Análise técnica, econômica e ambiental de vetores energéticos voltados à descarbonização do setor de veículos leves brasileiro

Abstract

A transição energética para fontes renováveis é um grande desafio para o setor de transportes. O bioetanol, é o biocombustível melhor estabelecido comercialmente, apresentando grande potencial de sustentar a transição energética no curto e médio prazo. Por outro lado, no longo prazo os veículos movidos à hidrogênio são uma tecnologia sem emissões na fase de uso, entretanto, ainda existem lacunas tecnológicas, principalmente no tocante à cadeia produtiva do hidrogênio. Desta forma, este trabalho avalia as características técnicas, econômicas e ambientais de duas tecnologias renováveis voltadas à descarbonização do setor de veículos leves brasileiro, uma de curto/médio prazo, isto é, o incremento de bioetanol no combustível padrão brasileiro, e uma solução de longo prazo, a produção do hidrogênio verde com fontes de energia renováveis, tais como PV e CSP. Para tal, três abordagens de pesquisa são propostas: (i) quais os impactos econômicos e ambientais do incremento de bioetanol na mistura combustível padrão brasileira, (ii) qual o custo dos coletores de um sistema linear fresnel com sal fundido (LFC-DMS) de modo a produzir energia elétrica a valores competitivos com outras tecnologias CSP, e, (iii) qual o potencial técnico e econômico de produzir hidrogênio verde com energia solar fotovoltaica e energia comprada do SIN. No tocante a capacidade brasileira de suprir demandas maiores de etanol, para uma mistura de combustível com 80 % de etanol (E80) o aumento na demanda seria de 278 %, no caso de E100, haveria um aumento de 428 % na demanda e redução de 71,37 % nas emissões. Avaliando uma conversão de 50 % do açúcar produzido em bioetanol, é possível atender uma demanda imediata de E40, expandido para 100 % do açúcar, é possível atender a demanda de E65. Se fosse necessário atender uma demanda de E100 hoje, a área cultivada de cana-de-açúcar deveria aumentar 2,58 vezes, com a conversão de todo o açúcar esse valor cai para 1,47 vezes. Contudo, para uma produtividade extrema, é possível atender essa demanda de E100 com aumentos de área de 3,92 % a 81,93 %. A segunda parte do trabalho avalia o comportamento de um sistema linear Fresnel, operando com sal fundido como fluido térmico, dois reservatórios térmicos para armazenamento de energia e ciclo Rankine para a produção de eletricidade, identificando como o comportamento do sistema é afetado por diferentes variáveis de projeto. O LCOE mínimo é de 112,11 USD/MWh, obtido com um múltiplo solar de 5,82, 16,7 h de armazenamento, temperatura de saída de 565,9 ?C, pressão do bloco de potência de 170,2 bar e potência de 299,3 MW. Com uma redução de custo de 40 % o sistema é economicamente competitivo com as tecnologias de concentração solar mais difundidas (cilíndrico parabólico e de torre central) resultando em um LCOE 90,88 USD/MWh. Sobre o potencial técnico e econômico da produção de hidrogênio utilizando energia solar fotovoltaica e energia elétrica comprada do SIN, dois sistemas foram estudados, (i) produção centralizada de energia solar fotovoltaica e hidrogênio, (ii) produção da energia e do hidrogênio descentralizada, conectadas pelo SIN. Verificou-se que o uso da energia PV reduz o LCOH do H2 comprimido de 23,33 USD/kg para 20,64 USD/kg no caso centralizado e para 16,56 USD/kg no caso descentralizado, sendo o maior custo a compra de energia do SIN. Da análise dos parâmetros de projeto, o aumento da potência do eletrolisador e do campo de coletores PV resultaram em reduções no LCOH, devido à economia de escala de ambos os equipamentos. Quanto à otimização dos sistemas, os menores valores de LCOH ocorrem para o H2 comprimido, para o sistema centralizado 16,73 USD/kg e para o sistema descentralizado 12,56 USD/kg, empregando simultaneamente fonte PV e CSP.

Abstract: The energy transition to renewable sources is a major challenge for the transportation sector. Bioethanol is the most commercially established biofuel, offering significant potential to support the energy transition in the short and medium term. However, in the long term, hydrogenpowered vehicles represent a remarkable technology, however, technological gaps remain, particularly regarding the hydrogen production chain. Therefore, this paper evaluates the technical, economic, and environmental characteristics of two renewable technologies aimed at decarbonizing the Brazilian light vehicle sector: a short- to medium-term solution, namely the addition of bioethanol to the standard Brazilian blend, and a long-term solution, the production of green hydrogen, considering both the use of PV and CSP sources. To this end, three research approaches are proposed: (i) what are the economic and environmental impacts of increasing bioethanol in the standard Brazilian fuel mix, (ii) what is the cost of the collectors of a linear fresnel system with molten salt in order to produce electrical energy at values competitive with other CSP technologies, and, (iii) what is the technical and economic potential of producing green hydrogen with photovoltaic solar energy and energy purchased from the SIN. Regarding Brazil?s capacity to meet future ethanol demands, for a fuel blend with 80 % ethanol (E80), the increase in demand would be 278 %, in the case of E100, there would be a 428 % increase in demand and a 71,37 % reduction in emissions. Evaluating a conversion of 50 % of the sugar produced into bioethanol, it is possible to meet an immediate demand for E40, expanded to 100 % of sugar, it is possible to meet the demand for E65. If it were necessary to meet a demand of E100 today, the area cultivated with sugarcane would have to increase 2,58 times, with the conversion of all the sugar this value drops to 1,47 times. However, for extreme productivity, it is possible to meet this demand of E100 with area increases of 3,92 % to 81,93 %. The second part of the work evaluates the behavior of a linear Fresnel system, operating with molten salt as the thermal fluid, two thermal reservoirs for energy storage and a Rankine cycle for electricity production, identifying how the system behavior is affected by different design variables. The minimum LCOE is 112,11 USD/MWh, obtained with a solar multiple of 5,82, 16,7 h of storage, outlet temperature of 565,9 ?C, power block pressure of 170,2 bar and power of 299,3 MW. With a cost reduction of 40 % the system is economically competitive with the most widespread solar concentrating technologies (parabolic trough and central tower) resulting in an LCOE of 90,88 USD/MWh. Regarding the technical and economic potential of hydrogen production using solar photovoltaic energy and electricity purchased from the SIN, two systems were studied: (i) centralized production of solar photovoltaic energy and hydrogen, and (ii) decentralized production of energy and hydrogen, connected by the SIN. It was found that the use of PV energy reduces the LCOH of compressed H2 from 23,33 USD/kg to 20,64 USD/kg in the centralized case and to 16,56 USD/kg in the decentralized case, with the highest cost being the purchase of energy from the SIN. From the analysis of the design parameters, increasing the power of the electrolyzer and the PV collector array resulted in reductions in LCOH, due to the economies of scale of both equipment. Regarding system optimization, the lowest LCOH values occur for compressed H2, for the centralized system 16,73 USD/kg and for the decentralized system 12,56 USD/kg, using both PV and CSP solar technologies.