Uma Revolução Energética Azul / Verde

O Centro de Energia Eólica do Mar do Norte prevê uma série de hubs que seriam uma ótima grade no Mar do Norte. (Imagem: Consórcio Eixo de Energia Eólica do Mar do Norte)

Uma mudança sísmica no diálogo sobre grandes petróleo e clima ocorreu nos últimos 12 meses. É uma mudança na forma como o petróleo está se orientando em torno do que muitos chamam de transição energética. Objetivos climáticos - governamentais, internacionais e liderados pela indústria -, bem como o comportamento dos investidores (fuga de capital de combustíveis fósseis) estão impulsionando a mudança.

A paisagem está realmente mudando. Andy Kinsella, CEO do grupo Mainstream Renewable Power, diz que o dobro do investimento de capital destinado à energia eólica e solar globalmente se comparado ao carvão, petróleo, gás e energia nuclear. Nos anos 80, sete das dez principais empresas do S&P 500 eram de petróleo e gás. Agora há apenas um, ele acrescenta.

O resultado é que as empresas - operadores e sua cadeia de suprimentos - não estão mais se falando como empresas de petróleo e gás; são empresas de energia, tornando a energia "mais segura, mais limpa e mais eficiente para as pessoas e para o planeta". Fale sobre as principais sessões de conferência dominadas pela transição e descarbonização de energia Offshore Europe, em Aberdeen, em setembro - quando esses tópicos foram menores no evento anterior.

Não é um movimento inteiramente novo, no entanto. A Shell, por exemplo, vem falando sobre gás mais limpo há um tempo. Seus executivos contam eventos da indústria de petróleo e gás sobre como a Shell está passando para um negócio mais amplo de energia. "A Shell é um dos maiores comerciantes de eletricidade", disse Jo Coleman, gerente de transição de energia da Shell, à Offshore Europe. A Shell vê um grande futuro nos pontos de carregamento, nos postos de gasolina e nas residências, diz ela, além de tentar aumentar a demanda em hidrogênio e desenvolver a captura e armazenamento de carbono (CCS).

A Aker Solutions projetou a tecnologia de captura de carbono, chamada Just Catch, que pode caber em instalações offshore. (Imagem: Aker Solutions)

Fazendo promessas
Não são apenas os maiores. Na Europa Offshore, a OGUK lançou um Roteiro para 2035: Um Projeto para “zero líquido”, apelando à indústria, governo e ação reguladora para reduzir as emissões (a produção de petróleo e gás no Reino Unido representa 3% do total de emissões de gases de efeito estufa do Reino Unido, diz OGUK) e ajuda a desenvolver e comercializar tecnologias como CCS e hidrogênio. Na mesma semana, o Centro de Tecnologia de Petróleo e Gás (OGTC), com financiamento público, lançou um Centro de Soluções Net Zero.

No início deste ano, a Associação Holandesa de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (NOGEPA) assinou um acordo com o governo holandês para reduzir pela metade as emissões de metano em dois anos - de 8.562 toneladas de metano por ano em 2017 para 4.281 toneladas por ano em Dezembro de 2020. Enquanto isso, o governo de lá também realizará um estudo para procurar maneiras de reduzi-lo ainda mais, como eletrificando plataformas offshore. Mas, admite a NOGEPA, que pode exigir incentivos, bem como acesso garantido à rede de energia offshore.

Coragem holandesa
Os holandeses já estudaram como conectar melhor seu sistema de energia e como a energia eólica, plataformas de gás, produção de hidrogênio e a rede podem ser melhor conectadas para fazer o melhor e mais ecológico uso da infraestrutura existente. Rene Peters, da equipe de pesquisa holandesa TNO, diz que isso pode significar eletrificar plataformas offshore, o que já está acontecendo em alguns lugares, mas mais pode ser feito; conectando usuários de energia a geradores, como parques eólicos e potencialmente abrindo campos marginais, ele disse na conferência de Energia Offshore em Amsterdã, em outubro.

Outra opção é o gás para a fiação, onde o gás natural é convertido em eletricidade no exterior e enviado por fio para a costa. Embora poucas opções para isso tenham sido encontradas no setor holandês, diz Peters, um estudo da Autoridade de Petróleo e Gás do Reino Unido no ano passado encontrou 16 projetos em potencial que poderiam ser vistos no Mar do Norte do Reino Unido. Uma opção mais viável na Holanda poderia ser a produção de hidrogênio no mar, usando gás natural e / ou eólica no mar para alimentar o processo e depois transportando o hidrogênio através da rede de dutos existente.

A Equinor está avançando com o projeto Hywind Tampen, que alimentará Gullfaks e Snorre com a energia dos ventos flutuantes no mar. (Imagem: Equinor)

Hidrogênio verde e azul
De fato, foi acordado um projeto piloto de dois anos de hidrogênio "verde" (fabricado sem uso de combustíveis fósseis), chamado PosHydon - um projeto derivado da parceria público-privada da North Sea Energy. A partir de 2020, a Neptune Energy, trabalhando com o grupo de reutilização NexStep e TNO, deve hospedar um eletrolisador de hidrogênio de 1 megawatt (MW) em sua plataforma Q13a (a primeira instalação holandesa movida por terra) a 13 quilômetros (km) da costa . O hidrogênio, eletrolisado a partir da água do mar, será então misturado com o gás e canalizado para a costa no oleoduto existente, para produzir eletricidade. No futuro, essa ideia poderá ser vinculada a parques eólicos offshore para ajudar a nivelar problemas de intermitência - ou seja, em vez de fechar os parques eólicos quando estiverem produzindo mais, a energia poderá ser convertida em hidrogênio.

O potencial de uso de plataformas offshore para produção de hidrogênio, alimentado por eletricidade renovável, que também suporta campos marginais próximos e exportação de hidrogênio para a costa, também está sendo observado no Reino Unido. O projeto de produção offshore de hidrogênio (HOP), que envolve a OGTC, a consultoria ambiental Aquatera, NOV, Doosan Babcock, Cranfield University e o Centro Europeu de Energia Marinha (EMEC) em Orkney, uma ilha escocesa, está avaliando opções, desde os tipos de tecnologia que poderiam estar acostumado à logística de transporte e ao potencial de usar instalações offshore reaproveitadas. Por exemplo, Hayleigh Pearson, engenheira de projetos do Marginal Developments Solution Center da OGTC, disse à Offshore Europe que uma pequena plataforma do sul do Mar do Norte como Markham poderia hospedar quatro unidades de eletrólise de membrana de eletrólitos de polímero para criar 3.500 kg (kg) de hidrogênio verde por dia (que poderia abastecer 10 ônibus com 3500 km cada, ela diz). Uma plataforma maior do norte do Mar do Norte talvez abrigue 22 reformadores de metano a vapor e produza 12.000 kg de hidrogênio "azul" (produzido com combustível fóssil) por dia. Os estudos do projeto estão em andamento com um centro de testes em terra planejado para Flotta, uma ilha no continente de Orkney.

Enquanto isso, a empresa de engenharia belga Tractebel, parte da Engie, está desenvolvendo um conceito para uma plataforma offshore que converteria a energia produzida a partir de parques eólicos offshore em hidrogênio verde usando eletrólise.

A plataforma Q13a da Neptune Energy, deve abrigar uma instalação de produção de hdyrogen sob um projeto piloto holandês. (Foto: Neptune Energy) Um mar do Norte conectado
O hidrogênio também apareceria no Eólico do Mar do Norte, uma mega-ilha offshore como um centro para conectar grandes parques eólicos e fornecer sua energia a diferentes países ao redor do Mar do Norte, para gerenciar a rede de maneira eficaz. É um conceito lançado em 2016 por um consórcio holandês. Este ano, um estudo de viabilidade foi concluído. Jasper Vis, consultor sênior da Tennet, um dos parceiros do projeto, diz que é viável. Mas, em vez de uma ilha grande, várias ilhas menores - embora ainda grandes -, ilhas artificiais ou plataformas mais tradicionais, dependendo do fundo do mar, seriam melhores com a conversão de eletricidade em hidrogênio quando houver muita energia produzida, disse ele. Energia Offshore.

Isso serviria à Holanda, que possui grandes ambições eólicas offshore, mas uma rede de energia limitada. Rob van der Hage, gerente de negócios offshore da Tennet, disse à Offshore Energy que o primeiro hub poderia ser construído até 2025. Isso aliviaria os problemas de rede. Hage diz que, uma vez que todos os parques eólicos offshore que já estão planejados para 2023 sejam construídos, restam apenas mais 7 gigawatts (GW) de capacidade na rede. Ser capaz de levar energia para a costa por diferentes rotas, como hidrogênio, é uma opção. O desafio é criar demanda por hidrogênio, diz ele.

Indústria de limpeza
Outro projeto holandês, o H-Vision, liderado pela TNO com parceiros como Air Liquide, BP, Gasunie, Shell e Uniper, procura criar 3,2 GW de usina de hidrogênio azul na área de Maasvlakte, perto de duas usinas existentes, para atender 20% dos calor e eletricidade na área de Roterdã. Uma decisão final de investimento (FID) está planejada para 2021, com o primeiro hidrogênio em 2026. Este projeto dependerá do CCS, com parte, embora não todo, do CO2 produzido no processo potencialmente tratado em outro projeto, o Porthos ( Porto de Roterdã CO2Transport Hub & Offshore Storage) Projeto CCUS (utilização e armazenamento de captura de carbono), que está sendo liderado pela Autoridade do Porto de Roterdã com os parceiros Gasnuie e EBN (uma organização estatal de energia). Isso visa tirar CO2 da indústria na área portuária de Roterdã e fornecê-lo a estufas, para ajudar no crescimento das plantas, além de armazená-lo no exterior pela plataforma P18a da Taqa, a 21 km da costa. "Até 2030, esperamos poder armazenar entre 2 e 5 milhões de toneladas de CO2 por ano", de acordo com o site do projeto. O objetivo é o FID até o final do próximo ano, com início em 2023.

Enquanto isso, a operadora norueguesa Equinor também está olhando para o hidrogênio. No projeto H21 no Reino Unido, ele está tentando converter o norte do sistema de gás natural da Inglaterra para usar hidrogênio, armazenando o CO2 produzido no processo, a 100 km da costa. Um estudo de viabilidade foi realizado, mas um estudo de engenharia e design front-end (FEED) ainda não foi financiado. A Equinor também está envolvida no Zero Carbon Humber, um projeto menor, para seqüestrar e depois armazenar CO2 da central de Drax, uma antiga usina de carvão convertida em biomassa.

Na Holanda, a Equinor também faz parte do Magnum, um projeto para converter uma turbina a gás de ciclo combinado para funcionar com hidrogênio e depois armazenar o CO2. "Precisamos de tudo o que os engenheiros de petróleo podem oferecer, desde geologia até perfurações e finalizações, para gerentes de navios, é tudo", disse Anna Korolko, líder em tecnologia de baixo carbono da Equinor, à Offshore Europe.

CCS
O CCS e as habilidades da indústria de petróleo e gás desempenham um papel importante nessa imagem. Astley Hastings, pesquisador da Universidade de Aberdeen, após uma carreira na Schlumberger, na época doutorado em biologia de sistemas, diz que o setor de petróleo e gás "detém todos os cartões para descarbonizar globalmente", principalmente na CCS. Muitas indústrias - fertilizantes, concreto, produção de aço - terão dificuldade em descarbonizar para que a CCS seja necessária, diz ele.

É factível. "A injeção de CO2 para recuperação aprimorada de petróleo (EOR) é realizada há 50 anos", disse ele à Offshore Europe. “A separação (tecnologia) está madura. A metalurgia é conhecida e vários projetos-piloto estão ativos. Entendemos muito bem a química de CO2 / rocha e mais pesquisas estão em andamento. Vários governos patrocinaram projetos, por isso está pronto para a pá. ”

Mas, o CCS está em uma estrada esburacada. Existem poucos projetos internacionalmente. Dois projetos concorrentes no Reino Unido foram interrompidos em 2015 após a retirada do financiamento do governo. O projeto Snohvit, na Noruega, armazena 0,7 Mt de CO2 seqüestrado por ano em um aqüífero através de um oleoduto de 153 km e um poço. Para armazenar todas as emissões fósseis da geração de eletricidade em todo o mundo até 2040, seriam necessários 20.500 Snohvits, diz ele (para armazenar uma estimativa de 15,4 bilhões de toneladas métricas de CO2 por ano).

De bolotas crescem carvalhos
Um projeto que agora está ganhando força é o Acorn. A Pale Blue Dot, sua desenvolvedora do projeto, garantiu a primeira licença de armazenamento de CO2 do Reino Unido para o projeto em 2018. Este ano, garantiu financiamento da UE e novos parceiros, incluindo Shell e Chysaor. A idéia é combinar a reforma de parte do gás natural que entra no terminal de St Fergus, no norte da Escócia (que processa 35% do gás do Reino Unido) para criar hidrogênio azul e sequestrar o CO2 criado no processo para armazená-lo em campos offshore, reutilização de gasodutos existentes, por exemplo. Miller, Goldeneye ou Atlântico. Também armazenaria CO2 enviado por um oleoduto terrestre do cinturão central da Escócia e transportado por navio para o porto de Peterhead.

Sam Gomersall, diretor comercial da Pale Blue Dot, disse à Offshore Europe que já há trabalho para permitir 2% de conteúdo de hidrogênio na grade de gás natural. Um projeto em Aberdeen pretende aumentar para 20% localmente e até 100% após o trabalho de conversão da infraestrutura. O grupo gasta financiamento em engenharia e design pré-front-end e acredita que um projeto poderá estar em funcionamento até 2024.

Owain Tucker - Líder Global de Implantação - armazenamento de CO2, na Shell, apontou os participantes da Offshore Europe para iniciativas existentes, como o Centro de Tecnologia Mongstad, na Noruega, e projetos, incluindo Gorgon na Austrália, que sequestrarão 3,4 milhões de toneladas métricas de CO2 por ano e a usina hidrelétrica Boundary Dam, onde o CO2 criado é capturado usando a tecnologia Shell e, em seguida, armazenado a uma taxa de 1 milhão de toneladas por ano, durante 25 anos.

A Pale Blue Dot está liderando o projeto Acorn CCS, que veria o carbono capturado armazenado na costa da Escócia. (Imagem: Ponto azul pálido)

Aurora boreal
Há também a aurora boreal na Noruega liderada pela Equinor com os parceiros Shell e Total. Isso poderia ver o CO2 enviado das instalações industriais onshore para um local costeiro de onde será canalizado para o exterior em um aqüífero salino para armazenamento. A Equinor possui uma licença para a Northern Lights e deve tomar uma decisão final de investimento em 2020, diz Anna Korolko, líder em tecnologia de baixo carbono da Equinor, com planos de iniciar suas operações no final de 2023. A Equinor já opera a CCS na Sleipner desde 1996, com 23 milhões de toneladas armazenadas até o momento. Ele também possui o Snohvit CCS.

Outro projeto, Aramis, de volta à Holanda, procura armazenar CO2 da região de Roterdã. Ele está sendo analisado pela NAM, Total e EBN, que estão observando os blocos K e L offshore como locais de armazenamento, disse Esther Vermolen, gerente de armazenamento de energia do Opportunity Manager da NAM / Shell à Offshore Energy. A NAM também está buscando eletrificar a plataforma K14, a 90 km da costa, usando energia eólica, economizando 130.000 toneladas por ano de CO2, diz ela. A NAM está analisando atentamente como a injeção de CO2 funcionará e também está considerando o armazenamento de hidrogênio em campos esgotados, disse ela.

O processo CCS também pode ser offshore para reduzir as emissões da planta. A Aker Solutions oferece o Just Catch, uma tecnologia CCS para instalações offshore onde elas podem estar muito longe da costa para obter um link de energia, diz Ragnhild Stokholm, campeão de baixo carbono da empresa. Um estudo recente da Equinor descobriu que dois trens podem cortar 240.000 toneladas métricas de CO2 de turbinas a bordo por ano dissolvendo o CO2 capturado na água e injetando-o.

Outra opção é usar energia renovável para reduzir as emissões das plantas offshore. A Noruega tem liderado nesta frente, inicialmente a partir de costa, como nos esquemas hidrelétricos da Noruega. Troll foi o primeiro campo a receber energia da costa em 2005, seguido por Valhall em 2011, com mais desde, incluindo, mais recentemente, Johan Sverdrup, que por sua vez, alimentará outros.

A Equinor está dando um passo adiante, instalando o vento offshore flutuante próximo a plataformas para fornecer energia, uma novidade no setor. Seu projeto de Tampen, que deve iniciar em 2022, terá 11 turbinas flutuantes de 8 MW instaladas para fornecer 35% da demanda anual de energia das cinco plataformas Snorre A e B, Gullfaks A, B e C, a 140 km da costa em 260-300 metros de profundidade da água. Em outubro, a Equinor concedeu contratos no valor de NOK 3,3 bilhões (US $ 360 milhões) a Kværner (subestruturas), Siemens Gamesa Renewable Energy (turbinas), JDR Cable System (cabos) e Subsea 7 (instalação e conexão) para o projeto.

Estes são apenas alguns dos projetos que estão sendo analisados - e apenas na Europa. Parece haver muito espaço para executar. Fazer com que esses projetos funcionem comercialmente será o próximo desafio. Se esse desafio for superado, o futuro parece verde. Ou talvez azul.

A Equinor lidera o projeto Northern Lights, parte de um projeto completo de captura e armazenamento de carbono da cadeia de valor no exterior da Noruega. (Imagem: Equinor)