental, no
estado da Bahia.
A resolução apresenta itens que devem ser
cumpridos para uma empresa ou instituição que
tenha atividades sujeitas ao licenciamento ambiental
e deverá ser aplicada em um projeto de CCS.
Dispõe sobre a documentação necessária
para o requerimento da licença ambiental, Relação direta para a obtenção de uma possível
autorização de supressão de vegetação ou licença ambiental de um projeto de CCS.
uso alternativo do solo e outorga de direito
do uso das águas, no estado da Bahia.
19
2
Órgão
Breve descrição do conteúdo
Possível relação com o CCS
Aprova a Norma Técnica NT – 006 e
Anexo I, que dispõe sobre o processo
licenciamento ambiental da atividade
exploração e lavra de jazida de petróleo e
natural, em terra, no estado da Bahia.
seu
de
de
gás
Toda a estrutura estabelecida nesta resolução
pode ser aplicada no licenciamento de um
projeto de CCS, pois nela são estabelecidos os
critérios para autorização ambiental, licença
simplificada e licença de operação das
atividades de perfuração de poços para
pesquisa e produção de petróleo e gás natural
em terra. Isso se dá em virtude da proximidade
entre as atividades de um projeto de CCS e a
indústria do petróleo.
Resolução aplicável para o CCS no que diz
Aprovar a Norma Técnica – NT001/2003 que respeito
a
situações
de
emergência
Conselho
dispõe sobre comunicação em situações de provenientes de um projeto.
Estadal do Meio emergências ambientais no estado da Bahia.
Ambiente Esta resolução caracteriza a tipologia e o porte
CEPRAM
dos empreendimentos e atividades sujeitos a
licença, autorização ou termo de compromisso
Dispõe sobre o Programa Estadual de Gestão de responsabilidade ambiental. Ela contempla
Ambiental Compartilhada com fins ao as atividades de extração de petróleo e gás
fortalecimento da gestão ambiental, mediante natural que podem ser tomadas como
normas de cooperação entre os sistemas referência para as atividades de um projeto de
estadual e municipal de meio ambiente, define CCS. A resolução estabelece o seguinte para a
as atividades de impacto ambiental local para indústria do petróleo: as atividades de petróleo
fins do exercício da competência do cru e gás natural e de exploração de poços de
licenciamento ambiental municipal e dá outras petróleo e gás natural são passíveis de licença
ambiental. Já as de perfuração ou reabilitação
providências.
de poço e teste de viabilidade econômica são
passíveis de autorização.
Potencial relação entre projetos de CCS e as
Resolução
nº
01/2005.
Conselho
diretrizes quanto ao manuseio e ao uso dos
Estadual de
recursos hídricos do estado. Principalmente
Recursos
Aprova o Plano Estadual de Recursos Hídricos quanto a possíveis fugas do CO2 e potencial
Hídricos do Estado da Bahia (PERHBA).
contaminação de aquíferos subterrâneos de
CONERH
água potável.
Resolução nº 03, de 30.03.2006.
AGERBA
Estabelece as condições gerais de fornecimento Assim como o gás natural, a utilização de CO2
de gás canalizado a distribuidores de gás deverá ser precedida das condições para
natural comprimido no estado da Bahia e fixa transporte e preço.
regras tarifárias.
Agência
Nacional de
Águas - ANA
Relação direta, em virtude de possíveis fugas
Dispõe sobre procedimentos e define as
do CO2 armazenado e contato com lençóis
atividades de fiscalização da Agência Nacional
subterrâneos de águas potáveis.
de Águas (ANA), inclusive para a apuração de
infrações e aplicação de penalidades.
O transporte de gases por modal dutoviário é
largamente utilizado, logo, a regulação desse
tipo de modal, voltada ao mercado de
armazenamento e injeção de CO2, deve partir
do mesmo principio legal, da regulação
voltada para transporte de hidrocarbonetos
gasosos, estabelecendo uma relação forte entre
a regulação existente para gás natural e sua
viabilidade para o CCS.
Considera-se que compete à ANP estabelecer
os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos a
serem atendidos pelos agentes autorizados ou
concessionários
responsáveis
pela
Agência
movimentação, por dutos terrestres, de
Nacional de
Petróleo, Gás petróleo, seus derivados e gás natural, visando
à proteção ambiental, à segurança das
Natural e
Biocombustíveis instalações e das populações.
Os
agentes
produtores,
distribuidores,
- ANP
operadores de dutos entre outros (envolvidos
com CCS) ficariam submetidos à mesma
Os agentes relacionados na resolução ficam
resolução (N° 15) visando promover o controle
obrigados a enviar à ANP informações mensais
das atividades de EOR e/ou o armazenamento
sobre as suas atividades.
em campos maduros ou secos.
193
Órgão
Fica estabelecida no Regulamento Técnico
ANP, parte integrante desta resolução, a
especificação do gás natural, nacional ou
importado a ser comercializado em todo o
território nacional, especificações de transporte
e facilitadores envolvidos no processo.
A produção e a venda de CO2 deverão obedecer
às normas técnicas da ANP para que o gás
possa ser comercializado em território nacional
ou ainda importado para fins de EOR. Cada
membro integrante do mercado de CCS deve
ter suas funções especificadas pela ANP,
fazendo desta resolução um modelo perfeito
para uma possível legislação de CCS.
Fica regulada, pela presente resolução, a
atividade de processamento de gás natural, que
abrange construção, modificação, ampliação
de capacidade e operação de unidades de
processamento de gás natural, condicionada à
prévia e expressa autorização da ANP.
Possível aproveitamento da regulação quanto à
construção de estruturas para processamento de
CO2 capturado ou produzido em fontes
estacionárias.
Para as atividades de EOR será necessária a
implementação de uma cadeia de suprimento de
CO2 e poderão ser considerados suprimentos de
Resolução que aborda a questão dos agentes de
CO2 oriundos de fontes internacionais através
transporte marítimo da indústria do petróleo
de cabotagem, o que torna esta resolução um
brasileiro.
exemplo para uma resolução de CCS.
Resolução nº 43, DE 06.12.2007.
Relação direta e possível aplicação em sua
Dispõe sobre o regime de segurança
totalidade.
operacional para as instalações de perfuração e
produção de petróleo e gás natural.
Agência
Nacional de
Petróleo, Gás
Natural e
Biocombustíveis
- ANP
Fica aprovado o regulamento técnico, contido
no anexo da presente resolução, do Plano de
Reabilitação da Jazida para os campos
declarados comerciais em áreas inativas com
acumulações marginais, definindo o seu
conteúdo e estabelecendo procedimentos
quanto à forma de sua apresentação.
Sendo o CO2 o gás utilizado na recuperação
avançada de petróleo através da sua injeção em
campos, essa resolução possui correlação direta
com o CCS, pois dispõe claramente sobre a
utilização do CO2 para fins comerciais.
Portaria nº 54, de 30.3.2001.
Ficam estabelecidas, por meio da presente
portaria, as normas e os procedimentos para o
envio de informações mensais sobre
processamento, movimentação e estoque de
matérias-primas, produção, movimentação,
qualidade e estoque de derivados, em
instalações industriais e em outros locais de
faturamento, por meio do conjunto de
formulários Demonstrativo de Controle de
Produtos Processados (DCPP).
Sendo o CO2 um produto utilizado na
recuperação avançada de petróleo, esta portaria
correlaciona-se com o CCS, pois o CO2
também deve ser mensalmente introduzido no
DCPP.
Através dessa portaria podem-se atribuir
especificações quanto a poços onde seja
O regulamento trata do procedimento para a
possível a realização de injeção de CO2 para
codificação de poços perfurados com vistas à
fins de aprisionamento.
exploração ou à produção de petróleo e/ou gás.
Portaria ANP nº 100, de 20.6.2000.
O regulamento técnico do Programa Anual de
Produção (PAP) para os campos de petróleo e
gás natural dispõe sobre as questões
relacionadas com o acompanhamento e a
fiscalização das atividades de produção.
O PAP deve incluir a previsão de injeção de
fluidos, o que caracteriza a necessidade de
recuperação após determinado volume de
produção, criando uma relação direta entre esta
resolução e a indústria de CCS.
19
4
Órgão
Agência
Nacional de
Petróleo, Gás
Natural e
Biocombustíveis
- ANP
Agência
Nacional de
Transporte
Terrestre ANTT
Sendo o CO2 um gás, a portaria pode ser adaptada
Fica estabelecida, através da presente para a especificação do CO2 que deverá ser
portaria, a especificação do gás natural, de injetada para fins de recuperação ou
origem nacional ou importada, a ser armazenamento.
comercializada em todo o território nacional.
O PRONAR já estabelece que o CO2 é um gás
Resolução nº 3.632.
Aprova as instruções complementares ao poluente e, assim, seu transporte terrestre (dutos
Regulamento do Transporte Terrestre de ou rodovias) deve ser realizado conforme as
especificações vigentes na ANTT.
Produtos Perigosos.
Instituto
Nacional de
Metrologia,
Qualidade e
Tecnologias
- INMETRO
Aprova
o
Regulamento
Técnico
Metrológico, em anexo, o qual estabelece
critérios para comercialização, indicação
quantitativa e metodologia de verificação
dos recipientes transportáveis de aço,
destinados ao acondicionamento do Gás
Liquefeito de Petróleo (GLP).
Assim como para o GLP, os recipientes para
transporte de CO2 devem obedecer aos requisitos
instituídos pelo INMETRO, visando à maior
segurança quanto ao transporte desse gás.
O dióxido de carbono líquido refrigerado já figura
na lista de grupos de produtos perigosos. Com
relação ao CCS deve-se estabelecer uma
Aprova a nova Lista de Grupos de Produtos legislação em que o CO2 seja classificado pelo
Perigosos.
seu potencial danoso ao ser humano e ao meio
ambiente.
Este regulamento técnico metrológico
estabelece os critérios para serem utilizados
no exame de determinação quantitativa do
conteúdo efetivo do produto Gás Liquefeito
de Petróleo (GLP) quando comercializado
em recipientes transportáveis de aço.
Quando transportado por modal rodoviário em
recipientes de aço, a quantidade de GLP deve ser
dentro das especificações técnicas. Com o CO2, a
situação deve ser muito semelhante, criando um
vínculo entre essa portaria e uma possível
regulação de CCS.
5.3 FATORES POLÍTICOS, ESTRATÉGICOS, TECNOLÓGICOS E ECONÔMICOS
IMPLICADOS NO ESTUDO DE CASO
Esta parte do trabalho busca identificar os principais fatores político,
estratégicos, tecnológicos e econômicos que estão diretamente implicados no estudo de
caso e tem como propósito a apresentação destes principais fatores para que possam ser
discutidos, e posteriormente, identificadas as medidas mitigadoras passíveis de serem
adotadas para o sucesso do projeto de CCS na Bacia do Recôncavo.
O primeiro fator a ser apresentado é o político. Em sendo o setor público o
principal agente neste fator, o mesmo não tem se colocado como um facilitador nem
impulsionador para a aplicação das tecnologias de CCS, tanto em âmbito nacional como
estadual. Contudo, sua participação seria, sem dúvida, um diferencial para alavancar a
implantação das tecnologias de CCS no Estado.
195
A necessidade da participação do setor público, estabelecendo políticas de
governos específicas e de apoio às tecnologias de CCS, impacta diretamente não só na
confiança dos demais atores mas também nas questões relacionadas com P&D. A
experiência internacional de pesquisa, desenvolvimento e implantação das tecnologias
de CCS tem evidenciado a importância da participação direta do setor público.
Nas
pesquisas de campo realizadas pelo autor deste trabalho no Japão e no Canadá, pode-se
verificar a atuação direta do setor público inicialmente por meio de políticas de
governos e consecutivamente via aportes diretos de recursos humanos, infraestrutura e
financeiros.
No que diz respeito à realidade do Estado da Bahia, não existe nenhum
posicionamento do Governo quanto ao uso das tecnologias de CCS, o que é de se
esperar já que este comportamento reflete o posicionamento do Governo Federal. Essa
falta de suporte político relativo ao uso das tecnologias de CCS tem impactado
diretamente o posicionamento dos demais atores e, por consequência, nas áreas de
pesquisa e desenvolvimento.
O setor público também apresenta lacunas nas questões estratégicas/regulatórias
e isso pode ser considerado natural em virtude da não existência de políticas específicas
para o uso em larga escala das tecnologias de CCS. O atual arcabouço legal e infralegal
não abrange as questões mais críticas do CCS, em especial quanto ao armazenamento
geológico do CO2.
Por outro lado, como dito anteriormente neste trabalho, muito dos avanços das
tecnologias de CCS realizados no setor privado, específicamente na indústria do
petróleo, são oriundos do percentual de P&D estabelecido na Resolução 10/99 da ANP.
Percebe-se que, mesmo não tendo um foco direcionado para as tecnologias de CCS,
muito pode ser feito. O uso desses recursos pelo setor privado e pela sociedade civil
(academia) nas tecnologias de CCS é crítico para a redução dos valores de investimento
e preço da tonelada armazenada de CO2 visto no estudo de caso.
Para os fatores tecnológicos, é possível verificar que não existem barreiras que
impeçam o uso das tecnologias de CCS no Estado da Bahia. Percebe-se que todas as
tecnologias identificadas no estudo de caso, seja de captura/separação, transporte e
armazenamento, são completamente dominadas pelo setor privado e academia, assim
como as tecnologias de monitoramento pré, durante e pós injeção do CO2.
19
6
Um dos fatores mais críticos para o uso das tecnologias de CCS na Bacia do
Recôncavo é o econômico. Entretanto, pelo fato de a Bacia do Recôncavo ser uma bacia
madura com mais de 60 anos de produção, toda a infraestrutura existente como rede de
dutos, poços injetores e produtores, dentre outros, pode servir de suporte, o que
minimizaria alguns investimentos. Por outro lado, deve ser levada em consideração a
questão cultural da população da região, o que pode impactar diretamente no fator
econômico, já que a presença de CO2 no subsolo pode ser entendida como algo perigoso
pela população o que afetaria diretamente no sucesso de um projeto. A aplicação de
técnicas de análise de riscos poderiam minimizar esta questão, pois conhecer e
compreender os riscos de fuga envolvidos será mais uma alternativa para dar subsídios
na análise de viabilidade dessa tecnologia assim como para compor as informações que
serão expostas aos stakeholders, agentes reguladores e ao público em geral (Paraguassú,
2012).
O fator econômico é visto pelo setor privado como um ponto crucial para o uso
das tecnologias de CCS. A realidade de cada país é distinta quanto aos valores obtidos
em projetos de CCS ao redor do mundo. Após a realização do estudo de caso, pode-se
verificar que os valores para a tonelada de CO2 capturada nas fontes de emissão em
torno de 35 a 45 US$, para a tonelada transportada um valor de 10 a 15 US$. Estes
valores são muito maiores dos obtidos, por exemplo, no projeto de Weyburn no Canadá
e USA. Em pesquisa de campo realizada, foram coletados valores referentes à tonelada
do CO2 para o produtor de óleo na “cabeça do poço” de US$ 20,00. É importante
ressaltar que em Weyburn o custo da captura está imbutido no processo, o que acontece
nos processos de reforma de gás natural e de oxido de eteno.
Os reservatórios do projeto de Weyburn tem uma razão de armazenamento de
50%, a mesma obtida no projeto de Miranga (Ravagnani e Suslick, 2008). Entretanto, o
valor da tonelada do CO2, separado após a produção, é de US$ 10,00 e os verificados no
estudo de caso apresentado neste trabalho estariam numa faixa de 43,07 a 688,92 US$ a
tonelada.
As diferenças encontradas nos valores dos preços estão muito relacionadas com
o estágio de desenvolvimento e implantação das tecnologias de CCS no país pesquisado
o Canadá, além dos incentivos dados pelo setor público a estas tecnologias. Para se ter
uma ideia da participação do setor público no fator econômico no Canadá, o novo
projeto de CCS, voltado para a injeção em aquíferos salinos, denominado Aquistore e
197
conduzido pelo Petroleum Technology Research Centre (PTRC) em sua grande parte é
financiado pelo setor público.
Essa mesma realidade acontece no Japão onde as tecnologias de CCS,
principalmente as de armazenamento de CO2 em reservatórios geológicos, estão tendo
os primeiros estudos mais detalhados e com a previsão de início de um projeto de
demonstração em 2015. No Japão, o governo é o principal financiador para o uso das
tecnologias de CCS em larga escala, exercendo o papel de suporte à empresa Japan CCS
Co. fundada por mais de 30 empresas do setor privado.
5.4 MEDIDAS MITIGADORAS
As medidas mitigadoras presentes neste item do trabalho tem como finalidade o
levantamento das possíveis ações que possam minimizar os fatores de insucesso de um
posssível projeto de CCS na Bacia do Recôncavo. Para tanto, serão preservadas as
perspectivas trabalhadas anteriormente.
No que diz respeito aos fatores políticos, há a necessidade do estabelecimento de
diretrizes claras quanto às emissões de GEE pelo setor industrial, assim como o
posicionamento do Governo sobre as tecnologias de CCS, com o intuito de apoiá-las
como tecnologias importantes para o combate às emissões de GEE. Este
posicionamento acarretaria em suporte a P&D o que levaria a redução dos valores das
tecnologias de CCS.
Atrelado ao posicionamento do Governo, que está relacionado com o fator
político, no que tange o fator estratégico, faz-se necessário definir uma autoridade
competente para conduzir as questões sobre CCS no Estado e estabelecer um arcabouço
regulatório específico para as tecnologias de CCS, com todas as definições e
especificações essenciais para o correto uso dessas tecnologias.
Sem a definição da autoridade e do arcabouço regulatório não existe interesse do
setor privado, criando com isso um ciclo não produtivo, o Estado não age de forma
incisiva nas tecnologias de CCS porque entende que são tecnlogias caras e que deve ser
financiada pelo setor privado. Já o setor privado não investe nas tecnologias CCS
porque não tem garantias de como serão conduzidas as questões de uso como o direito a
propriedade do CO2 injetado ou ações pós injeção , dentre outros.
19
8
A indústria do petróleo instalada na Bacia do Recôncavo, por entender que a
injeção de CO2 em campos maduros é uma tecnologia de grande potencial de retorno no
futuro e utlizada ao redor do mundo, dá sinais claros de interesse em injetar CO2 em
seus campos. A realização de um projeto piloto pela Petrobras é um destes sinais, assim
como a pesquisa de campo realizada neste trabalho com outras operadoras. Entretanto, o
CO2 é considerado pelas operadoras como uma matéria-prima difícil de ser obtida em
grandes quantidades e por um valor não acessível.
Em virtude do exposto anteriormente, a participação do setor público se faz tão
crítica no processo, pois somente o setor público tem o poder de articulação para
organizar os atores privados envolvidos nas etapas de captura, transporte e injeção. O
modelo proposto no Japão é passível de análise e de aplicação no Estado da Bahia, já
que lá o Governo é o principal contratante de estudos exploratórios (pré-projetos) para a
aplicação das tecnologias de CCS. Esta indução do Governo japonês acontece em
diversos setores industriais, com mais intensidade para a indústria de geração de
energia, a petrolífera e a petroquímica. A fundação da Japan CCS Co. foi um marco
para as atividades de parceria entre o setor público e o privado quanto às tecnologias de
CCS naquele país.
Além de impulsionar o setor privado nos países pesquisados, o setor público
também impulsiona a P&D na academia e centros de excelência em tecnologias de
CCS. Existem exemplos nos paises pesquisados que são referências mundiais em P&D
em CCS. No Japão, o Governo fundou o centro de pesquisa Research Institute of
Innovative Technology for the Earth (RITE), que conduziu um dos projetos pilotos
naquele país e atualmente é responsável por realizar as atividades de monitoramento
pós-injeção do projeto, além de suportar tecnicamente os demais projetos em
desenvolvimento. Já no Canadá, o Governo suporta as ações do PTRC um dos
principais centros de excelência em P&D nas tecnologias de CCS no mundo.
Uma das ações importante para serem realizadas e que estaria relacionada com o
fator tecnológico seria o incentivo à pesquisa por meio de linhas de financiamento
específicas para as tecnologias de CCS. Haja vista que existem centros de P&D no
Estado da Bahia que poderiam ser melhor utilizados quanto à pesquisa em tecnologias
de CCS com o objetivo de suportar o seu uso em larga escala. É importante destacar que
na pesquisa realizada nesta tese não foi identificada nenhuma barreira tecnológica
crítica que inviabilizasse a utilização das tecnologias de CCS no Estado da Bahia.
199
A utlização de instrumentos como os créditos de carbono poderia ser uma ação
para auxiliar o fator econômico. Contudo, seria importante estabelecer os limites dos
projetos, determinando quem deveria ser beneficiado com os créditos de carbono. Vale
destacar que a metodologia que está sendo desenvolvida para o CCS no âmbito dos
MDLs somente será passível de aplicação em projetos que tenham como objetivo o
armazenamento do CO2 em aquíferos salinos ou em campos depletados/exauridos de
óleo e gás.
Para a injeção de CO2 com fins de EOR, seria possível a obtenção de créditos de
carbono no mercado voluntário, não sendo posssível no regulado, haja vista que, o uso
do CO2 para fins de EOR tem um valor agregado, relacionado com o aumento da
produtividade dos campos. Da mesma forma, conforme discutido anteriormente, há a
necessidade de estabelecer os limites do projeto com o objetivo de definir os
beneficiários e suas responsabilidades.
Observando numa perspectiva mais ampla as questões mais críticas e que tem
relação direta com o sucesso para a implantação de projetos de CCS em um país, o
Quadro 23 apresenta os principais indicadores que devem servir como base para a
tomada de decisões. Os indicadores apresentados retratam os achados deste trabalho
relacionados com cada fator condicionante impactantes na implantação de um projeto
de CCS.
20
0
Tipos
Indicadores
 Ratificação de tratados/protocolos internacionais que abordam as
tecnologias de CCS (ex.: os protocolos de Kyoto e Londres)
 Participação ativa em fóruns internacionais de discussão sobre as
tecnologias de CCS;
 Realização de eventos específicos sobre o tema;
 Estabelecimento de metas de redução de emissões de GEE com a
Políticos
utilização das tecnologias de CCS;
 Inclusão na política industrial/ambiental da implantação das
tecnologias de CCS;
 Suporte político e financeiro;
 Envolvimento da sociedade civil e participação da mesma nas
decisões sobre as tecnologias de CCS, em especial quanto aos
projetos de armazenamento geológico de CO2.
 Estabelecimento de
uma
Autoridade
Competente Indicada
específica para os assuntos referente as tecnologias de CCS;
 Estabelecimento de um arcabouço regulatório das tecnologias de
Fatores
Condicionantes
Estratégicos
CCS;
 Participação/ratificação de leis internacionais como a MARPOL;
 Investimentos em P&D específico para as tecnologias de CCS;
 Interesse do setor privado nas tecnologias de CCS.
 Entendimento conceitual das tecnologias de CCS, com o intuito de
balizar
o
desenvolvimento
do
arcabouço
regulatório
e
investimentos;
Tecnológicos
 Existência de pesquisas e estudos nas tecnologias de CCS;
 Existência de projetos piloto nas diversas áreas das tecnologias de
CCS.
 Investimentos do setor público e privado nas tecnologias de CCS;
 Existência de mercados de créditos de carbono que comercializem
créditos oriundos da implantação das tecnologias de CCS;
 Existência de instrumentos financeiros de suporte para a
Econômicos
implantação das tecnologias de CCS como os fundos;
 Existência de taxas ou impostos que incentivem a P&D e E&I das
tecnologias de CCS;
 Existência de referenciais nacionais dos custos de implantação e
operação das tecnologias de CCS.
Quadro 23 – Indicadores para o uso em larga escala das Tecnologias de CCS.
201
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES FINAIS
Os principais fatores que envolvem o uso em larga escala das tecnologias de
CCS foram discutidos neste trabalho. Além das discussões apresentadas, também foi
levantada a atual situação das tecnologias de CCS no mundo e em destaque no Brasil e,
mais específicamente, a possibilidade do seu uso em larga escala no Estado da Bahia.
Este trabalho em como principal contribuição para a literatura o estabelecimento de
indicadores e a apresentação de propostas para a minimização dos riscos de insucesso
de projetos das tecnologias de CCS no Brasil.
Esta contribuição se faz importante a partir do momento em que essa discussão é
ainda incipiente em países desenvolvidos e inexistente em países em desenvolvimento.
Por isso ela coopera para a apresentação dos fatores condicionantes relacionados com o
uso em larga escala das tecnologias de CCS no Brasil.
Posto isso, o desenvolvimento desta pesquisa se fez necessário para entender e
analisar a aplicação das tecnologias de CCS reconhecendo a sua importância no
contexto mundial atual e a necessidade do domínio destas tecnologias pelos setores
público e privado, assim como, pela sociedade civil do Brasil, em especial pela
academia. Reconhecendo que o domínio tecnológico pelo Brasil das tecnologias de CCS
é importante para o seu posicionamento junto as demais nações nas discussões
referentes à GAG do clima.
O trabalho teve como objetivo geral analisar os fatores condicionantes para o
uso em larga escala das tecnologias de CCS no Brasil e sua aplicação no Estado da
Bahia. Neste sentido, pode-se verificar que as tecnologias de CCS poderão exercer um
papel crítico nas questões de combate às emissões de GEE. É certo que, atualmente,
somente os países desenvolvidos têm utilizado em larga escala as tecnologias de CCS e
que eles são promotores destas tecnologias ao redor do mundo, seja via disussões, em
fóruns políticos como a COP, ou via o setor privado por imtermédio de empresas
multinacionais.
No que diz respeito às tecnologias de CCS no Brasil, a posição do Governo
brasileiro tem sido a favor da aplicação das tecnologias de CCS, sendo, contudo, de
responsabilidade do setor privado sua implantação e uso. Após o desenvolvimento deste
trabalho, pode-se verificar que este posicionamento não fará com que as tecnologias de
20
2
CCS tenham um amplo uso no Brasil. Haja vista que a experiência mundial aponta o
setor público, em especial o Governo, como o principal indutor do uso em larga escala
das tecnologias de CCS nos países que as utilizam em larga escala.
O potencial para a aplicação das tecnologias de CCS no Brasil é muito grande,
principalmente para a opção de EOR. Quanto à aplicação das tecnologias de CCS no
Estado da Bahia, pode-se constatar um grande potencial para o seu uso em larga escala.
Não foram identificadas barreiras tecnológicas significativas que possam impedir a
difusão das tecnologias de CCS na Bacia do Recôncavo.
Vale destacar que o estudo de caso realizado teve como objetivo ter uma visão
mais ampla da utilização das tecnologias de CCS em uma região específica e um caráter
exploratório. Nele foram discutidas tanto as questões técnicas e econômicas como as
políticas e estratégicas. Entretanto, principalmente nas questões técnicas e econômicas
merecem um detalhamento maior das informações. Por exemplo, faz-se necessária a
realização de um screening dos reservatórios da Bacia do Recôncavo para se obter com
maior exatidão o potencial do uso da injeção do CO2 nos reservatórios.
No que diz respeito ao fator econômico, ele poderia ser impulsionado via
incentivos governamentais ou impostos/taxas que promovam a redução de GEE
emitidos pelo setor privado. Em paralelo a isso, o setor público precisa estar
devidamente organizado com atribuições e responsabilidades definidas quanto as
tecnologias de CCS. Além disso, o uso de instrumentos como os créditos de carbonos
podem ser um fator redutor dos custos de implantação das tecnologias para a injeção do
CO2 em reservatórios geológicos. Contudo, como o valor da tonelada do CO2 varia
muito com a economia, estes instrumentos não podem ser considerados como essenciais
num projeto de CCS e sim como um incremento.
Conclui-se então que, dentre os fatores analisados, os que foram considerados
como os que contêm maiores obstáculos para o uso em larga escala das tecnologias de
CCS no Brasil, e em particular na Bahia, são os fatores políticos e estratégicos, seguidos
do econômico e, por fim, o tecnológico. Estes dois últimos não apresentam questões que
sejam consideradas críticas, entretanto, estão diretamente ligados aos dois anteriores,
em especial o fator econômico que necessita de políticas e estratégias claras para que os
valores tanto de investimentos como de preços da tonelada do CO2 alcance o patamar
dos valores já praticados em outros países.
203
Outro fator importante a ser destacado após a análise da situação das tecnologias
de CCS no Brasil é que não existe sinergia nem interação entre os atores envolvidos e
isso impacta diretamente na evolução das mesmas. Todas as discussões e estudos estão
sendo conduzidos pelo setor privado que trás consigo a academia. Essa conjuntura não
favorece a difusão de uma tecnologia mais ambientalmente amigável, mesmo
entendendo o CCS como uma tecnologia de transição, porque não existe segurança na
estrutra político/estratégica.
A falta de segurança polítco/estratégica para a difusão de determinadas
tecnologias não tem um impacto significativo, o que não acontece com as tecnologias de
CCS. As tecnologias de CCS são eminentemente intensivas em recursos o que implica
na necessidade de um posicionamento políico/estratégico claro para que sejam
absorvidas nos processos existentes. Mesmo que o setor privado se empenhe em
desenvolver e implantar as tecnologias de CCS, tendo como final o armazenamento
geológico do CO2, não será possível sua difusão em virtude das complicações legais
existentes no atual arcabouço regulatório. O que implica na descontinuidade das ações e
declínio nos investimentos em P&D, o que vem sendo observado junto aos centros de
P&D dessas tecnologias espalhadas no Brasil.
É possível afirmar que, se não existir alguma definição mais clara sobre as
tecnologias de CCS no Brasil, a tendência é que os esforços que têm sido empregados
pelo setor privado sejam reduzidos. Isso pode não acontecer se existir um interesse
social do setor privado nas tecnologias de CCS, em função de ações de responsabilidade
social relacionadas com a imagem das empresas. Mesmo assim, o interesse do setor
privado estará relacionado com a necessidade da segurança político/estratégica do setor
público e os custos que envolvem a implantação das tecnologias de CCS.
Sendo assim, as tecnologias de CCS no Brasil enfrentam atualmente um
contexto nada promissor em função da ausência de posicionamento do setor público. O
que pode impactar diretamente no domínio das tecnologias de CCS, o que não colocaria
o Brasil em evidência nas negociações internacionais da GAG do clima. Refletindo
diretamente em sua influência junto aos demais países, já que o Brasil está em
desenvolvimento, tanto econômico como populacional, e atrelado a isso, o possível
aumento das emissões de GEE. Outro fator importante no aumento das emissões de
GEE são as atuais descobertas petrolíferas na Província do Pré-sal que devem impactar
diretamente as emissões do país.
20
4
A necessidade de futuras pesquisas no Brasil nas tecnologias de CCS também
são de fundamental importância no entendimento dessas tecnologias. Pesquisas
direcionadas para o conhecimento dos locais com potencial para abrigar um projeto de
CCS são de extrema relevância no atual contexto. Nessa perspectiva é exibida a seguir a
consolidação das propostas apresentadas e analisadas ao longo desta Tese:
- a realização de projetos pilotos em captura, transporte, injeção e
monitoramento do armazenamento geológico do CO2;
- a definição de uma autoridade competente para conduzir as questões das
tecnologias de CCS no Brasil;
- a elaboração de uma lei específica para as tecnologias de CCS no Brasil;
- a participação mais ativa do setor público, por meio de políticas claras para o
incentivo ao uso em larga escala das tecnologias de CCS;
- a criação e utilização de instrumentos financeiros como fundos ou o mercado
de crédito de carbono voltados para as tecnologias de CCS;
- o maior domínio das tecnologias de CCS pelo Brasil como questão estratégica
para o setor privado e setor público;
- a definição conceitual das tecnologias de CCS como item crítico para o
entendimento dessas tecnologias e por consequência a definição do marco
regulatório de tais tecnologias no Brasil, e;
- a definição e estabelecimento de indicadores voltados para as tecnologias de
CCS que possam minimizar o risco de insucesso na implantação de projetos das
tecnologias de CCS no Brasil, em particular no Estado da Bahia.
Específicamente quanto ao atual estágio das tecnologias de CCS no Estado da
Bahia, há a necessidade de aprofundar as pesquisas e propor soluções nas áreas
relacionadas com as políticas governamentais; o desenvolvimento do arcabouço
regulatório para o CCS, abrangendo desde a captura até o armazenamento, a análise e
aplicação dos atuais de instrumentos econômicos no auxílio à implantação de projetos
de CCS. Associado a isso, a identificação dos atores chave como empresas,
organizações públicas e experts nas tecnologias de CCS e a realização de eventos com
os mesmos com o intuito de discutir amplamente as tecnologias de CCS no Estado.
205
Quanto às pesquisas relacionadas com os fatores tecnológicos, faz-se necessário
um aprofundamento na aplicação das tecnologias de captura em cada planta industrial
candidata, sendo observadas as especificidades de cada uma, as tecnologias a serem
aplicadas e seus custos. Além disso, há a necessidade de discutir e rever os processos
industriais existentes e suas rotas químicas, haja vista que existem processos antigos nos
quais há a possibilidade de evitar as emissões de CO2 como nos processos que
transformam CO em CO2.
Quanto ao transporte, há a necessidade de definir com maior exatidão a melhor
rota da dutovia, assim como os locais dos city gates, a possibilidade de utilização de
outros moldais como o rodoviários, os custos relacionados as opções e o
desenvolvimento e aplicação de ferramentas de geoprocessamento e sistemas de
informações geográficas para o auxílio à tomada de decisões. Já para a injeção do CO2 e
seu armazenamento há a necessidade do aprofundamento das pesquisas de
cararcterização dos reservatórios e seleção dos campos candidatos à injeção de CO2.
Associado a isso uma análise do aumento da produção de óleo e gás com a utilização da
injeção de CO2.
20
6
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comissão da Secretaria do Meio Ambiente e Recursos Hidricos - SEMARH e das
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4
ANEXO I
Estimativa de emissões de CO2 na Província Petrolífera do Pré-sal
Devido às recentes descobertas de hidrocarbonetos na camada do pré-sal no
litoral brasileiro, todas as atenções, tanto do Governo do Brasil quanto das petrolíferas,
se voltaram para esta região. Para se ter noção do impacto desta descoberta, está em
discussão no Congresso Brasileiro quatro (04) projetos de lei que visam alterar o marco
regulatório brasileiro do setor petrolífero, dentre outras questões vinculadas ao Pré-sal.
Estes projetos de lei discutem, basicamente, o seguinte:
- O modelo regulatório para a exploração e produção de hidrocarbonetos, com a
proposta de mudança no regime de contração, passando do atual regime de concessão
para o regime de partilha de produção.
- A criação de uma empresa estatal direcionada para gerir a parte da produção destinada
ao Governo, oriunda do novo regime de contratação (partilha de produção).
- Capitalização da Petrobras com o intuito de aumentar a capacidade de financiamento
dela e a Cessão Onerosa, que busca aumentar a participação da União no capital e nos
resultados da Petrobras. Destaca-se que a proposta em análise coloca a Petrobras como a
única empresa que poderá operar os campos petrolíferos do Pré-sal.
- Por fim, a criação de um Fundo Social com o objetivo de se consolidar uma fonte de
renda regular para o desenvolvimento social e regional.
A área onde está localizada a denominada “Província do Pré-sal” foi
caracterizada da seguinte forma pelo Congresso Nacional (2009):
“Os dados atuais indicam a ocorrência de grandes reservatórios de petróleo e gás natural
abaixo de uma camada de sal que deve se estender, pelo menos, do litoral do Espírito Santo
até o litoral de Santa Catarina. Essa camada tem aproximadamente 800 km de comprimento
e, em algumas áreas, 200 km de largura; a maior parte dos reservatórios deve estar em
lâminas de água superiores a 2.000 m. Estima-se que a área da província do Pré-Sal seja de
cerca de 112 mil km2. Desse total, 41 mil km2 já estão sob concessão (Congresso Nacional,
2009)”.
A Figura 69 apresenta o mapa da Província Petrolífera do Pré-sal com a
delimitação de sua área feita pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Bicombustíveis (ANP).
225
Polígono da Província
Petrolífera do Pré-sal
Figura 69 – Polígono da Província do Pré-sal.
Fonte: ANP em www.brasil-rounds.gov.br, acessado em 08 de setembro de 2012.
De forma geral, com todas as informações fornecidas pelo Governo do Brasil e
pela Petrobras, as descobertas do Pré-sal são da seguinte ordem, apresentadas no
Quadro 24 a seguir. É importante ressaltar que alguns blocos do Pré-sal já foram
licitados pela ANP e há outras empresas petrolíferas participando do consórcio ou
também operando, como é o caso do Bloco BMS-22, operado pela Exxon.
Além de todas as descobertas já declaradas pela Petrobras, a ANP informou, em
outubro de 201021, a presença de outra reserva no Pré-sal chamada de Libra. A reserva
fica em um bloco de propriedade integral da União e foi auditada pela certificadora
Gaffney, Cline & Associates. A certificadora avaliou que o volume recuperável pode
variar entre 3,7 bilhões e 15 bilhões de barris, sendo mais provável a possibilidade de
extração de 7,9 bilhões de barris. O poço situa-se a 183 quilômetros da costa do Rio de
Janeiro, sob 1.964 metros de lâmina d'água e a 5,4 quilômetros de profundidade. “A
profundidade final prevista, de cerca de 6.500 metros, é estimada para ser alcançada no
início de dezembro próximo”, (Agência Brasil, 2010).
21
Fonte: Agência Brasil. Site: http://agenciabrasil.ebc.com.br/web/ebc-agencia-brasil/enviorss/-/journal_
content/56/19523/1090057, visitado em 07 de novembro de 2010.
22
6
Bloco
Campo
Presença de
Hidrocarboneto
Volume
Recuperado
Consórcio
Operador
BMS-8
Bem-te-vi
Sim
Não informado
Petrobras (66%), Shell
(20%) e Petrogal (14%)
Petrobras
BMS-9
Carioca
Iguaçu
Abaré
Guará
Sim
Sim
Sim
Sim
Não informado
Não informado
Não informado
22
1,1 a 2 bi boe
Petrobras (45%), BG (30%)
e Repsol (25%)
Petrobras
BMS10
Parati
Sim
Não informado
e Partex (10%)
Petrobras
Sim
Sim
BMS11
Tupi
Tupi Sul
Tupi
Nordeste
Iracema
Iara
Não informado
e Petrogal (10%)
Petrobras
Sim
Sim
Não informado
3 a 4 bi boe
Caramba
Sim
Não informado
Azulão
Guarani
Sim
Não
Não informado
-
Júpiter
Sim
Não informado
Libra
Sim
BMS21
BMS22
BMS24
5 a 8 bi boe
Petrobras (80%) e Petrogal
(20%)
Exxon (40%), Hess (40%) e
Petrobras (20%)
Petrobras (80%) e Petrogal
(20%)
União
12,8 a 29 bi boe
Petrobras
Exxon
Petrobras
3,7 a 15 bi boe
Total
Quadro 24 - Situação das Descobertas do Pré-sal.
Fonte: Petrobras, 2009. Atualizado pelo autor (Agência Brasil, 2010).
A área do pré-sal, que está sob a concessão da Petrobrás, localiza-se a
aproximadamente 290 km da costa, tem uma profundidade de 1.900 a 2.400 metros,
cerca de 15.000 km2 e é nomeada de Cluster do Pré-sal da Bacia de Santos, conforme
apresenta a Figura 70. Um dos primeiros campos a ser explorado pela Petrobras foi o de
Tupi, onde a previsão de início da produção é no final de 2010 com uma estimativa de
100.000 barris de petróleo por dia (bpd) e 5 milhões de m3 de gás natural por dia. De
forma geral, as características do hidrocarboneto encontrado nos campos do Cluster do
Pré-sal são as seguintes: grau API alto, entre 28 – 30º; alta relação de solução de gás,
entre 200 – 300 m3/m3; e, presença de CO2 no hidrocarboneto, entre 8 a 12% (Almeida
et al., 2010). A estimativa do potencial de recuperação da área de Tupi é de 5 a 8
bilhões de barris (Almeida et al., 2010).
22
Barril de óleo equivalente (boe) – normalmente usado para expressar volumes de líquidos e gás natural
na mesma medida (barris) pela conversão do gás natural à taxa de 1.000 metros cúbicos de gás para 1
metro cúbico de óleo. Para o barril de óleo equivalente internacional, é aproximadamente 6.000 pés
cúbicos de gás natural (Definição do site da ONIP – Organização Nacional da Indústria do Petróleo).
Observação: A taxa de 1.000 metros cúbicos de gás para 1 metro cúbicos de óleo é para o gás natural
nacional. Para cada composição de gás natural e de óleo teremos taxas variadas.
227
Figura 70 - Localização do Campo de Tupi.
Fonte: Almeida et al., 2010.
Tendo como referência as características do hidrocarboneto do Pré-sal que
contém de 8 a 12% de CO2, em função da produção estimada de 5 milhões de m3 dia,
pode ser feito um cálculo da massa do CO2 que será emitida diariamente. Ressalta-se
que não é necessário este cálculo para a produção de óleo pois as emissões de CO2 são
desprezíveis no separador. O cálculo foi feito com a equação P.V = n.R.T, sendo n =
m/M, onde, P é a pressão, V é o volume, n=massa/massa molar, R o valor de 0,00821 e
T a temperatura. Os valores da pressão e temperatura considerados foram os
apresentados pela Resolução ANP Nº 16, de 17.6.2008: “Os limites especificados são
valores referidos a 293,15K (20ºC) e 101,325kPa (1atm) em base seca, exceto os pontos
de orvalho de hidrocarbonetos e de água”. Com isso obtêm-se:
P.V = n.R.T
1 x 1.000 = (m/44) x 0,0821 x 293,15
1.000 = m x 0,5469912
m = 1.828,18 g (referente a 1 m3 = 1.000 lts). = 1,83 kg.
Como é estimada a presença de 8 a 12% de CO2 no gás natural do Pré-sal, tem-se
a seguinte relação: 5.000.000 gás natural/dia,
22
8
- Melhor cenário (8% de CO2) = 400.000 m3 de CO2/dia = 732.000 kg CO2/dia. Em 01
ano tem-se 267.180 t CO2/ano = 267,18 kt CO2/ano = 0,27 Mt CO2/ano.
- Pior cenário (12% de CO2) = 6000.000 m3 de CO2/dia = 1.098.000 kg CO2/dia. Em
01 ano tem-se 400.770 t CO2/ano = 400,77 kt CO2/ano = 0,40 Mt CO2/ano.
Quanto às emissões da infra-estrutura de produção, só foram consideradas, neste
levantamento, as oriundas dos equipamentos de geração de energia da Unidade
Flutuante de Armazenamento e Escoamento – FPSO (Floating Production Storage and
Offloading), Cidade de Angra dos Reis, conforme declarado pela Petrobras no Estudo
de Impacto Ambiental – EIA e Relatório de Impacto do Meio Ambiente – RIMA, do
Piloto do Sistema de Produção e Escoamento de Óleo e Gás da Área de Tupi, Bloco
BM-S-11, Bacia de Santos, à Prefeitura de Niterói23 do Estado do Rio de Janeiro,
descritas na Tabela 11.
Para chegar aos valores declarados, a Petrobras considerou dois cenários, um de
implantação e outro de produção, descritos abaixo, e utilizou o Sistema Informatizado
da Petrobras denominado Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas (SIGEA24).
“Foram identificados 2 cenários distintos de emissão atmosférica: o primeiro refere-se à
fase de instalação e a fase inicial de operação, quando o sistema ainda não tiver atingido a
estabilização de produção (Cenário I), em que estará em funcionamento os turbo geradores
e a caldeira a diesel; o segundo cenário (Cenário II) refere-se a fase estável de produção,
quando estes equipamentos passarão consumir o gás produzido (Petrobras, 2009)”.
23
Informações coletadas no site: http://www.urbanismo.niteroi.rj.gov.br/. Acessado no dia 09 de
novembro de 2010.
24
Segundo as informações do Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa da Petrobras, 2009, o
SIGEA teve sua utilização iniciada na empresa a partir de 2002 para o levantamento das emissões da
empresa calculadas pela metodologia desagregada (bottom-up) com base em algoritmos do sistema
SIGEA. Fonte: Petrobras, 2009. Gestão de Emissões Atmosféricas – Relatório de Desempenho disponível
em
<
http://www.petrobras.com.br/pt/
meio-ambiente-e-sociedade/preservando-meioambiente/downloads/pdf/131205VersaoFinalPetrobrasInternet. pdf>, acessado em 09 de novembro de
2010.
229
Tabela 11 - Principais efluentes atmosféricos emitidos pelo FPSO Cidade de Angra dos Reis.
Emissões – kg/h
Fonte de
Emissão
Combustível
Cenários
de
Emissões
NOx
CO
CH4
SOx
MP
HCT
CO2
Flare
Gás
II
0,21
1,19
5,19
-
0,28
6,84
341,30
Gás
II
40,15
10,30
1,07
-
0,83
1,34
15.970,00
Diesel
Marítimo
I
99,40
0,37
-
45,73
1,35
0,05
20.900,00
Gás
II
40,15
10,30
1,07
-
0,83
1,34
15.970,00
Diesel
Marítimo
I
99,40
0,37
-
45,73
1,35
0,05
20.900,00
Gás
II
40,15
10,30
1,07
-
0,83
1,34
15.970,00
Diesel
Marítimo
I
99,40
0,37
-
45,73
1,35
0,05
20.900,00
Gerador
Auxiliar 1
Diesel
Marítimo
*
2,85
0,01
-
1,31
0,04
0,001
597,70
Gerador
Auxiliar 2
Diesel
Marítimo
*
2,85
0,01
-
1,31
0,04
0,001
597,70
Gerador de
Emergência
Diesel
Marítimo
*
1,90
0,01
-
0,87
0,03
0,001
389,50
Gás
II
9,34
3,88
0,11
-
0,35
0,51
7.796,00
Diesel
Marítimo
I
10,55
2,19
0,02
21,57
0,87
0,11
9.831,00
*
20,37
4,23 0,04 41,66
Emergência
*Utilizado somente em situações Emergenciais
Fonte: Sistema de Gerenciamento de Emissões Atmosféricas (SIGEA) – Petrobras.
1,69
0,21
18.990,00
Turbo Gerador
Principal 1
Turbo Gerador
Principal 2
Turbo Gerador
Principal 3
Caldeira
Principal
Caldeira de
Diesel
Marítimo
Como as informações fornecidas pela Petrobras apresentam os dois cenários e
ainda um levantamento para os equipamentos de emergência, para efeitos de cálculo
deste trabalho, somente foi considerado o cenário II no qual a FPSO estará operando em
carga máxima, produzindo cerca de 5 milhões de m3 de gás natural por dia. Sendo
assim, totalizando os equipamentos da FPSO inseridos no cenário II, tem-se uma
quantidade de emissões de CO2 de 56.047,30 kg CO2/h, por dia tem-se 1.345.135,20 kg
CO2/dia que em toneladas seria 1.345,13 t CO2/dia, que em ano seria 490.972,45 t
CO2/ano ou 490,97 kt CO2/ano ou 0,49 Mt CO2/ano.
Para a realização do cálculo completo das emissões do projeto de Tupi, tem-se os
seguintes cenários de emissões por ano:
- Melhor cenário (8% de CO2) = 0,27 Mt CO2/ano (proveniente do gás natural) + 0,49
23
0
Mt CO2/ano (proveniente dos equipamentos da FPSO) = 0,76 Mt CO2/ano.
- Pior cenário (12% de CO2) = 0,40 Mt/ano ano (proveniente do gás natural) + 0,49 Mt
CO2/ano (proveniente dos equipamentos da FPSO) = 0,89 Mt CO2/ano.
A Petrobras tem planejado para a operação dos campos da província do Pré-sal,
segundo Estrella (2009), cerca de 10 FPSO’s (contando com a Cidade de Angra dos
Reis) até 2016. Sendo assim, somente as emissões decorrentes dos reservatórios e das
FPSO’s seriam na ordem de 8,90 Mt CO2/ano. O que representaria mais de 70% das
emissões do setor de extração e transporte de óleo e gás natural do Brasil, tendo como
base o inventário brasileiro de 2005.
É importante destacar que, além dessas FPSO’s que estarão em operação na área
do Pré-sal da Petrobras, existem outras FPSO’s em operação na costa brasileira seja sob
a responsabilidade da Petrobras seja sob a responsabilidade de outra operadora, como a
Shell operadora da FPSO Fluminense. Outro fator a ser levantado é que, em todas as
áreas já licitadas do Pré-sal, a Petrobras está presente, entretanto, tem a parceria com
outras empresas petrolíferas conforme o listado no Quadro 22.
Quanto ao campo de Libra, que não tem definição específica para a sua
exploração e produção, pode-se fazer uma projeção tendo como base a análise para a
produção da área da Petrobras do Pré-sal.
231
ANEXO II
Ações e produção científica realizadas no desenvolvimento da pesquisa
A primeira ação desenvolvida pelo autor da pesquisa foi a realização do curso de
mestrado em Regulação da Indústria de Energia (UNIFACS): 2008 – 2009, tendo como
resultado final da pesquisa a dissertação:
CÂMARA, G.A.B. Aspectos importantes do armazenamento geológico de CO2 e
uma proposta para o seu modelo regulatório no Brasil. 2009. 141 f. Dissertação
(Mestrado em Regulação da Indústria de Energia) - Universidade Salvador, UNIFACS,
Salvador, 2009.
O Quadro 25 a seguir apresenta a participação em congressos acadêmicos e
também as publicações em periódicos nacionais e internacionais.
PERIÓDICOS
Ano
Publicação/Congresso
2011
International Journal of
International Journal of
Greenhouse Gas
Greenhouse Gas Control
Control
5 (2011) 966–974
ISSN:1750-5836
2012
Journal of
Environmental Science
and Engineering A 1
Journal of
(2012) 21-34
Carbon Capture and Storage
Environmental Science
Formerly part of Journal
Technology: World
and Engineering, 5
of Environmental
Overview and Potential to
(2011)
Science and
Mitigate GHG in Brazil
ISSN:1934-8932
Engineering, ISSN
1934-8932
6 (2011), pp 238-253
George Câmara
José Célio
Andrade
Paulo Rocha
2012
Sistemas & Gestão
ISSN: 1980-5160
Revista Eletrônica
Sistemas & Gestão
6 (2011), pp 238-254
Tecnologia de
Armazenamento Geológico
de Dióxido de Carbono:
Panorama Mundial e
Situação Brasileira
George Câmara
José Célio
Andrade
Paulo Rocha
2012
Journal of Cleaner
Production
ISSN: 0959-6526
Journal of Cleaner
Production xxx (2012)
1 - 9 (in press)
Storage of Carbon Dioxide
in Geological Reservoirs: Is
It a Cleaner Technology?
George Câmara
José Célio
Andrade
Paulo Rocha
Quadro 25 – Publicações da pesquisa.
Local/Forma
Título
Autores
Regulatory framework for
geological storage of CO2
in Brazil – Analyses and
proposal
George Câmara,
José Célio
Andrade,
Luiz Eraldo
Araújo Ferreira,
Paulo Rocha
23
2
CONGRESSOS E EVENTOS
Ano Publicação/Congresso
2009
VI Congresso
Brasileiro de
Regulação - ABAR
Local/Forma
Realizado de 18 a 20 de
maio de 2009, no Rio de
Janeiro (RJ).
Apresentação Oral
Título
Mercado de Créditos de Carbono
para o Armazenamento de CO2 em
Reservatórios Geológicos - Futuro
Eminente e Ações Brasileiras
Estruturais e Regulatórias
Necessárias
Autores
George Câmara
Osvaldo Soliano
Luiz Eraldo
Ferreira
Paulo Rocha
Análise da Legislação Ambiental
Vigente no Brasil e a sua aplicação
para a Tecnologia de
Armazenamento de CO2 em
Reservatórios Geológicos
George Câmara
José Ângelo
Araújo dos Santos
Luiz Eraldo
Ferreira
Paulo Rocha
VI Congresso Nacional
de Excelencia em
Gestão
Realizado de 05 e 06 de
agosto de 2010, Rio de
Janeiro - RJ e 07 de
agosto de 2010 em
Niterói – RJ
Apresentação Oral
Análise e Proposição para a
Regulação Brasileira do Uso da
Tecnologia de Armazenamento
Geológico de CO2
George Câmara,
José Célio
Andrade, Paulo
Rocha e Luiz
Eraldo Araújo
Ferreira
2º Simpósio de Gestão
2010 Ambiental e Mudanças
Climáticas
junho de 2010, Curitiba,
Paraná.
Apresentação Oral
A Utilização do Armazenamento
Geológico do CO2 pelo Setor
Petrolífero Brasileiro e sua
Influência na Governança
Ambiental Global do Clima
George Câmara
Paulo Rocha
José Célio
Andrade
Columbia University in
New York, USA, from
May 8 to 10, 2011
Pôster
Capture and Store Carbon Dioxide
Technology: Potential to Mitigate
GHG in Brazil
George Câmara
José Célio
Andrade
Paulo Rocha
Realizado de 18 de abril
de 2011, Rio de Janeiro,
RJ.
Apresentação Oral
Estratégias para a Utilização do
Armazenamento Geológico de CO2
pelo setor petrolífero brasileiro e
sua influência na governança
ambiental global do clima
George Câmara
Paulo Rocha
José Célio
Andrade
3rd International
Workshop on
Advances in Cleaner
Production
São Paulo, Brazil, May
18-20, 2011
Apresentação Oral
Storage of Carbon Dioxide in
Geological Reservoirs: Is it a
Cleaner Thecnology?
George Câmara
A. Silva Júnior
José Célio
Andrade
Paulo Rocha
VII Congresso
Nacional de
Excelencia em Gestão
Realizado de 12 de
agosto de 2010, Rio de
Janeiro - RJ e 13 de
agosto de 2010 em
Niterói – RJ
Apresentação Oral
Tecnologia de Armazenamento
Geológico de Dióxido de Carbono:
Panorama Mundial e Situação
Brasileira
George Câmara
José Célio
Andrade
Paulo Rocha
Vancouver, BC, Canada,
Status of CCS Technology in Japan
from October 14 to 17,
and Brazil: A Comparative Analysis
2012.
Apresentação Oral
George Câmara
José Célio
Andrade José de
Oliveira Puppim
Paulo Rocha
2009
2010
V Congresso Brasileiro
de P&D em Petróleo e
Gás
17TH Annual
International
2010
Sustainable
Development Research
Conference
1o Congresso de CO2
na Indústria do
2011
Petróleo, Gás e
Biocombustível
IBP
2011
2011
2012
62nd CSChE
Conference 2012
outubro de 2009 em
Fortaleza, Ceará. Pôster
Quadro 25 – Participação em Congressos e Eventos da pesquisa.
233
ANEXO III
Análise Comparativa do Status das Tecnologias de CCS no Brasil e no Japão
A forma de responder a questões globais dos países desenvolvidos e dos em
desenvolvimento difere em diversos pontos. Isso pode ser visto nas questões referentes
às decisões globais em relação às emissões de GEE e em consequência às mudanças
climáticas. Mas, para analisar as questões referentes ao uso de uma tecnologia, se faz
necessária uma análise da situação populacional e econômica já que as mesmas estão
relacionadas com o consumo e, consequente, com as emissões de GEE de um País.
A Figura 71 apresenta a atual situação populacional do Brasil e do Japão além de
projetar as populações de ambos países até o ano de 2050. Além disso, a figura também
apresenta a situação em 2011 do Produto Interno Bruto das principais economias
mundiais na qual o Japão se coloca como a quarta economia e o Brasil como a sétima.
Figura 71 - Projeção populacional até 2050 do Brasil25 e Japão26, e situação do PIB em 201127.
Com relação às emissões de GEE no Brasil e no Japão, ambos os países são
signatários do Protocolo de Kyoto, entretanto, o Japão é um país Anexo 01 e o Brasil
não-Anexo. Em virtude disso, o Japão publica anualmente o inventário nacional de
emissões de GEE, além de comunicar suas emissões à UNFCCC. Já o Brasil não tem
obrigação de contabilizar anualmente as suas emissões de GEE nem de relatar à
UNFCCC. Contudo, em 1994, o Brasil relatou as suas emissões, em 2009 fez um
inventário mais detalhado e em 2010 se comprometeu voluntariamente junto a
25
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, acesso em maio/2012: http://www.ibge.gov.br.
National Institute of Population and Social Security Research, acesso em maio/2012: http://www.ipss.go.jp.
27
US Central Intelligence Agency (CIA), acesso em maio/2012 of “The World Factbook” (ISSN 1553-8133) in:
https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/rankorder/2001rank.html
26
23
4
UNFCCC. A Figura 72 apresenta a situação das emissões do Brasil e do Japão e com
suas linhas de tendências.
Figura 72 - Comparativo entre as emissões de GEE do Brasil e do Japão.
Fonte: elaboração própria
Pode-se observar na Figura 72 que a linha de tendência das emissões brasileira
de GEE é de crescimento e não alcance das metas enquanto a do Japão é de declínio e
estabilização, com probabilidade de alcance das metas estabelecidas. Diversas questões
podem estar relacionadas com estas tendências, mas é importante verificar o foco
político e estratégico de ambos os países em relação às emissões de GEE e as mudanças
climáticas.
Desde antes da Rio 92, o Japão está atento às questões climáticas e de
aquecimento global, isso fica explícito na publicação do Plano de Ação Arrest Global
Warning. Após a Rio 92 até os tempos atuais, o Governo do Japão tem buscado
responder às decisões estabelecidas em acordos mundiais em suas políticas e estratégias
internas. A Figura 73 apresenta a evolução do quadro político/estratégico do Japão nos
últimos vinte anos e as principais respostas em suas políticas e estratégias internas.
235
Figura 73 - Cronologia das principais políticas e estratégias de mudanças climáticas no Japão.
Se no Japão o estabelecimento de políticas e estratégias é algo que busca
responder às principais decisões mundiais, tendo uma evolução gradativa com o passar
do tempo, no Brasil, o estabelecimento das políticas e estratégias de combate às
mudanças climáticas ganharam importância maior nos últimos cinco anos. A Figura 74
apresenta as principais políticas e estratégias do Brasil com os principais instrumentos
legais e a data de vigência dos mesmos.
Figura 74 - Cronologia das principais políticas e estratégias de mudanças climáticas no Brasil.
23
6
Devido à forma como o setor público no Japão responde às discussões mundiais
sobre as questões climáticas, foram identificados alguns pontos importantes durante a
realização da pesquisa, com destaque a forma como foram estruturadas as questões
referentes às tecnologias de CCS. Tradicionalmente, o setor privado japonês sempre foi
avançado na área de desenvolvimento de tecnologia para a captura de CO2, tendo as
empresas japonesas participação em diversos projetos de CCS no mundo.
Quanto ao desenvolvimento das pesquisas no Japão sobre as tecnologias de
CCS, a fundação pelo Governo Japonês do Research Institute of Innovative Technology
for the Earth (RITE), em 1990, foi um marco. Entretanto, o diferencial foi o
reconhecimento no Action Plan for Building a Low Carbon Society28 do potencial de
30% de redução das emissões japonesas de GEE pelas tecnologias de CCS até 2020.
Além de inserir a participação do CCS nas metas de redução de GEE, o setor
público também fomenta as iniciativas do setor privado no Japão. Um exemplo disso foi
a elaboração do Strategic Technology Roadmap (Energy Sector) e
o Cool Earth-
Innovative Energy Technology Program. Estes programas atingem principalmente os
setores emissores de energia, com destaque para as empresas de geração por carvão
mineral, e o de produção de aço.
Em 2008, um pool de empresas fundou a Japan CCS Corporation, uma empresa
específica para conduzir os projetos de CCS no Japão. Atualmente, a Japan CCS conta
com trinta e seis sócias. A Japan CCS está conduzindo estudos em três locais candidatos
para abrigar projetos de CCS, sendo o mais avançado o de Tomakomai. Todos os
projetos têm o apoio do Governo Japonês e a participação da sociedade civil. A Figura
75, fornecida pela Japan CCS em visita à empresa, apresenta a governança dos projetos
de CCS.
28
Action Plan for Achieving a Low-carbon Society, publicado em 29/07/ 2008 pelo Governo do Japão.
237
Figura 75 - Estrutura Organizacional dos Projetos de CCS conduzidos pela Japan CCS Co.
Para dar suporte à análise do estágio em que se encontram as tecnologias de
CCS no Brasil e Japão foi feita uma pesquisa na European Patent Office29 das patentes
depositadas por ambos os países nos últimos vinte anos nos principais escritórios de
patentes do mundo.
Dentre os 09 códigos específicos para as tecnologias de CCS do item de controle
da poluição do Inventário Verde da Classificação internacional de Patentes estabelecido
pela UNFCCC e o World Intellectual Property Organization (WIPO), somente em dois
o Brasil tem mais depósitos do que o Japão. Estes dois códigos estão relacionados com a
áreas das tecnologias voltadas para o armazenamento do CO2. A Figura 76 apresenta o
comparativo entre o Brasil e o Japão com relação ao depósito de patentes.
29
Pesquisa feita no “Espacenet - Patent search”, http://worldwide.espacenet.com/advancedSearch?locale= en_EP
(concluída em 21 de maio de 2012).
23
8
Figura 76 - Comparativo entre Brasil e Japão de depósito de patentes das tecnologias de CCS.
No que diz respeito à sociedade civil, em especial à academia, os resultados da
pesquisa apontam para um número maior de universidades envolvidas com as
tecnologias de CCS no Japão do que no Brasil, conforme mostra a Figura 77. Os
critérios para a identificação destas instituições foram tomados levando em
consideração a participação em projetos, a existência de grupos de pesquisa e o depósito
de patentes.
Figura 77 - Situação das Instituições de Pesquisa no Brasil e Japão.
De maneira geral, no Japão, a sociedade civil tem sido estimulada a conhecer
mais sobre as tecnologias de CCS via eventos e congressos promovidos por instituições
públicas e pelo setor privado. Já no Brasil, isso tem acontecido de uma maneira menos
239
intensa, restringindo-se ao setor petrolífero que tem estimulado a discussão sobre o
tema.
Uma ação feita pela sociedade civil no Japão a ser destacada foi a constituição
em 2008 do Tomakomai CCS Promotion Council. Este conselho foi formado com a
participação dos moradores e associações de pescadores, assim como, pesquisadores das
localidades onde sofrerão influência do projeto Tomakomai de CCS.
Nesta análise comparativa da situação em que se encontram as tecnologias de
CCS nos dois países, pode-se concluir que alguns países têm liderado o processo de
domínio e difusão destas tecnologias para o seu uso em larga escala. A forma como os
atores de cada país estão respondendo às decisões mundiais sobre as questões climáticas
têm influenciado diretamente no desenvolvimento das tecnologias de CCS em cada país.
Foi possível verificar avanços no setor privado do Brasil quanto ao
desenvolvimento das tecnologias de CCS, em especial quanto ao armazenamento do
CO2. Em especial quanto ao setor privado, atualmente, o Japão pode ser considerado um
exportador de tecnologias de CCS para a captura e importador de tecnologias de CCS
para o armazenamento de CO2. Contudo, devido aos esforços dos atores japoneses
envolvidos com o CCS, a tendência é de avanço em todas as áreas tecnológicas do CCS.
É possível afirmar que a forma como o Japão está conduzindo as questões
referentes ao uso em larga escala das tecnologias de CCS são mais eficientes do que no
Brasil. Por isso, a probabilidade de sucesso em futuros projetos de larga escala no Japão
é maior do que no Brasil.

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capítulo 3 observações costeiras e oceânicas - PBMC

da apresentação.