Upstream pode reduzir 88 mil toneladas de metano por ano com tecnologias a custo negativo, diz EPE

RIO — A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) divulgou esta semana um estudo detalhando as principais estratégias para mitigar as emissões de metano na cadeia de gás natural no Brasil, baseadas em informações da Agência Internacional de Energia (IEA) e em um estudo de caso de gasodutos de transporte no país. 

O setor de upstream concentra a maior parte das opções de mitigação, segundo levantamento da EPE.

O segmento tem um potencial de reduzir até 87,9 mil toneladas de metano por ano, sendo que 96% desse volume pode ser mitigado com tecnologias de custo negativo. 

Já no setor de downstream (transporte e distribuição), o potencial é de 49,4 mil toneladas anuais, com 94% das emissões evitadas através de soluções economicamente viáveis.

A nota técnica destaca que, apesar das incertezas sobre a qualidade e a disponibilidade dos dados de emissões, diversas tecnologias estão disponíveis para reduzir significativamente a liberação de metano ao longo das operações de produção, transporte e distribuição de gás natural.

E que é preciso atacar o problema, sob o risco de se aumentar as emissões do setor nos próximos anos.

“É fundamental dedicar atenção às emissões de metano em todas as etapas da cadeia de gás natural, desde a exploração até a distribuição. Do contrário, pode-se registrar um aumento significativo das emissões dessa indústria nos próximos anos”. 

Medidas de mitigação internacionais

Entre as medidas de mitigação, classificadas pelo custo de implementação pela EPE baseadas em estudos da IEA, destacam-se as ações de detecção e reparo de vazamentos (LDAR), que têm o maior potencial de abatimento, com a possibilidade de evitar a emissão de 49 mil toneladas de metano por ano, correspondendo a 36% do total. 

“Dentre as ações LDAR, 93% podem ser implementadas com custo negativo”, afirma a nota técnica. 

Ou seja, o valor recuperado com o gás natural que deixará de vazar supera os investimentos necessários.

Outra medida considerada viável economicamente é a instalação de unidades de recuperação de vapor (VRU), que podem mitigar 18,3 mil toneladas anuais de metano (13% do total). 

Essa tecnologia é comumente usada em operações de óleo e gás, como em tanques de óleo e condensado, para capturar emissões de metano de sistemas de ventilação de gás de baixa pressão. 

Além disso, a substituição de dispositivos pneumáticos por elétricos também é outra medida apontada pela IEA, com custo negativo, e com potencial de reduzir 9,4 mil toneladas de metano por ano. 

Estudo do caso brasileiro

Já no estudo de caso da EPE, que mapeou os dados dos gasodutos de transporte existentes no Brasil, a medida LDAR, assim como o “esvaziamento antes da manutenção”, apresentaram um custo marginal de abatimento positivo para todos os níveis de preços considerados. 

“Isso significa que não há retorno financeiro mesmo em níveis altos de preço, não sendo viável economicamente a implementação das medidas”, afirma a EPE. 

Entre as medidas com custo negativo estão o “Sistema de recuperação de gás” e a “captura de gás”, com “retorno financeiro mesmo em níveis baixos de preço, sendo viável economicamente a implementação da medida”. 

O estudo de caso ainda aponta que a troca de dispositivos pneumáticos por de baixa emissão (Low Bleed) só apresenta viabilidade técnico-econômica para preços do gás praticado no mercado acima de 8 US$/milhão de BTU. 

“Para preços abaixo deste nível, o custo marginal de abatimento se torna positivo, indicando a ausência de retorno financeiro para o investimento na medida de mitigação”, diz a nota

Contudo, a EPE conclui que, caso as medidas de mitigação sejam implementadas em conjunto, elas possuem o potencial de abater no máximo 86% das emissões das fontes selecionadas na análise.

O papel do biometano 

A EPE também ressaltou que a implementação das medidas depende de vários fatores, incluindo as condições de mercado, inovações tecnológicas e políticas públicas, assim como o estímulo ao biometano.

O Programa Metano Zero, por exemplo, focado na redução de emissões de resíduos orgânicos, poderia colaborar com a mitigação ao incentivar a integração do biometano nas redes de distribuição de gás natural, ampliando a oferta de gás renovável no país.

“Há um potencial de parceria com empresas de gás natural para integrar o biometano em suas redes de distribuição, ampliando a oferta de energia renovável. Essas empresas poderiam explorar a integração do biometano em suas redes de distribuição, ampliando a oferta de gás renovável e contribuindo para a redução das emissões de gases de efeito estufa”, diz o estudo.

Segundo a EPE, essa parceria seria vantajosa tanto para as empresas de gás natural, que diversificariam suas fontes de fornecimento, quanto para o programa Metano Zero, que poderia utilizar a infraestrutura existente para distribuir o biometano para diversas aplicações. 

Além disso, a aprovação de iniciativas como o PL do mercado de carbono, que obrigaria empresas a reportar suas emissões de gases de efeito estufa, pode criar incentivos econômicos para acelerar a adoção de medidas de mitigação. 

Metas para redução de emissões 

No cenário de descarbonização mais otimista da IEA, será necessário reduzir 75% das emissões de metano da indústria de óleo e gás até 2050. Ainda segundo estimativas da agência, o setor tem potencial para reduzir cerca 77% das suas emissões de metano globalmente. 

Em 2023, o Brasil aderiu ao Compromisso Global do Metano (Global Methane Pledge), com metas de redução das emissões de metano até 2030.

Em 2020, as operações de combustíveis fósseis foram responsáveis por cerca de 120 milhões de toneladas de metano lançadas na atmosfera, quase um terço de todas as emissões de metano da atividade humana.

Contudo, o perfil das emissões de metano no Brasil está mais associado à atividade agrícola, em especial pecuária, que responde por cerca de 70% do total das emissões no país. 

Recentemente, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou uma resolução com diretrizes para descarbonização das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, estabelecendo que a Política Energética Nacional deve incorporar medidas de mitigação das emissões de metano, alinhadas com o compromisso internacional.