energia 3, Notas de estudo de Engenharia Mecânica

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Gás Natural | Capítulo 6

Gás Natural

Parte III

Fontes não-renováveis

Capítulo 6 | Gás Natural

segundo análise sobre o gás natural constante do Plano Nacio- nal de Energia 2030. Na termelétrica a ciclo combinado, o grau de eficiência fica em torno de 50%.

A co-geração pode ser realizada com todos os combustíveis usados em usinas termelétricas – por exemplo, óleos, biomassa e carvão, além do gás natural. A opção por um ou por outro de- pende, em última instância, da disponibilidade de suprimento e das características do consumidor.

Em síntese, o processo de co-geração permite a produção si- multânea de energia elétrica, energia térmica e vapor. No caso do gás natural, os dois últimos são produzidos a partir do calor gerado na produção da eletricidade por usinas em ciclo sim- ples e que, se não utilizado, seria liberado na atmosfera. Este calor é recuperado antes da emissão dos gases e destinado à produção de vapor, do ar quente ou da refrigeração.

Um dos argumentos favoráveis à co-geração é a possibilida- de de utilização da energia que naturalmente se perde no processo de geração da eletricidade nas termelétricas. Outro é a independência em relação ao suprimento fornecido por terceiros – no caso brasileiro, pelas distribuidoras ou comer- cializadoras de energia elétrica. Finalmente, um terceiro é a redução do volume de gases lançados na atmosfera, o que pode ser um fator de competitividade no momento atual, em que os consumidores estão cada vez mais exigentes com relação ao impacto ambiental provocado pelos produtos que adquirem.

A aplicação do gás natural na produção de energia elétrica pode ser dividida em duas modalidades. Uma delas é a geração ex- clusiva da eletricidade. Outra é a co-geração, da qual se extrai, também, o calor e o vapor utilizados em processos industriais.

Nas usinas termelétricas, a primeira etapa do processo consis- te na mistura de ar comprimido com o gás natural a fim de se obter a combustão. O resultado é a emissão de gases em alta temperatura, que provocam o movimento das turbinas conec- tadas aos geradores de eletricidade. A energia térmica, portan- to, transforma-se em mecânica e, em seguida, em elétrica.

O destino dado ao gás natural após esta aplicação determina se o ciclo da termelétrica será simples (ou aberto) ou combinado (fechado). No primeiro caso – o mais tradicional – os gases são resfriados e liberados na atmosfera por meio de uma chaminé. No ciclo combinado, ainda em alta temperatura, os gases são transformados em vapor que, direcionado às turbinas, nova- mente provoca o seu movimento. Assim, a característica básica de termelétricas a ciclo combinado é a operação conjunta de turbinas movidas a gás e a vapor.

A tecnologia do ciclo combinado é recente (década de 80) e passa por processo de expansão em todo o mundo, inclusive no Brasil. Embora exija maiores investimentos que aqueles aplicados nas usinas de ciclo simples, aumenta a eficiência do processo de geração. Em outras palavras: com a mesma quan- tidade de gás natural é possível obter maior produção de ener- gia elétrica. No ciclo simples, o grau de eficiência é de 38,7%,

Box 6

A produção de energia elétrica

e a co-geração

Linha de Gás Natural

Reservatório de óleo

Entrada de ar Exaustor

Compressor Gerador (^) Transformador

Turbina

câmaras de combustão

Perfil esquemático do processo de produção de energia elétrica a partir do gás natural

Capítulo 6 | Gás Natural

No Brasil, a evolução no mesmo período foi ainda mais expres- siva: 5650%, ao passar de 0,2 bilhões de m^3 para 11,3 bilhões de m^3 , como registra o estudo BP Statistical Review of World Energy

2008. Ainda assim, a participação atual, de 9,3%, coloca o gás natural na quinta posição na matriz energética nacional.

Nuclear

Carvão Hidráulica

Biomassa

Gás Natural

Petróleo

4,1% 3,3%^

2,8% 2,5%^ 1,6%

Participação %

Petróleo

e derivados

Gás natural Carvão mineral

e derivados

Urânio

e derivados

Produtos da

cana-de-açúcar

Energia hidráulica

e eletricidade

Lenha e Carvão

vegetal

Outras

renováveis

Gráfico 6.3 – Participação do gás natural na oferta primária de energia no Brasil em 2007.

Fonte: MME, 2008.

Gráfico 6.4 – Participação do gás natural na produção de ener-

gia elétrica no Brasil em 2007.

Fonte: MME, 2008 (adaptado).

Superado por lenha e carvão vegetal; energia hidráulica e ele- tricidade; produtos da cana-de-açúcar e petróleo e derivados, como mostra o Gráfico 6.3 abaixo. Na produção de energia elé- trica, a participação é de 3,3%. Neste caso, o gás natural fica atrás da hidráulica e biomassa (Gráfico 6.4 em seguida).

O interesse pelo gás natural está diretamente relacionado à bus- ca de alternativas ao petróleo e de fontes menos agressivas ao meio ambiente. Este comportamento resultou na intensifica- ção das atividades de prospecção e exploração, particulamente entre os países em desenvolvimento. O resultado foi não só o aumento do volume, mas também a expansão geográfica das reservas provadas (são reservas cujos reservatórios estão em produção ou os fluídos nele contidos têm sua existência e capa- cidade de produzir comprovadas por testes). Até a década de 70, essas reservas concentravam-se em poucas regiões, como Amé- rica do Norte e antiga União Soviética.

A nova distribuição geográfica também favoreceu o transpor- te, conforme Figura 6.1 a seguir. Historicamente, este é o maior entrave à disseminação do energético, visto necessitar de ele- vados investimentos, tanto na construção de dutos especiais quanto no processo de produção do GNL (gás natural liquefei- to). Afinal, quanto mais pulverizadas as reservas, mais próximas dos centros consumidores elas se encontram.

Gás Natural | Capítulo 6

Um exemplo é o próprio Brasil, cuja expansão acelerada do consumo está diretamente relacionada às importações da Bo- lívia – que, desde os anos 80, está entre os países com maiores reservas da América Latina, junto à Argentina e Venezuela. Essa importação foi proporcionada pelo início de operação do ga- soduto Bolívia/Brasil em 1999.

Um caso de aumento da comercialização com base no GNL é o Oriente Médio, particularmente o Irã. A região possui uma das maiores reservas mundiais, mas encontra-se distante dos centros consumidores. Assim, apenas a partir do desenvolvi- mento da tecnologia do GNL passou a exportar para América do Norte, Europa e Ásia, transformando-se em um dos maiores fornecedores mundiais.

De acordo com o BP Statistical Review of World Energy 2008, as reservas provadas mundiais no final de 2007 eram suficientes para o abastecimento mundial durante os próximos 60 anos. Isto representa um decréscimo em relação às projeções com base na conjuntura de 2005, que apontavam para 66 anos. A configura- ção deste cenário, porém, depende de inúmeras variáveis. Entre elas, a continuidade das atividades de exploração, o comporta- mento do consumo e a expansão das fontes renováveis de ener- gia, o que preserva a utilização dos combustíveis fósseis.

O que é o gás natural

A versatilidade é a principal característica do gás natural. Este energético pode ser utilizado tanto na geração de energia elétrica, quanto em motores de combustão do setor de trans- portes, na produção de chamas (como substituto ao gás li- quefeito de petróleo, GLP), calor e vapor. Por isso, a aplicação é possível em todos os setores da economia: indústria, comér- cio, serviços e residências.

Este recurso natural também pode passar por um processo de transformação para dar origem a derivados similares aos do petróleo, porém menos agressivos ao meio ambiente. Essa tec- nologia, denominada gas-to-liquid (GTL), é recente, tem custos elevados e é dominada por poucas companhias. Outros ele- mentos positivos são a capacidade de dispersão em casos de vazamento e a pequena emissão de poluentes em toda a ca- deia produtiva se comparado aos demais combustíveis fósseis.

O gás natural é um hidrocarboneto resultante da decomposi- ção da matéria orgânica durante milhões de anos. É encontrado no subsolo, em rochas porosas isoladas do meio ambien- te por uma camada impermeável. Em suas primeiras etapas de decomposição, esta matéria orgânica de origem animal

Figura 6.1 - Reservas de gás natural no mundo em trilhões de m 3.

Fonte: BP, 2008 (adaptado).

Reservas de gás naturalem 2007 (trilhões de m³) 0,09 a 1, 1,01 a 2, 2,01 a 8, 8,01 a 45,

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Colômbia Venezuela

Suriname (^) FrancesaGuiana Guiana

Peru

Bolívia

Chile

Argentina

Paraguai

Uruguai

Trópico de Capricórnio

Equador

O c e a

n o

Atl

ân

ti

c o

Urucu - Manaus

Catu - Carmópolis(trecho: Catu - Itaporanga)

Campinas - Rio(trecho: Taubaté - Paracambi)

Caraguatatuba - Taubaté

ANP, 2007.

Cacimbas - Catu

Garsol (Urucu - Coari)

Gasfor

Nordestão

Gasalp

Gaseb

Campinas - Rio Cacimbas - Vitória (trecho Replan - Taubaté) Lagoa Parda - Vitória Cabiúnas - Vitória Gasduc I e II

Gasbel Gaspal

Gasvol Gasan

Gasbol

Gasbol

Catu - Carmópolis (trechos: Itaporanga - Carmópolise Carmópolis - Pilar)

Urucu I, II e III

Lubnor Guamaré I, II e III

Pilar Carmópolis Catu Atalaia Candeias Bahia

Reduc - U - 2500

Reduc - U - 2500

CacimbasLagoa Parda UPGN Lagoa Parda DPP

Cabiúnas URL I e IICabiúnas URGN Cabiúnas UPCGN I e II Cabiúnas UPGN RPBC Reduc - U - 2600 UEG

RR

AM

AC

PA

TO

MA

PI

CE RN PB PE AL SE

BA

GO

MT

RO

MS

SP

MG ES

RJ

PR

SC RS

DF

AP

Fonte: ATLAS DE ENERGIA ELÉTRICA DO BRASIL - 3ª EDIÇÃO Escala Gráfica:

Fluxos (Operação) Fluxos (Planejamento) Gasodutos em Construção Gasodutos em Operação UPGN`s (^) O L N (^0 250 500) km S

70º W 60º W 50º W 40º W

0º S

10º S

20º S

30º S

0º S

10º S

20º S

30º S

MAPA 6.1 - Estrutura de produção e movimentação de gás natural - 2007

Capital Federal Capitais Divisão Estadual

Convenções Cartográficas

Capítulo 6 | Gás Natural

As duas regiões continuam, no entanto, a ser as maiores pro- dutoras mundiais, beneficiadas pelas atividades da Rússia (20,7% do total) e Estados Unidos (18,6%). Ambas são tam- bém as maiores consumidoras mundiais e contam, como ele- mento favorável às atividades, com a rede de gasodutos já existente, erguida ao longo do século XX. Com consumo de 652,9 bilhões de m 3 em 2007, os Estados Unidos não apenas

absorvem toda a produção interna (545,9 bilhões de m 3 em

2007. como importam parte do gás natural do Canadá e do México. Já a Rússia, que em 2007 produziu 607,4 bilhões de m 3 para um consumo de 438,8 bilhões de m 3 , exporta parte da produção – tanto para os países que compunham a antiga União Soviética quanto, por meio deles, para os mercados eu- ropeus (Tabelas 6.2 e 6.3 abaixo).

Tabela 6.3 - Consumo de gás natural em 2007

País Bilhões de m^3 %

1 o^ Estados Unidos 652,9 22, 2 o^ Rússia 438,8 15, 3 o^ Irã 111,8 3, 4 o^ Canadá 94,0 3, 5 o^ Reino Unido 91,4 3, 6 o^ Japão 90,2 3, 7 o^ Alemanha 82,7 2, 8 o^ Itália 77,8 2, 9 o^ Arábia Saudita 75,9 2, 10 o^ China 67,3 2, 30 o^ Brasil 22,0 0, Total 2921,9 100 Fonte: BP, 2008.

Tabela 6.2 - Produção de gás natural em 2007

País Bilhões de m^3 %

1 o^ Rússia 607,4 20, 2 o^ Estados Unidos 545,9 18, 3 o^ Canadá 183,7 6, 4 o^ Irã 111,9 3, 5 o^ Noruega 89,7 3, 6 o^ Argélia 83,0 2, 7 o^ Arábia Saudita 75,9 2, 8 o^ Reino Unido 72,4 2, 9 o^ China 69,3 2, 10 o^ Turcomenistão 67,4 2, 40 o^ Brasil 11,3 0, Total 2940,0 100 Fonte: BP, 2008.

Uma característica do mercado do gás natural é o aquecido comércio internacional. Mas, se, de um lado, ela favorece a ex- pansão do consumo, de outro subordina-se à política externa do país fornecedor e às relações bilaterais entre fornecedor e comprador – o que causa uma certa insegurança com relação ao suprimento. A redução dos volumes de gás natural enviados ao Brasil por Bolívia e Argentina a partir de 2007, por exemplo, comprometeram a operação de várias termelétricas abasteci- das pelo combustível em um período de seca – quando, por- tanto, era crucial preservar a água dos reservatórios. Em 2006, a Rússia também interrompeu o fornecimento à Ucrânia – to- talmente dependente do energético e fornecedora da Europa

• alegando a necessidade de aumento de preços.

Nas Américas Central e do Sul, as reservas não são significati- vas: respondem por apenas 4,4% do total mundial e se manti- veram praticamente inalteradas ao longo dos últimos 20 anos. No entanto, considerando o volume produzido (relação reser- va/produção, ou R/P) ao longo dos últimos anos, os recursos existentes são suficientes para cerca de 50 anos. Pela ordem,

os maiores produtores são Argentina (44,8 bilhões de m 3 em 2007), Trinidad & Tobago (39 bilhões de m 3 ), Venezuela (28, bilhões de m^3 ) e Bolívia (13,5 bilhões de m^3 ).

A participação individual de cada um desses países na oferta mundial de gás natural é pouco expressiva: oscila em torno de 1%. A importância da produção, portanto, é regional. Um exemplo é a relação Bolívia-Brasil-Argentina, países que, por meio de uma rede de gasodutos, podem intercambiar o gás natural. Bolívia, cuja produção aumentou 6,5% em 2007, é a maior fornecedora para os dois países. Para o Brasil, enviou 9,8 bilhões de m 3 em 2007, o que representou a quase tota- lidade do gás natural importado pelo Brasil. Para a Argen- tina, vendeu 1,85 bilhão de m 3. A Argentina, embora tenha reservas significativas, produz basicamente para o mercado interno, altamente dependente do gás natural. Em 2007, en- viou apenas 0,12 bilhão de m 3 para o Brasil e, em ocasiões de escassez no fornecimento de energia elétrica, como tem ocorrido nos últimos anos, suspende as exportações em be- nefício do consumo interno.

Capítulo 6 | Gás Natural

Tabela 6.5 - Produção de gás natural no Brasil

Gás Natural milhões m³

Identificação 1997 2007

Produção 9.825 18. Importação 0 10. Var.Est.Perdas e Ajustes () -3.592 -5. Consumo total 6.233 22. Transformação 825 5.* Produção de derivados petróleo 561 2. Geração elétrica 264 3. Consumo final 5.408 17. Consumo final não-energético 768 877 Consumo final energético 4.640 16. Setor energético 1.226 4. Residencial 81 251 Comercial/Público 92 377 Transportes 47 2. Rodoviário 47 2. Industrial 3.194 9. Cimento 37 28 Ferro-gusa e aço 804 1. Ferro-ligas 0 33 Mineração e pelotização 175 264 Não-ferrosos e outros meta 41 718 Química 1.085 2. Alimentos e bebidas 168 667 Têxtil 81 423 Papel e celulose 162 678 Cerâmica 116 1. Outros 525 1. (*) Inclusive não-aproveitada e reinjeção. Fonte: MME, 2008.

A exploração do recurso no país começou timidamente nos anos 40, com descobertas de gás associado a petróleo na Bahia. Ini- cialmente, a produção atendeu apenas às indústrias do Recôn- cavo Baiano. Após alguns anos, a exploração e produção esten- deram-se também às bacias de Sergipe e Alagoas. O grande salto das reservas ocorreu nos anos 80, com a descoberta na Bacia de Campos. Finalmente, o início de operação do gasoduto Bolívia/ Brasil, em 1999, com capacidade para transportar 30 milhões de m^3 por dia, aumentou significativamente a oferta do gás natural no país. Com um total de 2.593 quilômetros de extensão, o ga- soduto parte de Rio Grande (Bolívia) e chega a Porto Alegre (RS), passando por cinco estados brasileiros (Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul).

De acordo com dados do Balanço Energético Nacional (BEN), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que são ligeiramen- te diferentes dos dados da BP, em 2007 o país consumiu 22, bilhões de m 3 , ou 4% a mais que no ano anterior. A produção local foi de 18,15 bilhões de m 3 e as importações ficaram em 10,33 bilhões de m 3. Assim, o país contou com a oferta total de 28,486 bilhões de m 3 (a diferença entre a oferta total e con- sumo corresponde às perdas do processo), a maior parte des- tinada ao setor industrial (9,196 bilhões de m 3 ) e para usinas termelétricas (4,013 bilhões de m^3 ), como mostra o BEN, ainda que o consumo no setor residencial e de transporte rodoviário também tenha aumentado – com destaque a este último, que registrou uma variação de 10% em relação a 2006 e de 5.444% se comparado a 1997, como mostra a Tabela 6.5 ao lado.

Em 2008, o Brasil, portanto, era dependente das importações da Bolívia. A descoberta do campo de Júpiter, rico em gás natural e localizado na camada pré-sal da Bacia de Santos, poderá lhe con- ferir, no médio prazo, a auto-suficiência. A estimativa de reservas ainda está em fase de levantamento mas, segundo a Petrobras, as dimensões do campo de Júpiter são similares ao campo de Tupi, descoberto em 2007 também na Bacia de Santos, cujas re- servas são estimadas entre 176 bilhões e 256 bilhões de m^3.

Até 2010 deve entrar em operação, também, o campo de Me- xilhão, primeiro empreendimento da Petrobras de gás natural não associado ao petróleo. Descoberto em 2003 na Bacia de Santos, o campo tem capacidade estimada para produzir 15 milhões de m^3 por dia.

O Brasil também dispõe de importantes reservas no estado do Amazonas. Na bacia de Urucu, elas são estimadas em 52,8 bi- lhões de m^3. No local, a Petrobras constrói o gasoduto Urucu-

Coari-Manaus, que visa transportar gás natural para geração de energia elétrica em Manaus, atendida em 2008 por terme- létricas movidas a óleo combustível e óleo diesel. O gasoduto, porém, enfrenta críticas principalmente de ambientalistas, que apontam para o seu alto impacto ambiental e social, uma vez que o seu trajeto passa próximo a reservas indígenas.

6.3 GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL E NO MUNDO

A IEA estima que a demanda por gás natural para produção de energia elétrica irá manter-se em expansão mundial até 2020, particularmente em regiões como Ásia e África. O movimento será estimulado, principalmente, pela substituição de outros

Gás Natural | Capítulo 6

redução da oferta hidráulica – por exemplo, nos períodos de estiagem, onde é necessário preservar os reservatórios.

Em novembro de 2008, segundo o Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), existem 85 usinas termelétricas abastecidas a gás natural em operação no país, com um total instalado de 11 mil MW (me- gawatts) – ou pouco mais de 10% da potência total instalada no país, de 103 mil MW, como mostra a Tabela 6.6 abaixo. Duas características se destacam neste conjunto. A primei- ra é a concentração dos empreendimentos nas regiões em que já existem gasodutos em operação – o que favorece o acesso ao suprimento por parte dos operadores. Outra é que boa parte dessas usinas é propriedade de companhias re- presentantes do setor industrial, comercial ou de serviços.

combustíveis fósseis, como carvão e derivados de petróleo. Após a crise do petróleo dos anos 70, vários países menos de- senvolvidos passaram a avaliar a aplicação do gás natural para a produção de energia elétrica, a exemplo do que ocorria com os países industrializados. Simultaneamente, as tecnologias de geração termelétrica avançaram, embora as empresas de eletri- cidade ainda estivessem concentradas no carvão e na energia nuclear. No Brasil, a matriz da energia elétrica é predominante- mente hidráulica e esta característica não deverá se alterar no médio prazo. No entanto, de acordo com o Plano Nacional de Energia 2030 produzido pela EPE, a participação das termelé- tricas movidas a gás natural deverá aumentar, no curto e médio prazos. Essas usinas operariam de maneira complementar às hidrelétricas. Em outras palavras, seriam colocadas em ope- ração em momentos de acentuado aumento de demanda ou

Tabela 6.6 - Centrais termelétricas a gás natural em operação no Brasil em novembro de 2008

Usina Potência(kW) Destino daEnergia Municipio Proprietário

Aeroporto de Maceió 790 PIE Maceió - AL Petrobrás Distribuidora S/A. Ahlstrom 1.300 COM Louveira - SP Iqara Energy Services Ltda. Alto do Rodrigues 11.800 APE Alto do Rodrigues - RN Petróleo Brasileiro S/A. Araucária 484.150 PIE Araucária - PR Petróleo Brasileiro S/A. Asfor 3.350 APE Fortaleza - CE Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste -PETROBRÁS Atalaia 4.600 APE Aracaju - SE Petróleo Brasileiro S/A. Aureliano Chaves (Ex-Ibirité) 226.000 PIE Ibirité - MG Petróleo Brasileiro S/A. Barbosa Lima Sobrinho (Ex-Eletrobolt) 385.900 PIE Seropédica - RJ Sociedade Fluminense de Energia Ltda. Bayer 3.840 APE São Paulo - SP Bayer S/A. Brahma 13.080 PIE Rio de Janeiro - RJ Energyworks do Brasil Ltda. Camaçari 250.400 PIE Camaçari - BA Braskem S/A. Camaçari 346.803 SP Dias d’Ávila - BA Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Campos (Roberto Silveira) 114.150 SP Campos dos Goytacazes - RJ Furnas Centrais Elétricas S/A. Carioca Shopping 3.200 APE-COM Rio de Janeiro - RJ Administradora Cariocade Shopping Centers S/C Ltda. Casa de Geradores de Energia Elétrica F-242 9.000 PIE São José dos Campos - SP Empresa Brasileira de Aeronáutica S/A. Celpav IV 138.680 APE-COM Jacareí - SP Votorantim Celulose e Papel S/A. Celso Furtado (Ex Termobahia Fase I) 185.891 PIE São Francisco do Conde - BA Termobahia S/A. Central de Co-geração Shopping - Aracaju 2.600 APE Aracaju - SE Condomínio do Shopping Center Jardins S/A. Centro Operacional Região Metropolitana de São Paulo 334 APE^ São Paulo - SP^ Companhia de Gás de São Paulo Cenu 4.000 APE São Paulo - SP Condomínio Centro EmpresarialNações Unidas S/C Continua

Gás Natural | Capítulo 6

Policam 4.000 - Campos dos Goytacases - RJ - Ponta do Costa 4.000 APE Cabo Frio - RJ Refinaria Nacional de Sal S/A. Porto do Pecém 5.250 APE São Gonçalo do Amarante - CE Companhia de Integração Portuária do Ceará PROJAC Central Globo de Produção 4.950 APE Rio de Janeiro - RJ TV Globo Ltda. Rhodia Paulínia 12.098 APE Paulínia - SP Rhodia - Poliamida e Especialidades Ltda. Rômulo Almeida Unidade I (EX: Usina de Cogeração Camaçari - FAFEN Energia) 138.020^ PIE^ Camaçari - BA^ FAFEN Energia S/A. Santa Cruz 1.000.000 SP Rio de Janeiro - RJ Furnas Centrais Elétricas S/A. Sepé Tiaraju (Ex-Canoas) 563.473 PIE Canoas - RS Petróleo Brasileiro S/A. Sesc Senac-Cass 1.600 APE Rio de Janeiro - RJ Serviço Nacional de Aprendizagem Comercial Shopping Recife 6.000 APE Recife - PE Condomínio do Shopping Center Recife Shopping Taboão 2.855 APE Taboão da Serra - SP TDS Centro Comercial Ltda. Solvay 12.600 APE Santo André - SP Solvay Indupa do Brasil S/A. Souza Cruz Cachoeirinha 2.952 APE Cachoeirinha - RS Souza Cruz S/A. Stepie Ulb 3.300 PIE Canoas - RS Stepie Ulb S/A. Suape, CGDc, Koblitz Energia Ltda. 4.000 PIE Cabo de Santo Agostinho - PE Suape,CGDe,Koblitz Energia Ltda. Suzano 39.900 APE Suzano - SP Suzano Bahia Sul Papel e Celulose S/A. Termo Norte II 426.530 PIE Porto Velho - RO Termo Norte Energia Ltda. Termocabo 97.027 PIE Cabo de Santo Agostinho - PE Termocabo Ltda. Termoceará 220.000 PIE Caucaia - CE Termoceará Ltda. Termopernambuco 532.756 PIE Ipojuca - PE Termopernambuco S/A. UGPU (Messer) 7.700 PIE Jundiaí - SP Air Liquide Brasil Ltda. Unidade de Geração de Energia -Área II 6.000 APE Limeira - SP Cooperativa dos produtores de Cana, Açúcar e Álcool doEstado de São Paulo Uruguaiana 639.900 PIE Uruguaiana - RS AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. Vitória Apart Hospital 2.100 APE Serra - ES Vitória Apart Hospital S/A. Vulcabrás 4.980 APE-COM Horizonte - CE Vulcabrás do Nordeste S/A. Weatherford 334 APE Caxias do Sul - RS Weatherford Indústria e Comércio Ltda. Total 11.570.315, Fonte: Aneel, 2008.

Continuação

Isto permite depreender que são instaladas em regime de auto-produção (de forma a tornar o consumidor indepen- dente do fornecimento de terceiros) ou co-geração (geran- do energia elétrica e calor para os processos industriais) como mostra o Box 6.

Em novembro de 2008, a Aneel registra um total de 30 usinas ter- melétricas em fase de construção ou outorga. Segundo o estudo sobre gás natural que integra o Plano Nacional de Energia 2030,

a maior parte da capacidade instalada e o maior potencial de ex- pansão, considerando as usinas em construção e as outorgadas, estão localizados na região Sudeste. O estudo também afirma que o caso brasileiro reflete o modelo presente na maior parte dos países desenvolvidos, onde o gás natural foi gradualmen- te abandonado durante a primeira metade do século XX para, somente após a crise energética dos anos 70 e, principalmente, ao longo dos anos 90, passar a ser considerado como uma fonte de energia privilegiada e estratégica a ser desenvolvida e utilizada.

Capítulo 6 | Gás Natural

O estudo ainda enumera como condicionantes de suprimen- to de gás natural para geração termelétrica no Brasil a oferta total de gás disponível para atendimento do mercado brasi- leiro, o que inclui tanto o acesso a reservas domésticas de gás quanto a importação desse energético; a disponibilidade de infra-estrutura física para escoamento da oferta (produção e/ ou importação) até os mercados consumidores; e o uso do gás natural em outras aplicações, nos setores industrial, comércio e serviços de transporte.

6.4 IMPACTOS AMBIENTAIS E TECNOLOGIAS LIMPAS

O gás natural apresenta uma vantagem ambiental significativa em relação a outros combustíveis fósseis, em função da menor emissão de gases poluentes que contribuem para o efeito estufa. Quantitativa e qualitativamente, o maior ou menor impacto am- biental da atividade está relacionado à composição do gás natu- ral, ao processo utilizado na geração de energia elétrica e remo- ção pós-combustão e às condições de dispersão dos poluentes, como altura da chaminé, relevo e meteorologia. No entanto, uma restrição feita a essas usinas é a necessidade de captação de água para o resfriamento do vapor, característica que tem sido um dos entraves ao licenciamento ambiental.

Apenas como exemplo, o estudo sobre gás natural do Plano Nacional de Energia 2030 registra que o volume de CO 2 lan- çado na atmosfera pode ser entre 20% e 23% inferior àquele

produzido pela geração a partir do óleo combustível e entre 40% e 50% inferior aos casos de geração a partir de combus- tíveis sólidos, como o carvão. Os principais poluentes atmos- féricos emitidos pelas usinas termelétricas a gás natural são dióxido de carbono (CO 2 ), óxidos de nitrogênio (NOX ) e, em me- nor escala, monóxido de carbono e alguns hidrocarbonetos de baixo peso molecular, inclusive metano.

Na cadeia produtiva do gás natural, entre os impactos socioam- bientais positivos, há a geração de royalties para os municípios em que as usinas estão localizadas, incremento das atividades de comércio e serviços, principalmente na fase de exploração e produção do gás natural e da construção da usina, e geração local de empregos. Além disso, as termelétricas, por se tratarem de unidades de pequeno porte, não exigem a escolha de um terreno específico e podem ser construídas nas proximidades de centros de consumo. Isto elimina a necessidade de grandes linhas de transmissão para transporte da energia produzida às instalações de distribuição.

REFERÊNCIAS

Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) – disponível em www.aneel.gov.br

Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – disponível em www.anp.gov.br

BP Global – disponível em www.bp.com

Empresa de Pesquisa Energética (EPE) – disponível em www. epe.gov.br

Gasnet – disponível em www.gasnet.com

International Energy Agency (IEA) – disponível em www.iea.org

Petrobras – disponível em www.petrobras.com.br

Construção do gasoduto Brasil-Bolívia.

Fonte: Petrobras.