Para o melhor entendimento do objetivo e a aplicabilidade do programa, a Infinity Energias mergulhou de cabeça no plano de trabalho do PAG e indicamos as informações mais relevantes para o mercado:

• O PAG será conduzido pela ANP, e encabeçado especificamente pela Superintendência de Avaliação Geológica e Econômicas (SAG);
• O arcabouço legal da ESGN engloba as Leis Nº 9.478/1997, Nº 11.909/2009, Nº 14.134/2021 e o Decreto Nº 10.712/2021.

Principais motivações

1. ATENDER DEMANDA SAZONAL: O consumo de gás natural varia ao longo do ano, no caso do Brasil, especialmente durante os picos de demanda industrial ou necessidade de acionamento de térmicas. O armazenamento subterrâneo permite acumular gás durante períodos de baixa demanda e liberá-lo quando necessário.
   
2. SEGURANÇA DE FORNECIMENTO: A estocagem de gás natural é crucial para garantir a segurança do fornecimento, especialmente em situações de interrupções, como desastres naturais ou problemas técnicos. No contexto brasileiro, desempenha um papel essencial na segurança energética para usinas termelétricas, que podem ser acionadas de forma intermitente conforme necessidade.

Panorama da ESGN no mundo

• No mundo, a ESGN começou no Canadá e EUA em 1915;
• Hoje é uma prática essencial na indústria de energia global;
• 76% da estocagem subterrânea usam reservatórios de hidrocarbonetos no final de sua vida útil;
• Segundo Confort (2023), em 2018 havia 670 instalações de estocagem no mundo com capacidade útil total de aproximadamente 420 bilhões de m³.

Panorama da ESGN no Brasil

• Primeiro projeto de ESGN aprovado pela ANP foi no campo de Santana, na Bacia do Recôncavo, em 2015 – RD nº 823/2015. Tal campo possui reservatórios depletados, os quais podem ser utilizados para estocagem;
• O mais recente projeto pertence a Origem Energia, no campo de Pilar, na Bacia de Alagoas – RD nº 174/2023. O Plano de Desenvolvimento foi aprovado incluindo o projeto de ESGN, porém não contempla a prestação do serviço de estocagem. A capacidade potencial de armazenamento é de 1,5 bilhão de m³, capaz de abastecer o estado da Bahia por 268 dias (fonte: MME – dados de junho/2023).

Benefícios da ESGN

1. REDUÇÃO DE CUSTOS: A adaptação de campos de petróleo e gás existentes para estocagem de gás natural é mais econômica do que a construção de instalações totalmente novas. A presença de dutos, instalações de processamento e pessoal treinado contribui para essa eficiência.
   
2. APROVEITAMENTO DE ATIVOS EXISTENTES: Transformar campos depletados em instalações de estocagem prolonga seu valor econômico, aproveitando ativos que alcançaram o fim de sua vida útil produtiva.
3. INFRAESTRUTURA DE TRANSPORTE INTEGRADA: A conexão dos campos de petróleo e gás a redes de transporte de gás natural e oleodutos simplifica a distribuição e o escoamento do gás estocado, proporcionando logística eficiente e reduzindo a necessidade de investimentos adicionais em infraestrutura de transporte.
   
4. DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: A reutilização de campos depletados para estocagem de gás é uma prática de desenvolvimento sustentável, evitando a criação de novas instalações que poderiam impactar áreas sensíveis. O uso de infraestrutura existente também reduz o impacto ambiental em comparação com projetos totalmente novos.
   
5. MELHORIA DA SEGURANÇA ENERGÉTICA: A estocagem de gás natural em campos depletados contribui para a segurança energética, permitindo a acumulação de reservas estratégicas utilizáveis em períodos de alta demanda, interrupções no fornecimento ou emergências, garantindo um suprimento confiável de energia.

Integração de Projetos e Evolução do Mercado

É em meio ao cenário de aumento de flexibilidade e crescimento da oferta, aliado às leis que estão em constante evolução, que a região nordeste pode passar por uma nova onda de industrialização.

Quando pensamos no crescimento da oferta, além dos terminais de regaseificação de GNL em Sergipe, Bahia, Ceará e Pará, também há a previsão de um possível terminal no Maranhão. Não obstante, devemos levar em consideração o grande Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), na qual a Petrobras, operadora do projeto, afirma que terá capacidade de processamento de 22 milhões de m³/dia de gás natural.

Os estados circunvizinhos a Sergipe (SE), que são Bahia (BA) e Alagoas (AL), além de alocarem os dois únicos projetos de ESGN em território brasileiro, estão bem colocados no Ranking Regulatório do Estados (RELIVRE), ocupando as posições a seguir: AL (1º lugar), SE (4º Lugar) e BA (9º Lugar), o que demonstra um grande interesse das agências reguladoras estaduais de evoluir sua base legal para atrair novos negócios.

Tratando dos aprimoramentos ao deslocamento da molécula, as transportadoras juntas à ANP, trouxeram avanço nas formulações tarifárias, tornando-as proporcionais à distância percorrida pelo gás, sendo mais atrativo o consumo próximo a centros produtores. 

Por fim, quanto a demanda, o sistema atual de cobranças acarreta penalidades por descumprimento de programação do consumo de gás, afetando setores cuja demanda varia ao longo do ano.

A flexibilidade da ESGN associada a contratos bilaterais dentro do mercado livre surgem como solução para mitigar esses desafios e devem fomentar novos negócios de comercialização para consumidores que, hoje, mantém contratação no ambiente regulado junto a sua distribuidora.

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Questionamentos importantes estão sendo analisados sobre o tema. Pensando nisso, buscaremos informar e explorar algumas das múltiplas nuances do caso da Foz do Amazonas.

Cenário atual

As recentes tentativas de exploração na Foz vêm tomando grandes proporções e envolvendo entes/figuras públicas de relevância nacional: governadores do Pará e Amapá, os quais defendem uma exploração sustentável e acreditam que o recurso mineral irá trazer desenvolvimento aos estados; o Congresso Nacional, seja pela Câmara dos Deputados como o Senado, que através de suas Comissões de Meio Ambiente e de Desenvolvimento Regional e Turismo, respectivamente, buscam fomentar o debate e coletar diferentes perspectivas a serem levadas em conta pelo poder público; o Ministério do Meio Ambiente (MMA), especialmente através do Ibama, que foi o responsável por negar a licença prévia de perfuração [1], alegando “inconsistências”.

O passado exploratório da Bacia

Para se entender o presente, se faz necessário revisitar o passado. As primeiras investidas exploratórias na Bacia da Foz do Amazonas ocorreram em 1963, através de dados geofísicos que restringiram a águas rasas. Já entre meados dos anos 70 e 80, houve um grande avanço exploratório em maiores lâminas d’água. A campanha evidenciou jazidas de gás natural: uma com ordem de 10,1bi m³ de Gas-in-Place (GIP) e outra entre 6,89 a 11,42bi m³ [2]. Para que haja ordem de grandeza de volumes, a ENEVA em seu campo de Juruá tem um GIP estimado de 42,7 bilhões de m³ e no parque dos gaviões, GIPs variando de 0,5~11 bilhões de m³ por campo. [3]

De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), na Bacia da Foz do Amazonas, há um total de 95 poços perfurados, sendo 81 no Amapá e 14 no Pará [4]. Com a quebra do monopólio da Petrobras e criação da ANP, houve início das rodadas de licitação de blocos exploratórios. Foram ofertados blocos da Foz na 1ª, 4ª, 5ª, 6ª, 7ª e 11ª rodadas, sendo a última, a mais importante para o impasse enfrentado agora.

Na 11ª rodada de licitações da ANP (maio de 2013) ocorreu o leilão dos blocos mais falados na grande mídia – FZA-M-57, 59 e outros. As ofertas vencedoras dos dois em questão veio do consórcio formado por TotalEnergies, Petrobras e British Petroleum (BP). Em síntese de dados consolidados do leilão [5], observamos que blocos da área de águas profundas da Bacia da Foz do Amazonas (SFZA-AP1) tiveram um bônus ofertado total de R$ 750 milhões em 8 diferentes blocos (dos 9 ofertados), além de 17 empresas participando do pleito desta área, com apenas 7 ganhadoras (operadoras + consorciadas). O ágio em relação ao bônus esperado foi de admiráveis 1.034%, além de ter sido a área com maior concorrência de todo o leilão.

Esse interesse em demasia, gerando tamanha concorrência, não foi à toa. Todas essas empresas tinham acesso aos dados sísmicos, de poço e geoquímicos de toda as dezenas de poços perfurados desde 1970. Não somente isso… descobertas de petróleo em águas profundas na Guiana Francesa, em 2011, por parte da Shell, TotalEnergies e Tullow Oil e em 2015, na Guiana, pelo consórcio formado por Exxon, Guyana Exploration e China National Offshore Oil. Por fim, o consórcio Apache, Petronas e CEPSA encontraram óleo na região do Suriname, em 2020.

Como de costume, na indústria de óleo e gás, áreas adjacentes possuem estruturas geológicas semelhantes. Logo, há grandes chances de se encontrar hidrocarbonetos na porção brasileira desse play exploratório.

Tendo isto em mente, as partes do consórcio tentaram múltiplas vezes a obtenção da licença para a exploração da área. A primeira foi a BP, que em abril de 2014 entrou com um pedido, o qual foi negado. Após isso, a TotalEnergies tentou múltiplas vezes. Em agosto de 2017 e dezembro de 2018, sucederam sem sucesso. Já no início de 2020, manifestou interesse em tentar novo licenciamento, mas em menos de uma semana recuou e anunciou acordo para transferência a Petrobras em sua participação nos blocos.

Fatos históricos relevantes da Bacia da Foz do Amazonas

Em 2021, 8 anos após o certame da 11ª Rodada, a Petrobras comprou a fatia da BP no consórcio [6]. Dessa forma, agora é única petroleira que detém os direitos sob os blocos em águas profundas na bacia da Foz do Amazonas.

O fato de a Petrobras ser a única exploradora, não envolvendo diretamente empresas de outros países, seria um fator facilitador para obtenção de licenças ambientais? O MMA já mostrou seu posicionamento e deixou claro que independente da empresa ou país de origem, não é não e os parâmetros técnicos prevalecem sobre quaisquer outras questões.

O papel do Ibama e a alternativa proposta

Conforme Art. 3, inciso VI do Decreto nº 8.437/2015, é competência União e cumprido através do Ibama:

• Licenciamento ambiental para sísmica, perfurações pioneiras e testes de longa duração (TLDs); (offshore);
• Perfuração de poços de extensão, implantação de sistemas de produção e escoamento (offshore).

Do momento de intenção de exploração até a efetiva produção do óleo/gás, os órgãos ambientais competentes são incumbidos de emitirem múltiplas licenças, sendo as principais para o processo da Foz:

No momento, o impasse encontrado está na Licença Prévia de Perfuração (LPper) ou de operação (LO), a depender do documento de referência utilizado, se CONOMA ou Portaria MMA. Desse modo, há inconsistência através de qual documento seguir. A atividade de perfuração de um poço pioneiro tem enquadramento em ambas, e tipos de licença diferentes, entretanto a Petrobras está seguindo o documento mais recente, que é a Portaria MMA.

Outro ponto interessante é que os documentos exigidos para emissão da licença estão sendo além dos requisitados normalmente, o qual o Ibama tem respaldo para requisitá-los. Como por exemplo, o caso do Plano de Emergência Individual (PEI). Para tal, é previsto a Avaliação Pré-Operacional (APO), ambos não mencionadas como obrigatórios via Portaria MMA. O Ibama tem respaldo em requisitá-los via alterações nos Termos de Referência (TR), Art. 8 Inciso XII § 4º. No caso do PEI da Petrobras, um dos pontos levantados pelo Ibama para negativa foi que em eventual derramamento o óleo poderia atingir países vizinhos [7].

Após o Ibama indeferir a licença para perfuração face aos documentos apresentados pela Petrobras, uma das hipóteses levantadas a fim de trazer mais segurança quanto a potenciais impactos da atividade a região da Foz do Amazonas e estado vizinhos seria a realização de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS). A Portaria MME/MMA nº198/2012 introduziu a AAAS, que representa um processo de avaliação baseado em um estudo multidisciplinar (Estudo Ambiental de Área Sedimentar, EAAS) com abrangência regional, o qual se é utilizado para o planejamento estratégico de políticas públicas.

Até o momento, foram realizados dois EAAS, um para a Bacia de Solimões e outra para a Bacia de Sergipe-Alagoas e Jacuípe. As licitações foram realizadas para contratação de empresas capazes de realizar estes estudos, certames que aconteceram em 2016/2017, todavia, os relatórios finais só foram concluídos em 2020/2021. Embora sejam estudos extremamente detalhados e profundos, levando em conta a iteração da atividade petrolífera com fauna, flora e população local, eles tomaram uma média de 4 anos para serem realizados.

Observando os intervalos de tempo que o Ibama possui para dar as respostas das licenças, o tempo médio dos processos prévios de EAAS, a elaboração das licenças ambientais por parte da operadora e o já demorado processo entre a transformação de bloco exploratório em campo produtor (4 a 5 anos), tendo tudo isso em mente, até que ponto valeria a pena iniciar todo esses processos do zero e não apenas trabalhar para melhorar os já apresentados pelas operadoras/consórcios? Algo a se pensar!

A grama do vizinho é sempre mais verde?

Os vizinhos, Guiana Francesa, Suriname e Guiana, passaram por descobertas consideráveis na última década. Os números são promissores e as características geológicas apontam para possível sucesso exploratório, se comparado à bacia da Foz do Amazonas. Dessa forma, a movimentação das múltiplas figuras envolvidas é justificável.

Adentrando a temática dos vizinhos, nesses países, observa-se um “espelho geológico” na plataforma continental africana. Tal fenômeno é similar ao pré-sal, como é exemplificado como “pré-sal angolano”.

A empresa Tullow Oil buscou fazer o caminho oposto. Uma vez que teve sucesso na costa oeste africana, no campo de Jubilee, a empresa procurou a região “espelhada” na porção norte do continente sul-americano, obtendo sucesso na Guiana Francesa, em 2011. Todavia, as outras quatro tentativas subsequentes foram falhas.

Contudo, a realidade para os outros dois vizinhos foram diferentes. No Suriname, a primeira descoberta ocorreu em 2020, com o consórcio Apache e TotalEnergies, no bloco 58: descobriu-se uma extensão do play exploratório da Guiana, estimando uma reserva de 6,5 milhões de barris de óleo após 5 descobertas comerciais do consórcio [8]. Entretanto, a Final Investment Decision (FID) ainda é uma incerteza, pois, por mais que haja boas chances de haver óleo, o investimento para colocar apenas este bloco em em produção está na casa de US$ 6 a 10 bilhões. Logo, gera-se um investimento (e risco) muito alto mesmo para majors, como a TotalEnergies.

Enfim, o mais bem sucedido de todos os casos foi na Guiana. A exploração por parte da Exxon iniciou em 2008, porém, o primeiro poço exploratório perfurado apenas em 2015 (Poço Liza-1), no bloco de Stabroek. A profundidade de 5.433m em uma lâmina d’água de 1.746m [9]. Após Liza, a Exxon fez mais de 30 outras novas descobertas no mesmo bloco e desde 2015, 11% das novas descobertas de óleo à nível global vem da Guiana.

Para que se tenha uma ideia do tamanho da descoberta, a Exxon põe como recursos em 11 bilhões de barris – recursos estes que estão em subsuperfície e com quantidade imprecisa [10]. Tomando com referência, as reservas provadas do pré-sal brasileiro – em subsuperfície e com possibilidade de retirada economicamente viável – em 2021, somarão 9,62 bilhões de barris [11].

E esse sucesso não para por aí, o break–even é bem baixo. Há variação de US$25~US$35 por barril, a depender do campo em questão (no pré-sal o break-even já atingiu US$20) [12]. Outro valor importante é quanto ao volume de óleo produzido pelo país: o 1º óleo exportado pela Guiana em 2019 e 2020, já conta com 265,936mil barris/dia produzidos, com expectativa de 1 milhão barris/dia para exportação até 2030.

Mapa das empresas e blocos exploratórios para Guiana, Suriname e Guiana Francesa

Em meio ao cenário de fartura e potencial, a Petrobras tenta avançar na liberação de licenças de perfuração e avaliação dos volumes em subsuperfície. Cabe lembrar, que ter potencial é totalmente diferente de ter óleo de maneira economicamente viável. Como foi o caso da TotalEnergies em Suriname, pois mesmo havendo grandes chances de ter o recurso, os montantes para desenvolvimento são altos.

O primeiro poço perfurado seria apenas o início do processo, o qual o Ibama sequer cogitou autorizar a Petrobras a avançar…

O que o Brasil está deixando de ganhar com o avanço da exploração?

A preocupação por parte do Ibama é compreensível. Além de recifes de corais na Foz do Amazonas, existe uma fauna, flora e população que depende do ecossistema dessa região [13]. Um grande derramamento de óleo poderia afetar toda essa estrutura e seus impactos seriam sentidos por décadas. A questão é: quais os riscos que estamos dispostos a correr para o desenvolvimento local e nacional?

Caso os investimentos da Petrobras retornem tão bem-sucedidas quanto os da Exxon na Guiana, os municípios e estados (especialmente os afetados) teria grandes quantidades de verbas disponíveis decorrente de Royalties e centenas de empregos diretos e indiretos associados a indústrias fornecedoras que poderiam se instalar na costa, porventura até exportar insumos e tecnologias aos países vizinhos que também o exploram esse óleo.

Além dos benefícios supracitados, poderia haver uma nova oferta energética norte brasileiro. A situação atual é de uma baixa demanda de energia nesta região, contratempos no suprimento de energia e linhas de distribuição bom baixa capilaridade. Um dos motivos associados a estes fatos são a baixa e pulverizada demanda, não justificando grandes investimentos em infraestrutura.

Com o desenvolvimento da jazida da Foz do Amazonas, o gás natural produzido (associado ao óleo) poderia alterar este cenário. Considerando que esse bem energético é de complexa armazenagem e transporte, seria necessário uma alternativa para sua utilização.

Algumas das alternativas seriam a de gerar energia elétrica, similar ao modelo gas-to-energy usado pela Exxon na Guiana e levar energia mais barata a costa. Outra solução, seria uma possível exportação via GNL através de terminais de liquefação flutuantes como foi realizado em Moçambique. Ou então, enviar a molécula para costa através de gasodutos. Entretanto, são apenas sugestões baseadas em casos ao redor do mundo, sendo necessários estudos aprofundados além de investimentos consideráveis.

Dado este cenário apresentado, acreditamos que o governo seja estadual, através de órgãos ambientais de áreas afetas, e governadores; federal, através de ministérios, congresso nacional ou autarquias; empresas envolvidas; e a academia, devam continuar promovendo este importante debate, dado que irá afetar direta ou indiretamente todas as partes, considerando a dimensão da questão. Que possamos todos avançar para o “sim” ou “não” definitivo através de um processo coeso, célere e aberto.

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Mas afinal, o que são os Gas-RECs, também conhecido como certificados de origem de gás natural? Qual a relevância neste momento de forte influência das iniciativas voltadas para o ESG – Environmental, Social, and Corporate Governance (sigla em inglês que representa a governança ambiental, social e corporativa)?

O biometano, também chamado de gás natural renovável (GNR), é composto predominantemente por metano e obtido a partir da purificação do biogás. Sua produção envolve o aproveitamento de resíduos orgânicos provenientes da cadeia de saneamento (aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto), da agricultura (resíduos da produção de açúcar e etanol e de outras culturas) e de resíduos animais e industriais. De acordo com as definições de qualidade de biocombustíveis da ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, o biometano que atende aos critérios das Resoluções³ é intercambiável ao gás natural, podendo ser injetado dos gasodutos ou transportado através dos caminhões-feixe.

^{³ Resoluções de Qualidade do Biometano: RANP 886 de 29/09/2022 (Biometano oriundo de aterros sanitários e de estações de tratamento de esgoto); RANP 906 de 24/11/2022 (Biometano oriundo de resíduos orgânicos agrossilvopastoris). Ressalta-se que a ANP não regulamenta os critérios de qualidade do biogás.}

Cadeia Produtiva do Biometano

Figura produzida pela Infinity Energias

Ademais, o biometano além de fungível ao gás natural fóssil, também possui um atributo ambiental intrínseco à sua origem renovável e pode contribuir para a redução das emissões de gases de efeito estufa, quando houver a substituição, atreladas à utilização de outros combustíveis, quer seja do próprio gás natural ou de outros derivados do petróleo, como é o caso do diesel.

Assim, torna-se relevante o rastreamento, sobretudo quando há a mistura de gás natural fóssil e renovável nos dutos, para os consumidores que queiram reportar as respectivas emissões dentro do processo produtivo ou da cadeia logística de seus produtos.

Através da certificação de gás natural renovável, é possível rastrear o biogás ou biometano de forma a comprovar que o consumidor que se apropria da parte renovável do gás consumido. O rastreamento é feito por um sistema de “book and claim”, ou seja, um modelo de cadeia de custódia que permite a separação do atributo ambiental e do produto físico e transferi-los separadamente em diferentes fluxos. Esse método já é bem consolidado na rastreabilidade de fontes renováveis para geração de energia elétrica através do I-REC, por exemplo. [4]

Funcionamento do Sistema de book and claim para a cadeia do Biometano
(esquema de transferência de custódia da molécula e do certificado)

Figura produzida pela Infinity Energias

Dessa forma, os produtores de biometano, que são os emissores primários passíveis para a geração do Gas-REC e proprietários iniciais destes certificados podem comercializar a molécula e o atributo ambiental de renovabilidade do GNR, assegurando uma receita adicional. Ressalta que a certificação Gas-REC e o sistema de rastreamento asseguram que não existe dupla-contagem ou duplo beneficiário – isto é, quando um mesmo atributo ambiental é verificado por duas organizações diferentes no mesmo momento – do ponto de produção do gás até o consumidor final. [5]

A compra de Gas-RECs comprova a aquisição do gás natural renovável, com baixas emissões, e não deve ser usado com o objetivo de redução ou compensação das emissões nas operações. Além disso, os potenciais consumidores desse certificado concentram-se nas organizações que consomem gás natural e em quantidades equivalentes ao próprio consumo. Algumas organizações possuem diretrizes internas que limitam a compra de Gas-RECs em alguns aspectos como:

• Exigência do certificado ser vendido no mesmo mercado onde foi produzido o biometano;
• Venda do certificado para o produtor e consumidor que estão conectados no mesmo duto;
• Prazo de validade para ser aposentado.

Com o olhar voltado para a descarbonização dos processos produtivos e na cadeia logística, é fundamental a certificação da origem das fontes de energia e que possuem uma rastreabilidade confiável e compatível com o que é definido por organizações como CDP, GHG Protocol, ISE (B3), entre outros.  Nesse sentido, o Gas-rec mostra-se como uma certificação a fim de auxiliar no reporte das emissões e espera-se que com a consolidação desse mercado no Brasil e no mundo, as restrições façam-se cada vez maiores para a garantia e aprimoramento da fiel rastreabilidade do energético em questão, o biometano.

O post Gás Natural Renovável e Certificações: um novo momento para o mercado de biometano?  apareceu primeiro em Infinity Energias.

O evento marca a comemoração do Dia Internacional da Mulher e reúne cerca de mil mulheres do setor de energia. Temas como regulamentação do setor, transição energética, tendências do mercado, diversidade e representatividade feminina estão presentes nos painéis para discussão.

Cada vez mais, a realidade de que “o lugar da mulher é onde ela quiser estar” está presente nos dias de hoje. No entanto, são inúmeros os obstáculos ainda enfrentados por elas nos mais diversos ambientes corporativos, o que sinaliza que o debate e o fomento ao protagonismo feminino devem avançar.

Nossa equipe feminina marcará presença no local. Clara Ferreira Ulrichsen e Mariana Oliveira Barbosa, advogada especialista em energia e especialista em gás natural, respectivamente, representarão o papel da Infinity Energias na ampliação de conexões e no fomento aos negócios nesta experiência de imersão no universo feminino da energia.

“A cadeia de gás natural está passando por um processo de grandes modificações, tanto na sua base regulatória (nível federal e estadual), quanto nos aspectos mercadológicos. Nesse contexto, destacam-se os nomes de importantes figuras femininas que impulsionam a abertura do mercado de gás e o avanço deste combustível da transição energética com um papel fundamental na reindustrialização do país, bem como o de originação renovável, o biometano. Portanto, ao participar de eventos como este, além de fortalecer as parcerias, também reafirmamos o papel da mulher onde ela quiser estar, inclusive em ambientes de discussão do setor energético.”, explica Mariana Oliveira Barbosa.

O post Mulheres da Energia: encontro marca Dia da Mulher em Brasília apareceu primeiro em Infinity Energias.

Nós oferecemos consultoria especializada no setor que atende às infinitas possibilidades que o universo do gás natural vem mostrando por aí.

O post #04 A importância do gás natural na transição energética do Brasil apareceu primeiro em Infinity Energias.

A Mariana Barbosa, especialista em Gás Natural na Infinity Energias, expõe as diversas vantagens do consumidor e produtor de gás natural em relação ao avanço do mercado livre de gás natural, além das últimas iniciativas a nível federal que evidenciam um momento mais promissor deste setor.

O post #03 A importância do gás natural na transição energética do Brasil apareceu primeiro em Infinity Energias.

A Mariana Barbosa, especialista em Gás Natural na Infinity Energias comenta o papel do gás natural no futuro do consumo energético industrial e os setores chaves que poderão usufruir das vantagens do gás natural.

O post #02 A importância do gás natural na transição energética do Brasil apareceu primeiro em Infinity Energias.

As diretrizes no continente se fazem presentes em todos os setores da cadeia, da energia à indústria, transporte, edificações e agricultura [1]. Ações em soluções tecnológicas, financiamento de projetos e promoção de políticas têm ganhado destaque na promoção dos objetivos para a transição energética.

Para incentivar a utilização de combustíveis de baixo carbono no mercado de energia, a Comissão Europeia, visando promover a substituição de gás natural, aposta cada vez mais em regras e modelos de mercados para biometano e hidrogênio verde. A iniciativa se enquadra e contribui diretamente para o quadro das metas de redução de 55% das emissões até 2030 [2].

Atualmente, um outro mecanismo para redução dos gases de efeito estufa ocorre, cada vez mais, através dos mercados de crédito de carbono. O certificado de um crédito de carbono equivale a uma tonelada de CO2 que deixou de ser emitido para a atmosfera, podendo ser negociado em sistemas pelo mercado internacional. Com metas obrigatórias de redução firmadas em função de tratados como o Protocolo de Quioto e o Acordo de Paris, os créditos podem ser comprados em um esquema de mercado cap-and-trade a fim de compensar as emissões industriais [3]. Uma solução inovadora e já consolidada desde os anos 2000 é o European Union Emissions Trading System (EUETS).

Em 2020, os sistemas de comércio e impostos de carbono envolvem cerca de 20% das emissões mundiais, um aumento de 5% quando comparado ao ano de 2017 [4]. Ao destacarem intervenções mais econômicas, especialistas apontam que será possível reduzir boa parte das emissões a um custo médio inferior a US$ 50 por tonelada de CO2 equivalente ao longo dos próximos anos.

As estratégias de descarbonização também fazem parte das diretrizes de supermajors do setor de petróleo e gás. A British Petroleum (BP), por exemplo, já oferece atividades de precificação de carbono em sistemas na Ásia, Oceania, Europa e América do Norte [5].

Além da precificação, outras estratégias visam contribuir diretamente de modo complementar à transição energética, como a expansão do uso de biocombustíveis, tecnologias de carbon capture utilization and storage (CCUS) e projetos de sumidouros naturais de carbono através de silvicultura.

No Brasil, um leque de oportunidades vai ao encontro das diretrizes globais de transição energética. A expansão das fontes renováveis tem destaque com os parques solares e eólicos offshore na costa litorânea; a possibilidade de, a partir da floresta amazônica e do cerrado, realizar o manejo sustentável do solo e a criação de sumidouros naturais de reflorestamento; além da criação de hubs de exportação de biocombustíveis, como etanol de primeira e segunda geração, hidrogênio verde, biogás e biometano colocam o território brasileiro em posição estratégica.

No que tange às políticas nacionais exitosas, o RenovaBio é uma referência para a descarbonização a partir dos biocombustíveis. O programa, resultado da Lei nº 13.576 de 2017, surgiu como um compromisso brasileiro frente aos acordos climáticos internacionais, com incentivo ao aumento da participação dos biocombustíveis na matriz energética e com um crédito de carbono próprio, denominado CBio e que também equivale a uma tonelada de CO2 não emitido à atmosfera [6].

Esquema de funcionamento da RenovaBio

Entre as oportunidades supracitadas, o biogás e o biometano tornam o país uma potência em escala global na produção de um substituto direto ao gás natural. O biogás é gerado a partir de resíduos sólidos urbanos e rejeitos orgânicos agropecuários em processos de biodigestão. Após a etapa de purificação, é possível adquirir um biometano com até 96% de pureza, assemelhando-se ao metano fóssil em propriedades físico-químicas. O biocombustível pode ser transportado através de gasodutos ou em pequena escala em caminhões, quando submetido à liquefação ou compressão.

Sucroenergia | Agronegócio | Saneamento (potencial por substrato do setor)

Em 2019, a produção brasileira alcançou 1,8 bilhão de m³/ano, com previsão de chegar a 11 bilhões de m³ anuais nos próximos anos, até 2030. No mesmo período, é estimado ainda que as bio-usinas dobrem, passando de 548 registradas para aproximadamente 1.000 plantas [7]. Segundo a Abiogás, o Brasil é um dos países com maior potencial de produção de biogás do planeta, com destaque para os estados de São Paulo, Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso e Paraná. 

Potencial Brasileiro de Biogás 2020

A utilização dos biocombustíveis, principalmente do potencial ainda em expansão das cadeias de biogás e biometano aplicadas à indústria, geração elétrica e transporte, além de contribuírem e permitirem bons indicadores sustentáveis no roadmap to net-zero carbon brasileiro com a redução de até 90% das emissões de CO2 e um sistema nacional no mercado de créditos de carbono que já se mostra eficaz, incentivam e proporcionam uma economia nacional mais verde e oportuna em tempos de transição energética e sustentabilidade. 

[1] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/climate-strategies-targets/2050-long-term-strategy_en
[2] https://epbr.com.br/comissao-europeia-facilita-entrada-de-gases-de-baixo-carbono-no-mercado-de-energia/
[3] https://joserobertoafonso.com.br/mercado-de-carbono-meneguin/
[4] https://www.mckinsey.com/industries/oil-and-gas/our-insights/the-future-is-now-how-oil-and-gas-companies-can-decarbonize
[5] https://www.bp.com/en/global/bp-global-energy-trading/what-we-do/global-environmental-products/carbon-pricing.html#tab_n-a
[6] mme.gov.br
[7] https://umsoplaneta.globo.com/patrocinado/engie/noticia/2021/07/16/entenda-por-que-o-brasil-e-uma-potencia-de-producao-de-biogas-e-biometano.ghtml

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