Primeira FPSO all electric chega ao Brasil em 2025; como a tecnologia reduz emissões?

A Petrobras anunciou na semana passada sua primeira plataforma totalmente eletrificada de ciclo combinado no Brasil: a FPSO Maria Quitéria. A embarcação será instalada em 2025 no campo Jubarte, na Bacia de Campos. “Deixaremos de emitir mais de 5 milhões de toneladas de CO2 ao longo da operação”, disse o gerente-executivo de Águas Profundas da Petrobras, Paulo Marinho. A embarcação está sendo produzida pela Yinson.

A estatal também deve trazer ao Brasil as primeiras plataformas com capacidade de geração superior a 100 MW na configuração all electric. O processo de contratação das FPSOs P-84 (Atapu) e P-85 (Sépia) está em andamento e as embarcações devem estar prontas para operação em 2028. Com esta e outras tecnologias aplicadas às plataformas (abaixo), a Petrobras avalia reduzir em 30% as emissões destas operações.

A eletrificação completa também pode ser aplicada na revitalização dos campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos. Em 4 de agosto, a Petrobras abriu licitação para a contratação da plataforma para os campos e, entre as especificações, incluiu a possibilidade de adoção de cogeração por ciclo combinado e conceito all electric.

O uso da configuração all electric em plataformas de maior potência se tornou possível após a resolução 501/2021 do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), que alterou a resolução anterior 382/2006, permitindo que as plataformas fiquem isentas dos limites de emissão de poluentes da resolução, caso seus geradores não atinjam individualmente 100 megawatts (MW) de capacidade.

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Por que e como a regulação mudou

Até 2006, não se cogitavam plantas offshore com capacidade superior a 100 MW. Entretanto, diante da grande profundidade e da operação mais complexa dos campos do pré-sal, as empresas passaram a precisar de maior potência.

Para cumprir a resolução Conama 382/2006, as operadoras que tinham demanda superior a 100 MW passaram a usar tecnologias menos eficientes e mais poluidoras, como o uso de turbocompressores ou a geração de energia em um barco auxiliar. Outra alternativa era a limitação da produção de energia e, por consequência, a redução da eficiência da produção. Além disso, a geração descentralizada requer turbinas industriais de grande porte, o que aumenta o peso da plataforma, ocupa uma área importante na embarcação e exige mais esforços de manutenção.

Na legislação anterior, o Conama equiparava os limites de todas as fontes de geração por turbinas a gás – ou seja, tanto para FPSOs em atividade offshore, quanto para térmicas próximas de centros populacionais, o limite era o mesmo.

Com a revisão da resolução, plataformas “totalmente eletrificadas, localizadas além do mar territorial brasileiro” ficam isentas dos limites de emissão de gases. Para isso, os geradores não devem superar os 100 MW individualmente. Na prática, a resolução Conama 501/2021 liberou a geração de energia superior a 100 MW nas plataformas offshore.

O entendimento foi que a geração unificada se torna mais eficiente e mais limpa, e que os gases produzidos no processo não chegam à costa em quantidades significativas.

O que é uma plataforma all electric

Toda plataforma precisa de energia para seu próprio funcionamento e, geralmente, conta com geradores térmicos que usam o gás extraído dos próprios campos em que está instalada.

Nas plataformas all electric, os processos são eletrificados ao máximo, e é possível gerar toda a energia necessária em um só ponto da plataforma, de forma mais eficiente. Levantamento do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) apresentado ao Conama à época das discussões sobre a regulação mostrou que as plataformas all electric emitem menos óxido de nitrogênio (NOx) e dióxido de carbono (CO2).

“A configuração all electric é mais eficiente e permite utilizar menos combustível para a geração de energia nas plataformas. Todos os equipamentos rotativos serão acionados por motores elétricos, onde anteriormente era necessário o acionamento de alguns compressores por turbinas”, explicou a Petrobras em entrevista à MegaWhat.

Nas plataformas encomendadas pela Petrobras, o gás natural ainda será o combustível usado para a geração de energia, mas há projetos de plataformas all electric abastecidas por usinas eólicas dedicadas. Na Noruega, a Equinor instalou a usina eólica Hywind Tampen para abastecer suas operações nos campos Snorre and Gullfaks.

Para o professor de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ Alexandre Szklo, as estruturas eólicas também podem representar uma nova fronteira de negócio para as petroleiras, já que as instalações elétricas podem continuar a ser usadas depois que os reservatórios entrarem em declínio de produção.

Redução garantida, só nas plataformas

No Brasil, a maior parte do gás natural está associado ao petróleo, ou seja, gás e óleo saem juntos do poço e chegam à plataforma, onde são separados. Então, mesmo no caso de plataformas que usam menos gás em suas operações, não será possível ajustar a produção de gás natural à demanda reduzida da plataforma sem que se reduza também produção de petróleo.

Assim, a produção de gás deve ser mantida, com menos consumo da própria plataforma. “Esse gás natural vai ficar disponível para o mercado”, aponta Szklo. “As emissões diminuem na fronteira da plataforma, mas se eu pensar no esquema energético, não necessariamente as emissões diminuíram, porque esse gás pode ser utilizado para combustão. Vai emitir CO2 em outro setor”, analisa.

Ele explica que para saber se houve uma real redução nas emissões de gases de efeito estufa, é necessário fazer um estudo chamado análise de vida consequencial, para descobrir o destino do gás e que fonte ele substituiu. “Se esse gás natural substitui óleo combustível, se ele for usado em navios, substituindo um bunker, eu tenho uma redução nas emissões. Mas isso pode não ser verdade se eu entregar esse gás para um setor que estava eletrificado. O que me interessa é reduzir as emissões globais de gases de efeito estufa ”, diz Szklo.

Ele ainda lembra que, mesmo que o gás seja usado na substituição de outros combustíveis mais poluentes, isso não significa remissão absoluta de emissões, já que a queima do gás natural também gera CO2.

Outras formas de reduzir emissões nas plataformas

Além da configuração all electric, há outras tecnologias aplicadas para a redução de emissões e de queima de gás natural nas plataformas. Uma delas é o uso de ciclo combinado. Neste esquema, há a utilização de turbinas a gás e vapor. Após a geração a gás, o calor da operação é recuperado e transformado em vapor, para abastecer as turbinas a vapor. Assim, há uma nova fonte de geração de energia com a mesma quantidade de combustível.

Assim como a Petrobras, a Equinor também está aplicando ciclo combinado em suas plataformas. Os campos de Bacalhau (operado pela Equinor, 40%, com as parceiras ExxonMobil, 40%, e Petrogal Brasil, 20%), e BM-C-33 (operado pela Equinor, 35%, com as parceiras Repsol Sinopec Brasil, 35%, e Petrobras, 30%) terão plataformas de ciclo combinado. A produção está com a Modec. 

O flare fechado é outra forma de reduzir emissões, embora não esteja associado à produção de eletricidade. Neste caso, é feita a recuperação dos gases produzidos durante o flare, que é a queima de rotina nas plataformas para segurança e controle do processo produtivo.

Nas plataformas P-84 e P-85, a Petrobras informou que a redução esperada de 30% se deve ao all electric combinado a outras tecnologias, como zero ventilação de rotina (recuperação de gases ventilados dos tanques de carga e da planta de processamento), captação profunda de água do mar, uso de variadores de velocidade em bombas e compressores, cogeração (Waste Heat Recovery Unit, que inclui o ciclo combinado), flare fechado, válvulas com requisitos para baixas emissões fugitivas e a captura e o CCUS.

Na cadeia de petróleo, a maior emissão está no consumo

Apesar de todo o esforço para reduzir as emissões na exploração e produção de petróleo e gás, a maior pagada de carbono destes produtos está no consumo. Ou seja, por mais eficientes que as empresas sejam, as emissões produzidas durante a queima dos produtos pelo consumidor final continuará existindo e é bastante relevante: segundo Szklo, entre 85% e 95% das emissões de uma operadora são de escopo 3, ou seja, relacionadas ao uso de seus produtos.

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