Esta reportagem é a quarta parte de uma série da DeSmog sobre captura de carbono e foi desenvolvida com o apoio do Journalismfund Europe e publicada em parceria com o Le Monde.

Para ler um artigo escrito pela Hydrogen Europe em resposta a este artigo, clique aqui.

Apresentados pela indústria de combustíveis fósseis como uma solução climática, dezenas de projetos de hidrogênio azul planejados na Europa podem consumir mais gás natural por ano do que a França e produzir emissões equivalentes às da Dinamarca, segundo uma análise da DeSmog.

As conclusões levantam novas questões sobre o impacto climático do hidrogênio azul, enquanto as autoridades da UE deliberam sobre as normas técnicas que poderiam permitir que a tecnologia fosse considerada de "baixo carbono" — e, assim, se qualificasse para receber bilhões de euros em subsídios. 

O termo hidrogênio azul é usado para descrever o hidrogênio produzido a partir de gás natural, onde a tecnologia de captura e armazenamento de carbono (CCS) é utilizada para capturar grande parte das grandes quantidades de dióxido de carbono (CO2) geradas durante o processo de produção e, em seguida, enterrá-lo no subsolo.

O hidrogênio não emite CO2 no ponto de uso. Se produzido de forma limpa, a molécula é teoricamente capaz de descarbonizar diversos setores, incluindo os setores químico e petroquímico, siderúrgico, cimenteiro, energético, de transporte rodoviário e, potencialmente, o da aviação.

Embora a Europa ainda não tenha produzido hidrogênio azul em larga escala, Shell, BP, Equinor, TotalEnergies, Eni e ExxonMobil estão entre as dezenas de empresas de petróleo e gás que promovem a tecnologia como forma de atingir as metas climáticas. 

No entanto, a indústria ainda não forneceu os dados abrangentes necessários para estimar em que medida os possíveis benefícios climáticos da transição para o hidrogênio azul produzido pelos projetos planejados podem compensar as emissões residuais de CO2 e os vazamentos de metano associados à sua produção. 

Para começar a preencher essa lacuna, a DeSmog fez uma parceria com Christophe Coutanceau, professor do Instituto de Química de Poitiers: Materiais e Recursos Naturais, e co-líder de um grupo de trabalho sobre hidrogênio no Centro Nacional Francês de Pesquisa Científica, conhecido pela sigla CNRS. [Detalhes da metodologia utilizada podem ser encontrados no final desta matéria].

Ao analisar extensos relatórios da indústria e dados técnicos sobre 46 projetos de hidrogênio azul propostos na UE, Reino Unido e Noruega, listados pela Agência Internacional de Energia (IEA), com sede em Paris, a DeSmog constatou que 27 envolvem a construção de novas instalações de produção de hidrogênio. Outros 15 preveem a modernização de usinas de hidrogênio existentes com captura de carbono, enquanto o status de quatro permanece indefinido. Mais de um terço do volume total de gás hidrogênio produzido por esses 46 projetos seria usado para refino de petróleo — o principal uso do hidrogênio atualmente, de acordo com um levantamento da DeSmog com base nos dados disponíveis.

Em colaboração com a Coutanceau, a DeSmog estimou que essas 27 novas instalações de hidrogênio azul poderiam consumir 48 bilhões de metros cúbicos (bcm) de gás natural por ano — cerca de um décimo do consumo total na UE, Reino Unido e Noruega em 2022 ( 499 bcm ) e mais do que a quantidade anual de gás queimado na França ( 38 bcm ).

A análise da DeSmog estimou as emissões anuais totais associadas aos 46 projetos de hidrogênio azul planejados em 38 milhões de toneladas de CO2 equivalente (CO2e) — aproximadamente o mesmo que a Dinamarca ou a Suíça emitiram em 2022 ( 42 milhões de toneladas de CO2 ). Nossos cálculos levaram em consideração os vazamentos de metano na cadeia de suprimento de gás natural e a eficiência parcial das unidades de captura de carbono.

A análise revelou que outras 33 milhões de toneladas de CO2 podem ser liberadas durante a construção das usinas, no processo único utilizado para fabricar o solvente à base de amina usado nos tipos mais comuns de unidades de captura.

“Devemos ser muito cautelosos com o hidrogênio azul. Não devemos nos deixar levar por uma falsa sensação de segurança de que ele seja um combustível de baixo carbono”, disse Lorenzo Sani, analista de energia do think tank financeiro Carbon Tracker, que analisou a metodologia e as conclusões da DeSmog. “Um desenvolvimento mal gerenciado do hidrogênio azul aumentará as emissões de carbono, ao mesmo tempo que criará uma nova demanda por gás, o que pode agravar as preocupações com a segurança energética.”

As preocupações foram partilhadas por Paul Martin, engenheiro químico e consultor de descarbonização da Spitfire Research, que também analisou as conclusões.

“Esta análise confirma o fato de que o chamado hidrogênio 'azul' é, na verdade, um 'azul escuro'”, disse Martin. “Nem mesmo as inovações tecnológicas na área de produção de hidrogênio a partir de gás fóssil mudam isso.”

Coutanceau, especialista em hidrogênio do CNRS, destacou a enorme dimensão da tarefa que as empresas de combustíveis fósseis enfrentam para concretizar os planos de sequestro do CO2 capturado em campos petrolíferos desativados no Mar do Norte.

“Além das dezenas de milhões de toneladas de CO2 equivalente que os projetos de hidrogênio azul liberariam anualmente, o que faremos com o CO2 capturado?”, questionou Coutanceau. “Fala-se em armazenamento subterrâneo em cavidades salinas, mas, até onde sei, essa infraestrutura ainda não existe em escala industrial.”

Em abril, operários começaram a perfurar um buraco sob o paredão do Porto de Roterdã, marcando o início da construção do projeto de captura e armazenamento de carbono Porthos — que visa começar a sequestrar o CO2 capturado em dois projetos de hidrogênio azul planejados em um campo de gás offshore desativado a partir de 2026.

A Equinor, a Shell e a TotalEnergies planejam armazenar milhões de toneladas de CO2 no Mar do Norte, em sua joint venture Northern Lights, que inaugurou uma instalação de armazenamento perto de Bergen no mês passado. A Equinor afirma que o projeto armazenará inicialmente 1.5 milhão de toneladas de CO2 por ano — capacidade já comprometida com fábricas de amônia, cimento e bioenergia.

Falta de dados

A Hydrogen Europe, uma associação industrial que reúne centenas de empresas — desde a Shell e a BP até empresas de serviços públicos e de engenharia — descartou as preocupações sobre a potencial pegada de carbono dos projetos de hidrogênio azul planejados, afirmando que a substituição de combustíveis fósseis por hidrogênio azul teria um benefício climático líquido.

“Você quer que eu admita que temos muitas emissões de CO2 por causa do hidrogênio azul. Isso não é verdade”, disse Jorgo Chatzimarkakis, CEO da Hydrogen Europe, em entrevista ao DeSmog. “É preciso olhar para o panorama geral: com o hidrogênio azul, haverá menos emissões de CO2 do que se usássemos gás natural como combustível. Você critica o fato de estarmos reduzindo as emissões. Não entendo a lógica.” 

Segundo o Conselho do Hidrogênio, uma associação comercial global, a produção de um quilograma de hidrogênio azul utilizando gás natural e um alto nível de captura (de 90 a 98%) emitiria no máximo 3.9 quilogramas de CO2 — 70% menos do que uma usina de hidrogênio convencional.

No entanto, é difícil estimar de forma independente o potencial de descarbonização dos projetos de hidrogênio azul planejados sem acesso a dados que mostrem como o gás será usado e, portanto, em que medida ele poderá reduzir a demanda por combustíveis fósseis.

“Por enquanto, não temos dados suficientes”, disse Coutanceau. “Para chegar a um cálculo preciso das emissões evitadas, precisaríamos saber se o hidrogênio seria usado como matéria-prima em um processo de fabricação, para produzir calor ou em células de combustível para gerar eletricidade. Não se trata do mesmo ganho [de descarbonização].”

A Hydrogen Europe recusou-se a responder ao pedido da DeSmog para uma estimativa da quantidade de emissões de CO2 que poderiam ser evitadas pelos 46 projetos de hidrogênio azul propostos. O Global CCS Institute, uma entidade da indústria de petróleo e gás, não respondeu ao pedido de comentário. 

Considerado um dos modelos mais confiáveis ​​para a descarbonização do sistema energético, o Roteiro Net Zero até 2050 da AIE (Agência Internacional de Energia ) prevê um aumento na capacidade global de produção de hidrogênio azul para 18 milhões de toneladas (Mt) até 2030, partindo das quantidades insignificantes produzidas atualmente. No entanto, os 46 projetos de hidrogênio azul planejados somente na Europa produziriam 10 milhões de toneladas de hidrogênio azul — ou mais da metade do total global necessário no cenário da AIE, segundo apurou a DeSmog.

Apenas alguns dos projetos propostos receberam uma decisão final de investimento, o que significa que não há garantia de que todos serão construídos. No entanto, defensores do clima afirmam que a discrepância entre a escala da construção proposta e o roteiro Net Zero 2050 levanta questões sobre se a indústria está realmente empenhada em usar hidrogênio azul para preservar a demanda por gás natural, mesmo com a Europa em transição para longe dos combustíveis fósseis.  

'Momento decisivo

Empresas de combustíveis fósseis, concessionárias de serviços públicos e produtoras de gases industriais estão disputando uma fatia do total acumulado de US$ 100 bilhões em apoio estatal para projetos de hidrogênio anunciados por estados-membros da UE e outros países europeus até 2023, de acordo com dados da BloombergNEF.

Alguns grupos ambientalistas estão pressionando os governos a apoiarem o hidrogênio “verde” — termo usado para o hidrogênio produzido em um processo livre de emissões, porém com alto consumo de energia, movido a energia eólica e solar. Ao contrário do hidrogênio azul, que depende do gás natural como matéria-prima, o hidrogênio verde é produzido utilizando grandes quantidades de água. 

A UE criou o Banco de Hidrogênio para ajudar a ampliar a tecnologia, com a Diretiva de Energias Renováveis ​​estipulando que 42% do hidrogênio usado na indústria deverá ser produzido exclusivamente a partir de fontes de energia renováveis ​​até 2030, e 60% até 2035.

Mas grupos ambientalistas temem que lobistas da indústria possam convencer a Comissão Europeia a transferir essas obrigações do hidrogênio verde para um hidrogênio “de baixo carbono” com uma definição mais vaga — que incluiria projetos de hidrogênio azul. Isso poderia prejudicar o investimento em hidrogênio verde, que é muito mais caro de produzir.  

“Se a seleção for baseada unicamente no preço, como o hidrogênio azul será mais barato que o hidrogênio verde, os projetos de hidrogênio azul prevalecerão e farão o hidrogênio verde desaparecer”, disse Geert De Cock, gerente de eletricidade e energia da Transport & Environment, um grupo de pesquisa e defesa com sede em Bruxelas, ao DeSmog. “Na minha opinião, isso é um ataque frontal ao hidrogênio verde.”

Em abril, a Transport & Environment e outros grupos ambientalistas, juntamente com empresas de energia eólica e solar, escreveram uma carta aberta instando a Comissão Europeia a adotar uma “definição robusta” para o hidrogênio de baixo carbono, com condições rigorosas associadas à produção de hidrogênio azul.

A Renewable Hydrogen Coalition, o grupo ambientalista Bellona e o Environmental Defense Fund estavam entre os signatários que instaram a Comissária de Energia, Kadri Simson, e o Vice-Presidente da Comissão, Maroš Šefčovič, a garantir que as novas regras refletissem a totalidade das emissões de gases de efeito estufa associadas a um determinado projeto de hidrogênio azul; estabelecessem uma taxa mínima de captura de carbono; e definissem taxas máximas para vazamento de metano. 

Os signatários da carta também exigem uma garantia de que qualquer hidrogênio azul que se qualifique como "de baixo carbono" "será produzido apenas a partir da capacidade de produção de gás existente (e não adicional)".

“Se as regras forem suficientemente rigorosas, os novos projetos [de hidrogênio azul] não se concretizarão”, disse De Cock. “É uma questão de vida ou morte para o setor.” 

Apostando no Azul

Atualmente, quase todo o hidrogênio industrial é do tipo "cinza", em que o CO2 emitido durante o processo de produção a partir do gás natural é liberado na atmosfera, representando cerca de dois por cento das emissões globais de CO2, segundo a AIE (Agência Internacional de Energia). Aproximadamente metade desse hidrogênio é utilizada no refino de petróleo, onde o gás é usado para remover o enxofre dos produtos refinados e produzir diesel e outros óleos.

Alguns defensores do clima suspeitam que a indústria de combustíveis fósseis esteja apoiando o hidrogênio azul em parte porque a demanda resultante por gás natural servirá para prolongar a vida útil dos depósitos de gás existentes, plataformas de perfuração, gasodutos e outras infraestruturas. Isso poderia reduzir o risco de que a meta da UE de reduzir as emissões de carbono em 55% até 2030 deixe as empresas de petróleo e gás com bilhões de euros em ativos obsoletos.

Na Holanda, local de 12 dos 46 projetos de hidrogênio azul propostos, a empresa americana de gases industriais Air Products e sua concorrente francesa Air Liquide anunciaram planos para modernizar suas usinas de hidrogênio cinza existentes no Porto de Roterdã com equipamentos de captura de carbono para produzir hidrogênio azul. "O hidrogênio desempenha um papel fundamental na transição energética e na mitigação dos efeitos das mudanças climáticas", afirma a Air Products em seu site.

O CO2 capturado será gerenciado pela Porthos , uma joint venture entre as empresas estatais Energie Beheer Nederland, Gasunie e a Autoridade Portuária de Rotterdam. O projeto visa armazenar 2.5 milhões de toneladas de CO2 capturadas anualmente de diversas indústrias em campos de gás esgotados no Mar do Norte, durante 15 anos, a partir de 2026.

Em outra região dos Países Baixos, na província marítima de Zelândia, a Air Liquide está construindo uma nova planta para fornecer hidrogênio azul à Refinaria de Zelândia, uma joint venture entre a TotalEnergies e a russa Lukoil. A Air Liquide também participa do projeto Kairos@C no porto belga de Antuérpia, que visa capturar mais de 14 milhões de toneladas de CO2 nos seus primeiros 10 anos de operação, incluindo emissões de duas plantas de hidrogênio azul.

“O Grupo possui um portfólio completo de soluções e serviços tecnológicos para apoiar a descarbonização de seus clientes em todo o mundo”, afirmou a Air Liquide em seu plano estratégico para 2022.

A Linde, fabricante de gás germano-americana com sede no Reino Unido, também vê o hidrogênio azul como uma oportunidade de crescimento. "O hidrogênio azul é o próximo passo", afirma a empresa em seu site . "O hidrogênio cinza e o azul são etapas importantes no caminho para o hidrogênio verde, pois permitirão o desenvolvimento das estruturas e infraestruturas necessárias enquanto a produção de hidrogênio verde atinge a escala necessária."

Oportunidades de espionagem em empresas petrolíferas

O histórico das menos de 10 usinas comerciais de hidrogênio azul em operação tem sido irregular. Por exemplo, o projeto Quest da Shell no Canadá, capaz de produzir 900 toneladas de hidrogênio por dia, capturou cinco milhões de toneladas de CO2 entre 2015 e 2021, mas liberou mais de 7.5 milhões de toneladas de gases de efeito estufa durante o mesmo período, segundo um relatório baseado em dados oficiais compilados pela Global Witness.

No entanto, as companhias petrolíferas estão a destacar os benefícios do hidrogénio azul, com a TotalEnergies, a Eni, a Shell e a BP a caracterizarem o gás como um combustível limpo que pode ser utilizado para colmatar a lacuna até que o hidrogénio verde se torne mais económico.

Em janeiro do ano passado, a petrolífera estatal norueguesa Equinor assinou um memorando de entendimento com a fornecedora de energia alemã RWE para desenvolver em conjunto projetos de hidrogênio azul na Noruega para exportação via gasoduto para a Alemanha. A Equinor anunciou no mês passado que havia abandonado os planos, alegando custos excessivos e demanda insuficiente.

No Reino Unido, onde se encontram 14 dos 46 projetos de hidrogênio azul em fase de planejamento, a BP está desenvolvendo uma planta de hidrogênio azul em grande escala, chamada H2 Teesside . O projeto visa produzir 160,000 toneladas de hidrogênio azul por ano, com os desenvolvedores se comprometendo a capturar dois milhões de toneladas das emissões de CO2 associadas e enterrá-las no Mar do Norte.

“O projeto já está bem avançado”, disse Sani, analista de energia da Carbon Tracker e autor de um relatório de junho sobre hidrogênio azul no Reino Unido. “Embora a decisão final de investimento ainda não tenha sido tomada, vários acordos já foram concluídos e a construção de um novo terminal [de gás natural liquefeito] para abastecer a usina com gás fóssil foi proposta.”

Entretanto, a gigante americana ExxonMobil, que possui diversos interesses em captura de carbono na Holanda , Bélgica e Reino Unido , descreve o hidrogênio azul como "uma das poucas tecnologias comprovadas que podem proporcionar reduções significativas nas emissões de CO2 em setores de alta emissão e difícil descarbonização".

Batalha de Percepções

Grupos industriais estão ansiosos para impulsionar os projetos de hidrogênio azul planejados, apresentando-os como equivalentes aos seus rivais de hidrogênio verde — minimizando as diferenças na pegada de carbono das tecnologias e focando nos aspectos econômicos.

“Trata-se de descarbonização, não de cor”, disse Chatzimarkakis, CEO da Hydrogen Europe, reiterando uma posição frequentemente defendida pela indústria . “Se começarmos a criticar as tecnologias que ajudam na descarbonização e na transição energética, estaremos cometendo um grande erro. Precisamos de 'diversidade tecnológica'. Precisamos que todas as tecnologias que permitem a redução de CO2 desempenhem seu papel.”

Segundo as normas vigentes na UE, o limite máximo de emissão de gases de efeito estufa para que o hidrogênio seja considerado de "baixo carbono" é equivalente ao do hidrogênio verde : 3.38 quilogramas de CO2e por quilograma de hidrogênio. No entanto, o fato de uma determinada instalação de hidrogênio azul atender ou não a essa definição depende da metodologia utilizada para calcular suas emissões.

Em maio, a UE adotou um conjunto de novas regras sobre gás e hidrogênio no âmbito do seu Pacto Ecológico Europeu e incumbiu os funcionários de desenvolver uma metodologia para determinar, no prazo de um ano, quais projetos de hidrogênio se enquadram na categoria de "baixo carbono". A Comissão Europeia publicou uma versão preliminar das novas regras em 27 de setembro e abriu uma consulta pública com duração de um mês.

A proposta preliminar sugeria que os projetos de hidrogênio azul fossem submetidos a uma “análise completa do ciclo de vida” — o que significa que as estimativas de emissões incluiriam fatores como vazamentos de metano durante a produção e o transporte do gás natural, além de regras rigorosas para avaliar as taxas de captura de carbono. 

Mas o diabo está nos detalhes, dizem os ativistas. 

Em resposta à minuta, a Transport & Environment questionou o rigor das medidas propostas para contabilizar os vazamentos de metano, enquanto a Bellona observou a falta de medidas para impedir a construção de novas infraestruturas de gás natural.

Muitas outras perguntas permanecem sem resposta.

A minuta sugere que todas as emissões associadas ao processo de captura de CO2, transporte do gás e injeção em locais de armazenamento submarinos sejam levadas em consideração ao calcular a pegada de carbono de um projeto de hidrogênio azul. No entanto, as regras não abordam a questão de se as emissões associadas à produção do solvente à base de amina necessário para operar a tecnologia de captura de carbono mais comum também devem ser consideradas. 

Ainda não se sabe como contabilizar os prováveis ​​vazamentos de hidrogênio — considerado um gás de efeito estufa “indireto”, pois provoca reações químicas que afetam as concentrações de metano, ozônio e vapor d'água estratosférico, além de aerossóis. Outras questões incluem: como a cadeia de suprimento de gás natural será certificada? E como garantir a precisão dessas certificações? Seria mais sensato calcular o impacto do metano no aquecimento global ao longo de um período de 20 anos (84 vezes maior que o do CO2), como defendem os grupos ambientalistas, ou de 100 anos (28 vezes maior), como deseja a indústria?

“Os legisladores europeus precisam estabelecer garantias robustas para os projetos de hidrogênio azul, pois eles correm o risco de comprometer as estratégias de emissões líquidas zero se forem desenvolvidos sem abordar as emissões da cadeia de suprimentos”, disse Sani, da Carbon Tracker. “Sem estruturas regulatórias rigorosas, o hidrogênio azul pode, inadvertidamente, se tornar um retrocesso em nossa luta contra as mudanças climáticas.”

As variações nas taxas de vazamento de metano em diferentes regiões produtoras de gás complicam ainda mais os esforços para calcular a pegada de carbono do hidrogênio azul. 

Diz-se que a indústria de gás da Noruega limita suas taxas de vazamento a menos de 1.0% — menos do que a média global estimada de 1.4% a 2.0% . No entanto, como a produção de gás da Noruega já está comprometida com os clientes existentes, é provável que os futuros projetos de hidrogênio azul recorram a fornecedores como os Estados Unidos, onde as reservas de petróleo e gás de xisto estão sendo exploradas em larga escala, e as estimativas para a proporção de moléculas de metano que escapam para a atmosfera podem chegar a 3.5% ou mais . Em algumas partes dos EUA, como a Bacia Permiana, no Novo México, foram registradas taxas de vazamento acima de 9.0% — o que significa que, mesmo dentro de um determinado país, a origem do gás pode ter um grande impacto no nível de danos climáticos.

Chatzimarkakis, da Hydrogen Europe, afirmou que a origem do gás natural estava fora do escopo de atuação de seu grupo. "Não sei de onde virá o gás", disse ele. "Não somos um lobby do gás. Isso não é da nossa alçada."

O novo livro de Aline Nippert, Hydrogen Mania: An Investigation into the Totem of Green Growth, foi publicado em francês pela editora Le passager clandestin.

Reportagem adicional de Michael Buchsbaum e Sharon Kelly

Metodologia e Suposições

Começamos por examinar os 51 projetos de hidrogênio azul propostos na UE, Reino Unido e Noruega, presentes em um banco de dados mantido pela Agência Internacional de Energia (dados atualizados em outubro de 2023). Excluímos quatro projetos no Reino Unido que foram cancelados ( projeto H2 Leeds City Gate ; Cavendish Fases 1 e 2; e um projeto na refinaria de Fawley) e um na Noruega (CCS de Aukra). Para simplificar os cálculos, assumimos que todos os projetos utilizavam gás natural, comumente usado para produzir hidrogênio na Europa. (O hidrogênio também pode ser produzido a partir de petróleo e carvão).

Projeto por projeto, vasculhamos sites especializados, comunicados de imprensa e relatórios técnicos para apurar se os desenvolvedores planejavam adaptar uma usina de hidrogênio cinza existente para produzir hidrogênio azul — ou construir uma nova usina de hidrogênio azul do zero.

Descobrimos que os desenvolvedores estavam planejando:

• 15 adaptações
• 27 novos projetos
• 4 indeterminado 

Estimativa do consumo de gás natural

Utilizamos as projeções do desenvolvedor sobre a quantidade de hidrogênio azul que uma determinada usina produziria anualmente para estimar quanto gás natural ela consumiria.  

Partimos do pressuposto padrão de que são necessários 3.6 quilogramas de metano (o principal componente do gás natural) para produzir 1.0 quilograma de hidrogênio. 

Em seguida, aumentamos o resultado em 22% para refletir as estimativas científicas do gás natural adicional necessário para alimentar o processo de captura de carbono. A quantidade total de gás natural necessária para as 46 usinas (novas usinas e modernizações) foi estimada em 67 bilhões de metros cúbicos (bcm).

Concluímos que as 27 novas instalações de hidrogênio azul planejadas consumiriam um total de 48 bilhões de metros cúbicos de gás natural por ano como matéria-prima — cerca de um décimo do consumo total na UE, Reino Unido e Noruega em 2022 ( 499 bilhões de metros cúbicos ) e mais do que a quantidade de gás queimado na França ( 38 bilhões de metros cúbicos ).

Estimando as emissões de CO2

Para estimar a quantidade de dióxido de carbono equivalente (CO2e) associada aos 46 projetos de hidrogênio azul planejados, levamos em consideração diversos fatores:

• A quantidade de CO2 que seria emitida diretamente a cada ano durante o processo de produção de hidrogênio azul, que é um fator da eficiência média do equipamento de captura (60% ou 90%, dependendo do tipo de processo de produção): 18 milhões de toneladas.
• A quantidade de CO2e que escapa para a atmosfera a cada ano como resultado de vazamentos de metano durante o processo de extração, armazenamento e transporte do gás natural. (Entre 20 e 48 milhões de toneladas de CO2e para taxas de vazamento de 1.5% e 3.5%, respectivamente).
• A quantidade de CO2 gerada pela produção única do solvente à base de amina usado na maioria das unidades de captura de carbono: (33 milhões de toneladasComo o solvente pode ser reutilizado, as emissões associadas à sua produção ocorrerão apenas durante a construção das fábricas.

No total, estimamos que a construção de todos os 46 projetos de hidrogênio azul levaria à liberação mínima de 38 milhões de toneladas de CO2e todos os anos — em pé de igualdade com as emissões anuais da Dinamarca de 42 milhões de toneladas.

Segue abaixo uma descrição mais detalhada de cada etapa de nossos cálculos:

Eficiência de captura de carbono

Com a tecnologia atual de hidrogênio azul, cerca de 40 a 60% das moléculas de CO2 presentes em um determinado volume de gás de combustão são capturadas, de acordo com a AIE (Agência Internacional de Energia). Portanto, estimamos uma taxa de captura de 60% para os 15 projetos de modernização.

Para os 27 novos projetos de construção, assumimos uma eficiência de 90%, em linha com as projeções da indústria para tecnologias de captura de próxima geração. 

Multiplicando a quantidade total de CO2 liberada durante o processo de produção pela taxa de captura percentual (90% para novas fábricas; 60% para modernizações), chega-se a 18 milhões de toneladas de emissões de CO2.

Solvente à base de amina

As tecnologias de captura de carbono mais comuns utilizam um solvente derivado da amônia para absorver as moléculas de CO2 presentes nos gases de combustão. Calculamos as emissões únicas associadas à produção de amônia necessária, estimadas em 33 milhões de toneladas de CO2, com base nas seguintes premissas:

• Produzindo 1.0 tonelada de amônia. gera 2.4 toneladas de CO2 _.
• São necessários 250 quilogramas de amônia para produzir 1.0 tonelada de solvente.
• 1.4 toneladas de solvente são necessário para capturar 1.0 tonelada de CO2 

Nota: Excluímos os nove projetos de hidrogênio azul que envolvem a Air Liquide, cuja tecnologia de captura de carbono Crypocap não depende de um solvente à base de amina.

A indústria afirma estar trabalhando para descarbonizar a produção de amônia utilizando hidrogênio azul como matéria-prima. No entanto, apenas quatro dos 46 projetos de hidrogênio azul propostos foram concebidos para produzir amônia.

Vazamento de metano

Para converter a quantidade provável de vazamento de metano associado aos projetos em CO2e, multiplicamos a quantidade de metano por um fator conhecido como Potencial de Aquecimento Global (GWP).

O metano exerce um efeito de aquecimento maior no curto prazo, antes de se decompor gradualmente. Isso significa que seu Potencial de Aquecimento Global (GWP) é maior em um horizonte de 20 anos (84 vezes maior que o do CO2) do que em um horizonte de 100 anos (28 vezes maior).

As estimativas da quantidade de metano que vaza durante a extração, o transporte e o armazenamento do gás natural usado para produzir hidrogênio azul variam bastante, dependendo da origem do gás.

Considerando de forma conservadora uma taxa de vazamento de 1.5% (e um GWP de 28 ao longo de um horizonte de 100 anos), as emissões devido aos vazamentos de metano associados ao gás natural usado para abastecer os 46 projetos equivalem a 20 milhões de toneladas de CO2e por ano.

De forma menos conservadora, assumindo uma taxa de vazamento de 3.5% (e um GWP de 28), esse número mais que dobra, chegando a 48 milhões de toneladas de CO2e por ano.

Considerando diferentes hipóteses, o vazamento de metano associado aos 46 projetos de hidrogênio azul poderia variar de 20 milhões de toneladas de CO2e (taxa de vazamento de 1.5% e GWP de 28) a 117 milhões de toneladas de CO2e (taxa de vazamento de 3.5% e GWP de 84).

Análise especializada

A análise da DeSmog foi realizada no início deste ano em colaboração com Christophe Coutanceau, professor do Instituto de Química de Poitiers: Materiais e Recursos Naturais, e co-líder de um grupo de trabalho sobre hidrogênio no Centro Nacional Francês de Pesquisa Científica, conhecido pela sigla CNRS. 

O analista de energia Lorenzo Sani, que realizou trabalhos semelhantes em projetos de hidrogênio azul no Reino Unido para a Carbon Tracker, e Paul Martin, engenheiro químico e consultor de descarbonização da Spitfire Research, revisaram nossa metodologia e conclusões.