As fontes de energia renovável para projetos de metanol podem proporcionar uma rota economicamente atraente para a produção de metanol renovável

As tecnologias Power-to-X (PtX) usam eletricidade, preferencialmente renovável, para produzir hidrogênio por meio da eletrólise da água, com oxigênio e calor de baixa qualidade como principais subprodutos. O hidrogênio é ainda usado em uma variedade de aplicações (mostradas na Figura 1), mais especificamente e-metanol, e-amônia, gás natural sintético, combustível de aviação sustentável sintético, redução direta de ferro e muitos outros.

Figura 1: Cadeia de valor Power-to-X

A integração de projetos pequenos e médios de PtX em instalações existentes é uma abordagem atraente já adotada por vários players da indústria devido à revalorização de subprodutos e à possível redução da pegada de CO₂ da instalação existente.

Para aplicações PtX como metanol e outros hidrocarbonetos sintéticos, usinas de celulose ou biogás a partir de resíduos sólidos são uma boa opção, uma vez que é possível obter CO₂ biogênico e talvez uma fonte confiável de eletricidade renovável. Aqui, uma integração ininterrupta é necessária para o sucesso financeiro, e deve ser feita por players com experiência ao longo da cadeia de valor do projeto (da análise de mercado e dos custos nivelados de eletricidade/hidrogênio e do produto final até a compreensão das particularidades técnicas de usina de celulose/biogás, captura de carbono e PtX).

A Pöyry, parte do grupo AFRY, tem uma longa tradição na análise de mercado, tanto usinas de celulose quanto usinas de biogás, com know-how de captura de carbono e PtX (mostrado na Figura 2), possuindo um histórico de projetos de integração bem-sucedidos de PtX.

Figura 2: Cadeia de valor da Pöyry/AFRY em Power-to-X

Power-to-X: selecionando a planta de hidrogênio

O hidrogênio é o elemento chave no PtX e selecionar a tecnologia certa que melhor se adapte às necessidades do processo ajudará você a ter sucesso em seu projeto.

Atualmente, duas principais tecnologias podem ser facilmente implementadas em certa escala, algo em torno de 20 MW. Estas são eletrólise de líquido alcalino (AEL) e membrana polimérica de eletrólise (PEM). Também existem outras tecnologias em pipeline em diferentes níveis de maturidade (tais como eletrólise de óxido sólido e membrana de troca iônica), no entanto, ainda não foram implantadas e operadas em nenhuma escala industrial significativa.

O conhecimento comum diz que a PEM é bem adaptada para entradas de potência variáveis (como as de parques eólicos e de fotovoltaicos), enquanto a AEL tem melhor eficiência, mas com menor flexibilidade nos cenários rápidos de turn-down/up. Embora verdadeiro, isso é uma abordagem bastante simplista e poderia levar a armadilhas caras ao projetar plantas de hidrogênio de mais de 100 MW.

Com a experiência, desenvolvemos o know-how para gerenciar e executar o projeto e otimização de eletrólitos de médio e grande porte de qualquer tecnologia de maneira que funcione melhor em termos de disponibilidade e flexibilidade da planta, financiamento do projeto, perfil de energia e quaisquer outras restrições que você possa encontrar. Além disso, somos capazes de prever preços de eletricidade e de hidrogênio, o que é primordial para otimizar o tamanho da planta de hidrogênio e da instalação de armazenamento (caso isso seja necessário).

Integração: o X na equação

A cadeia de valor em PtX é muito ampla e visa atender a muitas indústrias, como mostra a Figura 1. As aplicações que podem ser mais fáceis de adaptar são aquelas que tradicionalmente usam hidrogênio, como combustíveis, amônia, metanol e redução direta de ferro. Todos esses processos e aplicações têm fornecedores de equipamento e licenciadores de processos bem estabelecidos e renomados

O papel da Pöyry é atuar como o integrador de cada parte da cadeia de valor do projeto, desde processos licenciados, equipamentos eletrolisadores e de equilíbrio da planta, compressão e armazenamento, serviços de instalações existentes (se for um projeto terraplenagem), até os interesses dos desenvolvedores e proprietários.

E-metanol

O metanol desempenha um papel vital em nossa vida diária, sendo essencial para a cadeia de valor de mercadorias e um dos combustíveis sustentáveis mais promissores para a indústria de navegação.

Os principais insumos para a produção de metanol eletrônico são hidrogênio (ou potência elétrica e água) e CO₂. Outros insumos para o processo são o vapor de baixa ou média pressão para captura de carbono e destilação de metanol, a potência de compressão, entre outros serviços.

Como discutido acima, para extrair o máximo de valor do metanol eletrônico, o CO₂ deve vir de fontes biogênicas, que são abundantes em fábricas de celulose e usinas de biocombustíveis. Existem várias formas de integrar a planta PtX na instalação fornecedora de CO₂. Um exemplo seria direcionar a demanda de vapor da captura de carbono e da planta de metanol para o celeiro de celulose ou uma usina de biocombustíveis, visando minimizar seus custos e perdas na produção de energia.

Outro modo de integração do processo seria lidar com correntes laterais. Por exemplo, o oxigênio é livremente produzido no PtX como subproduto, mas, embora este elemento tenha um mercado bem estabelecido, muitas vezes torna-se saturado; portanto, encontrar novos compradores pode ser desafiador, especialmente se o mercado for inundado com oxigênio de muitos projetos PtX de MW (ou GW). Uma opção é encontrar um comprador próximo, como a própria fábrica de celulose. Conhecer intimamente como este tipo de fábrica opera cria uma vantagem líder para o projeto, monetizando esse resíduo que, de outra forma, teria sido vendido por um preço marginal.

Tudo isso nos mostra como se juntar  a um especialista em engenharia em PtX e indústrias associadas pode lhe oferecer o diferencial extra na viabilidade do seu projeto.

Estudo de caso: integração de uma unidade de e-metanol a uma fábrica de celulose

Uma fábrica de celulose estava considerando revalorizar cerca de 70 MW de eletricidade excedente produzindo e-metanol. As três principais unidades operacionais para implementar são: a fábrica de hidrogênio (baseada na eletrólise), captação e condicionamento de carbono e a corrente de síntese de metanol. A Figura 3 mostra um diagrama representativo das principais unidades em uma unidade de e-metanol.

Figura 3: representação esquemática de uma planta de e-metanol adjacente a uma fábrica de celulose

O CO₂ biogénico é abundante nas fábricas de celulose e, por isso, não limitou o tamanho da unidade de e-metanol. A tecnologia de captação de carbono baseada em aminas para aplicações de gases de escape foi selecionada neste projeto como uma forma comprovada de recuperar CO₂.

O teor de CO₂ nos gases de escape era de cerca de 15 vol%, enquanto que a pureza do CO₂ recuperado foi de mais de 98 vol%, sendo que o restante era principalmente água. A parte frontal da unidade de captação de carbono foi projetada para remover partículas SOx e NOx, embora fosse importante assegurar que não houvesse escorrimento de enxofre (de espécies reduzidas) no CO₂ recuperado, o que danificaria irreversivelmente o catalisador se passasse para a corrente de síntese de metanol. A tecnologia para remover espécies de enxofre reduzido está amplamente disponível, no entanto, é necessária uma especificação apropriada de enxofre para um projeto adequado.

Os gases de escape da caldeira de recuperação compreendem <10 ppmv de enxofre reduzido, dos quais >80% é H₂S e o restante espécies leves de enxofre orgânico. O vapor de baixa pressão necessário para executar o reaquecedor da unidade de captação de carbono é retirado da turbina de condensação principal.

A produção de hidrogênio foi o fator limitante neste estudo de caso (de fato, energia renovável para produzir hidrogênio), assim como em muitos projetos deste tipo. Dado o perfil de potência disponível, a eletrólise da água alcalina era bem adequada. O hidrogênio gerado tem uma pureza de 99,95 vol%, o restante sendo principalmente umidade, uma vez que a unidade catalítica de desoxidação consome oxigênio que flui junto com o hidrogênio. O subproduto de oxigênio é enviado de volta à fábrica como um material químico consumível, criando um crédito para a unidade de e-metanol.

O hidrogênio e o CO₂ são misturados em uma proporção superestequiométrica. Uma unidade de guarda de enxofre à frente do conversor de metanol remove qualquer enxofre reduzido que vem com o CO₂, prolongando assim a vida útil do catalisador de metanol. Em seguida, a mistura de gases é comprimida até a pressão de operação de 80 barg na compressora de alimentação.

A tecnologia de síntese de metanol selecionada trata o calor da reação aquecendo o vapor em um reator de produção de vapor que,  posteriormente, é usado no reaquecedor da destilação. A conversão por passagem é relativamente baixa, dado que a reação segue em direção ao equilíbrio, com um teor de metanol na saída do reator perto de 5,5 vol%.

O metanol bruto é recuperado a 40°C e os gases não-reagidos são recirculados em um grande circuito de recirculação para a etapa de pressão alta na compressora de alimentação. O metanol bruto é destilado para um grau AA em uma coluna de destilação. O vapor gerado no reator de metanol não é suficiente para executar o reaquecedor na coluna de destilação, portanto vapores de pressão média são sugados da fábrica de celulose para compensar a demanda de energia.

Em compensação, os álcoois superiores e outros subprodutos formados no reator e nos gases de escape são usados como combustível nas caldeiras de recuperação ou auxiliares da fábrica. A tabela abaixo resume os principais indicadores na unidade de e-metanol.

Análise econômica

Para avaliar a rentabilidade do projeto, o custo do metanol foi calculado levando em conta a taxa de produção e os custos Capex e Opex da instalação PtX. Foi usado como referência o preço do mercado de metanol baseado em combustíveis fósseis. Os resultados são resumidos na Figura 4.

Para ajudar a entender se o proprietário da instalação deveria procurar mais para investir em uma planta brownfield de e-methanol, também foi plotado o preço de venda de energia para a rede (Figura 4). Observe que, se a energia não for usada para produzir e-metanol, ela é vendida para a rede, marcando o ponto de equilíbrio.

Figura 4: Resultados econômicos da produção de e-metanol em diferentes preços do mercado de metanol. As linhas verde e amarela indicam lucro se a eletricidade for vendida, em vez de ser usada para a produção de e-metanol.

Para uma região com preços baixos de energia em torno de 20 euros/MWh, como a parte norte da Escandinávia, com muito CO₂ biogênico disponível, pode valer a pena considerar essa instalação, como sugere a Figura 4. Movimentos recentes em direção a combustíveis marítimos sustentáveis ​​destacaram o potencial do e-metanol e podem fomentar a implantação desses tipos de instalações em áreas com essas condições (baixo preço de energia e muito CO₂ biogênico disponível).

Outras regiões com muito CO₂ biogênico, como a América do Sul, podem considerar essa abordagem se os preços da energia estão na mesma marca e há um tomador de oxigênio perto, como a própria fábrica de celulose.

Conclusões

Projetos de energia para metanol podem fornecer uma rota economicamente atrativa para a produção de metanol renovável quando a planta é co-localizada em uma fábrica de celulose ou em um local de bio-resíduos com fontes de CO₂ biogênico e uma fonte de energia renovável. Os fatores de sucesso incluem cenários de curto e longo prazo de mercado, seleção e autorização de locais, integração de plantas com utilitários compartilhados, um destino para o subproduto de oxigênio e seleção de uma solução técnica sólida. 

A nomeação de um parceiro de engenharia confiável, que possua o conhecimento relevante em todas as áreas ao redor de PtX e que apoie os interesses do proprietário do projeto é fundamental para a entrega de um projeto bem-sucedido.

Este artigo foi traduzido e adaptado a partir do artigo escrito por Raimon Marin, Senior Consultant Power-to-X da AFRY na Suécia. Acesse o original em inglês aqui.