“No setor de petróleo, a oportunidade de reduzir a pegada de carbono não vem só do hidrogênio verde”

João Victor Marques Cardoso, pesquisador FGV ENERGIA

Por Solange Monteiro, do Rio de Janeiro

Como avalia o papel do setor de óleo e gás brasileiro na atual agenda de transição energética em busca de uma economia mundial neutra em carbono?

O setor participa dessa preocupação há décadas, em torno da sustentabilidade e do meio ambiente, antes mesmo da questão climática ganhar protagonismo. Hoje esses temas às vezes são confundidos, mas a preocupação com sustentabilidade em si já era foco do setor. Por exemplo, no trabalho de eliminação do chumbo na fórmula da gasolina, devido às suas implicações para a saúde e contaminação do solo, água e ar. Mais recentemente, discute-se a questão do enxofre, o que suscitou, por exemplo, a definição de um teto para o combustível marítimo, a partir de regulação da Organização Marítima Internacional em 2020, e a indústria está se reparando para isso. A mesma coisa acontece para o óleo diesel. A Petrobras tem metas claras de redução do teor de enxofre, com substituição da produção do diesel S500 – que tem 500 PPM de enxofre – para o S10. Esses são exemplos de metas ligadas à sustentabilidade.

Hoje vemos maior pressão, tanto política quanto social, para que todas as indústrias se envolvam e invistam nessa agenda de transição energética. No setor de petróleo e gás, vemos que este se prepara de duas formas. A primeira é investindo na descarbonização de sua própria atividade, reconhecendo que são fontes que continuarão necessárias por algum tempo. A segunda é através da diversificação do portfólio das companhias, desenvolvendo também tecnologias de baixo carbono, fora de seu core business. É nesse campo que necessariamente se dará o debate do hidrogênio. Afinal, é uma indústria que já produz hidrogênio – no caso, classificado de cinza, oriundo do gás natural, com pegada de carbono elevada. A discussão, nesse caso, é como produzir hidrogênio com baixa pegada de carbono.

O papel da inovação será fundamental nesse processo. A indústria O&G brasileira já contribui para ele por meio da cláusula de PD&I dos contratos exploração e produção, que destina 1% da receita bruta dos campos a projetos de pesquisa com instituições credenciadas pela ANP, em temas como biocombustíveis, captura de carbono e hidrogênio.

As discussões sobre hidrogênio evoluíram da paleta de cores: há o cinza, já mencionado; o azul, produzido com gás natural acoplado a tecnologias de captura de carbono; tem o turquesa, que vem da energia nuclear; o verde musgo, que vem dos biocombustíveis e resíduos de biomassa; e o verde, produzido a partir de eletrólise usando eletricidade de fontes limpas. No setor, a oportunidade de reduzir a pegada de carbono vem não só do hidrogênio verde, mas também do azul, por exemplo, dado que algumas companhias já dominam a tecnologia de captura e reinjeção de carbono, como a Petrobras faz nos reservatórios do pré-sal. Isso contribui para sua estratégia de descarbonização das próprias operações.

Quais os desafios para reduzir a pegada do hidrogênio?

Um dos primeiros é a quantidade de energia renovável que o Brasil terá que produzir para fazer uma substituição considerável para o hidrogênio verde (H2V). Levantamento da McKinsey indica que, para produzir 13 milhões de toneladas de H2V até 2040, o Brasil terá que dispor em torno de 180 GW em capacidade de geração de energia elétrica. Levanto em conta que a capacidade instalada de geração de eletricidade hoje está em torno dos 190 GW, trata-se de um novo Brasil.

Essa dimensão suscita algumas críticas, sobre por que investir tanto no H2V. É certo que não é todo setor que consegue resolver sua demanda por energia apenas com eletricidade. Mas os levantamentos apontam a uma quantidade para a qual não vemos ainda demanda definida no mercado doméstico para além do refino de combustíveis e produção de fertilizantes.

O Brasil é reconhecido como um potencial grande produtor de H2V, especialmente por seus custos baixos de energia renovável, que representa o maior custo dessa geração, mas a maioria dos projetos que vemos – sejam investimentos anunciados, memorandos de entendimento, pré-contratos de produção – são voltados à exportação. Tanto que muitos estão situados em três portos principais – Açu (RJ), Suape (PE) e Pecém (CE), que já possuem acordos com portos da Europa (Antuérpia, Hamburgo e Roterdã, respectivamente). Dessa forma, já se garantem os corredores logísticos, que é outro desafio importante além da própria produção.

Vale lembrar que, para exportar hidrogênio – que é um gás leve e se dissipa facilmente –, o H2V é convertido em amônia e transportado na fase líquida. Quando chega no destino, pode ser reconvertido. Isso implica diversas etapas energointensivas que também têm levantado questionamentos quanto à sua eficiência. 

Como a avalia as perspectivas de participação da Petrobras nesse mercado, para gerando demanda inicial firme para projetos voltados ao mercado doméstico?

A criação da diretoria de Transição Energética na nova administração mostra que a companhia deverá ter outro papel no mercado das renováveis nos próximos anos. Não que a Petrobras não estivesse preocupada com a transição energética, mas quanto ao nível de protagonismo que o tema poderá ganhar na sua agenda. Já vem sendo sinalizado que algumas tecnologias de baixo carbono terão um papel diferente na atualização do plano estratégico da companhia, a ser anunciada em breve.

As sinalizações têm acontecido especialmente nas atividades de eólica offshore, segmento no qual a Petrobras já tem um memorando de entendimento assinado com a Equinor para desenvolvimento de projetos no Brasil, e no de biorrefino, com a decisão já declarada de investimento para adaptação de algumas refinarias. Nesse campo, a Petrobras já tem a produção do Diesel R, coprocessado com 5% de óleo vegetal. Há também o campo da produção do combustível de aviação sustentável.

No caso do hidrogênio ainda não há uma sinalização precisa. Hoje a Petrobras é o maior consumidor no Brasil desse insumo, mas o cinza, vindo de seu próprio gás natural. Se a Petrobras está interessada em garantir um portfólio de combustíveis com menor pegada de carbono, substituir seu hidrogênio cinza por um verde ou azul pode ser um caminho, mas que implicará um custo mais alto. A discussão, nesse caso, é se a sociedade brasileira está preparada para receber um diesel S10 que usa H2V em seu processo produtivo de hidrotratamento, que será mais caro. Sabemos que preço de combustível é um item sensível ao país, até por questão social.

Mesmo com previsões sinalizando que o H2V brasileiro estaria entre os mais baratos, ainda será um preço de difícil absorção?

Estudos da BloombergNEF de fato apontam que o H2V mais competitivo do mundo será o brasileiro. Hoje a média de custo de produção é de US$ 6/kg, elevado ainda. Para ser competitivo, tem que cair pela metade até 2030, em torno de US$ 3. No Brasil, aponta-se que até 2030 esse valor poderia cair para US$ 1/k, devido ao baixo custo da energia renovável.

Para essa produção, essa energia terá que ser conectada ao Sistema Integrado Nacional (SIN), porque a eficiência dos eletrolisadores depende de que esteja funcionando em sua capacidade máxima. Por conta da variabilidade da energia solar/ eólica, se garante a opção de usar a energia do SIN.

Quanto a como seria a contração da energia, isso só se saberá quando houver o marco regulatório do setor. Temos um histórico de incentivos para energia eólica e solar até os primeiros leilões. Como o H2V ainda não tem planta em escala, a dificuldade está em justamente saber quais serão os incentivos para essa produção. O que temos, por enquanto, é o Programa Nacional do Hidrogênio (PNH), que traz as primeiras definições sobre papel do hidrogênio de baixo carbono na economia brasileira. Mas ainda não está, de fato, qual seria a demanda local. Sabemos que os setores candidatos são os eletrointensivos, como refino, fertilizantes, siderurgia, mas no Brasil muitos ainda estão no debate sobre como disponibilizar mais gás natural para reduzir preço e importação, por exemplo de fertilizantes. Ainda é difícil, portanto, compreender como se daria essa definição de demanda. O senador Jean Paul-Prates, hoje presidente da Petrobras, havia apresentado um projeto de lei para hidrogênio já com metas de inserção de hidrogênio na rede de gasoduto, mas há limites quanto à mistura do hidrogênio ao gás natural para a operação segura e sem grandes mudanças na infraestrutura. O PL está parado no Senado. No plano trienal 2023-2025 atualizado do PNH, as metas também são abertas: ter pilotos em todas as regiões até 2025,  ter o preço mais competitivo até 2030, e garantir produção em larga escala por meio de hubs até 2035. Ainda é muito diferente, por exemplo, das que vemos na União Europeia, que já tem meta de produção e importação de 20 milhões de toneladas em 2030. A grande diferença, nesse caso, é que a União Europeia conseguiu amarrar suas metas a um plano econômico dedicado, para que estas sejam cumpridas. E não adianta ter metas sem previsão de como garantir o investimento necessário para cumpri-las.

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