Projecto de implementação de uma micro-UAG

PROJECTO DE IMPLEMENTAÇÃO DE UMA MICRO-UAG

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO EM ENGENHARIA MECÂNICA

Miguel Ângelo Ribeiro Machado Lima

Orientador: Professor Doutor Nuno Paulo Correia e Afonso Moreira Coorientador: Professor Doutor Amadeu Duarte da Silva Borges

PROJECTO DE IMPLEMENTAÇÃO DE UMA MICRO-UAG

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO EM ENGENHARIA MECÂNICA

Miguel Ângelo Ribeiro Machado Lima

Orientador: Professor Doutor Nuno Paulo Correia e Afonso Moreira Coorientador: Professor Doutor Amadeu Duarte da Silva Borges

Dissertação apresentada à Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Mecânica, realizada sob a orientação do Professor Doutor Nuno Paulo Correia e Afonso Moreira da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro e coorientação do Professor Doutor Amadeu Duarte da Silva Borges da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro.

Aos meus pais, Regina e Herculano À minha irmã, Juliana.

VII

AGRADECIMENTOS

Não posso deixar de fazer o meu agradecimento especial às pessoas que deram o seu contributo para a elaboração desta dissertação e sem as quais não era possível a sua conclusão.

Ao Professor Nuno Moreira expresso a minha gratidão pela orientação, partilha de conhecimentos e pela disponibilidade que demonstrou no desenrolar de todo o processo de criação.

Ao Engenheiro Carlos Mosqueira pela disponibilidade, pelas suas sugestões e por todo o apoio que demonstrou sempre que necessário.

À minha família e aos meus amigos mais chegados deixo um agradecimento especial por todo o incentivo e apoio incondicional que sempre me deram desde o primeiro ao último dia e pela paciência que tiveram pela minha indisponibilidade nas horas em que realizava este trabalho.

Deixo a minha gratidão à UTAD e a todas as pessoas envolvidas neste “universo” que é esta magnifica universidade, desde colegas de curso, professores e funcionários, que fizeram de mim o Homem que sou hoje.

Para concluir deixo o meu mais profundo agradecimento à cidade maravilhosa que é Vila Real e que tão bem me recebeu e acolheu nos melhores anos da minha vida.

IX

RESUMO

O Gás Natural é uma fonte de energia que tem vindo a ganhar expressão a nível mundial. É mais limpa e barata que os seus principais concorrentes. Apesar de o desenvolvimento de toda a estrutura que permite a sua distribuição ser relativamente recente o gás Natural é uma fonte de energia do agora e ainda mais do futuro.

Uma unidade autónoma de gás natural liquefeito (UAGNL ou UAG) de uso privativo permite a chegada desta fonte de energia a consumidores localizados em regiões que não têm a possibilidade de acesso à rede de distribuição nacional de Gás Natural.

Para a compreensão do processo de implementação de uma micro-UAG foram desenvolvidos seis capítulos: Enquadramento geral da fonte de energia, Sistema Nacional de Gás Natural, Projeto de Implantação e Funcionamento de uma UAG, Estudo do Mercado de Gás Natural, Viabilidade económica do Projeto de Empresa.

Numa fase inicial procura-se contextualizar o tema a nível mais global com a análise da fonte de energia que é o gás natural assim como a sua história. No segundo capítulo são abordados todos os segmentos do sistema nacional de gás natural em Portugal que permitem a entrega da energia nas nossas casas. De seguida são descritos todos os componente técnicos necessários ao correto funcionamento de uma UAG, assim como o seu princípio de funcionamento e regras de implantação, com referências às respetivas normas a que toda a instalação esta subjugada.

No quarto capítulo é desenvolvido uma pesquisa a nível do mercado do gás natural em Portugal atual assim como do potencial mercado para um cliente com uma micro-UAG privativa através do estudo do mercado existente para o GPL. Na fase final o trabalho é concluído com o estudo da viabilidade económica de um projeto de empresa que fornece o gás natural através da implementação de micro-UAG’s para diversas capacidades de armazenagem.

XI

ABSTRACT

Natural Gas is an energy source that is gaining expression on the world energy scenario. Is cleaner and cheaper than their mainly competitors. Although the development of all the structure that allows his delivery been relatively recent, the natural gas is energy source of the present and future.

A private Liquefied Natural Gas Satellite Plant (LNGSP) allows this energy source arrive to consumers located in regions that aren’t supplied for the natural gas national distribution net.

For the understanding of the implementation process for a micro-LNGSP were developed six chapters: Global context of the energy source, national natural gas system, LNGSP Implementation Project and Operation, Natural Gas Market Study, Economic viability of the Enterprise Project.

On a early stage is developed the context for the energy source, natural gas, and his history. At the second chapter is analyzed all the segments from the National Natural Gas System in Portugal that allows the delivery of the gas in our homes. Next is described all the necessary technique components to the correct operation of a LNGSP, as the implementation rules with the reference to the regulation applied.

. At the fourth chapter is studied the actual natural gas market in Portugal as the potential market for a costumer with a private micro-LNGSP trough the study of the GLP market for propane. In the final stage the work is conclude with the study of the economic viability for an enterprise project that delivers natural gas by micro-LNGSP for different storage capacities.

XIII

ÍNDICE GERAL

AGRADECIMENTOS ... VII RESUMO ... IX ABSTRACT ... XI ÍNDICE GERAL ... XIII ÍNDICE DE FIGURAS ... XVII ÍNDICE DE TABELAS ... XXI ABREVIATURAS ... XXV

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO ... 3

1.1 Enquadramento geral da fonte de energia: Gás Natural ... 2

1.1.1 História do Gás Natural ... 4

1.1.2 Gás Natural em Portugal ... 6

1.2 Objetivos do estudo ... 8

CAPÍTULO 2 SISTEMA NACIONAL DE GÁS NATURAL ... 9

2.1 Introdução ... 10

2.2 Aquisição e Importação ... 12

2.4 Armazenamento Subterrâneo ... 14

2.5 Transporte ... 14

2.6 Distribuição ... 16

2.6.1 Rede Primária ... 16

2.6.2 Rede Secundária (Distribuição) ... 17

2.6.3 Operadores da Rede de Distribuição (ORD) ... 18

2.7 Utilização Privativa de Gás Natural ... 19

2.8 Comercialização ... 20

CAPÍTULO 3 PROJETO DE IMPLANTAÇÃO E FUNCIONAMENTO DE UMA MICRO-UAG ... 29

3.1 Introdução ... 30

3.2 Projeto da UAG ... 30

3.3 Módulos da micro-UAG ... 33

3.3.1 Módulo de Armazenagem de GNL ... 34

3.4 Módulo de Vaporização... 44

3.4.1 Vaporizadores atmosféricos (ar/GNL) ... 44

3.4.2 Equipamento Auxiliar ... 48 3.5 Módulo de Regulação ... 49 3.6 Sistema de Odorização ... 49 3.7 Módulo de medição ... 50 3.8 Módulo de Controlo ... 52 3.9 Tubagens de Ligação ... 54

XV

3.10 Infra-estruturas Auxiliares ... 54

CAPÍTULO 4 ESTUDO DO MERCADO DE GÀS NATURAL ... 57

4.1 Introdução ... 58

4.2 Caracterização do Consumo de Gás Natural em Portugal ... 58

4.2.1 Consumo primário para produção de eletricidade e cogeração... 60

4.2.2 Consumo final de Gás Natural ... 63

4.3 Preço do Gás Natural ... 67

4.4 Mercado Potencial ... 71

4.4.1 Caraterização dos Consumos de Propano por região ... 75

4.4.2 Consumo de propano regional por Atividade Económica ... 77

4.4.3 Preço do Propano ... 86

4.5 Gás Natural vs. Propano ... 88

CAPÍTULO 5 VIABILIDADE ECONÓMICA DO PROJETO DE EMPRESA ... 91

5.1 Introdução ... 92

5.2 Viabilidade tarifária do cliente micro-UAG privativa ... 92

5.3 Projeto de Empresa (análise económica) ... 94

5.3.1 Caso de Estudo ... 94

5.3.3 Volume de vendas ... 96

5.3.4 Custo das Mercadorias Vendidas e Matérias Consumidas... 98

5.3.5 FSE - Fornecimentos e Serviços Externos ... 101

5.3.6 Gastos com o Pessoal ... 101

5.3.7 Investimento ... 103

5.3.8 Financiamento ... 105

5.3.9 Demonstração de Resultados Previsional ... 107

5.3.10 Principais Indicadores ... 108

5.3.11 Avaliação Económica do Projeto de Empresa... 109

CAPÍTULO 6 CONCLUSÕES ... 113

XVII

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO 1

Figura 1.1 Expressão dos consumos das diferentes fontes energéticas em Portugal em

2014 como energia primária e final [43] ... 7

CAPÍTULO 2 Figura 2.1 Rede de Distribuição de Gás Natural em Portugal (adaptado de https://www.erse.pt) ... 19

Figura 2.2 Decomposição da tarifa Regulada ... 25

Figura 2.3 Decomposição da tarifa não Regulada ... 25

Figura 2.4 Evolução do nº de clientes de gás natural (adaptado de http://www.erse.pt/) ... 27

CAPÍTULO 3 Figura 3.1 Distâncias da bacia de segurança [21] ... 41

Figura 3.2 Diagrama do reservatório ... 43

Figura 3.3 Diagrama do módulo de vaporização ... 47

Figura 3.4 Diagrama do Permutador Elétrico ... 50

CAPÍTULO 4

Figura 4.1 Evolução do Consumo de GN em Portugal (GWh) [23] ... 59

Figura 4.2 Evolução da produção de eletricidade e cogeração a partir de GN (tep) (adaptado de “Energia em Portugal em 2013 - DGEG”) ... 62

Figura 4.3 Evolução da distribuição do consumo de GN por sector (tep) (adaptado de “Energia em Portugal em 2013 - DGEG”) ... 64

Figura 4.4 Evolução do Preço de GN no sector Industrial (Eur/MWh) ... 68

Figura 4.5 Evolução do Preço de GN no sector Doméstico (Eur/MWh) ... 70

Figura 4.6 Comparativo entre PCI’s médios e fatores de emissões de CO2 para os diferentes combustíveis [47] ... 72

Figura 4.7 Evolução do consumo do GPL em Portugal (GWh) [23] ... 72

Figura 4.8 Percentagem do consumo dos Gases GPL em 2014 [23] ... 74

Figura 4.9 Consumos anuais de Propano por distrito (GWh) [37] ... 75

Figura 4.10 Consumos anuais de propano por distrito, excluindo a indústria química em Setúbal GWh [37] ... 76

Figura 4.11 Consumos anuais de GPL por distrito (fonte de interesse para o estudo) GWh [37] ... 77

Figura 4.12 Consumos de Propano no distrito de Faro (MWh) [37] ... 78

Figura 4.13 Consumos de Propano no distrito de Vila Real (MWh) [37] ... 79

Figura 4.14 Consumos de Propano no distrito de Évora (MWh) [37] ... 80

Figura 4.15 Consumos de Propano no distrito da Guarda (MWh) [37] ... 81

Figura 4.16 Consumos de Propano no distrito de Beja (MWh) [37] ... 82

Figura 4.17 Consumos de Propano no distrito de Bragança (MWh) [37] ... 83

XIX

Figura 4.19 Consumos de Propano no distrito de Castelo Branco (MWh) [37] ... 85

Figura 4.20 Evolução do preço médio do propano (EUR/MWh) [37] ... 87

Figura 4.21 Evolução do consumo do GN e Propano em Portugal (GWh) [37] ... 88

XXI

ÍNDICE DE TABELAS

CAPÍTULO 1

Tabela 1.1 Lista dos principais Produtores, Exportadores e Importadores de GN

mundiais em 2014 (bilhão de metros cúbicos) [7] ... 6

CAPÍTULO 2 Tabela 2.1 Volume de gás natural importado por Portugal em 2013 ... 13

CAPÍTULO 3 Tabela 3.1 Distâncias de segurança (metros) ... 39

Tabela 3.2 Distância dos vaporizadores (metros) ... 46

CAPÍTULO 4 Tabela 4.1 Balanço Energético de GN para produção de eletricidade e cogeração em 2014 (GWh) [42] ... 63

Tabela 4.2 Balanço energético de GN na Indústria em 2014 (GWh) [42] ... 65

Tabela 4.3 Balanço energético de GN no Sector Doméstico em 2014 (GWh) ... 66

Tabela 4.4 Evolução de Preço de GN no sector Industrial (Eur/MWh) [37] ... 68

Tabela 4.5 Evolução de Preço de GN no sector Doméstico (Eur/MWh) [23] ... 69

Tabela 4.6 Balanço energético do GPL em 2014 [42] ... 73

CAPÍTULO 5

Tabela 5.1 Comparação da decomposição da tarifa aplicada no cliente de UAG privativa e o cliente da RNDGN [25] ... 93 Tabela 5.2 Pressupostos ... 95 Tabela 5.3 Calendarização das instalações das micro-UAG's ... 96 Tabela 5.4 Quantidade de energia contratada por diferente tipo de UAG ... 96 Tabela 5.5 Descrição do Volume de negócios ... 97 Tabela 5.6 Consumo total anual para todas as UAG's instaladas ... 98 Tabela 5.7 Total de consumos, descargas e quilómetros percorridos por ano ... 99 Tabela 5.8 Custo fixo total por descarga ... 99 Tabela 5.9 Custo total de descargas num ano ... 99 Tabela 5.10 Custo da logística de transporte por KWh de energia vendido ... 100 Tabela 5.11 Custos por unidade de energia vendida ... 100 Tabela 5.12 Total das CMVMC ... 100 Tabela 5.13 Decomposição dos FSE [32] ... 101 Tabela 5.14 Descrição dos gastos com o pessoal [36] ... 102 Tabela 5.15 Custos para o equipamento das diferentes UAG’s [36]... 103 Tabela 5.16 : Custo da construção para diferentes UAGs ... 103 Tabela 5.17 Custos do projeto, licenciamento e medidas de segurança para as diferentes UAG’s ... 104 Tabela 5.18 Custo total para as UAG's ... 104 Tabela 5.19 Descrição dos investimentos assim como as depreciações e amortizações ... 105

XXIII Tabela 5.20 Estruturação das fontes de financiamento e empréstimos bancários ... 106 Tabela 5.21 Demonstração de Resultados Previsional ... 107 Tabela 5.22 Principais Indicadores ... 109 Tabela 5.23 Mapa do Cash Flow ... 109 Tabela 5.24 Cálculo do WACC ... 111 Tabela 5.25 Dedução do VAL e TIR ... 111

XXV

ABREVIATURAS

GN Gás Natural

GNL Gás Natural Liquefeito

UAGNL Unidade Autónoma de Gás Natural Liquefeito UAG Unidade Autónoma de Gás Natural Liquefeito PPR Puesta em Pression Rápid

REN Redes Energéticas Nacionais

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos GPL Gases de Petróleo Liquefeitos

SNGN Sistema Nacional de Gás Natural

RNTGN Rede Nacional de Transporte de Gás Natural RNDGN Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural

VAL Valor Atual Líquido

TIR Taxa Interna de Rentabilidade DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia

1

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

1.1 Enquadramento geral da fonte de energia: Gás Natural

Como o próprio nome indica, o Gás Natural é uma fonte de energia de origem natural. Resulta da decomposição de matéria orgânica vegetal e animal, acumulada ao longo de milhões de anos em jazidas naturais subterrâneas. É portanto um combustível fóssil. No decorrer dos séculos a matéria orgânica confinada no interior de cavidades, desprovida de oxigénio, decompõe-se em metano (metanização) e noutros gases, através de processos biológicos. [1]

As reservas de gás natural são normalmente divididas em duas categorias: convencionais ou não convencionais. As reservas convencionais encontram-se no subsolo, em jazigos isolados por rochas impermeáveis, e podem estar associadas a reservas de petróleo. As reservas de gás natural não convencional podem ser consideradas todas aquelas cuja extração do gás é mais complexa e menos atrativa economicamente. Este termo refere-se principalmente ao gás de xisto (shale gas), que é extraído a partir de depósitos argilosos e começa a ter muita importância no panorama energético mundial com a grande exploração por parte dos Estados Unidos da América. Existem estudos de prospeção deste tipo de gás um pouco por todo o lado, inclusive em Portugal. Apesar de ainda menos significativas existem diversos tipos de gás não convencional: gás associado a explorações de carvão (coalbed methane); depositado a grande profundidade, superiores às das perfurações convencionais (deep gas); alojado em formações pouco permeáveis (tight gas); localizado em zonas geopressurizadas; gás natural localizado em zonas árticas do planeta (arctic gas); ou mais recentemente os hidratos de gás metano. [2]

As reservas deste combustível são vastas e estão espalhadas por todo o globo. Segundo alguns estudos, as reservas convencionais conhecidas representam mais de 120 anos do consumo global atual e as reservas totais podem exceder os 250 anos. [3]

O gás natural desde a sua extração até chegar ao consumidor final, não sofre processos significativos de transformação industrial, sendo essencialmente utilizado tal

3 como existe no subsolo. Na verdade é feito apenas um processo de purificação tecnicamente muito simples para se obter o produto final. [4]

O gás natural é constituído por uma mistura variável de gases, onde o metano (CH4) é predominante com teores acima de 70% e gases como o etano, propano e butano aparecem com percentagens mais pequenas. A composição do gás depende muito do local onde é formado e das condições climáticas de cada região. Apresenta uma densidade inferior a 1 e um poder calorífico entre as 9 000 quilocalorias por metro quadrado (kcal/m3) e 12 000 kcal/m3. À temperatura ambiente e pressão atmosférica permanece no estado gasoso, o ponto de ebulição do metano à pressão atmosférica é de -161,5ºC. No estado líquido sofre uma redução de volume por um fator de mais de 500. Da sua queima resulta essencialmente a emissão de dióxido de carbono e vapor de água. [1]

O Gás Natural apresenta-se na natureza de forma inodora e incolor sendo necessária a sua odorização artificial antes da distribuição ao consumidor final. É considerado o combustível fóssil mais limpo. Comparativamente com outros combustíveis fósseis, da queima do gás natural resultam menores emissões de dióxido de carbono, que está na origem do efeito de estufa, bem como de óxidos de enxofre e de azoto (responsáveis pelas chuvas ácidas). [4]

A nível global, existe uma necessidade crescente de novas fontes de energia e cada vez mais o gás natural é considerado umas das principais alternativas. Tendo um custo baixo, é uma fonte de energia muito competitiva em relação aos outros combustíveis tradicionais.

O gás natural sempre apresentou uma grande facilidade de utilização devido à sua composição química que lhe confere características de estabilidade. Permite ao utilizador produzir um processo de queima constante e eficiente, o que por consequência aumenta os níveis de rendimento dos equipamentos e diminui os consumos de energia e custos de manutenção. [3]

O gás natural tem ótimas características para o seu desenvolvimento e produção. A sua alta compressibilidade e baixa viscosidade permitem a sua captação a baixos custos dos reservatórios convencionais assim como torna viável a procura nos depósitos localizados em condições muito desfavoráveis. Por outro lado, devido à maior dificuldade de liquidificação (ponto de ebulição é -160ºC) e baixa densidade tem a desvantagem de ser mais complicado de armazenar e transportar. E por consequência os custos deste segmento já atingem valores mais altos. [4]

1.1.1 História do Gás Natural

O gás natural foi descoberto por civilizações antigas alguns milhares de anos antes de Cristo. Em lugares onde o gás natural era expelido naturalmente para a superfície, povos da antiguidade como Persas, Babilónicos e Gregos construíam templos onde mantinham aceso o "fogo eterno" numa utilização com teor religioso.

Segundo alguns manuscritos o gás natural foi também descoberto na China, algumas centenas de anos antes de Cristo, e foram as suas populações as primeiras a tirar proveito social e económico da sua combustão. Eram capazes de produzir um sistema engenhoso de bambus, que servia como canalização, para transportar o gás natural desde o ponto onde, naturalmente, brotava da terra até à cidade, onde era utilizado para cristalizar sal de água do mar. [5]

No final do século XVIII e ao longo do século XIX o gás natural começou a ser comercializado na Grã-Bretanha e também nos Estados Unidos para iluminação nas vias públicas e em casas. [5]

Foi a descoberta de Robert Bunsen – o bico de Bunsen – em 1885, que permitia a mistura de ar e gás natural com as proporções corretas, que aumentou o leque de vantagens deste combustível. Esta inovação levantou as atenções das propriedades térmicas deste combustível por parte dos produtores, e a sua utilização começa a ser promovida como fonte de energia para aquecimento ambiente, de águas sanitárias e cozinha. [6]

5 O mercado industrial e a produção térmica de eletricidade tiveram pouca expressão até ao fim da Segunda Guerra Mundial. Apenas após a década de 1940 o gás natural passou a ser largamente distribuído, muito por causa do desenvolvimento das necessárias infraestruturas de transporte. Devido à escassez de gasodutos, a maioria do gás produzido não era aproveitado. Quando eram encontradas bolsas exclusivamente de gás natural, estas não eram exploradas. A baixa qualidade dos tubos, bem como das suas junções, atrasou o desenvolvimento das redes de transporte de gás natural.

O grande crescimento das construções pós-guerra durou até os anos 60, foi responsável pela instalação de milhares de quilómetros de gasodutos, devido aos avanços na metalurgia, técnicas de soldagem e construção dos tubos. Desde então, o gás natural passou a ser utilizado em grande escala por vários países, dentre os quais podemos destacar o Japão, Estados Unidos da América e Canadá além da grande maioria dos países europeus. [6]

As preocupações com o aquecimento global e a sustentabilidade vieram reforçar o papel do Gás Natural como fonte energética global. Contudo se tivermos em atenção que o gás natural é um combustível com reservas limitadas, não é portanto aconselhado nem incentivado o seu uso indiscriminado. Por essa razão e também por uma questão de consciencialização energético-ambiental existe um apelo preferencial nas aplicações específicas para as quais apresenta vantagens de ordem técnica e económica em relação aos outros combustíveis.

O arrefecimento do gás natural até à sua temperatura de liquefação apareceu como a solução técnica capaz de densificar o gás natural, tornando-o cerca de 500 vezes mais denso, facilitando por isso o seu transporte em longas distâncias. O médio oriente desenvolveu infraestruturas pesadas de liquefação e carregamentos de Gás Natural Liquefeito (GNL), que foram acompanhadas pela construção de barcos de transporte de GNL (metaneiros), e instalações de receção, armazenagem e regaseificação, entre outros locais no Japão e no sul da Europa. [4]

A partir da década de 1970, o poder do gás natural na matriz energética mundial tem aumentando significativamente. Em 1971, o gás natural correspondia a 16% do

fornecimento de energia primária mundial, tendo passado para 21,4% em 2013. O aumento do consumo de gás natural associado ao desenvolvimento das suas importações e consequente produção, para além da descoberta constante de novas reservas, acentua o crescimento da sua importância geopolítica no cenário internacional.

Na imagem 1.1 temos a indicação dos principais produtores, importadores e

exportadores de gás natural mundiais. [7]

1.1.2 Gás Natural em Portugal

A introdução do gás natural em Portugal teve consagração legislativa a partir da publicação do Decreto-Lei nº 374/89 de 25 de Outubro, que definiu o regime de importação, armazenagem, transporte e distribuição de gás natural. Este diploma reconheceu a importância do gás natural para o desenvolvimento do País e da sua população justificando com as razões que seguem enunciadas:

• Diversificação das fontes energéticas;

Tabela 1.1 Lista dos principais Produtores, Exportadores e Importadores de GN mundiais em 2014 (bilhão de metros cúbicos) [7]

PRODUTORES Volume de GN (bcm) % do total mundial EXPORTADORES Volume de GN (bcm) IMPORTADORES Volume de GN (bcm)

Estados Unidos 730 20,7 Rússia 179 Japão 128

Rússia 644 18,3 Catar 119 Alemanha 68

Irão 169 4,8 Noruega 107 Itália 56

Canadá 162 4,6 Turquemenistão 57 China 50

China 130 3,7 Argélia 45 Turquia 48

Noruega 113 3,2 Indonésia 34 França 38

Turquemenistão 87 2,5 Holanda 30 Estados Unidos 33

Arábia Saudita 84 2,4 Nigéria 25 Reino Unido 32

Argélia 80 2,3 Austrália 25 Espanha 28

Resto do Mundo 1165 33 Outros 159 Outros 286

7 • Segurança do aprovisionamento;

• Introdução de uma forma de energia mais limpa e, por conseguinte, mais amiga do ambiente;

• Valia das qualidades intrínsecas do gás natural;

• Disponibilização de uma forma de energia que pelas suas qualidades e desenvolvimento industrial, social e económico do País. [8]

Portugal utilizou pela primeira vez gás natural muito recentemente, foi em 1997 que foi acesa a primeira tocha de gás natural na cidade da Maia. Nessa altura tinha já sido construído o gasoduto que liga os poços de extração na Argélia, passando por baixo do mar Mediterrâneo, atravessando o sul de Espanha, entrando em Portugal próximo de Campo Maior. Esta introdução do gás natural em Portugal só foi possível graças ao apoio financeiro da União Europeia. [4]

A introdução do gás natural em Portugal foi um marco importante para o desenvolvimento do país, diversificando a sua matriz energética e abrindo ao sector produtivo e aos utilizadores, uma nova e importante alternativa em termos de energia. Atualmente já é a segunda maior fonte de energia primária em Portugal.

Figura 1.1 Expressão dos consumos das diferentes fontes energéticas em Portugal em 2014 como energia primária e final [60]

1.2 Objetivos do estudo

Com a elaboração desta dissertação é procurado entender a importância das unidades autónomas de gás natural liquefeito (UAGNL ou UAG) para uso privativo no contexto energético nacional através do estudo do Sistema Nacional de Gás Natural e toda a sua cadeia de valor no capítulo 2.

De seguida é pretendido desenvolver a forma como estas UAG’s privadas, mais precisamente micro-UAG’s (será posteriormente definido), são projetadas do ponto de vista técnico e legislativo, com uma abordagem ao nível dos seus componentes e princípios de funcionamento e as normas a que a sua instalação está subjugada. Estes parâmetros são desenvolvidos ao longo do capítulo 3.

Com o intuito de se descobrir a dimensão do mercado para as micro-UAG’s é desenvolvido uma caracterização do mercado de gás natural em Portugal assim como do mercado do propano que se apresenta como o concorrente com mais potencial. Este tema é abordado no capítulo 4.

E para finalizar com o objetivo de se fazer o levantamento da viabilidade económica do ponto de vista do negócio, ou seja, do ponto de vista da empresa, que as micro-UAG’s podem representar, é produzido um projeto de empresa através de um plano de negócios ao nível financeiro para um determinado caso de estudo.

2

CAPÍTULO 2

10

2.1 Introdução

Ao começar por ser um mercado emergente e não liberalizado, a componente empresarial do sector do gás natural foi organizada através de contractos de concessão. Por um lado a ‘Transgás’ encarregava-se da aquisição no estrangeiro, do transporte e do fornecimento a grandes clientes, e por outro foram selecionados distribuidores regionais para ficaram responsáveis pela exploração do mercado doméstico, terciário, e industrial. [8]

De forma a assegurar a viabilidade económica ao minimizar o risco do projeto, foi-lhe associado, logo de início, o sector da produção de eletricidade. De um lado o gás natural oferecia boas condições de preço e permitia a diminuição da carga poluidora que o sector termoeléctrico apresentava, do outro esta produção assegurava o consumo dos volumes de gás natural contratados pela Transgás aos fornecedores externos.

Nos anos iniciais o sector do gás natural era caracterizado por ser um modelo vertical, onde o Estado assumia uma posição de monopólio sobre o setor e onde os consumidores finais pagavam uma tarifa aditiva das diferentes atividades sem possibilidade de escolha de fornecedor. [9]

Em 2003 foi legislada a liberalização parcial do sector, bem como a introdução de alterações na sua estrutura empresarial. Como consequência, a Transgás, à imagem do que aconteceu em empresas semelhantes de outros países da União Europeia, passa a dedicar-se exclusivamente ao transporte do gás natural. A compra de gás natural a fornecedores externos será realizada por outras entidades. [8]

Com a evolução da abertura do mercado do sector do gás natural, verificou-se a desagregação da verticalidade das atividades numa distribuição horizontal ao nível dos agentes que passam a poder atuar no mercado. As atividades de Aprovisionamento e Comercialização passam a ser desenvolvidas em regime de concorrência. Somente as atividades com características de monopólios naturais como a operação de transporte e distribuição permanecem sem concorrência, uma vez que os custos de exploração e os

11 preços a pagar pelos clientes seriam nestes casos superiores, dada a própria natureza das atividades envolvidas. De forma a evitar eventuais abusos do poder dominante das operadoras das redes sobre os clientes, estas atividades passaram a ser fiscalizadas pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Esta passa a garantir o acesso por terceiros às redes, através da fixação de valores a pagar pela sua utilização. [9]

Fruto da evolução legislativa comunitária e das decisões políticas nacionais, foi então entregue à já referida ERSE a regulação do sector do gás natural. É uma entidade independente, quer da Administração Pública Central, quer dos vários intervenientes neste sector de atividade. A atividade de regulação, exercida pela ERSE, tem por finalidade promover a eficiência e a racionalidade das atividades em termos objetivos, transparentes, não discriminatórios e concorrenciais, através da sua contínua supervisão e acompanhamento, integrada nos objetivos de realização do mercado interno e da liberalização do sector, estando no dever de realiza um relatório sobre o funcionamento do sector de forma periódica. [10]

A monitorização da segurança de abastecimento é da competência do Governo, sendo atribuída à Direcção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), com a colaboração da entidade concessionária da rede nacional de transporte de gás natural. [11]

Concluindo, foram estabelecidos os princípios gerais relativos à organização e ao funcionamento do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN), bem como ao exercício das atividades de receção, armazenamento, transporte, distribuição e comercialização de gás natural, e à organização dos mercados de gás natural, tendo sido aprovados posteriormente pela ERSE os documentos essenciais ao funcionamento do sector: o Regulamento de Relações Comerciais, o Regulamento Tarifário, o Regulamento de Acesso às Redes, às Infra-estruturas e às Interligações e o Regulamento da Qualidade de Serviço. Ao longo deste capítulo vão ser abordadas e desenvolvidas as atividades chave do SNGN.

12

2.2 Aquisição e Importação

Portugal não tem jazidas de gás natural, ou seja, não há produção de gás natural em território nacional. Todo o gás armazenado e comercializado em Portugal provém de importações.

Inicialmente, Portugal era exclusivamente fornecido pelas reservas existentes no Norte de África, através do gasoduto Magreb-Europa. Este gasoduto, que liga as jazidas argelinas de Hassi R-Mel à Europa, percorre uma distância de 1600 quilómetros (km), desde a Argélia até Campo Maior em Portugal, passando pelo caminho por Tânger e Tarifa em Espanha. [12]

No entanto, seguindo uma política de diversificação de fornecedores após a liberalização do setor, foram desenvolvidas novas alternativas para o abastecimento de Gás Natural em Portugal, de forma a evitar a dependência do nosso país face à Argélia.

A construção do terminal de GNL em Sines em 2003 veio permitir a importação desta fonte de energia por via marítima, de reservas mais longínquas, nomeadamente a partir da Nigéria. [13]

O aprovisionamento de gás natural para o mercado português através do Comercializador do Sistema Nacional de Gás Natural, a ‘Galp’, é efetuado através de contractos "take-or-pay" de longo prazo em que os principais países fornecedores de gás natural são a Argélia e a Nigéria, e é responsável por uma grande percentagem do gás natura que chega ao nosso país. [10]

A liberalização do sector do gás natural possibilitou a passagem de um sistema comercial baseado exclusivamente em contratos de longo prazo para um sistema misto em que contratos de longo prazo coexistem com mercados spot. [14] Portugal tem, atualmente, um leque de fornecedores diversificado. Pode ser verificado na tabela 2.1 a distribuição do volume Gás Natural importado, descriminado por país de origem.

13 País de Origem GWh Argélia 21636 Catar 3210 Egipto 855 Nigéria 10783 Noruega 2455 Trindade e Tobago 770

País não especificado 4120

Total 43829

Tabela 2.1 Volume de gás natural importado por Portugal em 2013

2.3 Receção, Armazenamento e Regaseificação de GNL

No terminal de Sines o gás é recebido sob a forma líquida (GNL) através do descarregamento dos navios metaneiros. De seguida o GNL é enviado para tanques de armazenamento intermédio onde fica armazenado até que haja ordem de regaseificação emitida pelo proprietário do gás. No final deste processo o gás natural (já sob a forma gasosa) é comprimido e injetado na rede de alta pressão no ponto de entrega do terminal. [15]

O Terminal é composto por uma estação de acostagem para navios com uma capacidade de 35 000 a 225 000 m3 de GNL com um tempo de descarga de, aproximadamente, 20 horas, dois tanques de armazenamento com uma capacidade para 120.000 m3 cada, e um terceiro tanque com capacidade para 150.000 m3 GNL assim como cinco vaporizadores destinados à regaseificação. O terminal de GNL tem uma capacidade (nominal) de emissão garantida de 675 000 m3/h ou 192,8 GWh/dia, uma capacidade de ponta de 900 000 m3/h ou 257,1 GWh/dia e pode carregar até 3 000 camiões cisternas por ano que equivale a cerca de 866,3 GWh/ano, na central de enchimento de auto-tanques. [16]

As atividades de receção, armazenamento e regaseificação de GNL no terminal assim como a atividade de armazenamento subterrâneo de gás natural, que será abordada no sub-capítulo seguinte, são realizadas ao abrigo de contratos de concessão por um período de 40 anos estabelecidos com o Estado Português. A entidade

14

responsável pela atividade de Receção, Armazenamento e de Regaseificação no terminal de GNL é a ‘REN Atlântico’. [17]

2.4 Armazenamento Subterrâneo

Nas instalações de armazenamento subterrâneo do Carriço (Concelho de Pombal) o gás natural, em alta pressão, é armazenado sob a forma gasosa em cavidades criadas no interior de um maciço salino, a profundidades superiores a mil metros. [15]

O armazenamento subterrâneo do Carriço é uma infra-estrutura composta por quatro cavidades de armazenamento de gás natural numa formação salina natural, três das quais detidas pela ‘REN Armazenagem’ e a outra pela ‘Transgás Armazenagem’, e uma instalação de superfície comum a todo o complexo, detida e explorada pela ‘REN Armazenagem’. [18]

Em finais de 2009, a capacidade de armazenamento era de 2155 GWh. A estação localizada na superfície tem a capacidade de 80 000 m3/h na injeção e de cerca de 300 000 m3/h na extração. [18]

Segundo a Diretiva 2003/55/CE, o acesso às instalações de armazenamento subterrâneo pode ser efetuado através da negociação entre os respetivos operadores da rede, um contrato regulado ou, ainda, por uma combinação de ambos.

2.5 Transporte

A ‘REN Gasodutos’ opera a Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (RNTGN) que tem como função a veiculação de gás natural numa rede interligada de alta pressão por gasodutos. Estes gasodutos são considerados de 1ºescalão e trabalham a pressões na ordem dos 80 bar. Podem receber o gás natural na fronteira espanhola, na saída das instalações de armazenagem subterrânea ou no terminal de regaseificação e procede à entrega aos distribuidores de Gás Natural ou aos clientes

15 finais de alta pressão. A concessão para o transporte de gás natural em alta pressão inclui a gestão técnica global do SNGN através da qual assegura a coordenação do funcionamento das infraestruturas de distribuição e transporte de gás natural que garantem a continuidade e a segurança do abastecimento, sendo também responsável pelas propostas de desenvolvimento do SNGN. [19]

A rede nacional de transporte do Gás Natural é desenvolvida geograficamente por dois grandes eixos:

 Um eixo Sul - Norte desde o terminal de Sines até Valença do Minho que garante o abastecimento de gás natural na zona litoral de Portugal e apresenta uma grande derivação para Viseu;

 Um eixo entre Campo Maior, onde é realizada a ligação Espanha - Portugal, e o armazenamento subterrâneo, no Carriço com uma derivação na direção Sul-Norte para a Guarda.

São contabilizadas duas interligações da rede de transporte de Portugal com a rede de transporte de Espanha onde se dá entrada de gás natural, uma entre Campo Maior e Badajoz e outra entre Valença do Minho e Tuy. [19]

Associados aos gasodutos enterrados existem Estações de Seccionamento e Derivação. As GRMS (Gas Reduction and Measure Station / Estações de Redução e Medição de Gás Natural) são infraestruturas que pertencem à RNTGN e asseguram a interligação física entre esta e a Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural (RNDGN), constituindo pontos de entrega nos quais se dá a transferência da gestão do gás e das respetivas infra-estruturas. [20]

O gás natural pode também ser transportado sob a forma liquefeita de forma a fornecer determinados pólos de consumo em que seja economicamente mais vantajoso efetuar o fornecimento de gás natural através de uma rede autónoma de distribuição, através da posterior regaseificação do GNL numa unidade autónoma de gás natural liquefeito (UAGNL ou UAG), do que investir no desenvolvimento da rede de transporte de gás natural de alta pressão para levar o gás natural até respetivas zonas de consumo.

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Essas UAG’s são abastecidas através de camiões cisterna, a partir dos terminais portuários de receção de GNL. [20]

O Regulamentos de Acesso às Redes, Infra-Estruturas e Interligações estabelece as condições e obrigações de acesso à RNTGN, que devem ser cumpridas pelas empresas reguladas que operam no sector do gás natural bem como pelos consumidores elegíveis. [21]

2.6 Distribuição

As Empresas Distribuidoras de Gás Natural, também designadas de Operadores de Rede de Distribuição (ORD), são empresas que atuam em mercado regulado e que possuem um contrato de concessão ou licença com o estado Português para atuarem numa determinada área geográfica do país. Têm a responsabilidade de operar as infraestruturas de distribuição de gás natural abrangida pela concessão ou licença e de assegurar a gestão todos os serviços que permitem o abastecimento de gás natural nos locais de consumo existentes e nos que pretendem consumir. [22] De um ponto de vista mais técnico os ORD efetuam a construção, gestão e manutenção das seguintes infraestruturas:

2.6.1 Rede Primária

É constituída por um conjunto de redes a alta pressão, construídas em aço, que de forma geral garantem o transporte de gás desde o gasoduto principal até às periferias das grandes cidades e zonas industriais (Gasoduto de 2º Escalão). Em algumas situações também abastecem diretamente os grandes consumidores. O regime de pressão de funcionamento máximo varia entre 16 e 20 bar. [23]

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2.6.2 Rede Secundária (Distribuição)

Representa a rede de gasodutos que é construída normalmente num material termoplástico (polietileno) e instalada na via publica nos arruamentos e passeios das zonas urbanas ou industriais para garantir a distribuição de gás natural. O regime de pressão de funcionamento tem um alcance que vai normalmente dos 0,5 aos 4 bar, mas em determinadas zonas urbanas de Lisboa, o abastecimento de gás é feito a pressões inferiores, na ordem dos 22 milibar. Neste caso, a pressão de distribuição é igual à pressão de utilização do gás. [23]

Ramal de Ligação (Domiciliário ou Industrial)

Para realizar a conexão entre a rede de distribuição até à porta de consumo é executado um ramal de ligação que é um troço de rede dedicado e também construído em material termoplástico (polietileno). [23]

Unidades Autónomas de Gás Natural Liquefeito

Como já referido anteriormente nas zonas do nosso país que apresentam regiões que não são abrangidas pela rede nacional de transporte (principalmente nos distritos de Vila Real, Bragança, Guarda, Castelo Branco, Évora, Beja e Faro), onde a instalação de gasodutos de alta pressão (instalação definitiva de rede) não se mostra economicamente viável, a distribuição é feita de maneira diferente e independente. O gás natural é fornecido a partir de UAG’s. Estas unidades funcionam como pólos autónomos e são abastecidas por meio de camiões cisterna a partir dos terminais de importação (normalmente o terminal de Sines). Têm como função receber e armazenar o GNL para depois o regaseificar e entregar na forma gasosa aos distribuidores e consumidores finais. [22]

Pode-se considerar uma UAGNL como ponto de interface entre Rede Nacional de Transporte de Gás Natural e a Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural, são pontos de entrega nos quais se dá a transferência da gestão do gás.

18

A gestão das UAGNL's obedece a regras semelhantes às aplicadas às GRMS´s. A instalação das UAGNL’s para a posterior exploração das redes locais autónomas está enquadrada legalmente pela Portaria n.º 5/2002 de 4 de Janeiro. [24]

Foi a alteração ao Decreto-Lei n.º 374/89, de 25 de Outubro, introduzida pelo Decreto-Lei n.º 8/2000, de 8 de Fevereiro, que atribuiu o fornecimento de gás natural em baixa pressão através de redes locais autónomas, abastecidas a partir de UAGNL’s ao exercício da atividade de distribuição de gás natural.

2.6.3 Operadores da Rede de Distribuição (ORD)

Em Portugal a Distribuição de Gás Natural é assegurada por seis operadores de rede de distribuição regionais (associado à rede de transporte por gasodutos) – cinco dos quais participados pela Galp Energia, que exercem a sua atividade ao abrigo de contractos de concessão, sendo a EDP a concessionária da rede distribuição de gás natural na região costeira do norte de Portugal, através da sua subsidiária Portgas – e por cinco operadores de rede de distribuição locais – quatro dos quais também participados pela Galp Energia e a quinta ao encargo da Sonorgás, S.A. do Grupo Dourogás, que operam ao abrigo de licenças. [22] Na figura 2.2 torna-se mais clara a distribuição das ORD e das suas áreas de influência.

As concessionárias e licenciadas das redes de distribuição relacionam-se comercialmente com os utilizadores das respetivas infra-estruturas, tendo direito a receber, pela utilização destas e pela prestação dos serviços inerentes, uma retribuição por aplicação de tarifas reguladas, definidas no Regulamento Tarifário. [25]

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2.7 Utilização Privativa de Gás Natural

Para além das UAGNL de distribuição destinadas ao abastecimento das respetivas concessionárias de distribuição local ou regional de Gás Natural referidas anteriormente, também se podem instalar UAG’s com aplicação mais individual, ou seja, dedicadas a clientes específicos que apresentam consumos para tal justificáveis. Se estes consumidores estiverem localizados fora de qualquer área abrangida pela concessão ou licença de um ORD, são obrigados a requerer um Licença de Utilização Privativa. São estas UAG’s para uso privativo, normalmente com uma capacidade de armazenagem inferior às UAG’s para distribuição, menos de 80 m3, que se podem designar por micro-UAG.

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Segundo o Decreto-Lei n.º 140/2006 as licenças para utilização privativa são atribuídas pelo diretor-geral de Geologia e Energia e podem ser requeridas por quaisquer entidades que justifiquem interesse na veiculação de gás natural em rede, alimentada por ramal ou por UAG, destinada ao abastecimento de um consumidor localizado fora das áreas concessionadas e cobertas pela rede de distribuição ou dos pólos de consumo abrangidos pela atribuição de licenças de serviço público, e também nos casos em que a entidade concessionária ou licenciada para a área em que a licença para utilização privativa é pedida não garanta a ligação. A entidade requerente deve cumprir as condições impostas para a atribuição da licença, bem como respeitar a lei e os regulamentos estabelecidos para o exercício da atividade. No caso de a rede privativa ser abastecida por UAG, tem necessariamente de ligar-se à rede de distribuição quando a mesma se estender à respetiva área. A duração, transmissão e extinção das licenças privativas aplica-se, com as devidas adaptações, o estabelecido para as licenças de distribuição local. [11]

O titular da licença fica obrigado, a seu cargo, a proceder, no prazo máximo de seis meses a contar a partir da data da extinção da licença, ao levantamento das instalações situadas em terrenos do domínio público, excetuando uma situação em que ocorra a transmissão das instalações para uma concessionária ou para uma entidade titular de licença de distribuição local. [11]

2.8 Comercialização

Liberalização do Mercado

No ano de 2007 o mercado de Gás Natural foi reorganizado com a liberalização do mercado. As empresas existentes, com mais de 100.000 clientes passam a ser obrigadas a dividir as suas atividades em distribuição e comercialização de Gás Natural. Surge também o enquadramento legal que dá origem ao aparecimento dos primeiros comercializadores livres, cujas licenças são atribuídas pela Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG). Antes desta reorganização, o cliente dispunha de apenas um fornecedor de gás natural. [26]

21 A comercialização de gás natural ficou sujeita ao regime transitório estabelecido para a abertura gradual do mercado, enquanto o estatuto de mercado emergente é derrogado. Os consumidores ganharam a possibilidade, de acordo com o calendário de elegibilidade, de escolher livremente o seu comercializador. De forma a simplificar e efetivar a mudança de comercializador, foi criado o operador logístico de mudança de comercializador. [27]

O processo de liberalização da atividade de comercialização de gás natural teve início no dia 1 de Janeiro de 2007, para os produtores de energia, e foi estendido aos consumidores com consumos acima de um milhão de metros cúbicos de gás natural no dia 1 de Janeiro de 2008 e a consumidores com consumos acima dos dez mil metros cúbicos de gás natural em 2009. A liberalização do mercado ficou acessível para todos os consumidores no ano de 2010. O mercado regulado mantém-se para os consumidores que optaram por não mudar para o mercado livre. [26]

Os comercializadores podem comprar e vender gás natural de forma livre e têm o direito a aceder às instalações de armazenamento e terminais de GNL e também às redes de transporte e distribuição, mediante o pagamento de uma tarifa regulada. Podendo assim também os consumidores escolher livremente o seu comercializador. Relativamente aos comercializadores regulados, ficam sujeito a obrigações de serviço público nas áreas abrangidas pela Rede Pública de Gás Natural (RPGN) e designam-se comercializador de último recurso. O comercializador de último recurso fica sujeito a obrigações como o fornecimento de gás natural a todos os clientes que o solicitem e a satisfação das suas necessidades. [11]

Regulamento de Relações Comerciais

As regras aplicáveis às relações comerciais entre os vários intervenientes que atuam no Sistema Nacional de Gás Natural são estabelecidas pelo Regulamento de Relações Comerciais (RRC). Este Regulamento abrange áreas como: identificação dos intervenientes do sector de gás natural e as suas respetivas atividades e funções; as regras inerentes ao relacionamento comercial entre os operadores de infra-estruturas e comercializadores; a sustentabilidade do mercado regulado e do mercado liberalizado;

22

as condições comerciais de ligações às redes; as regras relativas à medição, leitura e disponibilização de dados de consumo de gás natural; o mecanismo de compensação pela uniformidade tarifária; a escolha e mudança de comercializador bem como as modalidades de contratação e o funcionamento dos mercados de gás natural; as regras de relacionamento comercial com os clientes de gás natural. [28]

Os sujeitos intervenientes no relacionamento comercial são os consumidores, os comercializadores, os comercializadores de último recurso retalhistas, o comercializador de último recurso grossista, o comercializador do SNGN, o operador logístico de mudança de comercializador, os operadores de terminal de receção, armazenamento e regaseificação de GNL, os operadores de armazenamento subterrâneo, o operador da rede de transporte, os operadores das redes de distribuição e os operadores de mercados organizados. [28]

Comercializadores do mercado regulado

O comercializador do SNGN, a ‘GALP GAS NATURAL’, é responsável pela compra de gás natural no âmbito da gestão de contractos de longo prazo em regime de take-or-pay celebrados em data anterior à entrada em vigor da Diretiva n.º 2003/55/CE, de 26 de Junho, e posterior venda aos comercializadores de último recurso. O comercializador de último recurso grossista assegura a compra e venda de gás natural para fornecimento aos comercializadores de último recurso retalhistas e aos grandes clientes, com consumo anual igual ou superior a 2 milhões de m3. Os comercializadores de último recurso retalhistas são as entidades titulares de licença de comercialização de último recurso que estão obrigadas a assegurar o fornecimento de gás natural a todos os consumidores com consumo anual inferior a 2 milhões de m3 que, por opção, preferem não manter uma relação contratual com outro comercializador, e desta forma ficam assim sujeitos ao regime de tarifas e preços regulados. [28]

Sistema Tarifário

A fatura de gás natural é composta por três componentes: consumo de gás registado, termo tarifário fixo, impostos, dos quais fazem parte o Imposto Especial de

23 Consumo de Gás Natural combustível e o Imposto sobre o Valor Acrescentado (IVA), e ainda a Taxa de Ocupação de Subsolo. [29]

A fixação das tarifas e preços para o gás natural a praticar pelas empresas reguladas do sector do gás natural é da responsabilidade da ERSE. Esta publica um Regulamento Tarifário que define a estrutura tarifária assim como a metodologia de cálculo que lhe está subjacente. [25]

A utilização das infraestruturas e atividades reguladas do sector do gás natural está sujeita às seguintes tarifas:

• Tarifa de Uso do Terminal de Receção, Armazenamento e Regaseificação de GNL (UTRAR), que estabelece o pagamento pela utilização das infraestruturas do terminal de Sines;

• A tarifa de Uso do Armazenamento subterrâneo (UAS), que estabelece o

pagamento pela utilização dos depósitos de armazenagem subterrânea no Carriço; • A tarifa de Uso Global do Sistema (UGS), que estabelece, por um lado, o pagamento pela gestão técnica global do sistema nacional de gás natural e, por outro lado, a recuperação dos desvios da atividade de compra e venda de gás natural definidos no âmbito da sustentabilidade dos mercados;

• A tarifa de Uso da Rede de Transporte (URT), que estabelece o pagamento pela utilização da rede interligada de alta pressão, com preços de entrada e de saída da rede;

• A tarifa de Uso das Redes de Distribuição (URD), que estabelece o pagamento pela utilização das redes interligadas de média e baixa pressão;

• A tarifa de Comercialização de gás natural de Último Recurso (CUR) e de Energia, relativas aos custos de comercialização e de gás natural para os fornecimentos de último recurso com consumos anuais inferiores ou iguais a 10 000 m3.

As tarifas de Acesso as Redes, serão pagas por todos os consumidores independentemente do seu modo de participação no mercado, sendo obtidas por soma

24

das tarifas de Uso Global do Sistema, Uso da Rede de Transporte (à saída) e Uso da Rede de Distribuição. [25]

A tarifa de Energia é aplicada pelo comercializador de ultimo recurso consoante os custos de aprovisionamento e pode incluir a tarifa de Uso do Terminal de Receção, Armazenamento e Regaseificação de GNL, a tarifa de Uso do Armazenamento subterrâneo (UAS) ea tarifa de uso da Rede de Transporte (entrada). [25]

A tarifa de Venda a Clientes Finais (TVCF) a aplicar pelos comercializadores de último recurso aos seus clientes é obtida pela adição das tarifas reguladas de Acesso às Redes, de Comercialização de Último Recurso e de Energia. [25]

No caso dos comercializadores de mercado livre, os custos de fornecimento de gás natural resultam do pagamento das tarifas reguladas de acesso às redes e dos custos estruturados em regime de mercado livre associados ao aprovisionamento de gás natural e ao relacionamento comercial com os clientes. A tarifa de venda de gás por estes comercializadores é livremente fixada por estes na sua relação contratual, bilateral, com cada cliente, pressupondo o cumprimento das obrigações associadas à licença de comercialização. É também importante referir que as tarifas reguladas de acesso às redes aos operadores das redes onde os seus clientes estão ligados são pagas pelo comercializador em nome dos seus clientes. [25]

25 As duas figuras seguintes esquematizam a composição das várias tarifas e atividades que compõem a tarifa de Venda a Clientes Finais (regulada) e a tarifa de Venda a Clientes Finais (não regulada).

Figura 2.2 Decomposição da tarifa Regulada

26

O sistema tarifário é assim aditivo na medida em que a cada atividade regulada da cadeia de valor está associada uma tarifa. A retribuição pelo uso das infraestruturas é atribuída pela indicação de quantidades de gás natural, em fluxo ou em permanência, nas infraestruturas e também pelos direitos de utilização de capacidade contratados pelos agentes de mercado. [21]

Nas entregas de gás natural a responsabilidade pelo pagamento das tarifas, pela apresentação da garantia e todas as obrigações e direitos, nomeadamente, serviços regulados e compensações, referidos, é transferida do cliente para o respetivo agente de mercado. Os operadores das infraestruturas emitem uma fatura única para cada agente de mercado que corresponde à soma das retribuições pelo uso das infraestruturas e serviços de cada cliente. [28]

É importante salientar que a tarifa de acesso às redes é aplicada de forma diferente entre um cliente de uma micro-UAG Privativa e um cliente de baixa pressão associado a uma rede de distribuição, mesmo para consumos semelhantes. O cliente com a micro-UAG instalada não paga a tarifa de uso de rede de distribuição, e por consequência a tarifa de acesso às Redes vai ter um valor inferior. [30]

Cliente de Gás Natural

O Cliente é o principal foco do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN). Todo o modelo deste sistema foi pensado de modo a garantir o acesso a uma infraestrutura eficiente, segura, e que garante uma continuidade de serviço ajustada às necessidades do Cliente.

Em Portugal Continental existem mais de 1,3 milhões de consumidores, sendo a sua esmagadora maioria em baixa pressão, perto de 300 em média pressão e mais de 20 em alta pressão, que em 2011 consumiram mais de 57 mil milhões de kWh, o que corresponde a cerca de mais de 4,7 milhares de milhões de metros cúbicos.

27

Figura 2.4 Evolução do nº de clientes de gás natural (adaptado de http://www.erse.pt/)

De acordo com a regulamentação aplicável, estão definidas como classes de consumidores, dependendo da tipologia e consumo: [23]

• Clientes domésticos.

• Clientes economicamente vulneráveis.

• Clientes não-domésticos com consumo anual inferior ou igual a 10 000 m3

(n). • Clientes não-domésticos com consumo anual superior a 10 000 m3

(n) e inferior a 2 milhões de m3 (n).

• Clientes com consumo anual igual ou superior a 2 milhões de m3

(n), designados por grandes clientes.

• Clientes detentores de licenças para utilização privativa de gás natural, cujas instalações são abastecidas por UAG da sua propriedade.

3

CAPÍTULO 3

PROJETO DE IMPLANTAÇÃO E

30

3.1 Introdução

Uma UAG consiste num conjunto de equipamentos e instrumentos adequados para a realização de operações de receção e descarga de GNL, o seu armazenamento, a vaporização, a regulação, odorização e medição, em condições adequadas. Os equipamentos constituintes encontram-se instalados e organizados para que o funcionamento da UAG se processe de forma automática, a partir de um sistema de controlo de processos, que é gerido pelo utilizador com o auxílio de indicadores de funcionamento. [31]

Ao longo deste capítulo serão desenvolvidos os requisitos ao nível do projeto assim como as normas impostas pela legislação nacional relativamente à implantação e regras de segurança. Vai ser realizada uma descrição técnica dos módulos necessários ao perfeito funcionamento da micro-UAG com o apoio da exposição de cada piping and

instrumentation diagram (P&ID) correspondente.

3.2 Projeto da UAG

Um projeto de GNL está sempre associado a um horizonte temporal para o qual todas as infraestruturas associadas são dimensionadas. No final desse período devem estar amortizados os investimentos levados a cabo na prossecução do projeto. O período ao qual se associa a viabilidade técnica e económica de um projeto de GNL é geralmente 20 anos. Para levar a cabo o dimensionamento das infraestruturas, neste caso uma micro-UAG, é necessário modelar e antever as perspetivas de evolução do sector energético e é imprescindível identificar quais os consumos expectáveis para o gás natural por parte do utilizador. [32]

Para aprovação dos projetos de construção das UAG’s, devem ser cumpridos os requisitos exigidos pelo Decreto-Lei n.º 232/90, de 16 de Julho, alterado pelos

31 Decretos-Leis n.º 183/94, de 1 de Julho, e 7/2000, de 3 de Fevereiro, e integrar, no mínimo, os seguintes documentos:

• Memória descritiva e justificativa identificando as temperaturas exteriores mínimas e máximas previsíveis, as regras de dimensionamento, os elementos essenciais da instalação, a descrição detalhada dos dispositivos de comando, controlo e segurança de que a instalação fica dotada, comunicações e telecomunicações internas e externas previstas;

• Planta de localização, com implantação dos principais componentes, identificando toda a envolvente, numa área periférica até 50 m da UAG;

• Plano de segurança e emergência para casos de acidentes;

• Comprovativo da marcação CE nos equipamentos sob pressão, de acordo com disposto no Decreto-Lei n.º 211/99, de 14 de Junho, devendo explicitar o gradiente máximo da temperatura, entre o interior e o exterior, e a temperatura mínima no interior do reservatório;

• Normas técnicas a observar no projeto, na construção, nos ensaios, nas inspeções e na manutenção;

• Diagrama processual de funcionamento. [11]

A Portaria 568/2000 de 7 de Agosto estabelece o Regulamento com as condições a que deve obedecer o projeto, a construção e a manutenção das unidades autónomas de gás natural liquefeito licenciadas nos termos do Decreto-Lei n.º 374/89, de 25 de Outubro, na redação que lhe foi dada pelos Decretos-Leis n.ºs 274-A/93, de 4 de Agosto, e 8/2000, de 8 de Fevereiro. [33]

As UAG’s devem ser concebidas e dimensionadas de modo a permitir a manutenção do controlo do processo, para qualquer que seja a combinação de pressões e temperaturas a que possam estar sujeitas, tanto em condições de funcionamento normal, como de emergência. [33]

Compete à Direcção-Geral da Energia e Geologia (DGEG), após solicitação dos interessados, proceder à aprovação de projetos tipo das UAG.

32

Implantação da UAG

A implantação deve observar uma distância superior a 100 m, de qualquer edifício de acesso público, designadamente escolas, hospitais e centros comerciais. A área que abrange a UAG deve ser circundada por uma vedação. A vedação deve ter, pelo menos, 2 m de altura, podendo ser reduzida para 1,2 m, se a implantação da UAG estiver compreendida no perímetro de um local vedado que assegure proteção suficiente contra a entrada de pessoas estranhas. A vedação deve ser executada com materiais incombustíveis. [33]

O local onde forem instalados os reservatórios criogénicos deve ser dotado de extintores portáteis em proporção de 10 kg de pó químico seco, do tipo ABC, por cada 1000 kg de produto, com um mínimo de 6 kg nos extintores. [33]

Transporte do GNL

O transporte terrestre de GNL pode ser feito por via rodoviária ou ferroviária. Em ambos os casos o transporte fica abrangido pela regulamentação para equipamentos sob pressão transportáveis. O transporte é feito através de camiões cisterna ou contentores cisterna. Os contentores cisterna podem ser transportados por camião ou comboio. Existem cisternas mais pequenas com capacidades a rondar os 10000 litros e unidades maiores a chegar aos 50000 litros. [34]

Os reservatórios são construídos em aço inoxidável austenítico adequado às temperaturas do GNL (-160ºC). No interior do reservatório, de acordo com as especificações do Acordo Europeu para o Transporte de Mercadoria Perigosa por Estrada (ADR), devem existir anteparas que quebrem o movimento livre do fluido no seu interior por forma a evitar perda de estabilidade do veículo. [34]

33 O isolamento térmico é, no caso dos veículos articulados, em poliuretano. Existem ainda alguns reservatórios de dupla parede com câmara de vácuo e preenchidos com perlite no espaço anelar; no entanto este tipo de construção torna o reservatório, e logo o conjunto, muito mais pesado. Desta forma, e para que a razão entre volume transportável e peso bruto seja a maior possível, opta-se de uma maneira geral por reservatório de parede simples e isolamento a poliuretano. [34]

Os enchimentos das cisternas no Terminais de GNL realizados utilizando a pressão disponível (entre os 6,0 e os 11,0 bar) após o circuito primário de bombagem do ponto de entrega. A pressão máxima de serviço das cisternas é de habitualmente 8,0 barg – ligeiramente superior à pressão máxima dos reservatórios das unidades autónomas de gás natural, que anda na ordem dos 6,0 bar, mas o inverso também pode acontecer. As cisternas têm dispositivos de segurança para sobrepressões (sistema de válvulas de segurança) e contra subpressões em alguns modelos. [34]

3.3 Módulos da micro-UAG

A micro-UAG pode ser definida em função do tipo, da capacidade de armazenagem de GNL, do caudal de emissão de gás natural para consumo e da pressão máxima de abastecimento, em que:

• O módulo de armazenagem (reservatórios criogénicos) vem definido pela capacidade útil de GNL da instalação expressa em m3;

• O módulo de regaseificação (vaporização de GNL) vem definido pela capacidade máxima horária de regaseificação, em metros cúbicos normais por hora (m3 (n)/h); • O módulo de regulação da pressão do gás de saída vem definido pela pressão

máxima de regulação, em bares (bar). [31]

A conceção da micro-UAG é baseada numa estrutura modular com o objetivo de satisfazer as necessidades exigidas e facilmente acomodar necessidades de expansão futuras. Com esta finalidade, a montagem dos equipamentos principais é realizada quase na sua totalidade em fábrica, o que proporciona uma característica modular a este tipo

34

de instalação para permitir uma maior facilidade na sua montagem e eventual desmontagem. [31]

Assim, a descrição que se passa a fazer da micro-UAG é baseada nos vários módulos e equipamentos que a constituem, evidenciando as principais características e elementos de especificação dos materiais constituintes.

Uma micro-UAG é basicamente constituída pelos seguintes sistemas/módulos principais:

• Armazenagem de GNL (reservatórios criogénicos); • Vaporização de GNL (vaporizadores atmosféricos); • Regulação;

• Odorização; • Medição;

• Sistema de controlo e comando; • Equipamento Auxiliar.

3.3.1 Módulo de Armazenagem de GNL

O sistema de armazenagem de GNL é constituído, duma forma geral, pelos seguintes componentes:

• Reservatório criogénico e respetivos equipamentos de segurança; • Instrumentação;

• Vaporizador de pressurização; • Filtro;

• Válvulas de corte; • Tubagens.