A geração é o segmento da indústria de eletricidade responsável por produzir energia elétrica e injetá-la na rede nacional para sua transmissão e distribuição.
A capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil, de acordo com EPE (2016a), foi de 581,5 TWh em 2015. Sendo as usinas hidrelétricas responsáveis por 372,2 TWh (64 % da capacidade total) e as termelétricas a gás natural por 75 TWh (12,9 % da capacidade total).
Em 1999 , com a nalidade de reduzir a dependência do sistema elétrico às con- dições hidrológicas, o governo federal estabeleceu como meta implantar um parque gerador
termelétrico de forma a atingir até o ano de 2009 um per l hidrotérmico na proporção de 82 % e 18 % respectivamente. Para alcançar essa meta foi lançado o Programa Prioritário de Termeletricidade PPT, criado principalmente para incentivar investimentos do setor privado na construção de usinas termelétricas a gás natural.
As centrais termelétricas a gás natural têm características que as tornam in- teressante nos sistemas elétricos. Entre as quais destacam-se, em primeiro lugar, sua exibilidade operacional, pois geralmente são acionadas para dar reforço nos momentos de picos de demanda ou em períodos nos quais é necessário preservar o nível dos reser- vatórios, sua operação com elevada segurança e disponibilidade, em segundo lugar, sua localização pode ser próxima aos centros de consumo, e, em terceiro lugar, seu menor tempo de construção e baixo custo por kw instalado em comparação com as hidrelétricas As centrais termelétricas a gás natural podem ser classi cadas em dois tipos: as de ciclo aberto e as de ciclo combinado. As centrais operando em um ciclo aberto são aquelas que utilizam apenas turbinas a gás natural para gerar energia elétrica e os gases de exaustão da turbina são descarregados diretamente na atmosfera.
O ciclo combinado é formado pela combinação de um ciclo aberto a gás e um ciclo aberto a vapor. Após da expansão na turbina, os gases de combustão são direcio- nados para uma caldeira de recuperação de calor, onde trocam calor, gerando vapor que movimenta outra turbina a vapor acoplada a outro gerador elétrico. Este aproveitamento do calor dos gases de exaustão na geração de energia elétrica eleva o rendimento deste tipo de planta. De acordo com MME (2015b), 80 % das centrais termelétricas que estão em construção em 2015 no Brasil são de ciclo combinado.
Segundo MME (2015b) uma central de capacidade nominal de 1.000 MW con- sume 7MMm3/dia de GN operando em ciclo aberto com e ciência de 34,1 %. No caso de
uma central com a mesma capacidade nominal, operando em ciclo combinado com uma e ciência de 48,8 % precisa de 4, 5MMm3
/dia de GN.
Nas Tabelas 6.23 e 6.24 apresenta-se o potencial de geração do gás transportado para as Bacias de Campos e Santos no Cenário 1 respectivamente. Como premissas se tem em primeiro lugar, que as usinas operam em ciclo combinado com um fator de capacidade de 0,73 (MME, 2015c), e, em segundo lugar, que só 43 % do gás transportado vai ser usado para geração elétrica (MME, 2016).
Tabela 6.23: Bacia Campos potencial de geração elétrica Cenário 1
UPGN GN transp. Custo transp. GN geração Custo Combustível Potência Potência Max.
MMm3 MMUSD$ MMm3
/dia MMUSD$/MW Média MW Instalada MW
Cabiúnas 4.912 580 0,21 4,99 50 69
P1 P6
Os valores de Custo Combustível (MMUSD/MW) das Tabelas 6.23 e 6.24 pode
ser considerado como o custo de processar e transportar o GN necessário (GN geração) para alimentar as termelétricas associadas às UPGNs em estudo.
Tabela 6.24: Bacia Santos potencial de geração elétrica Cenário 1
UPGN GN transp.MMm3 Custo transp.MMUSD$ GN geração Custo CombustívelMMm3 Potência Potência Max.
/dia MMUSD$/MW Média MW Instalada MW
Cacimbas 25.829 1.472 2,22 1,28 493 675 P3 P5 Sul Capixaba 1.776 150 0,47 0,62 104 142 P3 Reduc 17.400 1.040 1,50 1,34 333 456 P2 P4 Cabiúnas 8.004 395 1,93 0,37 430 589 P4 RPBC Cubatão 4.048 197 0,52 0,36 116 270 P3 P4 Caraguatatuba 37.671 2.599 2,43 2,07 540 740 P1 P4 COMPERJ 39.960 2.147 3,44 1,21 764 1.047 P2 P4
Os valores de Potência Média e de Potência Máxima Instalada apresentados nas tabelas anteriores podem variar, dependendo de fatores como a composição do gás utilizado, a idade da central, a e ciência de operação, as condições ambientais, etc.
Considerando um custo de investimento para geração termelétrica a GN de 0, 603MMUSD$/MW, um custo de operação e manutenção 2, 13USD$/MWh (EPE, 2016b), um
custo de extração de GN de 0, 06USD$/m3 (PETROBRAS, 2016) e os custos de combustível
apresentados nas Tabelas 6.23 e 6.24 pode ser estimado o custo de geração de 1 MWh em cada região associada às UPGNs consideradas.
No caso do gás produzido na Bacia de Campos, o custo de gerar 1 MWh na região associada à UPGN de Cacimbas é de 37, 59USD$/MWh.
Para o gás produzido na Bacia de Santos, se tem que a UPGN Caraguata- tuba apresentou o maior custo de combustível (2, 07MMUSD$/MW) portanto, o custo de
gerar 1 MWh é de 21, 64USD$/MWh. A UPGN com menor custo de combustível foi RPBC
Cubatão e apresenta um custo de geração de 10, 22USD$/MWh.
Comparando estes valores estimados de custos de geração com o Preço de Venda de 81, 13USD$/MWh apresentado pela Câmara de Comercialização de Energia Elé-
trica (CCEE) nos resultados consolidados do Leilão 23 de Energia Nova, pode-se observar que os custos de geração usando o gás produzido nas áreas do Pré-Sal são menores.
Fazer um estudo mais detalhado dos custos de geração em futuros trabalhos poderia dar respostas mais próximas à realidade.
Como foi mencionado no Capitulo 1, no ano 2014 se tinha como expectativas que a parcela de gás consumida pelas termelétricas no ano 2022 fosse quase 80 % do total demandado (EPE; MME, 2014). A seguir, nas Tabelas 6.25, 6.26 é apresentada uma variação de 50, 60, 70, 80 % do gás usado para geração nas Bacias de Campos e Santos no Cenário 1 respectivamente.
Tabela 6.25: Bacia Campos variação GN Cenário 1
Variação UPGN GN geração Potência Potência Max.
% MMm3
/dia Média MW Instalada MW
50 Cabiúnas P1 P5 0,29 64 88 60 0,35 79 108 70 0,41 92 126 80 0,47 105 144
Tabela 6.26: Bacia Santos variação GN Cenário 1
Variação UPGN GN geração Potência Potência Max.
% MMm3
/dia Média MW Instalada MW 50 Cacimbas P3 P5 2,5 574 787 60 3,19 709 972 70 3,62 804 1.102 80 4,14 919 1.259 50 Sul Capixaba P3 0,53 118 162 60 0,64 142 195 70 0,75 166 227 80 0,85 190 260 50 Reduc P2 P4 1,74 387 530 60 2,09 464 636 70 2,44 542 742 80 2,79 619 848 50 Cabiúnas P4 2,4 534 732 60 2,88 641 878 70 3,37 748 1.025 80 3,85 855 1.171 50 RPBC Cubatão P3 P4 0,61 135 185 60 0,73 162 220 70 0,85 189 259 80 0,97 216 296 50 Caraguatatuba P1 P5 2,26 502 689 60 2,72 603 826 70 3,17 704 964 80 3,62 804 1.020 50 COMPERJ P2 P4 4,00 889 1.218 60 4,80 1.066 1.461 70 5,84 1.298 1.778 80 6,40 1.422 1.948
7 Conclusões
O Gás Natural (GN) é um recurso energético que pouco a pouco vem ganhando participação no mercado mundial, devido a ser o combustível fóssil menos poluente e ao seu alto consumo na geração termelétrica.
Sua crescente demanda tem permitido uma série de estudos e avanços tecnoló- gicos nas tecnologias existentes para seu transporte como são o Gás Natural Comprimido (GNC), o Gás Natural Liquefeito (GNL), os gasodutos, o Hidrato de gás natural (HGN), o Gas to liquid (GTL) e o Gas to Wire (GTW). Alguns exemplos são a construção das plataformas Unidade Flutuante de Gás Natural Liquefeito (FLNGs) e dos navios de GNC que visam reduzir custos de investimento, para conseguir desenvolver campos que são descartados por sua locação, profundidade e baixa taxa de uxo.
As principais opções de uso do GN em uma plataforma são: reinjeção, queima, auto consumo e exportação. A reinjeção é necessária para manter a pressão nos poços que se encontram operando na curva de declínio; a queima é um desperdício do energético e só é permitida em situações de emergência e por tempo e vazões pequenas, tem como limites as políticas ambientais de cada país. No caso da exportação, os gasodutos, em distâncias curtas apresentam grande vantagem. No entanto, para maior distância, profundidade e vazão, esta tecnologia deixa de ser viável, sendo necessário explorar outras opções de transporte como o GNC e o GNL.
Espera-se que a participação no mercado da tecnologia GNL cresça acelera- damente nos seguintes anos devido à grande quantidade de projetos que estão sendo construídos e planejados. Assim mesmo, espera-se que a emergente tecnologia GNC tome força no mercado nos próximos anos, para isto precisam-se avanços tecnológicos que visem reduzir os custos de investimentos dos navios.
Neste trabalho foram avaliadas e comparadas entre si as tecnologias de trans- porte disponíveis na indústria. O primeiro cenário contemplou as tecnologias de GNC, GNL, e gasodutos. Para este cenários foram consideradas as condições especi cas das áreas do Pré-Sal brasileiro como taxas de produção, profundidade e locação dos campos, locação dos terminais de recebimento, estado atual do sistema de escoamento do Pré-Sal e previsões da produção, entre outros fatores importantes.
O resultado obtido mostrou que às tecnologias de GNC e gasodutos são as mais indicadas para escoar o gás sob as condições do estudo. Estes resultados estão concordo à informação encontrada na literatura onde diversos estudos coincidem que estas duas tecnologias são as mais viáveis economicamente.
Usualmente para curtas distâncias e pequenas vazões uma boa opção é a tec- nologia de GNC, como foi obtido no caso da Bacia de Campos, que precisou de um navio para escoar toda sua produção.
Santos, segundo a literatura e estudos feitos é recomendável usar a tecnologia de GNC. A Bacia de Santos, encontra-se no limite entre a recomendação de uso da tecnologia de GNC e gasodutos, por isto, que além de requer navios, precisou usar de gasodutos para apoiar o escoamento nos períodos de maior produção.
O VPL para este primeiro cenário deu positivo (0, 415 BUSD$). É importante não esquecer que os dados de custos foram todos tomados da literatura e, que em alguns casos como para as FLNG e os navios de GNC que estão penetrando na indústria, estes valores podem variar muito em pouco tempo dependendo dos avanços tecnológicos da indústria.
Recomenda-se para futuros trabalhos criar cenários considerando diferentes curvas de produção com a nalidade de veri car a robustez dos resultados obtidos neste trabalho.
De acordo com as especi cações de locação, produção e custos desta disserta- ção, encontrou-se que a tecnologia de GNL não foi escolhida em nenhum período estudado. Além de transportar o gás a temperaturas muito baixas, precisam-se de facilidades para realizar o processo de liquefação o que se re ete em altos custo, tornando-a em alguns casos como uma solução não atrativa. O GNL é uma boa opção para transportar grandes volumes em grandes distâncias.
A respeito das UPGN nas quais deveria ser feito um investimento em ampliação de capacidade, cou claro que a melhor candidata é a UPGN de Caraguatatuba. Mas é importante ressaltar que o aumento em 2,5 vezes na sua capacidade só representa uma diminuição nos custos totais próxima a 15 %. Este valor deve ser comparado com os custos necessários para sua ampliação, para saber quão viável seria decidir investir nesta nova con guração.
A tecnologia de gasodutos, apresenta um custo de operação muito alto. Esta tecnologia hoje é utilizada para escoar o gás nas áreas do Pré-Sal. Como foi observado, conseguir diminuir este valor geraria uma redução nos custos totais.
Já uma redução nos custos da tecnologia GNL representa uma diminuição nula nos custos totais de transporte. Seria conveniente aprofundar sob quais condições esta tecnologia seria viável.
A reinjeção do GN nos poços, embora seja uma opção cara, na maioria dos casos sempre se teve uma parcela reinjetada. Isto só ocorreu porque as UPGN usadas se encontravam operando ao seu nível máximo. Caso contrário, sempre foi melhor opção investir em tecnologias de transporte.
No segundo cenário não foi considerada a parcela de gás que atualmente é transportada pelas Rotas 1 e 2 e pela futura Rota 3 da Bacia de Santos. A frota ótima para transporta aquele gás é composta de 6 dutos, 3 navios tipo A e 2 navios tipo B.
A grande quantidade de GN que é reinjetada neste cenário deve-se a que todas as UPGNs estão operando na sua máxima capacidade. Ampliar a capacidade de pro-
cessamento delas pode solucionar o problema dos altos custos devidos à reinjeção, mas precisa-se conhecer os custos gerados pela ampliação para concluir se é viável ou não o projeto.
As Rotas 1, 2 e 3 que atualmente conformam o sistema de escoamento do gás da Bacia de Santos, segundo os resultados do modelo fazem parte da frota ótima de transporte, considerar aumentar sua capacidade de transporte junto com a capacidade da UPGN correspondente pode trazer melhoras econômicas.
Com esta dissertação foi possível estimar a oferta de GN do Pré-Sal, conhe- cendo o custo de transporte, as rotas mais econômicas, a quantidade de gás a ser trans- portada e a combinação de tecnologia ótima que permitiria monetizar o gás produzido nestas áreas.
Sabendo estes dados, os empreendimentos de termelétricas a GN, que têm sido escassos nos Leilões de Energia Nova do setor elétrico, pela indisponibilidade de gás, podem tomar força novamente.
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