A captura e o armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês) estiveram entre os principais temas da Semana do Clima de Nova York na semana passada, onde os críticos da tecnologia expressaram preocupação de que ela seja usada para prolongar a vida útil da indústria de combustíveis fósseis.
Durante anos, especialistas têm apontado que a captura e armazenamento de carbono (CCS) tem sido usada principalmente para bombear mais petróleo da terra, por meio de um processo conhecido como recuperação avançada de petróleo (EOR). A queima desse petróleo emite muito mais dióxido de carbono (CO2) do que o capturado e, portanto, a CCS não representa uma solução viável para combater as mudanças climáticas, argumentam os críticos.
Em uma coletiva de imprensa após a Cúpula da ONU sobre Ambição Climática, realizada em 20 de setembro, Tzeporah Berman, presidente da Iniciativa do Tratado de Não Proliferação de Combustíveis Fósseis , afirmou: “As empresas petrolíferas reconheceram este ano que não cumprirão suas promessas enganosas de emissões líquidas zero. Os dados mostraram que seus planos de captura de carbono não estão funcionando em larga escala.”
A seguir, apresentamos uma análise da DeSmog sobre o impacto climático de 12 projetos de captura e armazenamento de carbono (CCS) em larga escala ao redor do mundo; o que a indústria de combustíveis fósseis prometeu e o que de fato aconteceu. As conclusões incluem uma série de metas de captura de carbono não atingidas, estouros de orçamento e bilhões de dólares em custos para os contribuintes na forma de subsídios.
Os dados foram obtidos de diversas fontes, incluindo o Global CCS Institute; a Agência Internacional de Energia; o Instituto de Economia Energética e Análise Financeira; o Geoengineering Monitor e pesquisas da DeSmog. Os dados sobre subsídios foram fornecidos pela Oil Change International , que planeja lançar um banco de dados sobre o apoio governamental ao CCS em 2024. As conversões de moeda foram feitas considerando as taxas de câmbio vigentes na época em que os subsídios foram anunciados ou concedidos.
Para mais informações sobre as implicações climáticas do CCS, consulte a análise complementar da DeSmog: Como os projetos de captura e armazenamento de carbono estão impulsionando a extração de petróleo e gás em todo o mundo.
O que os projetos de CCS prometem. E o que eles entregam.
1. Usina de Processamento de Gás Natural Terrell (“Val Verde”)
Operadora: Occidental Petroleum, 1972-presente
Localização: Sudeste de Fort Stockton, Texas, EUA
Capacidade máxima declarada: 0.5 milhões de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação avançada de petróleo na Bacia Permiana
Subsídios públicos: Nenhum
O que eles disseram que aconteceria: Mais petróleo bruto seria extraído usando CO2 injetado.
O que realmente aconteceu: Deu certo. O sucesso de Val Verde serviu como um modelo replicável, permitindo que a indústria petrolífera bombeasse mais petróleo enquanto alegava estar ajudando o clima.
Contexto : A primeira instalação industrial de captura de carbono do mundo começou a extrair CO2 de um complexo de usinas de processamento de gás no oeste do Texas em 1972. O gás era então canalizado por toda a região para aumentar a produtividade dos poços de petróleo . Agora pertencente à Occidental Petroleum e renomeada como Usina de Processamento de Gás Natural de Terrell, a instalação contribuiu para a produção de milhões de barris adicionais de petróleo bruto.
O sucesso de Val Verde ajudou o setor de petróleo e gás a desenvolver um modelo de negócios que lhes permite obter lucro por muito tempo. Simultaneamente, representou uma solução potencial para a crescente crise dos gases de efeito estufa, embora continue sendo a maior fonte dessa poluição.
Val Verde, a primeira instalação dedicada ao uso de CO2 injetado para produzir mais petróleo, foi fundamental para o pioneirismo da recuperação avançada de petróleo (EOR). A técnica provou ser tão bem-sucedida que, em uma década, as empresas de perfuração construíram milhares de quilômetros de oleodutos dedicados ao envio de CO2 natural para campos de petróleo no Texas, em outras partes dos EUA e, eventualmente, em outros países.
Com base em Val Verde, desde a década de 1970, as empresas petrolíferas americanas têm liderado o desenvolvimento de tecnologias de recuperação aprimorada de petróleo com captura e armazenamento de carbono (EOR-CCS) cada vez mais eficientes. Embora atualmente praticadas globalmente, a Bacia Permiana do Texas concentra a maior parte das operações de EOR.
À medida que crescia a conscientização de que a queima de combustíveis fósseis era cada vez mais prejudicial ao meio ambiente, os cientistas do petróleo começaram a buscar soluções que fossem favoráveis à indústria. Dado que uma fração do CO2 injetado durante a recuperação avançada de petróleo (EOR) permanece no subsolo, já em 1977, defensores sugeriram reformular a EOR para captura e sequestro de carbono (CCS), uma abordagem mais amigável ao clima. Imaginando a instalação de unidades de captura em usinas de geração de energia movidas a combustíveis fósseis, particularmente usinas termelétricas a carvão, os apoiadores viam isso como uma resposta elegante às crescentes preocupações com as emissões de carbono.
Cinquenta anos depois, Val Verde ainda serve como modelo para o setor em relação ao uso "benéfico" de CO2, e a recuperação aprimorada de petróleo (EOR) continua sendo o principal motor e modelo de negócios bem-sucedido para a captura e armazenamento de carbono (CCS).
2. Estação de Tratamento de Esgoto de Shute Creek
Operadora: ExxonMobil , 1986-presente
Localização: Leste de Kemmerer, Wyoming, EUA
Capacidade máxima declarada: 7 milhões de toneladas de CO2/ano
Métodos de armazenamento: Recuperação avançada de petróleo no Wyoming e estados vizinhos, armazenamento geológico limitado.
Subsídios públicos: Nenhum
O que eles disseram que aconteceria: A ExxonMobil aponta para Shute Creek para demonstrar seu compromisso em capturar cada vez mais carbono.
O que realmente aconteceu: Quase metade do CO2 capturado foi usada para bombear mais petróleo; o restante foi simplesmente liberado na atmosfera, em parte porque a usina não conseguiu atingir cerca de um terço de suas metas de captura.
Contexto: A proprietária ExxonMobil afirma ter "capturado cumulativamente mais CO2 antropogênico do que qualquer outra empresa" e estima que sua usina de Shute Creek seja responsável por 20% do carbono sequestrado anualmente no mundo. No entanto, a usina — localizada no campo de gás LaBarge, no Wyoming — não foi projetada com metas climáticas em mente, mas sim para produzir gás, petróleo e um quinto do suprimento mundial de hélio.
O campo de gás LaBarge, no Wyoming, permaneceu inexplorado por décadas devido aos seus altíssimos níveis de CO2, o que o tornava uma fonte pouco ideal para a produção de gás natural. No entanto, na década de 1980, a Exxon descobriu que a captura de carbono durante o processamento do gás e sua venda para a recuperação aprimorada de petróleo na região circundante tornariam a operação de Shute Creek lucrativa. Com a flutuação dos preços globais do petróleo nos anos seguintes, a captura de carbono na planta foi interrompida durante os períodos de queda na demanda por CO2 para a extração de petróleo.
De acordo com um relatório do Instituto de Economia Energética e Análise Financeira (IEFFA), um centro de estudos sem fins lucrativos, 47% de todo o CO2 capturado pela usina foi vendido para recuperação aprimorada de petróleo ao longo de sua vida útil, com apenas 3% de CO2 sequestrado. Os 50% restantes do CO2 produzido pela usina — 120 milhões de toneladas — foram simplesmente liberados na atmosfera, tornando-a uma importante fonte de emissões de gases de efeito estufa. Embora parte dessa liberação tenha sido planejada, a usina não conseguiu atingir cerca de um terço de suas metas totais de captura de carbono ao longo de sua história, segundo o IEEFA.
3. Projetos Sleipner e Snøhvit
Operadora: Equinor (Statoil), 1996 até o presente; Snøhvit desde 2008
Localização: Offshore (campo de Sleipner West, Mar do Norte), Noruega
Capacidade máxima declarada: Sleipner 1 milhão de toneladas de CO2/ano
Capacidade máxima declarada: Snøhvit 0.7 milhões de toneladas de CO2/ano
Métodos de armazenamento: Armazenamento geológico no Mar do Norte
Subsídios públicos: US$ 175,000
O que eles disseram que aconteceria: Frequentemente citado como prova de que a indústria petrolífera já aperfeiçoou as técnicas de captura e armazenamento de carbono.
O que realmente aconteceu: Estudos sugerem que a modelagem do armazenamento de CO2 dos projetos é falha, reforçando as preocupações de que o comportamento do CO2 permaneça altamente imprevisível.
Contexto : O projeto Sleipner, o primeiro projeto de CCS (Captura e Armazenamento de Carbono) em escala industrial do mundo, construído com o objetivo de reduzir as emissões de carbono, entrou em operação em 1996, após a entrada em vigor dos impostos pioneiros sobre carbono na Noruega.
Devido ao volume relativamente alto de CO2 contido no gás bruto do campo de Sleipner West, para garantir a rentabilidade sob os novos impostos sobre carbono, tornou-se necessário enterrar o gás. O armazenamento subterrâneo desse resíduo continua a economizar centenas de milhões em impostos anuais para a Equinor.
Em operação quase contínua desde meados da década de 90, e sendo o maior projeto de CCS (Captura e Armazenamento de Carbono) já concebido no Mar do Norte e na Europa, o Sleipner tem capacidade para sequestrar quase um milhão de toneladas de CO2 anualmente.
No entanto, extrair e bombear todo esse CO2 de volta para o subsolo não torna o gás refinado neutro em carbono. Pelo contrário: segundo algumas estimativas , a sua queima gerou cerca de 25 vezes mais CO2 do que todo o CO2 que a Equinor sequestrou.
Idealizado como um modelo que viabiliza a exploração de petróleo e gás a longo prazo, apesar das emissões, o campo de Sleipner tem servido, desde sua concepção, como um centro internacional de aprendizado e um laboratório para gerações de engenheiros de petróleo. O conhecimento adquirido continua a ajudar a Equinor e parceiros como a ExxonMobil a expandir e implementar mais projetos de CCS e EOR em todo o mundo.
No entanto, embora Sleipner tenha servido de guia para a diretiva da UE de 2009 sobre o armazenamento geológico de dióxido de carbono — atualmente em revisão para permitir a expansão do armazenamento e uso de CO2 —, estudos do IEEFA baseados em relatórios noruegueses revelam evidências de que tanto a modelagem de armazenamento de CO2 de Sleipner quanto a de Snøhvit são falhas, demonstrando como o comportamento do CO2 permanece altamente imprevisível, com consequências potencialmente desastrosas.
4. Projeto Kemper
Operadora: Mississippi Power (Southern Energy Company), 2010-2021 (fechada; renomeada para Usina Ratcliffe)
Localização: Norte de Meridian, Mississippi, EUA
Capacidade máxima declarada durante as operações: 3 milhão de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação aprimorada de petróleo no Golfo do México
Subsídios públicos: US$ 407 milhões
O que eles disseram que aconteceria: o carvão seria queimado "de forma limpa" para produzir energia.
O que realmente aconteceu: os custos mais que dobraram em relação às estimativas iniciais, chegando a US$ 7.5 bilhões; vazamentos foram encontrados durante os testes e a usina de captura de carbono acabou sendo desativada e, posteriormente, demolida.
Contexto : No início dos anos 2000, quando as políticas climáticas começaram a exigir a eliminação gradual da geração de energia a carvão, a captura de carbono tornou-se um meio de manter a indústria do carvão ativa de uma forma "mais limpa". Com base em um programa do governo Bush, em 2008, a usina de captura e armazenamento de carbono (CCS) de Kemper foi proposta como o projeto principal da Iniciativa de Energia a Carvão Limpo do governo dos EUA, recebendo US$ 407 milhões em subsídios federais. A usina, operada pela empresa Southern Energy, foi projetada para gaseificar linhito (carvão marrom) e capturar o carbono antes da combustão.
No entanto, a usina nunca atingiu sua meta de capturar 65% de suas emissões de carbono, o que equivaleria a 3 milhões de toneladas de CO2 por ano. Primeiro, a construção foi atrasada e o custo inicialmente estimado em US$ 3.0 bilhões disparou para US$ 7.5 bilhões. Apesar desse aumento maciço no investimento, o processo de gaseificação do carvão do projeto não funcionou de forma confiável durante os testes, pois vazamentos foram detectados.
Em 2017, as operações de captura de carbono foram suspensas devido a problemas contínuos que tornaram o empreendimento inviável. Em 2021, a unidade de captura de carbono desativada foi demolida . Hoje, a usina de Kemper, ainda em funcionamento, simplesmente queima gás fóssil, e o "carvão limpo" continua sendo uma medida cara e sem comprovação científica para a redução de emissões em todo o mundo.
5. Usina de Processamento de Gás Century
Operadora: Occidental Petroleum, 2010-presente
Localização: Leste de Fort Stockton, Texas, EUA
Capacidade máxima declarada: 8.4 milhões de toneladas de CO2/ano
Nota: O Global CCS Institute, apoiado pela indústria, afirma que são cinco milhões de toneladas de CO2 por ano, o que corresponde à capacidade operacional real da usina em 2022.
Método de armazenamento: Recuperação aprimorada de petróleo
Subsídios públicos: Nenhum
O que eles disseram que aconteceria: O projeto ajudará a inaugurar uma nova era de “petróleo com emissões líquidas zero”.
O que está realmente acontecendo: A usina poderá viabilizar o desenvolvimento de aproximadamente 500 milhões de barris de reservas de petróleo a um custo menor.
Contexto: Com 25,000 quilômetros de dutos de CO2; 6,000 poços de injeção de carbono distribuídos por 1.4 hectares; e mais de 50 anos de experiência, a Occidental Petroleum é provavelmente a líder global em recuperação avançada de petróleo.
Com uma capacidade de armazenamento de mais de oito milhões de toneladas de CO2 por ano, após uma expansão em 2012, a usina de processamento de gás Century, no oeste do Texas, avaliada em US$ 1.1 bilhão, possui o maior potencial de armazenamento nos EUA, embora apenas cerca de 60% dessa capacidade tenha sido utilizada no ano passado, de acordo com o Global CCS Institute.
Apesar de suas ambições de expandir suas operações petrolíferas — a Occidental Petroleum afirma que sua recuperação aprimorada de petróleo com CO2 poderia liberar energia equivalente a dois bilhões de barris de petróleo — a empresa se apresenta como líder climática. Citando seu “vasto legado” e sua principal competência em operações de recuperação aprimorada de petróleo com CO2, a empresa afirma que o uso de novas tecnologias para captura de carbono pode ser um “divisor de águas” para o clima. No ano passado, a Occidental começou a vender seu primeiro petróleo “Net Zero” para uma empresa de comércio de commodities com sede em Singapura, com base em capacidade de captura direta de carbono do ar ainda a ser instalada, e, no início deste ano, começou a pré-vender créditos de carbono com base em seu futuro combustível de aviação de “baixo carbono” para a Airbus.
O legado das instalações ligadas à recuperação avançada de petróleo (EOR, na sigla em inglês), incluindo a Usina de Processamento de Gás Century, tem sido, até o momento, um aumento líquido nas emissões globais. Diversas fontes mostram que as operações de petróleo e gás na Bacia Permiana, onde a usina está localizada, representam a maior “bomba climática” da América do Norte e uma das principais contribuintes globais para as mudanças climáticas.
De acordo com o relatório de pesquisa do Instituto de Tecnologia de Massachusetts ( MIT) sobre a Usina de Processamento de Gás Century, ela permite à Occidental Petroleum "desenvolver aproximadamente 500 milhões de barris de reservas a partir de ativos já existentes, a um custo atrativo".
6. Petra Nova
Operadora: Anteriormente NRG Energy em parceria com a JX Nippon Oil, de 2017 a 2020; desativada em 2020 e agora totalmente controlada pela JX Nippon, com reinício previsto para setembro de 2023.
Localização: Anexo a uma unidade da Usina Termoelétrica WA Parish, Richmond, Texas, EUA
Capacidade máxima declarada durante as operações: 1.4 milhão de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação avançada de petróleo no campo petrolífero de West Ranch.
Subsídios públicos: 190 milhões de dólares
O que eles disseram que aconteceria: Uma solução revolucionária para as emissões de combustíveis fósseis.
O que realmente aconteceu: Não foram atingidas as metas de captura; a redução da poluição de carbono em geral foi mínima.
Contexto: Petra Nova reiniciou suas operações em setembro deste ano, dois anos após ter sido paralisada no início da pandemia de COVID-19, quando o preço do petróleo bruto do oeste do Texas despencou. Única unidade de CCS (Captura e Armazenamento de Carbono) acoplada a uma usina termelétrica a carvão nos Estados Unidos, durante seu curto período inicial de operação, demonstrou-se eficiente na recuperação avançada de petróleo (EOR). No entanto, análises independentes revelam que ela não atingiu suas metas de captura e, ao se considerar as emissões do ciclo de vida, praticamente não reduziu a poluição de carbono em geral.
Aclamada como uma solução revolucionária para o aumento das emissões de gases de efeito estufa da indústria de combustíveis fósseis, a usina Petra Nova, coproprietária da NRG Energy e da japonesa JX Nippon, prometeu na época que revolucionaria o setor e salvaria o futuro da geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis.
O projeto de US$ 1 bilhão (incluindo uma subvenção de US$ 190 milhões do Departamento de Energia dos EUA, no âmbito da Iniciativa de Carvão Limpo, e um empréstimo de US$ 250 milhões do governo japonês) está vinculado a uma unidade de 654 megawatts a carvão da gigantesca usina de energia WA Parish, de propriedade da NRG, perto de Houston, no Texas.
Classificada em 2019 como a nona usina de energia mais emissora de carbono nos EUA, as oito unidades de carvão e gás fóssil de Parish lançam anualmente mais de 15.1 milhões de toneladas de CO2 na atmosfera.
Após a captura e compressão, o CO2 é transportado por mais de 80 quilômetros até o campo petrolífero de West Ranch para recuperação aprimorada de petróleo (EOR). Antes da entrada em operação da Petra Nova, apenas míseros 300 barris por dia jorravam do campo. Mas, durante o primeiro ano de operação da Petra Nova, esse número saltou para 4,000 barris por dia . Com o aumento da pressão, a produção aumentou 50 vezes, chegando a mais de 15,000 barris por dia.
Mas quando os preços do petróleo no oeste do Texas despencaram no final de março de 2020, a captura e o sequestro de CO2 para recuperação aprimorada de petróleo deixaram de fazer sentido econômico, e seus proprietários desativaram a usina até que os mercados de petróleo melhorassem.
Quanto à questão de saber se a usina Petra Nova realmente capturou 90% do CO2 emitido, como afirmam os apoiadores do projeto, a pesquisa do IEEFA mostra que raramente capturou mais de 75% do CO2 que passou pela usina. Oficialmente, o Departamento de Energia dos EUA afirma que a usina capturou apenas cerca de 3.9 milhões de toneladas curtas de CO2 durante seus três primeiros anos, valor inferior às 4.6 milhões de toneladas que os desenvolvedores esperavam.
No entanto, ao contabilizar o CO2 produzido pela turbina a gás dedicada, os vazamentos de CO2 e metano provenientes da produção de gás fóssil, bem como as emissões de carbono decorrentes do transporte de CO2 para a recuperação avançada de petróleo (EOR), o professor Mark Z. Jacobson, da Universidade de Stanford, determinou que, na melhor das hipóteses , a usina capturava apenas 11% das emissões totais de carbono, sem sequer levar em conta a poluição proveniente das centenas de milhares de barris de petróleo que o CO2 capturado pela Petra Nova extraiu do solo.
A JX Nippon Oil & Gas Exploration Corp., única proprietária e maior produtora de petróleo do Japão, afirma com orgulho que o projeto reiniciado alcançará simultaneamente um aumento drástico na produção de campos petrolíferos antigos e uma redução nas emissões de CO2 na atmosfera do Texas.
Continuando a se apresentar como um projeto que beneficia o clima, com os preços do petróleo se aproximando de US$ 100 por barril, a operação de Petra Nova volta a fazer sentido financeiramente. No futuro, as operações de recuperação aprimorada de petróleo (EOR) financiarão novamente a operação do sistema de captura e armazenamento de carbono (CCS), além de oferecer mais uma oportunidade para demonstrar a viabilidade da tecnologia em larga escala, em um projeto considerado por muitos como um teste crucial para o sequestro e armazenamento permanente de CO2 no subsolo.
O fato de Petra Nova praticamente não ter feito nada anteriormente para reduzir as emissões totais de CO2 — provavelmente aumentando-as — não é visto como um defeito, mas sim como uma característica, visto que seu único propósito é capturar parte da poluição da planta para produzir mais petróleo — tarefa na qual ela comprovadamente se destaca.
7. Projeto Gorgon
Operadoras: Chevron (47.3%), ExxonMobil (25%), Shell (25%), 2017-presente
Localização: Ilha Barrow, Austrália Ocidental, Austrália
Capacidade máxima declarada durante as operações: 4 milhões de toneladas de CO2/ano
Subsídios públicos: 60 milhões de dólares australianos (47 milhões de dólares americanos)
O que eles disseram que aconteceria: Uma usina modelo para armazenar o CO2 produzido pela perfuração de gás em alto-mar.
O que realmente aconteceu: O projeto começou anos depois do início da perfuração; foi assolado por problemas técnicos que fizeram com que capturasse menos de um quarto do que havia sido prometido.
Contexto: A Chevron e seus parceiros foram autorizados a construir a usina de GNL Gorgon, de US$ 54 bilhões, na reserva natural da Ilha Barrow por um único motivo: enterrar milhões de toneladas de CO2 produzido a partir de reservatórios de gás offshore em uma formação profunda sob a ilha.
Teoricamente capaz de armazenar até 4 milhões de toneladas de CO2 por ano e legalmente obrigada a capturar 80% de suas emissões , a Gorgon, segundo todos os relatos, fracassou de forma espetacular.
Embora a planta de gás de Gorgon tenha produzido sua primeira carga de GNL em março de 2016, a primeira injeção de CO2 só começou em agosto de 2019 — três anos e meio depois do previsto. E desde então, ela sequestrou, em média, menos de 1 milhão de toneladas por ano.
Com praticamente nenhum dia em que todos os elementos do sistema de injeção de CO2 da Gorgon funcionassem simultaneamente, um relatório de 2022 do IEEFA constatou que a Gorgon não atingiu suas metas de armazenamento e emissões em cerca de 50% durante seus primeiros cinco anos de operação.
Com o vazamento de CO2 do reservatório de armazenamento de CO2 designado para Gorgon, em dezembro de 2020, os órgãos reguladores reduziram a taxa de injeção permitida para 30% da capacidade máxima até que a Chevron pudesse consertar seu sistema de gerenciamento de pressão sem fraturar a rocha ao redor dos poços de injeção e danificar permanentemente o desempenho do sistema.
Segundo publicações australianas e de outros países: o projeto Gorgon não conseguiu enterrar 9.5 milhões de toneladas de dióxido de carbono nos seus primeiros cinco anos de operação. Em resposta a essa deficiência, em 2021 a Chevron anunciou que compraria 5.23 milhões de toneladas de créditos de carbono (muitos dos quais se provaram posteriormente ineficazes ).
Ao que tudo indica, a Chevron continua a ficar cada vez mais para trás em relação às suas metas de captura e armazenamento de CO2, mas a gigante dos combustíveis fósseis não está sendo nada transparente sobre o quanto dessa diferença é significativa.
O que é certo é que o refino de gás da Chevron produziu volumes enormes de CO2 — dos quais pouco, ou quase nada, foi "sequestrado".
No entanto, o governo australiano aprovou posteriormente duas novas áreas de armazenamento offshore de gases de efeito estufa, afirmando que a captura e armazenamento de carbono (CCS) "tem um papel vital a desempenhar" para ajudar o país a atingir suas metas de emissão zero líquida.
8. Captura e Armazenamento de Carbono (CCS) da Abu Dhabi Steel (Projeto Al Reyadah)
Operadoras: ADNOC, Masdar, Emirates Steel (2016 – presente)
Localização: Mussafah, Emirados Árabes Unidos
Capacidade máxima declarada durante as operações: 0.8 milhões de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação aprimorada de petróleo
Subsídios públicos: Não aplicável
O que eles disseram que aconteceria: Uma siderúrgica seria adaptada para ser ecologicamente correta.
O que realmente aconteceu: O CO2 capturado foi usado para bombear mais petróleo.
Contexto: Única instalação em grande escala no mundo para capturar emissões da produção de aço, o projeto promete armazenar até 90% de todo o CO2 originado na usina da Emirates Steel perto de Abu Dhabi. De lá, um gasoduto transporta o gás comprimido para campos de petróleo em terra, onde é utilizado para recuperação aprimorada de petróleo. A usina segue uma tendência de concentrar a tecnologia de captura de carbono em emissões de difícil controle provenientes de setores industriais como a produção de aço, cimento e produtos químicos.
“O sucesso deste projeto será, sem dúvida, um catalisador para projetos semelhantes nos Emirados Árabes Unidos e em toda a região”, afirmou o presidente da ADNOC, Sultan Ahmed Al Jaber, durante uma entrevista em vídeo para promover o projeto em 2014. Desde a construção do Projeto Al Reyadah, os Emirados Árabes Unidos anunciaram novos projetos que aumentariam a capacidade de captura de carbono do país em mais de cinco vezes. A ADNOC afirma que investirá US$ 15 bilhões em “soluções de baixo carbono”, com foco principal na recuperação aprimorada de petróleo por meio da captura de CO2.
Os planos da ADNOC estão ajudando a impulsionar um boom na recuperação de petróleo com aproveitamento de CO2 na Península Arábica. Em 2019, o Catar anunciou um projeto em larga escala para capturar CO2 do refino de gás natural liquefeito e armazená-lo em formações geológicas, projeto que também tem sido associado ao seu uso futuro na extração de petróleo . A vizinha Arábia Saudita construiu sua primeira planta de captura de carbono em 2015 para extrair petróleo de poços em declínio e declarou no ano passado que uma nova instalação de captura de carbono, com previsão de início de operação em 2027, se tornará a maior do mundo, com o objetivo final de capturar 44 milhões de toneladas de dióxido de carbono por ano até 2035.
9. Barragem de Limite
Operadora: Saskatchewan Power, 2014-presente
Localização: Estevan, Saskatchewan, Canadá
Capacidade máxima declarada durante as operações: 1 milhões de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação aprimorada de petróleo no campo petrolífero de Weyburn (90%), armazenamento geológico (10%).
Subsídios públicos: 240 milhões de dólares canadenses (217 milhões de dólares americanos)
O que eles disseram que aconteceria: Uma instalação de "carvão limpo" líder mundial.
O que realmente aconteceu: Falha constante em atingir as metas de captura; o CO2 capturado foi usado para bombear mais petróleo.
Contexto: Quando uma unidade de captura de carbono foi instalada em uma seção antiga de uma usina termelétrica a lignito no Canadá, havia grandes expectativas de que a usina se tornaria uma “instalação de carvão limpo” líder mundial. Para financiar a construção, o governo canadense destinou 240 milhões de dólares canadenses para o empreendimento de captura de carbono. A usina também resolveria o problema imposto por uma lei canadense aprovada em 2012, que determinava o fechamento de todas as usinas termelétricas a carvão com 50 anos ou mais, a menos que fossem modernizadas com um sistema de captura de carbono. No caso da unidade de Boundary Dam, alvo da iniciativa, sua vida útil teria expirado em 2019.
Em vez de atingir sua meta anual de um milhão de toneladas de CO2 capturadas por ano, a usina tem apresentado desempenho consistentemente abaixo do esperado. Segundo os próprios dados da empresa , a usina está a caminho de capturar 750,000 toneladas de CO2 em 2023, igualando resultados semelhantes aos de 2022. Em 2021, a instalação de captura de carbono armazenou apenas cerca de 442,000 toneladas, menos da metade de sua capacidade anual prevista.
Isso segue uma tendência semelhante de baixo desempenho desde que a barragem de Boundary começou a operar em 2016, de acordo com uma análise do IEEFA. Os autores do relatório classificaram o projeto como "com dificuldades" e constataram que ele mal atingiu sua meta de armazenamento de 90% em "qualquer dia". A maior parte do CO2 capturado foi enviada para o campo petrolífero de Weyburn, nas proximidades, para recuperação aprimorada de petróleo.
10. Quest CCS
Operadora: Shell PLC, 2015 – presente
Localização: Edmonton, Alberta, Canadá
Capacidade máxima declarada durante as operações: 1.3 milhões de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação aprimorada de petróleo
Subsídios públicos: 745 milhões de dólares canadenses (654 milhões de dólares americanos)
O que eles disseram que aconteceria: Apresentado como um “exemplo próspero” do sucesso da indústria petrolífera na redução de emissões.
O que realmente aconteceu: Menos de 50% das emissões foram capturadas, em comparação com a meta de 90%; as emissões totais compensaram o carbono capturado.
Contexto: Projetada para capturar as emissões de carbono das operações de extração de areias betuminosas canadenses e armazená-las no subsolo, a planta Quest da Shell é a primeira do mundo a produzir comercialmente o chamado “hidrogênio azul”. Hidrogênio azul é o termo usado na indústria para o hidrogênio produzido pela queima de gás fóssil através da reforma do metano a vapor. O próprio processo gera enormes volumes de CO2 — daí a necessidade de tornar o hidrogênio “azul” enterrando a poluição produzida no subsolo.
Com US$ 654 milhões do custo de US$ 1 bilhão do projeto Quest provenientes de subsídios do governo canadense, a Shell, operadora da usina, afirmou que isso a ajudaria a atingir sua meta de "emissões líquidas zero" até 2050, ao mesmo tempo em que destacou o "trabalho empolgante" realizado no local para reduzir as emissões de fontes industriais.
Embora seja considerada um "exemplo próspero" de como a CCS (Captura e Armazenamento de Carbono) está funcionando para reduzir significativamente as emissões de carbono, uma investigação de 2022 da Global Witness mostrou que, apesar da captura de 5 milhões de toneladas de CO2 entre 2015 e 2021, a Quest liberou mais 7.5 milhões de toneladas de GEE (Gases de Efeito Estufa) no mesmo período, e que apenas 48% das emissões de carbono da usina foram capturadas, muito aquém da taxa de captura de carbono de 90% prometida.
O estudo da Global Witness constatou que a taxa de captura cai para apenas 39% quando se incluem outras emissões de gases de efeito estufa do projeto da Shell.
11. Usina de Combustíveis Sintéticos das Grandes Planícies
Operadora: (Basin Electric), 2000 - até o presente
Localização: Próximo a Beulah, Dakota do Norte, EUA
Capacidade máxima declarada durante as operações: 3 milhões de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação avançada de petróleo nos campos petrolíferos de Weyburn e Midvale.
Subsídios públicos: US$ 1.5 bilhão do Departamento de Energia dos EUA.
O que eles disseram que aconteceria: O maior projeto do mundo para capturar o carbono produzido pela queima de carvão.
O que realmente aconteceu: O CO2 capturado está sendo usado para prolongar a vida útil dos campos de petróleo no Canadá em 25 anos.
Contexto: A usina de combustíveis sintéticos Great Plains da Dakota Gasification Company se orgulha de capturar mais CO2 da conversão de carvão do que qualquer outra instalação no mundo.
Partindo de 18,000 toneladas de linhita extraída na região, o mais poluente de todos os carvões, a Usina de Combustíveis Sintéticos das Grandes Planícies cozinha e converte a linhita em gás metano, que é então transformado em amônia para fertilizantes, bem como em outros produtos químicos, enquanto o CO2 produzido é extraído para uso posterior na recuperação aprimorada de petróleo.
Desde 2000, a Great Plains Synfuels Plant continua sendo o único projeto de CCS (Captura e Armazenamento de Carbono) a vender seu CO2 além das fronteiras, comprimindo-o em líquido e transportando-o por meio de um oleoduto de 320 quilômetros até os campos de petróleo de Weyburn e Midale, em Alberta. Cada tonelada de CO2 injetada aumenta a produção de petróleo em Weyburn em quase três barris.
A operação de recuperação aprimorada de petróleo com CO2 permitirá a produção de mais 130 milhões de barris de petróleo, estendendo a vida útil comercial do campo em cerca de 25 anos.
Um dos estados mais republicanos dos EUA, onde muitos consideram a mudança climática uma farsa, o governo estadual de Dakota do Norte tem aproveitado com entusiasmo a Lei de Redução da Inflação da administração Biden, devido aos créditos fiscais para a captura e o armazenamento de emissões de CO2.
Buscando aproveitar esses créditos para aumentar a receita, a Comissão Industrial de Dakota do Norte aprovou recentemente, por unanimidade, uma expansão de 32 milhas quadradas da área de armazenamento subterrâneo de carbono da usina de combustíveis sintéticos.
Embora a Great Plains envie 2 milhões de toneladas de CO2 por ano para o Campo de Weyburn para recuperação aprimorada de petróleo (EOR), "há um potencial adicional de 1.5 milhão de toneladas de CO2 produzidas naquela usina atualmente que não estão sendo capturadas, então eles têm a oportunidade de capturar esses 1.5 milhão extras ali mesmo e serem pagos por isso", argumentou Doug Burgam, governador de Dakota do Norte e presidente da Comissão Industrial do Estado.
A diretora do Departamento Estadual de Recursos Minerais, Lynn Helms, também afirmou que será necessário mais CO2 para sustentar a produção regional de petróleo a longo prazo. Ao defender a instalação de mais dutos de CCS ou CO2, Helms lamentou que a produção atual de CO2 atenda a apenas cerca de 10% do necessário para a recuperação aprimorada de petróleo.
"Precisamos encontrar uma maneira de fazer com que a captura e utilização de carbono se tornem parte da economia de Dakota do Norte, ou deixaremos bilhões de barris de petróleo no subsolo", disse Helms em agosto.
12. Campo petrolífero do pré-sal da bacia de Santos com captura e armazenamento de carbono (CCS).
Operadora: Petrobras, 2012-presente
Localização: Oceano Atlântico (300 km a oeste do estado do Rio de Janeiro), Brasil
Capacidade máxima declarada durante as operações: 10.6 milhões de toneladas de CO2/ano
Método de armazenamento: Recuperação avançada de petróleo na Bacia de Santos, em alto-mar.
Subsídios públicos: Não aplicável
O que eles disseram que aconteceria: O maior projeto de CCS offshore do mundo reduziria drasticamente a pegada de carbono da indústria.
O que realmente aconteceu: O uso bem-sucedido de CO2 capturado para expandir drasticamente a produção de petróleo em alto-mar está desencadeando um novo boom petrolífero.
Contexto: Operando em mais de cem poços nos vastos campos petrolíferos de águas ultraprofundas do Brasil, a Petrobras ostentou a maior quantidade de CO2 armazenada em 2022, cerca de um quarto da capacidade total de sequestro de carbono gerada pelo homem. O primeiro projeto desse tipo no mundo, a empresa afirma que a captura de carbono em alto-mar reduziu a pegada de carbono do ciclo de vida de um barril de petróleo em 39%. O CO2 utilizado na extração de petróleo na Bacia de Santos provém do gás natural também produzido pelo campo, que é separado em plataformas flutuantes especializadas e reaproveitado para gerar lucro adicional.
O experimento da Petrobras tem se mostrado extremamente bem-sucedido. A injeção de CO2 impulsionou a produtividade na Bacia de Santos, mesmo que a área fosse considerada de difícil extração de petróleo devido às formações salinas de difícil perfuração no fundo do oceano. Em 2022, a Petrobras reinjetou 10.6 milhões de toneladas de CO2, um volume recorde mundial, direcionando o gás para extrair mais petróleo, que será refinado, transportado e queimado, emitindo ainda mais CO2 para a atmosfera. Recentemente, a empresa anunciou sua nova meta de reinjeção de aproximadamente 80 milhões de toneladas de CO2 até 2025 em projetos de CCS (Captura e Armazenamento de Carbono).
Outras grandes empresas petrolíferas que operam em águas profundas podem estar atentas a essa tendência, o que pode levar a um boom da exploração de petróleo offshore no Brasil. Entre essas empresas internacionais está a norueguesa Equinor, que pretende quintuplicar sua produção de petróleo no Brasil nos próximos 10 anos.
Reportagem adicional de Dana Drugmand em Nova Iorque.
Esta notícia foi corrigida em 22 de novembro de 2024 para incluir o custo de US$ 54 bilhões do projeto Gorgon LNG. Uma versão anterior havia informado erroneamente o custo como US$ 5.5 bilhões.
