Meio Ambiente (água, ar e solo)

Hidrogênio é a chave para economia de baixo carbono

Marcelo Furtado
9 de novembro de 2020
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    Química e Derivados - Hidrogênio é a chave para economia de baixo carbono ©QD Foto: Divulgação

    Mello: a eletrólise permite operar longe dos gasodutos

    Fertilizantes – Compartilha dessa opinião Luiz Mello, o gerente de desenvolvimento de negócios da ThyssenKrupp, tradicional detentora de tecnologias eletroquímicas (mais de 600 plantas instaladas no mundo) e de produção de hidrogênio, tanto pela via tradicional, pelo craqueamento do gás natural e do carvão, como mais recentemente com a eletrólise alcalina da água para a produção do H2 verde, um sistema modular de alta eficiência (82%) e para grandes escalas de produção, como o do projeto na Arábia Saudita.

    Para Mello, o caminho a ser percorrido para o Brasil aproveitar a tendência do hidrogênio verde no futuro passaria, em primeiro lugar, por desenvolver um mercado local, começando pela indústria de fertilizantes, onde há oportunidade para aumento de produção de nitrogenados, já que o país importa 80% do consumido.

    Segundo o gerente, com o preço da energia hoje no Brasil já começa a ficar viável erguer uma unidade de produção eletrolítica de hidrogênio para produzir amônia, insumo básico de fertilizantes (ureia e nitrato de amônio). O opex (custos operacionais) aí ficaria facilitado com a alta disponibilidade de energia renovável no país, que poderia ser consumida em qualquer lugar, bastando a empresa garantir contratos de energia no mercado livre de fontes renováveis.

    “Já há empresas pedindo cálculos iniciais para estudar a viabilidade em investimentos futuros”, disse. Pelo lado do capex (investimento fixo), os custos não seriam muito diferentes de investimentos industriais similares. Para uma unidade com consumo de 120 MW, revela Mello, o investimento oscilaria em cerca de US$ 100 milhões.

    A expectativa com o mercado de fertilizantes se explica pela alta demanda agrícola e por alguns sinais de retomada de produção, sobretudo por conta da nova Lei do Gás, que promete baratear no futuro o custo do gás natural com a abertura do mercado. No caso, a perspectiva envolve as duas fábricas de amônia e fertilizantes nitrogenados da Petrobras arrendadas pela Proquigel por dez anos, que devem voltar à produção em 2021 e estão em fase de negociação de fornecimento de gás natural a um preço que torne a retomada viável. Bom acrescentar que a causa da desmobilização da produção de fertilizantes tem a ver com o alto custo do gás natural no Brasil frente aos concorrentes estrangeiros.

    Atualmente apenas a Yara Fertilizantes, de Cubatão-SP, produz amônia a partir do hidrogênio resultante do craqueamento de 640 mil m3 por dia de gás natural, mas mesmo assim ainda precisa importar amônia para completar a sua produção de fertilizantes nitrogenados (ureia, nitrato de amônio e sulfato de amônio). Outra produtora, a Proquigel, em Candeias-BA, também precisa importar amônia para produzir sulfato de amônio.

    Embora exista a expectativa de queda no preço do gás natural no país, e a própria Yara esteja negociando contrato de compra como consumidora livre de gás, para Mello essa falta de competitividade do gás natural brasileiro pode incentivar novos investimentos com as unidades eletrolíticas, já que é estimado ainda um longo tempo para o preço do gás cair no país com as medidas da nova lei. “O investimento em capex para fazer uma planta de hidrogênio é muito similar ao do hidrogênio cinza (de origem fóssil)”, diz.

    Para Mello, há ainda a vantagem, no caso do hidrogênio verde, de não depender da escassa rede de gasodutos do país para garantir o abastecimento de matéria-prima, o que ocorre com o cinza. No caso da unidade de eletrólise, basta se conectar à ramificada rede elétrica nacional, o SIN (Sistema Interligado Nacional), que interliga a energia gerada a partir de fontes renováveis em todas as regiões.

    Segundo Mello, além de tornar a logística operacional para uma nova planta muito mais fácil, que dependeria apenas de água e eletricidade, essa flexibilidade dá ainda a possibilidade de escolher um local perto do ponto de consumo, caso de uma indústria de fertilizante, ou de um porto para exportação da amônia.

    Em custo de energia, levando em conta a média de preço internacional de US$ 280 por tonelada de amônia, Mello calcula que a energia para viabilizar o empreendimento precisaria ser inferior a US$ 30/MWh. Isso porque em média são consumidos 10 MWh para produzir uma tonelada de amônia. “Não estamos muito longe de tornar essa relação viável, mas é preciso ter garantia de suprimento de energia a um bom preço e em contratos longos”, disse.

    Planta no Brasil – O caminho a se percorrer para chegar à era do hidrogênio verde não é longo apenas para o Brasil. Atualmente mais de 90% do hidrogênio produzido no mundo, o equivalente a mais de 40 milhões de toneladas, é obtido a partir de fontes fósseis (carvão, petróleo e gás natural), o chamado hidrogênio cinza. Outros cerca de 6% seriam do hidrogênio azul, com produção baseada em combustíveis fósseis, normalmente gás natural, mas que inclui captura, utilização e armazenamento de carbono. Os restantes 4% seriam do verde.

    No Brasil, por enquanto, há apenas uma planta de hidrogênio verde. Na indústria de celulose CMPC, em Guaíba-RS, a unidade é da Air Products, que aproveita o hidrogênio resultante das células eletrolíticas da fábrica cativa de cloro e soda da CMPC, que por sua vez é alimentada pela energia renovável proveniente da cogeração de licor negro (resíduo da celulose).

    Química e Derivados - Hidrogênio é a chave para economia de baixo carbono ©QD Foto: Divulgação

    Sistema de separação de hidrogênio da Air Products

    A Air Products tem planta de purificação e compressão do hidrogênio verde gerado em Guaíba, com capacidade de 300 m3/h, dos quais aproximadamente um terço é distribuído para empresas da área metalúrgica da região da Serra Gaúcha, que usam o hidrogênio em tratamento de metais.

    Segundo o gerente geral da Air Products, está no planejamento utilizar em breve os dois terços restantes do hidrogênio verde para geração de energia elétrica, com uso de turbina híbrida, que roda com 70% de hidrogênio e 30% de gás natural (para operar a 100% com H2 a turbina precisa ter alta resistência, usando ligas especiais, o que onera o projeto). Outra opção de aproveitamento seria iniciar projeto de mobilidade com caminhões com células a hidrogênio, replicando o que ocorre na matriz da Air Products nos Estados Unidos. “Estamos estudando trazer um caminhão para fazer um piloto”, revelou Silva.

    Em hidrogênio cinza, segundo Marcus Silva, a Air Products conta com unidade de craqueamento de gás natural em Guaratinguetá-SP e mais sete unidades on-site de médio porte (até mil Nm3/h) em clientes das áreas de tratamento de metais, vidro, siderúrgicas, alimentos, cosméticos. Nessas fábricas, a empresa constrói a planta, opera e entrega o hidrogênio preparado para as aplicações.

    Globalmente, o mercado mais importante do hidrogênio para a Air Products está nas refinarias de petróleo, em plantas com escalas de 20 mil até 200 mil Nm3/h, para dessulfurização da gasolina, diesel e outros combustíveis fósseis. Mas isso ocorre principalmente nos Estados Unidos e Europa, onde as restrições ao enxofre são mais elevadas. Nesses casos, revela Marcus Silva, há muitos projetos de hidrogênio azul, onde há captura de gás carbônico. Já no Brasil, as unidades de dessulfurização são da própria Petrobras e a demanda não chega a ser no mesmo nível de países desenvolvidos.

    Para Silva, a tendência durante um bom tempo, para o mercado de hidrogênio, será o convívio paralelo entre os três tipos de hidrogênio – cinza, azul e verde – até por conta da imensa capacidade instalada ainda das rotas convencionais e do alto consumo em refinarias, onde há abundância de gás natural. “Seria um salto muito grande uma conversão imediata, mas com certeza a tendência de descarbonização, seja via hidrogênio azul ou verde, é irreversível”, finaliza.



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