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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DA
ENERGIA
ESTUDOS DOS CUSTOS ENERGÉTICOS NA
IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE
TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO DE
GÁS NATURAL
Ana Carolina Silveira Perico
Itajubá, Agosto de 2007
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DA
ENERGIA
Ana Carolina Silveira Perico
ESTUDOS DOS CUSTOS ENERGÉTICOS NA
IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE
TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO DE
GÁS NATURAL
Dissertação submetida ao Programa de Pós-
Graduação em Engenharia da Energia como
parte dos requisitos para obtenção do Título
de Mestre em Engenharia da Energia.
Área de Concentração: Energia, Meio Ambiente e Sociedade
Orientador: Prof. Dr. Luiz Augusto Horta Nogueira
Co-Orientador: Prof. Dr. Carlos Roberto Rocha
Agosto de 2007
Itajubá - MG
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Ficha catalográfica elaborada pela Biblioteca Mauá –
Bibliotecária Margareth Ribeiro- CRB_6/1700
P441e
Perico, Ana Carolina Silveira
Estudos dos custos energéticos na implantação de sistema de
transporte e distribuição de gás natural / Ana Carolina Silveira
Perico. -- Itajubá (MG) : [s.n.], 2007.
96 p. : il.
Orientador: Prof. Dr.Luiz Augusto Horta Nogueira.
Co-orientador: Prof. Dr. Carlos Roberto Rocha.
Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal de Itajubá.
1. Gás natural. 2. Transporte e distribuição. 3. Custos energé_
ticos. I. Nogueira, Luiz Augusto Horta, orient. II. Rocha, Carlos
Roberto, co-orient. III. Universidade Federal de Itajubá. IV.
Título.
CDU 620.91(043)
Composição da Banca Examinadora:
Prof. Dr. Luiz Augusto Horta Nogueira (Orientador)
Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI
Prof. Dr. Carlos Roberto Rocha (Co-orientador)
Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI
Prof. Dr. Afonso Henriques Moreira Santos
Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI
Prof. Dr. Edmilson Moutinho dos Santos
Universidade de São Paulo – USP
A única coisa nesse mundo
que aumenta quando
repartimos é o
conhecimento....
Dedicatória
A toda minha família, minha mãe, meus irmãos Matheus e Lucas, Celso, minha
Avó, e a Vilma, que sempre me apoiaram com orgulho de tudo que eu faço. A
eles, minha homenagem, meu amor e gratidão.
A Deus, que me deu força e sabedoria durante todo percurso desse trabalho e
esteve do meu lado nos momentos mais difíceis, incentivando-me a seguir em
frente.
Agradecimentos
Ao meu orientador e mestre Prof. Dr. Luiz Augusto Horta Nogueira, por quem
tenho grande admiração, um agradecimento especial pelas lições, as quais,
muitas vezes, não soube compreender no momento, mas contribuíram
imensamente para o meu crescimento profissional. Obrigada pela brilhante
orientação durante a realização desta tese. “Uns são professores, poucos são
mestres. Aos primeiros, escuta-se; aos segundos, respeita-se e segue-se.”
Ao co-orietador Dr. Carlos Roberto Rocha, meu agradecimento pelo tempo
dedicado, incentivo e valiosa co-orientação científica, devo grande parte desse
trabalho aos seus conselhos.
Ao Prof. Dr. Afonso Henriques Moreira Santos, por todas oportunidades a mim
oferecidas nessa vida, pelo meu crescimento profissional, e por eu ter chegado
onde estou. Um agradecimento especial por ter acreditado em mim mais do que
eu mesma.
Aos meus amigos de mestrado e de toda vida, Cristina, Adriana, Yasmine, Eliana,
Kristiane, Markito, Ricardinho e todos os amigos do GEE pelo apoio, incentivo,
paciência e companheirismo.
Ao Rodrigo, meu carinho por toda amizade e amor, agradeço por estar ao meu
lado nos momentos bons e ruins da conclusão dessa tese.
Aos amigos do Geragás, principalmente ao Daniel, que participou diretamente
desse trabalho, colaborando com toda sua experiência e conhecimento, minha
eterna gratidão.
Aos amigos do PRH 16, com quem dividi as viagens, os congressos e toda
experiência desse vasto mundo do petróleo e gás.
Enfim, gostaria de agradecer ao Programa de Recursos Humanos da ANP, em
especial ao PRH-16, pela oportunidade de aprimorar meus conhecimentos na
área de gás natural, através de todo apoio que me foi dado, na forma de uma
bolsa de estudos, participação em congressos, acesso a material técnico, dentre
outros, que foram de fundamental importância na conclusão desta monografia.
Resumo
A contabilidade de custos em base energética permite estimar valores de
forma independente das volatilidades dos mercados e estabelecer cenários de
viabilidade consistentes no longo prazo. Este trabalho apresenta os custos
energéticos associados à implantação de gasodutos de transporte e distribuição
de gás natural, detalhando todas as etapas de seu processo de construção e
considerando diversas alternativas em função das características do terreno
(terra, rocha, brejo, asfalto e paralelepípedo), tipo de material (aço e polietileno) e
diâmetros e espessuras da tubulação. Adicionalmente, para os gasodutos de
distribuição, foi relevante considerar a adoção de métodos não destrutivos, em
função das condições de ocupação do terreno. Como valores de referência para
condições típicas, um gasoduto de aço de transporte de 32” de diâmetro
construído em terra por método tradicional demanda 19,22 GJ/m, enquanto um
gasoduto de polietileno de 63 mm demanda de 0,11 GJ/m. São apresentados
estudos de caso representativos aplicando os resultados para um trecho brasileiro
do gasoduto Brasil-Bolívia e para um gasoduto de distribuição urbano. Assumindo
as movimentações de gás natural nas condições de projeto e uma vida útil de 25
anos para o aço e 40 para o polietileno, tais custos energéticos na implementação
dos gasodutos correspondem respectivamente a 0,35% e 0,08% da energia
transportada.
Abstract
The assessment of costs in energy basis allows evaluating systems
without the inherent of volatility of market prices, establishing consistent long term
feasibility scenarios. This work presents the energy costs associated to the
implantation of natural gas pipeline for transport and distribution, detailing all the
stages of its construction and taking into account a sort of alternatives according to
the characteristics of the ground (land, rock, marsh, asphalt and paving stone),
tube material (steel and polyethylene) and diameter and schedule of the pipeline.
For distribution pipelines was evaluated the adoption of not destructive
construction methods, as feasible in some conditions of ground. As references for
typical conditions, a steel pipeline for transport of 32" of diameter constructed in
land by traditional method demands 19.22 GJ/m, while a polyethylene pipeline of
63 mm demands 0.11 GJ/m. Studies of representatives cases are presented
applying the specific costs for a Brazilian portion of the Brazil-Bolivia pipeline and
for an actual urban pipeline of distribution. Assuming the natural gas trade at
nominal conditions and assuming a useful life of 25 years for steel and 40 years
for polyethylene, such energy costs in the implementation of the pipeline
correspond respectively to 0.35% and 0.08% of transported gas.
Estrutura da dissertação
Este trabalho é estruturado em 5 capítulos, sendo o capitulo 1 introdutório
e o capítulo 2 a apresentação dos objetivos do presente estudo. O capitulo 3
apresenta o levantamento bibliográfico de temas relevantes no campo do gás
natural, sendo subdividido nos seguintes itens:
O item 3.1 é introdutório;
O item 3.2 oferece um panorama mundial do gás natural, incluindo as
reservas, demandas e mercados;
O item 3.3 apresenta o panorama da situação do gás natural boliviano, que
representa 51% do abastecimento nacional e é o estudo de caso deste
trabalho;
No item 3.4 é mostrado o panorama brasileiro do gás natural, incluindo as
reservas, o consumo e as perspectivas;
No item 3.5 é apresentada a cadeia produtiva do gás natural, com as
especificidades de cada etapa, incluindo o panorama do transporte de gás
natural e o modal gás natural liquefeito (GNL), que apesar de não ser
estudado nesse trabalho, a sua explanação é importante, por se tratar de
uma alternativa promissora para o transporte do GN;
No Capítulo 4 é desenvolvido um estudo teórico a respeito das análises
energéticas, apresentando os métodos de cálculos e suas respectivas
especificidades.
No Capítulo 5 é desenvolvida a metodologia de cálculo dos custos
energéticos de implantação de sistemas de transporte e distribuição de gás
natural.
O Capítulo 6 traz a consolidação da base de dados levantada, com
aplicação ao contexto brasileiro (estudo de caso).
No Capítulo 7 são apresentados as conclusões e perspectivas futuras
desse trabalho.
x
Sumário
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 1
2. OBJETIVO.......................................................................................................... 4
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA............................................................................... 5
3.1. Introdução.................................................................................................... 5
3.2. Panorama mundial do gás natural............................................................... 7
3.3. Gás Natural Boliviano ................................................................................ 11
3.4. Panorama brasileiro do gás natural ........................................................... 14
3.5. Definições e cadeia produtiva do gás natural ............................................ 19
3.5.1. Transporte de gás natural ................................................................... 24
3.5.2. Gás Natural Liquefeito (GNL).............................................................. 31
4. ANÁLISE ENERGÉTICA.................................................................................. 35
5. METODOLOGIA............................................................................................... 41
5.1. Desenvolvimento ....................................................................................... 41
5.1.1. Método ................................................................................................ 42
5.1.2. Custos energéticos unitários ............................................................... 53
5.2. Compilação dos dados gerais.................................................................... 57
6. ESTUDO DE CASO: APLICAÇÃO AO CONTEXTO BRASILEIRO ................. 70
6.1. Gasoduto Bolívia – Brasil (Gasbol)............................................................ 70
6.2. Gasoduto de distribuição ........................................................................... 72
6.3. Estudo complementar - Custos de operação............................................. 76
7. CONCLUSÕES E PERSPECTIVAS FUTURAS............................................... 78
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 82
ANEXO I - MAPAS DE PRODUÇÃO, RESERVAS E INFRA-ESTRUTURA DO
TRANSPORTE DE GN NA AMÉRICA LATINA.................................................... 86
xi
Lista de Figuras
Figura 1 – Evolução das reservas provadas de GN no mundo .................................. 8
Figura 2 – Reservas provadas de GN em 31/12/2005 (trilhões de m³)..................... 9
Figura 3 – Consumo per capita de gás natural.............................................................. 9
Figura 4 – Importações de GN por região .................................................................... 10
Figura 5 – Mapa do Gasbol............................................................................................. 12
Figura 6 - Estrutura do consumo.................................................................................... 15
Figura 7 - Consumo final de gás natural....................................................................... 15
Figura 8 – Evolução das reservas provadas de GN no Brasil................................... 17
Figura 9 – Modelo da Indústria de Gás Natural........................................................... 18
Figura 10 – Antecipação da produção nacional de GN.............................................. 19
Figura 11 - Bloco de atividades de obtenção ou “upstream”..................................... 22
Figura 12 - Bloco de atividades de aplicação ou “downstream” ............................... 23
Figura 13 – Infra-estrutura para a movimentação do gás natural 2005................... 26
Figura 14 – Previsão de ampliação ............................................................................... 27
Figura 15 – Concessionárias de GN no Brasil............................................................. 28
Figura 16 – Cadeia produtiva do GNL........................................................................... 32
Figura 17 – Instalações de GNL em operação ............................................................ 34
Figura 18 - Fluxograma da implantação de um gasoduto.......................................... 46
Figura 19 - Fluxograma construção tradicional............................................................ 51
Figura 20 - Fluxograma construção por método não destrutivo – puxamento....... 51
Figura 21- Gasodutos de transporte – Aço - Método Tradicional............................. 65
Figura 22 - Gasoduto de transporte - Aço - Método não destrutivo......................... 65
Figura 23 - Gasoduto de distribuição -Aço - Método tradicional............................... 66
Figura 24 - Gasoduto de distribuição - Aço - Método não destrutivo....................... 66
Figura 25 - Gasoduto de polietileno - Construção tradicional ................................... 67
Figura 26 - Gasoduto de polietileno - Método não destrutivo.................................... 67
Figura 27 - Espessura x Peso ........................................................................................ 68
Figura 28 - Pressão x Espessura (classe X65) .......................................................... 68
Figura 29 - Pressão x Custo Energético (classe X65)............................................... 69
Figura 30 – Mapa do GASBOL com representação do solo e rodovias.................. 71
Figura 31 - Distribuição de aço....................................................................................... 75
Figura 32 - Distribuição de polietileno........................................................................... 76
Figura 33 - Custo de operação no transporte de GN para uma distancia de 1000
km........................................................................................................................................ 77
Figura 34 - Custo de operação no transporte de GN para uma distancia de 2000
km........................................................................................................................................ 77
xii
Lista de Tabelas
Tabela 1 – Distribuidoras de gás natural.............................................................. 29
Tabela 2 - Taxas de crescimento das distribuidoras de gás natural do Brasil no
período de 5 anos ................................................................................................ 30
Tabela 3 - Relevância das atividades................................................................... 52
Tabela 4 – Consumo de energia na indústria de aço........................................... 54
Tabela 5 – Custos unitário de conversão energética ........................................... 57
Tabela 6 - Gasoduto de aço – Distribuição – Método não destrutivo – 16
polegadas – Tipo de solo: terra............................................................................ 59
Tabela 7 - Gasoduto de aço – Distribuição – Construção tradicional – 16
polegadas – Tipo de solo: terra............................................................................ 60
Tabela 8 - Gasoduto de aço – Transporte – Método não destrutivo – 36 polegadas
– Tipo de solo: terra ............................................................................................. 61
Tabela 9 - Gasoduto de aço – Transporte – Construção tradicional – 36 polegadas
– Tipo de solo: terra ............................................................................................. 62
Tabela 10 - Gasoduto de polietileno – Método não destrutivo – 250 mm – Tipo de
solo: terra ............................................................................................................. 63
Tabela 11 - Gasoduto de polietileno – Construção tradicional – 250 mm – Tipo de
solo: terra ............................................................................................................. 64
Tabela 12 – Custo energético de implantação do Gasbol.................................... 72
Tabela 13 - Caso GASBOL .................................................................................. 72
Tabela 14 - Custo energético de implantação de um gasoduto de distribuição de
aço ....................................................................................................................... 73
Tabela 15 - Custo energético de implantação de um gasoduto de distribuição de
polietileno ............................................................................................................. 73
Tabela 16 - Gasoduto de distribuição de aço....................................................... 74
Tabela 17 - Gasoduto de distribuição de polietileno............................................. 74
xiii
Siglas
ABEGÁS – Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Natural
Canalizado
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BEN – Balanço Energético Nacional
BP – British Petroleum
CE – Consumo Energético
CTGÁS - Centro de Tecnologia do Gás
EE – Exigência Energética
FRSU - Floating, Storage and Regasification Unit
Gasbol – Gasoduto Bolívia - Brasil
GN – Gás Natural
GNC – Gás Natural Comprimido
GNL – Gás Natural Liquefeito
IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IEA – International Energy Agency
IGN – Indústria do Gás Natural
IPEA - Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada
MM – Milhões
OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo
PAC – Programa de Aceleração do Crescimento
PPT – Programa Prioritário de Termeletricidade
TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia - Brasil
UPGN – Unidade de Processamento de Gás Natural
YPBF – Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (Estatal boliviana de petróleo
e gás)
1
1. INTRODUÇÃO
No atual contexto de progressiva conscientização mundial da relação
entre energia e o meio ambiente, principalmente a preocupação com os efeitos
causados pelas mudanças climáticas, tem-se procurado substituir os
combustíveis fósseis por energias renováveis ou menos poluentes. O gás
natural (apesar de ser um combustíveis fóssil) é considerado uma alternativa
viável, permitindo uma combustão completa e mais limpa, com reduzida
presença de contaminantes e ausência de particulados, o que leva a uma
redução de 20% das emissões de CO
2
, quando comparado aos demais
combustíveis fósseis, sendo assim altamente valorizado. Suas vantagens
ambientais podem ser comprovadas quando se analisam suas especificações:
enxofre total: 80 mg/m
3
máximo; H
2
S: 20 mg/m
3
máximo; CO
2
: 2 % em volume
máximo; inertes: 4 % em volume máximo; O
2
: 0,5 % em volume máximo;
isento de poeira, água condensada, odores objetáveis, gomas, elementos
formadores de goma hidrocarbonetos condensáveis, compostos aromáticos,
metanol ou outros elementos sólidos ou líquidos.
Apesar de todas as suas vantagens, a expansão do uso desse
combustível apresenta um obstáculo referente ao seu transporte, uma vez que
as reservas estão quase sempre localizadas distantes dos centros
consumidores e os meios de distribuição, seja por gasoduto ou GNL,
apresentam custos econômicos elevados.
Os custos totais de um gasoduto são divididos em: custos fixos, que são
os custos iniciais de implantação do gasoduto e custos de operação, que
correspondem as perdas na movimentação do gás, sendo estas perdas por
fricção no escoamento do gás e perdas na compressão, além de perdas
eventuais com vazamentos.
As descobertas de expressivas reservas nacionais e internacionais
sinalizam para uma necessidade crescente de investimento nesse campo da
infra-estrutura de transporte, como forma de viabilizar o maior aproveitamento
destas. Além do volume em termos econômico que deve ser destinado, outro fator
muito importante a ser levado em consideração numa obra desse porte é a
2
necessidade de grande quantidade de energia na construção e seu impacto para
o país. No caso do Gasbol, por exemplo, foram gastos 540.000 toneladas de aço
(TBG, 2006), isso traz várias implicações ao mercado de aço e aos demais
usuários desse mercado, dependendo do tamanho e potencial da produção e
consumo de cada região, por exemplo, no caso do Brasil esse montante equivale
apenas a 1,7 % da produção nacional de aço bruto em 2006 (IpeaData, 2007),
mas para países com produção restrita isso seria mais impactante.
Uma vez que o uso do gás natural seria destinado para resolver o problema
de crescente demanda de energia do país e necessidade de uma fonte limpa, é
contraditório que a sua prática gere altos gastos de energia e poluição, ou seja,
seu balanço energético total deve ser positivo. Como forma de otimizar estes
aspectos deve-se analisar toda a logística de implantação desse energético,
estudando processos, métodos e materiais, de forma a determinar o que
corresponda a um menor custo energético e menor impacto ao meio ambiente,
elevando a “sustentabilidade”. Isso demonstra também a necessidade de buscar
novas matérias primas renováveis para fabricação dos dutos e dos materiais nele
empregados, atualmente no Brasil utiliza-se aço (o qual emprega carvão vegetal
na sua produção) e PVC (a base de material fóssil).
A infra-estrutura essencial requerida na implantação de gasodutos de
transporte e distribuição de gás envolve pesados investimentos, de longa
maturação econômica, sujeitos à dependência de financiamentos externos e de
elevado risco de mercado. Estes condicionantes acabam elevando os custos dos
sistemas de transporte do energético e reduzindo conseqüentemente sua
viabilidade econômica. Porém, a partir da análise energética é possível sinalizar a
tendência econômica de longo prazo na implantação dos gasodutos e prever que
em pouco tempo o investimento energético pode ser recuperado.
Os resultados apresentados nesta dissertação são fruto de um trabalho
em conjunto desenvolvido no âmbito do Projeto Geragás, financiado por fundos
do programa CTPetro, e com início em março de 2005, sob a coordenação do
prof. Luis Augusto Horta Nogueira. Tinha por objetivo desenvolver uma
metodologia para avaliar os custos energéticos associados ao transporte,
armazenamento e distribuição do gás natural e gás liquefeito de petróleo, para os
diferentes cenários tecnológicos convencionais e prospectivos, e aplicar para o
3
contexto brasileiro. Participaram diretamente dos estudos apresentados os
participantes Carlos Roberto Rocha e Daniel Fainguelernt.
4
2. OBJETIVO
O objetivo do presente estudo é desenvolver metodologias para avaliação
de custos energéticos associados à implantação de sistemas de transporte e
distribuição do gás natural para os diferentes cenários tecnológicos convencionais
e prospectivos e aplicar para o contexto brasileiro, devendo contemplar os
seguintes itens:
1) Desenvolver metodologia de levantamento dos custos energéticos de
sistema de transporte e distribuição de gás natural;
2) Determinação dos custos energéticos associados à implantação de
sistemas de transporte e distribuição de gás natural;
3) Aplicação e avaliação dos custos energéticos de implantação de
sistemas de transporte e distribuição nas condições brasileiras.
Também, será feita uma análise do cenário nacional e mundial do gás
natural (com atenção especial ao caso da Bolívia, uma vez que a metodologia
desenvolvida é aplicada ao Gasbol), como forma de demonstrar sua crescente e
benéfica participação na matriz energética dos países, o que torna viável e
necessário o aumento da infra-estrutura de transporte para facilitar seu uso,
justificando a importância da metodologia desenvolvida e dos resultados obtidos.
5
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1. Introdução
O gás natural (GN) é um hidrocarboneto que como o petróleo, provém da
decomposição anaeróbica de matérias orgânicas e pode ser encontrado na
natureza associado ou não ao petróleo, fato que vincula sua exploração e
produção à produção de petróleo
1
. Devido à sua composição química, o GN
possui elevado poder calorífico e por apresentar combustão completa é menos
poluente. Essas características tornam o GN um possível substituto de outros
energéticos, principalmente, dos derivados de petróleo e do carvão mineral.
Contudo, apesar de não exigir tratamentos complexos, o estado gasoso do fluido
requer investimentos sofisticados e de alto custo para o seu transporte,
estocagem e distribuição. Este último aspecto é decisivo na caracterização
específica da indústria de GN (Alveal & Gutierrez, 1999).
Até o final da década de oitenta, o gás natural era visto como um produto
de segunda categoria dentre os combustíveis fósseis. Este energético sempre
impôs dificuldades e custos adicionais para o seu transporte, armazenamento e
distribuição, tornando-se pouco atrativo para os eventuais investidores.
Recentemente, o gás natural tem quebrado paradigmas, transformando-se em um
energético essencial e estratégico para os países que o utilizam racionalmente.
Atualmente, este combustível junto com a eletricidade é o mais versátil recurso
energético disponível para uso direto.
Observa-se a importância crescente do gás natural na maioria das
matrizes energéticas dos países, sejam eles desenvolvidos ou em
desenvolvimento. As principais motivações que justificam esta tendência podem
ser sintetizadas pelo maior volume e dispersão das reservas existentes no
mundo, quando comparadas ao petróleo, bem como a crescente pressão de
1
Quando encontrado sozinho, o gás natural é chamado de “livre” ou “não associado” e se
dissolvido no petróleo é denominado de “gás associado”. A grande proporção das reservas de GN
no Brasil (70%) é de “gás associado”.
6
grupos ambientais favoráveis à utilização de uma fonte energética mais limpa e
polivalente.
As descobertas de expressivas reservas de gás natural nas bacias “off-
shore” brasileiras e as possibilidades de incrementar a integração energética
regional abrem novas perspectivas para o setor energético nacional, cuja matriz
de oferta é claramente dominada pela energia hidráulica e pelo petróleo. Uma
meta governamental colocada no início da década apontava para uma
participação do gás natural na matriz energética brasileira de 12% em 2010,
correspondente a uma elevada taxa de crescimento (ANP, 2000).
Segundo a CTGÁS (2006), o gás natural apresenta diversas vantagens em
relação aos demais combustíveis fósseis:
1) Vantagens macroeconômicas: diversificação da matriz energética,
fontes de importação regional, disponibilidade ampla, crescente e
dispersa, redução do uso do transporte rodo-ferro-hidroviário, atração
de capitais de riscos externos, melhoria do rendimento energético,
maior competitividade das indústrias, geração de energia elétrica junto
aos centros de consumo;
2) Vantagens ambientais e de segurança: baixíssima presença de
contaminantes, combustão mais limpa, não-emissão de particulares,
não exige tratamento dos gases de combustão, rápida dispersão de
vazamentos, emprego em veículos automotivos diminuindo a poluição
urbana;
3) Vantagens diretas para o usuário: fácil adaptação das instalações
existentes, menor investimento em armazenamento/uso de espaço,
menor corrosão dos equipamentos e menor custo de manutenção,
menor custo de manuseio de combustível, menor custo das instalações,
combustão facilmente regulável, elevado rendimento energético, admite
grande variação do fluxo, pagamento após o consumo.
A utilização do gás natural no processo de produção tem sido importante
na obtenção dos certificados de qualidade ambiental, como ISO 9001, ISO 14001
e BS 8800. Por razões análogas incentiva-se o mercado de “gasodomésticos”
7
(equipamentos para o uso de gás natural, como aquecedores de água) e sua
utilização em estabelecimentos como shoppings, hotéis e outros de fins
comerciais, inclusive com a possibilidade de geração de frio a partir do gás
natural.
Esse combustível apresenta uma vantagem ambiental significativa no que
diz respeito ao problema do efeito estufa, em substituição aos demais
combustíveis fósseis, com uma grande redução nas emissões de CO
2
(cerca de
20 a 23% menos do que o óleo combustível e 40 a 50% menos do que os
combustíveis sólidos como o carvão), sem impactos de reassentamento de
população ou obstrução de áreas produtivas (como ocorre com as hidrelétricas),
elevado rendimento térmico e controle e regulagem simples da combustão.
3.2. Panorama mundial do gás natural
O gás natural ingressou como indústria no cenário mundial no início do
século XX. Sua importância crescente na matriz energética internacional se deu
nas quatro últimas décadas. Por ser muito dependente da expansão da rede de
transporte e distribuição, o mercado mundial de GN apresenta uma nítida
configuração segmentada em três grandes regiões: a América do Norte, a Europa
Ocidental e do Leste e a Ásia do Leste e Sudeste. A cena gasífera internacional
tem sofrido mudanças significativas ao longo dos últimos anos. Fruto da
descoberta de novas reservas, do ingresso de novos produtores e do progresso
técnico, a organização industrial do GN está tendendo para uma estrutura
submetida a um novo regime regulatório que objetiva a introdução de pressões
competitivas e de desverticalização (Alveal & Gutierrez, 1999).
Do ponto de vista da oferta, destacam-se os seguintes fatores: a
descoberta de novas jazidas; o ingresso de novos países produtores de GN e a
introdução de materiais mais resistentes na construção dos navios metaneiros e
nos gasodutos de maior extensão. Pelo lado da demanda, os fatores mais
relevantes são: a incorporação na agenda pública da melhoria da qualidade do
meio ambiente; a remoção de barreiras legais a certos usos do GN, que
contribuíram para sua maior penetração no mercado, em substituição a outros
8
energéticos, em particular, os derivados de petróleo e o carvão mineral,
paralelamente sua utilização “nobre” (por exemplo, nas indústrias química e de
fertilizantes) e os avanços tecnológicos associados ao desenvolvimento de
turbinas de combustão de processos industriais e, principalmente, de turbinas de
geração elétrica a gás em ciclo combinado, com um grande leque de vantagens
técnico-econômicas (Alveal & Gutierrez, 1999).
Os dados sobre as reservas, produção e consumo mundial de gás natural
no ano de 2002 indicam que as reservas mundiais durariam cerca de sessenta
anos, desconsideradas novas descobertas e mantida a produção nos patamares
de 2002. Segundo dados da British Petroleum (2005) a razão R/P (razão entre
volume de reservas provadas e a produção em um dado ano) é de 65,1 e os
volumes das reservas provadas tem se mostrado crescente.
As maiores reservas são encontradas no Oriente Médio (72,13 trilhões de
m³) e Europa e Eurásia (64,01 trilhões de m³) (British Petroleum, 2005). Como a
maior parte das reservas ocorrem associadas ao petróleo, isso implica em certas
limitações na produção do gás natural, pois depende da recuperação do óleo. Nas
Figuras 1 e 2 é apresentada a estrutura da evolução das reservas provadas de
gás natural no mundo e o total de reservas em 2005, classificadas por região
geográfica.
Reservas provadas de GN no mundo
5
15
25
35
45
55
65
75
85
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Ano
Reservas (trilhões m³)
América do Norte
América Central e do Sul
Europa e ex União Soviética
Oriente Médio
África
Ásia Pacifico
Total OPEP
Figura 1 – Evolução das reservas provadas de GN no mundo
Fonte: Anuário Estatístico do Petróleo, Gás Natural e Biocombustiveis – ANP (2006)
9
Figura 2 – Reservas provadas de GN em 31/12/2005 (trilhões de m³)
Fonte: Anuário Estatístico do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP (2006)
Segundo a International Energy Agency (2003), a participação do gás
natural no consumo mundial de energia é da ordem de 16,3%, sendo responsável
por cerca de 18,3% de toda a eletricidade gerada no mundo.
O consumo mundial atinge 2749,6 bilhões de m³, sendo: Europa e Eurásia
1121,9 bi m³ (com destaque para a Rússia: 405,1 bi m³); América do Norte 774,5
bi m³; Ásia Pacífico 406,9 bi m³; Oriente Médio 251 bi m³; América do Sul e
Central 124,1 bi m³; e África 71,2 bi m³ (British Petroleum, 2005). Na figura 3
abaixo é apresentado o consumo per capita de GN em toneladas equivalentes de
petróleo.
Figura 3 – Consumo per capita de gás natural
Fonte: British Petroleum (2005)
10
O mercado de GN vem crescendo rapidamente, contribuindo de maneira
significante para a economia dos diversos países. Na Figura 4 abaixo, é
apresentada a porcentagem de importações por região.
Importações
3,2%
23,4%
68,7%
1,6%
2,9%
0,2%
América do Norte
América do Sul e Central
Europa
Oriente Médio
África
Ásia Pacífico
Figura 4 – Importações de GN por região
Fonte: British Petroleum (2005)
Durante a última década houve um significativo incremento nas reservas da
região sul americana, sobretudo no Brasil, na Bolívia e no Peru, induzido pelo
aumento da atividade exploratória nestes países. Nota-se que na Argentina, o
mercado gasífero mais maduro do continente sul-americano, as reservas
apresentaram um pequeno declínio e desaquecimento da atividade exploratória
decorrente da desestabilização política e econômica ocorrida nos últimos cinco
anos e do acentuado crescimento da produção neste país. Atualmente, as
principais reservas do continente sul-americano estão localizadas na Venezuela
(61,5%), na Bolívia (10,5%) e na Argentina (7,2%), havendo forte tendência de
crescimento das acumulações do Brasil e do Peru (Mathias et al., 2006).
No Anexo 1 são apresentados os mapas de produção, reservas e infra-
estrutura do transporte de GN na América Latina, segundo a International Energy
Agency (2003).
11
3.3. Gás Natural Boliviano
A Bolívia possui a segunda maior reserva provada de GN da América do
Sul, com cerca de 890 bilhões de m³, atrás apenas da Venezuela, sendo a
primeira em termos de gás não associado. Em termos mundiais, estas reservas
representam apenas 0,5% do total, mas possuem caráter regional marcante, tanto
pela localização geográfica em relação aos principais mercados (Brasil, Argentina
e Chile), quanto pela extensão relativa dessas reservas em relação ao porte
desses mercados. A razão reservas provadas/produção destas reservas é
superior a 100 anos, o que justifica a importância para o continente em termos de
potencial de oferta deste energético (British Petroleum, 2005). Com suas
descobertas, sobretudo nos campos de San Antonio, San Alberto e Margarita, a
Bolívia apresenta sua indústria de gás natural voltada à exportação para o Brasil e
Argentina, tendo um mercado interno muito reduzido (Mathias et al., 2006).
Em 2004, o nível de utilização médio das instalações de transporte de gás
bolivianas era em torno de 51%, ou seja, em média 49% da capacidade instalada
de transporte estão disponíveis para o escoamento de produção futura de gás
natural. Em função disso, gargalos de infra-estrutura não se constituem fatores
críticos para oferta de GN pela Bolívia, pelo menos no curto e médio prazos
(Guerreiro et al., 2006). Da Bolívia saem quatro gasodutos de exportação, dois
para a Argentina (Gasoduto Ramos-Bermejo e Gasoduto Campo Duran -
Madrejones) e dois para o Brasil (Gasoduto Bolívia-Brasil e Gasoduto Lateral
Cuiabá).
A necessidade de construção do gasoduto Bolívia-Brasil data de 1938,
quando Getúlio Vargas quis compensar a Bolívia pela anexação do atual estado
do Acre. No entanto, como as negociações não avançaram, a Bolívia passou a
exportar seu gás para a Argentina que, alcançou auto-suficiência da produção de
gás na década de 90.
Quando o Governo Brasileiro propôs a meta de aumentar a participação do
gás natural na matriz energética brasileira, um dos diversos projetos definidos foi
a construção desse gasoduto para transporte de gás natural da Bolívia para o
Brasil. Um acordo como este depende das condições técnicas e econômicas, das
12
necessidades de consumo e da disponibilidade de energia de cada país. Tendo
conhecimento da necessidade e da viabilidade comercial de utilização do gás
natural no Brasil, o protocolo entre os dois países e o contrato de compra e venda
foram assinados em 1993 (TBG, 2006). Dessa forma, o Brasil através da
Petrobrás, firmou um contrato de compra de gás junto á YPFB (Companhia
Petrolífera da Bolívia), com a condição precedente de obtenção de financiamento
para o projeto de construção do gasoduto Bolívia – Brasil, garantindo a
viabilização econômica desse projeto (Guimarães et al., 2006).
O gasoduto Bolívia Brasil (Gasbol)
apresenta uma extensão total de 3.150
km, sendo 557 km do lado boliviano e 2.593 km do lado Brasileiro, passando
pelos estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio
Grande do Sul. Sua capacidade de transporte é de 30 MMm
3
/d. Os custos da
obra desse gasoduto foram de aproximadamente 1,7 bilhões de dólares. O mapa
do gasoduto Bolívia – Brasil é apresentado na Figura 5.
Figura 5 – Mapa do Gasbol
Fonte: Gasnet (2006)
13
A exportação de hidrocarbonetos tem papel relevante na pauta de
exportações bolivianas, representando 44,5% em 2005. Como reflexo da
importância dessa indústria no país, o desenvolvimento das reservas de gás na
Bolívia tem se mostrado um tema sujeito a tensões, como ilustra a sua história
recente. A primeira delas diz respeito ao projeto de exportação de GNL via
Oceâno Pacífico, o que implicaria na construção de um gasoduto ligando o
terminal de exportação de GNL a um porto no Chile. Uma outra rota possível de
exportação passa pelo Peru, mas a um custo maior (EIA/DOE, 2006).
Um segundo ponto de tensão envolveu a renacionalização das reservas
de GN, o país aprovou um referendo em 2004 para avaliar a renacionalização da
Andina e também a elevação dos royalties cobrados na atividade de produção de
petróleo e gás natural, causando grande preocupação ao governo brasileiro, uma
vez que o Brasil é dependente do gás boliviano.
Uma interrupção na distribuição do gás boliviano no Brasil teria mais
impacto nos setores industriais do que nos consumidores residenciais ou de gás
veicular. Entre estes setores estão: cerâmica, vidros, alimentos e bebidas,
principalmente as empresas situadas em São Paulo e nos Estados da região Sul,
que são os maiores consumidores. Como o Brasil, imediatamente, não tem
condições de atender a demanda interna, as indústrias teriam de optar por outro
combustível, como óleo, o que pode encarecer a produção e causar impacto na
economia, além de ser um combustível mais poluente.
Do gás utilizado no país, 51% vêm da Bolívia. No caso de São Paulo, esse
índice é de 75%. Em caso de interrupção, o governo teria de dizer quem ficaria
com a prioridade na utilização do gás, e as indústrias, com certeza, sofreriam
mais. No caso do gás utilizado no Rio Grande do Sul, 70% vem da Bolívia e, nos
casos de Paraná, Santa Catarina, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul esse índice
é de 100%.
A situação foi estabilizada e no final de 2006, a Petrobrás e a estatal
boliviana YPFB decidiram retomar as discussões sobre a ampliação do Gasbol,
suspensas desde que o governo boliviano anunciou a nacionalização do setor de
petróleo e gás.
14
Na avaliação de perspectivas da oferta de GN é importante considerar o
contexto sócio-político deste país, constituído de uma população com elevado
percentual situado abaixo da linha de pobreza, com forte restrição popular a
projetos de integração que envolvam o Chile e presença de instabilidade quanto à
representação política do país (Guerreiro et al., 2006).
3.4. Panorama brasileiro do gás natural
O gás natural ganhou papel relevante na matriz energética de vários países
desenvolvendo - se de forma irregular nas diversas regiões do planeta. A
construção de extensos gasodutos na Europa e na América do Norte e sobretudo,
as altas do petróleo no mercado internacional realçaram as vantagens
econômicas e ambientais deste energético (Laureano, 2002).
Constata-se nestes países, incluindo o Brasil, um aumento expressivo no
consumo de gás natural. Para muitos setores produtivos a mudança para o GN
tem especial relevância em sua competitividade e no caso particular do setor
elétrico, o gás se constitui motor da evolução institucional em diversos países
(Krause & Pinto Jr., 1998).
O Brasil é o maior mercado mundial consumidor (industrial e residencial) da
região sul-americana, cujo crescimento, nesta última década, torna rentáveis os
grandes investimentos realizados nas redes de transporte do GN, tanto
nacionalmente como em países vizinhos (Bolívia, Argentina e Peru). O objetivo
dos recentes governos brasileiros é aumentar a participação do GN na matriz
energética nacional dos atuais 2,6% para 10% a 12% em 2010. Todos os
mercados regionais de GN no Brasil (industrial, residencial, comercial, veicular,
cogeração e geração elétrica) apresentam perspectivas promissoras de
expansão, especialmente nos estados do Rio de Janeiro e de São Paulo e por
efeito dinâmico, no mega-mercado em formação nas regiões situadas ao longo do
gasoduto Brasil-Bolívia (Sul, Sudeste e Centro-Oeste) (Alveal & Gutierrez, 1999).
Na Figura 6 é apresentada a estrutura de consumo do GN no Brasil e na
Figura 7 o consumo final de GN.
15
6%
3%
44%
21%
18%
8%
Cons. veicular
Uso não energét.
Cons. industrial
Reinjetado e não
aproveitado
Cons. na geração
elétrica
Outros consumos
Figura 6 - Estrutura do consumo
Fonte Balanço Energético Nacional (2005)
Consumo final
1,4%
2,1%
12,9%
23,3%
5,6%
54,6%
CONSUMO FINAL NÃO-
ENERGÉTICO
SETOR ENERGÉTICO
RESIDENCIAL
COMERCIAL/PÚBLICO
TRANSPORTES
INDUSTRIAL
Figura 7 - Consumo final de gás natural
Fonte Balanço Energético Nacional (2006)
Em função das metas estratégicas do governo surgiram iniciativas
concretas importantes em empreendimentos, destacando-se a construção do
gasoduto Bolívia – Brasil. Na realidade foi esse empreendimento que tornou real a
disponibilidade de gás natural para viabilizar a meta governamental. Na seqüência
da entrada em operação do Gasbol foi lançado o Programa Prioritário de
Termeletricidade (PPT) em fevereiro de 2000, que contemplava a construção de
40 usinas termelétricas (a maior parte movida a gás natural em ciclo combinado).
16
O tema gás natural, de indiscutível importância geopolítica e estratégica,
vem merecendo atenção constante das autoridades desde o primeiro governo do
presidente Fernando Henrique Cardoso. A disponibilidade do combustível em
nossos campos de produção, as alternativas para aumentar sua oferta através da
importação e também o apelo ao uso de um combustível nobre configuram-se
como a melhor solução de compromisso entre as alternativas de aumento da
oferta de energia e a necessária modernização do parque industrial brasileiro
(Alonso, 2004).
No Brasil, o marco da indústria de GN foi a descoberta de petróleo e GN na
Bacia de Campos (litoral fluminense) que impulsionou elevados investimentos na
prospecção em águas profundas e na construção de gasodutos interligando os
centros de consumo do Rio de Janeiro e de São Paulo.
Segundo Sauer (2006), o Brasil pode triplicar suas reservas de gás natural,
atualmente em 320 bilhões de metros cúbicos, caso a Petrobrás confirme
descobertas feitas recentemente, podendo chegar a um total entre 820 bilhões e 1
trilhão de metros cúbicos. A confirmação do novo volume de reservas depende de
outras análises nos locais, mas garantiriam o abastecimento do país por mais de
30 anos, contando com o consumo de 121 milhões de metros cúbicos por dia
projetado para 2010. Esse volume será abastecido por três fontes: 71 milhões de
m³ serão produzidos no Brasil, 30 milhões virão da Bolívia e os 20 milhões
restantes, importados sob a forma de gás natural liquefeito (GNL).
As reservas provadas de GN em 2005 são de 306.395 MMm³, sendo que
deste, 23,5% encontra-se em terra e 76,5% em mar. Os principais campos
produtores se situam na Bacia de Campos (Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis, 2006).
As reservas provadas de gás natural, 33% superiores as de 2003,
equivalem a 19 anos da atual produção, enquanto que a média mundial é de 60
anos. O gás natural representou 8,9% da matriz energética brasileira de 2004,
aumentando 1,2 ponto percentual em relação a 2003. Efetivamente, trata-se de
uma fonte de energia com vigorosa penetração na estrutura produtiva do país
(Balanço Energético Nacional, 2005).
17
Na Figura 8 é apresentada a estrutura da evolução das reservas provadas
de gás natural no Brasil classificadas por região geográfica. Ao contrário do que
acontece em muitos outros países, onde a maioria do GN é de origem não
associada, grande parte das reservas brasileiras é de gás associado, 78% da
produção nacional é de reserva associada. Nesse caso, sua oferta depende ou
influencia o nível de produção de óleo cru. Outra característica importante das
reservas brasileiras é que praticamente 77% das reservas do país estão em mar
(reservas off-shore), sendo a maioria em águas profundas. Com a descoberta da
Bacia de Campos as reservas provadas mais que quadruplicaram no período
1980-97, atingindo 228 bilhões de m
3
. A produção doméstica atingiu 17,7 bilhões
de m³ em 2005 (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis,
2006).
Reservas provadas de GN no Brasil
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Ano
Reservas (milhões m³)
Amazonas
Ceará
Rio G. do Norte
Alagoas
Sergipe
Bahia
Espirito Santo
Rio de Janeiro
São Paulo
Paraná
Figura 8 – Evolução das reservas provadas de GN no Brasil
Fonte: Anuário Estatístico do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP (2006)
A crescente inserção do gás na matriz energética brasileira é o resultado
de elevados investimentos ao longo de toda cadeia de suprimento e tem
propiciado o desenvolvimento da indústria do gás natural no Brasil (Sauer, 2006).
Com o objetivo de desenvolver um mercado competitivo, a indústria de gás
natural tem se baseado em um modelo de competição no suprimento e livre
acesso no transporte, o qual está representado na Figura 9 abaixo.
18
* Carregador pode ser: Produtor, Distribuidor, Consumidor ou Comercializador Independente
Figura 9 – Modelo da Indústria de Gás Natural
Fonte: Cecchi (2002)
O momento atual que o país tem passado é muito oportuno para se discutir
o papel do gás natural, devido aos seguintes fatores:
Convergência em torno da necessidade de uma legislação específica e de
uma política de longo prazo para o setor;
Mobilização em torno de mecanismos que garantam maior competitividade
do gás natural em cada seguimento de consumo (desenvolvimento do
mercado potencial ainda não realizado);
Medidas de revitalização do setor elétrico (definição da demanda de gás
natural para a geração de eletricidade);
Regulamentação sobre a aplicação dos recursos (possibilidade de
solucionar problemas estruturais, financiamento da infra-estrutura, etc).
Segundo o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo
Federal, lançado em janeiro de 2007, em relação ao GN, a meta é acelerar a
produção e a oferta do gás nacional (Figura 10), visando diminuir a dependência
externa. Para isso, serão investidos no setor 40,4 bilhões de reais até 2010. Os
quais incluem a construção da infra-estrutura necessária para receber os navios
de terminais de regaseificação de GNL em Pecém e na Baía de Guanabara.
19
Figura 10 – Antecipação da produção nacional de GN
Fonte: Programa de Aceleração do Crescimento (2007)
3.5. Definições e cadeia produtiva do gás natural
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que em condições
normais de pressão e temperatura permanecem no estado gasoso. Na natureza
ele é encontrado em acumulações de rochas porosas no subsolo (terrestre ou
marinho), podendo estar associado ou não ao petróleo. Em geral, é composto
principalmente de metano, etano, propano e em menores proporções, de outros
hidrocarbonetos de menor peso molecular. Normalmente o gás natural apresenta
baixos teores de impurezas como nitrogênio (N
2
), dióxido de carbono (CO
2
), água
e compostos de enxofre (Santos, 2002).
O gás natural é um hidrocarboneto que tem como principal vantagem o
baixo nível de enxofre e particulados existente em sua composição, o que faz com
que ele seja considerado um combustível limpo. Outro atrativo do GN é seu alto
poder calorífico, que torna possível uma utilização direta sem necessidade de
refino.
A cadeia produtiva do gás natural apresentada nas Figuras 11 e 12, pode
ser visualizada em dois grandes blocos: um bloco que consiste nas atividades
20
relacionadas à obtenção do produto em si, chamada de upstream, e um outro
com atividades relacionadas à aplicação direta do produto, focalizando seus usos,
chamado de downstream.
As atividades da cadeia produtiva do gás natural são descritas abaixo:
Exploração e desenvolvimento: etapa inicial do processo que consiste no
reconhecimento e estudo das estruturas de possíveis acúmulos de gás, levando à
descoberta dos reservatórios que serão totalmente comprovados somente após a
perfuração dos poços exploradores. Se for constatada a viabilidade do
desenvolvimento do campo, são feitos novos poços e instalada a infra-estrutura
necessária à extração (atividades de projeto das instalações, de perfuração,
completação e recompletação de poços) (Santos, 2002).
É também nessa fase, após as análises feitas através de indícios
geológicos numa região onde há a presença de gás natural, que a mesma poderá
ser considerada uma reserva (Gerosa & Matai, 2006).
Produção: Neste grupo tem-se as atividades de produção, processamento
em campo (processamento primário, visando separar o gás natural do óleo no
caso de um campo de gás associado) e o transporte até a base de
armazenamento ou estação de recompressão mais próxima para o caso de
campos “off-store” (Santos, 2002).
Dentro da etapa de produção de gás natural, ocorrem fatores como a
queima ou perda de gás, e a sua utilização para manutenção do sistema atual de
produção, como por exemplo, para a geração de energia elétrica e/ou
acionamento de compressores (Gerosa & Matai, 2006).
Processamento: Nesta etapa o gás segue para unidades industriais
conhecidas como UPGN’s (Unidades de Processamento de Gás Natural), onde
será retirado o vapor d’ água e fracionado nos seguintes subprodutos: metano e
etano (gás residual), propano e butano (possível GLP), frações mais pesadas,
como pentano ou mais leves (gasolina natural). No processamento ocorre a
21
separação dos componentes mais pesados de forma que o gás atinja as
especificações.
O processamento do gás natural tem como principal finalidade a garantia
da especificação do gás para os consumidores finais de acordo com o órgão
regulador ou com os contratos diretamente assinados entre UPGN (fornecedor) /
comprador. Após processado, o GN é conhecido como gás residual, gás seco ou
gás processado. Atualmente, a capacidade nominal de processamento no Brasil,
com dados publicados pela ANP em dezembro de 2005, é de 50,7 MMm³/d
(Gerosa & Matai, 2006).
Transporte: essa etapa encontra-se presente em quase todos os processos
do GN. No estado gasoso o transporte do gás natural é feito por meio de dutos ou
em cilindros de alta pressão, na forma de GNC (Gás Natural Comprimido). No
estado líquido ele é transportado na forma de GNL, nesta forma o volume do gás
é reduzido em cerca de 600 vezes, facilitando o armazenamento e transporte,
devendo o gás ser revaporizado para utilização.
Distribuição: Etapa final do sistema, levando o gás ao consumidor final
(residencial, comercial, industrial ou automotivo). Em geral, a distribuição é feita
por gasodutos de baixa e média pressão (4 a 20 atm), podendo também ser
utilizada a opção GNL. Nessa etapa, o gás já deve estar dentro dos padrões
especificados por lei.
A diferença entre transporte e distribuição ocorre devido ao volume de gás
a ser transportado. A atividade de deslocamento de grandes volumes utilizando-
se de gasodutos de grande capacidade, ou seja, do ponto de produção até o city-
gate, é denominado transporte. Do city-gate ao atendimento à área de concessão
é chamado distribuição (Gerosa & Matai, 2006).
22
D – Desenvolvimento
1 – Termoplástica, termorrígida ou mecânica
2 – Produtor, vazão, temperatura e vazão
P – Produção
E – Exploração
Figura 11 - Bloco de atividades de obtenção ou “upstream”
Fonte: Centro de Tecnologia do Gás (2006)
23
Figura 12 - Bloco de atividades de aplicação ou “downstream”
Fonte: Centro de Tecnologia do Gás (2006)
24
3.5.1. Transporte de gás natural
Entende-se por infra-estrutura de transporte de gás natural a rede de
gasodutos que transporta o gás natural seco até os pontos de entrega. Esta infra-
estrutura é composta por seções de gasodutos interconectados e freqüentemente
possui estações compressoras localizadas em intervalos que dependem das
condições de pressão do gasoduto (Morais, 2005). Os gasodutos podem ser de
transporte ou distribuição, cuja diferenciação já foi apresentada anteriormente.
O Indústria de Gás Natural – IGN apresenta algumas especificidades
técnico-econômicas importantes que determinam a dinâmica de seu
desenvolvimento. O gás natural ocupa um volume 1000 vezes maior que o do
petróleo para um mesmo conteúdo energético. Essa característica faz com que o
desenvolvimento da IGN necessite de investimentos em uma enorme infra–
estrutura de transporte e distribuição. Em média, 2/3 dos custos totais do GN são
provenientes desta infra–estrutura (Almeida 2006).
A necessidade de grandes obras de infra-estrutura é apenas um dos
fatores críticos que envolvem o mercado de gás natural e impede o crescimento
da sua participação na matriz energética brasileira. Em seminário realizado na
sede da FIRJAN, em agosto de 2003 (Perspectivas de mercado para o gás
natural), a Ministra de Estado de Minas e Energia, Dilma Roussef, apontou cinco
grandes desafios (Alonso, 2004):
Ampliação da infra-estrutura de distribuição (malha de gasodutos no
país);
Definição de marco regulatório (livre acesso, critérios tarifários,
cessão de capacidade) para viabilizar os investimentos em infra-
estrutura;
Conclusão das negociações com a Bolívia para revisão do preço do
gás natural importado;
Definição da inserção do gás natural no modelo elétrico em
discussão;
25
Investimento e desenvolvimento da indústria brasileira para
produção de bens de consumo, bens de capital e serviços para
suportar a inserção do gás natural.
A malha brasileira de gasodutos (Figura 13), ainda limitada face às
expectativas de expansão do mercado, atinge aproximadamente 7.665 km,
incluindo gasodutos de transporte e os demais de transferência entre as áreas
produtoras e as UPGN´s e os gasodutos de transporte. Em dezembro de 2005, o
Brasil contava com uma malha de dutos em operação de 58 gasodutos de
transferência, totalizando 2.233 km, e 23 gasodutos de transporte, totalizando
5.432 km. Apenas o trecho brasileiro do GASBOL corresponde a 2.583 km
(Agencia Nacional do Petróleo. Gás Natural e Biocombustíveis, 2006).
Visando atender as necessidades sinalizadas pela expansão do mercado,
a rede de gasodutos deve expandir-se de modo importante no Brasil, com
diversas obras em projeto e em construção. Atualmente, no Brasil, existem cerca
de 3.043 km de gasodutos de transporte sob controle nacional. A interligação dos
estados do Nordeste foi sendo construída passo a passo, sendo que os trechos
Guamaré (RN) - Pecém (CE) e Pilar (AL) - Cabo (PE) entraram em operação
recentemente. Com isso, as reservas da região podem ser mobilizadas para
atender a demanda. No Sudeste e Sul, foi necessária a ligação dutoviária ao
longo da região costeira, onde há a maior concentração humana e, portanto,
maior consumo potencial. A interligação do Nordeste com a Bacia de Campos,
integrando toda a região litorânea, será facilitada pela produção de gás na área
norte da Bacia de Campos (Transpetro, 2006). Na Figura 14 é apresentada a
previsão de ampliação da infra-estrutura de transporte de GN.
26
Figura 13 – Infra-estrutura para a movimentação do gás natural 2005
Fonte: Centro de Tecnologia do Gás (2006)
27
Figura 14 – Previsão de ampliação
Fonte: Programa de Aceleração do Crescimento (2007)
Distribuição de gás natural
A atividade de distribuição é mais complexa. Até 1988, apenas duas
empresas de distribuição - CEG, no Rio de Janeiro e COMGÁS, em São Paulo -
estavam operando. Dessa forma, em vários estados, a Petrobrás assegurava o
fornecimento e, por conseguinte, mantinha a integração vertical ao longo de toda
a cadeia de suprimento de GN. Essa situação era estendida também a grandes
consumidores industriais no Rio de Janeiro, o que gerou um conflito institucional
entre a CEG e a Petrobrás pela disputa do mercado de distribuição de GN.
A constituição de 1988 atribuiu aos estados o direito de concessão no que
tange à distribuição do GN e, a partir de então, várias empresas estaduais foram
criadas para explorar os serviços de distribuição de gás. São 14 os Estados com
concessionárias operando (CE, RN, PB, PE, AL, SE, BA, ES, MG, RJ, SP, RS) e
dois com empresas em implantação (SC, PR). Na Figura 15 e Tabela 1 abaixo
estão representadas as concessionárias de gás natural no Brasil .
28
Figura 15 – Concessionárias de GN no Brasil
Fonte: Silveira (2006)
As empresas apresentam diferentes níveis de propriedade e que as suas
áreas de concessão têm distintos níveis de concentração populacional, bem como
de participação no PIB do país. A Gasmig é uma empresa que pertence a CEMIG
e existe desde 1986, responsável pela distribuição do gás canalizado no Estado
de Minas Gerais. Em 2004, 40% do seu capital social era vendido para a Petróleo
Gás S.A. – Gaspetro, que junto com a Cemig aportam recursos necessários para
a construção de uma maior rede de distribuição no Estado (Araújo & Ramos,
2006). A Gasmig, assim como diversas outras empresas, apresentam elevadas
taxas de crescimento nos últimos anos (Tabela 2), acompanhando contexto de
expansão do gás.
29
Tabela 1 – Distribuidoras de gás natural
Fonte: Araújo & Ramos, 2006
30
Tabela 2 - Taxas de crescimento das distribuidoras de gás natural do Brasil no período de 5
anos
Fonte: Araújo & Ramos, 2006
Uma rede de distribuição de gás natural deve considerar diversos fatores
estratégicos como, a definição da área de implantação do gasoduto, o que deve
ser analisado pelos setores comerciais e de planejamento, e garantia de oferta do
gás para atender a demanda, visto que a construção do mesmo somente será
viável caso existam consumidores potenciais e volume para movimentação, que
venham a remunerar o investimento realizado. A ociosidade da rede aumenta
substancialmente o tempo de retorno desse investimento.
As distribuidoras precisam de garantias de fornecimento de gás natural
para investir nas malhas na área de concessão. As empresas têm planos de
expansão das redes e precisam ter garantia de oferta do combustível para
conseguir a remuneração do investimento. Até 2007, as concessionárias
investiram R$ 1,4 bilhão para aumentar de 10 mil quilômetros para 14,4 mil a
estrutura de distribuição. Entretanto, essa meta de construção de gasodutos
precisa ser planejada dentro da expansão da oferta. Se não houver gás natural ou
demorar além do previsto, as distribuidoras têm prejuízo. A busca de novos
consumidores exige ampliação do volume de gás natural oferecido para as
distribuidoras (Gasnet, 2007).
31
3.5.2. Gás Natural Liquefeito (GNL)
Apesar de se tratar de uma indústria antiga, a indústria do gás natural
ganhou importância a partir da década de 1970 com os choques do petróleo.
Configurando-se como uma boa alternativa ao uso do petróleo, o GN ganhou
destaque na definição das políticas energéticas dos países, pois suas principais
reservas não estavam tão concentradas nos países membros da OPEP quanto às
de petróleo.
Desde meados da década de 1990, a IGN vem sofrendo profundas
mudanças, tanto técnicas quanto mercadológicas. Nesse contexto, o comércio
internacional de GN por gasodutos ganhou um concorrente: o transporte via gás
natural liquefeito. Esse processo consiste no resfriamento e liquefação do GN
reduzindo seu volume para facilitar seu transporte via navios metaneiros para
localidades distantes dos centros produtores.
A opção pelo GNL se dá quando as reservas e os mercados de gás natural
estão distantes uns dos outros. O produto liquefeito ocupa um volume 600 vezes
menor do que em condições normais de temperatura e pressão, isso que torna o
GNL economicamente viável para transporte. A redução dos custos constitui o
maior desafio na indústria de GNL, pois, na mesma equivalência energética o gás
natural é muito mais caro de ser transportado do que o petróleo. E somente após
avaliar alternativas mais práticas de transporte gás via gasodutos é que se pode
pensar no GNL (Almeida, 2006).
O primeiro projeto de comercialização internacional de GNL ocorreu entre
Argélia e Reino Unido, em 1964 e, atualmente, cerca de 25% do comércio
internacional de GN se dá através dessa tecnologia de transporte. Nos últimos
dez anos foram realizados fortes investimentos em novas tecnologias para o
processo de liquefação do GN, o que impulsionou um rápido avanço tecnológico e
uma substancial queda de custos nessa cadeia (Cordeiro, 2005).
A participação atual do GNL no mercado de gás natural mundial representa
algo em torno de 10%. Quanto à exportação de GN inter-regional, sua
participação conta de aproximadamente 30%. Com o estabelecimento do GNL
como um modal importante de GN no suprimento dos EUA, o seu preço no
32
mundo sofrerá cada vez mais influência do balanço de oferta e demanda deste
mercado (Almeida, 2006).
O gás natural é uma fonte energética de importância global, sendo utilizado
de diversas formas, tanto como insumo energético quanto não energético. No ano
de 2003, o GN representou 24% do total de energia primária consumida no
planeta (British Petroleum, 2004).
Segundo Real (2005), a cadeia de produção do GNL se divide em quatro
etapas: exploração e produção (E&P) e processamento do gás, liquefação do gás,
transporte (“shipping”) e regaseificação (regas). Na figura 16 abaixo está
representada a cadeia de produção do GNL, e em seguida a descrição dessas
etapas.
Figura 16 – Cadeia produtiva do GNL
Fonte: Burani et al. (2006)
Produção do GN
O GNL nada mais é do que o gás natural resfriado a uma determinada
temperatura que o torna líquido. Por isso, o processo produtivo do GNL começa
pela produção do próprio GN, com as atividades de exploração e produção.
33
Liquefação do GN
A planta de liquefação de gás natural é a principal etapa da cadeia de
produção do GNL. Nela reduz-se a temperatura do gás natural a -162ºC, que está
abaixo do ponto de vaporização do metano. Assim, o gás metano torna-se líquido
e com seu volume reduzindo a 1/600 do volume original. As instalações que
compõem a planta de liquefação são: uma unidade de tratamento de gás (UPGN)
e um conjunto de trocadores de calor e tanques de armazenagem para o GNL. O
GN já liquefeito é então armazenado em tanques que o mantém refrigerado na
temperatura de liquefação até o momento do embarque.
Transporte do GNL (Shipping)
Para realizar o transporte do GNL entre as plantas de liquefação e
regaseificação são utilizados navios especialmente construídos para o
armazenamento do gás em sua forma líquida. Dispõem de grandes reservatórios
capazes de manter a temperatura do gás durante o transporte. Nesse processo
ocorrem perdas que podem variar de 1% a 3% do volume inicial, dependendo da
distância a ser percorrida, além do próprio consumo de gás que é empregado
como combustível para o navio.
Regaseificação do GN (Regas)
As plantas de regaseificação localizam-se geralmente próximas ao centro
de consumo do gás natural e recebem os navios tanqueiros em terminais
especialmente construídos para eles. As plantas são formadas por tanques de
estocagem do GNL e de trocadores de calor.
A Figura 17 mostra resumidamente a localização das unidades produtoras.
34
Figura 17 – Instalações de GNL em operação
Fonte: Gasnet (2006)
As perspectivas para o GNL no Brasil são muito promissoras, ele começa a
chegar ao porto de Pecém, no Ceará, em março de 2008 e ao terminal da Baía de
Guanabara, no Rio de Janeiro, em maio de 2007. Estão sendo finalizadas as
negociações com fornecedores dos navios de regaseificação que ficarão nos dois
terminais. Os projetos terão investimentos de US$ 180 milhões - US$ 40 milhões
em Pecém e US$ 140 milhões na baía de Guanabara e prevêem a construção da
infra-estrutura necessária para receber os navios. Esses terminais de
regaseificação foram incluídos no Programa de Aceleração do Crescimento. Em
Pecém será usado um píer existente que conectada ao Gasfor, gasoduto que liga
Recife a Fortaleza. No Rio, um píer será construído próximo ao Terminal da Ilha
D'Água e conectado à malha de gasodutos da Refinaria Duque de Caxias
(Reduc). Os investimentos para este projeto incluem ainda o reforço no gasoduto
entre a Reduc e Japeri, na Baixada Fluminense, para permitir a entrega do GNL à
região Sul do Estado do Rio e aos Estados de São Paulo e Minas Gerais. O
terminal da Baía de Guanabara terá um navio com capacidade para 14 milhões
de m³/d. Em Pecém, a Petrobrás deve instalar um FRSU de 7 milhões de m³/d. A
empresa estima que o terminal do Nordeste deva operar com mais freqüência,
devido às projeções de despacho das térmicas locais (Centro de Tecnologia do
Gás, 2007).
35
4. ANÁLISE ENERGÉTICA
Análise energética é o estudo sistemático dos fluxos de energia através de
um sistema produtivo que permite deduzir a quantidade de insumos energéticos
requeridos à produção de algum bem, além de identificar e localizar as perdas
associadas (Nogueira, 1987).
A ciência de avaliar custos energéticos de processos e energias embutidas
em materiais é antiga, mas teve um marco fundamental com as contribuições de
Boustead e Hancock ainda nos anos oitenta que inspiraram toda uma escola de
“pensadores energéticos” e a consolidação dos métodos de análise energética,
mais recentemente denominados de “estudos de energia de ciclo de vida” (Life
Cycle Analysis - LCA) e padronizados em escala mundial.
Não existe uma estrutura única para análise de energia. Cada situação
requer um método que objetivamente deve determinar a finalidade do estudo e as
convenções adotadas. Os métodos de apropriação de custos energéticos diretos
e indiretos podem ser: por estudo de processos, por levantamento estatístico (tipo
econométrico) e por matrizes de Leontieff, cada qual adequado para um tipo de
base de informações, porém em todos os casos fornecendo como resultado a
energia dispendida do processo produtivo, virtualmente “embutida” (embodied) no
produto.
O requerimento energético de um sistema é o conteúdo energético dos
combustíveis, das matérias primas e de todos os produtos que entram no sistema.
A análise energética busca considerar todas as entradas de energia, mesmo
aquelas que, à primeira vista, não são importantes. Dois aspectos essenciais na
análise energética são a extensão dos limites do sistema analisado e a
consideração dos insumos energéticos. Assim, por exemplo, a energia solar pode
ou não ser computada e da mesma maneira, a mão de obra envolvida. Não é
possível determinar um requerimento energético sem especificar a matéria prima
e a rota tecnológica. Sem tais informações, os subsistemas que devem ser
incluídos nas fronteiras do sistema em análise permanecem erroneamente
subentendidos.
36
O sistema a analisar é definido a partir das operações físicas reais e a
única limitação para a escolha de subsistemas é a disponibilidade de dados e
informações quantitativas para descrevê-los. Quando estes são desconhecidos, a
saída é buscar uma aproximação razoável que pode então dizer de sua
significância dentro da análise global e recomendar caso seja necessário um
levantamento de campo.
A definição feita acima para análise energética contém uma omissão
deliberada: não há menção de uma finalidade, apenas se descreve a atividade,
mas não seus motivos. Isto se justifica, pois, a análise em si já é útil, permitindo
descrever e compreender o sistema sob discussão, com vistas, por exemplo, a
reduzir o consumo de energia. A essência da análise energética é ser uma
ferramenta descritiva e quantificativa que busca mostrar os fluxos energéticos
dentro de um sistema (Nogueira, 1986).
A fronteira de um sistema a ser analisado energeticamente deve ser
delimitada claramente. A análise energética pode ficar restrita apenas à fase da
produção do bem, neste caso, não se considera por exemplo, a energia embutida
no produto. Para tal, ter-se-ia que alargar o sistema. Outra extensão seria no
sentido de se determinar a energia aplicada e capitalizada na montagem e nos
equipamentos e daí verificar a energia para a fabricação de aço, materiais de
construção, etc. Neste contexto, temos a definição de Energia Total de Produção
que corresponde à energia associada com todas as operações necessárias à
produção de um bem. A fronteira do sistema pode ser estendida indefinidamente,
tanto no tempo como no espaço. Segundo Nogueira (1987) podem ser definidos
os níveis de regressão, como a seguir:
1. Nível 1: Considera-se apenas os insumos de energia direta, aplicados
ao estágio final do processo;
2. Nível 2: Considera-se, para o nível 1, os requisitos energéticos na
obtenção de matérias-prima e dos insumos energéticos;
3. Nível 3: Inclui-se a energia usada na produção dos equipamentos de
processo, bem como os requisitos energéticos dos insumos necessários do
nível 2. Assim, leva-se em conta a energia necessária para a montagem,
fabricação e construção dos gasodutos.
37
A análise energética de sistemas reais e completos não é tão simples
como parece, é preciso tomar diversas decisões para definir se deve incluir ou
não certas operações. Os níveis de regressão vão até o infinito. O enésimo nível
inclui a energia embutida no equipamento produtivo do (n-2) ésimo nível e a
energia de fabricação dos insumos dos materiais do (n-1) ésimo nível. Na prática,
a análise energética é conduzida apenas no nível 1, embora seja importante
saber se o efeito dos outros níveis é significante, para definir em que nível parar a
regressão. Como as contribuições dos níveis mais elevados tendem a diminuir é
geralmente possível empregar métodos aproximados para a estimativa dos
insumos energéticos menos diretos. Por exemplo, certamente é insignificante
considerar a energia embutida em uma siderúrgica, para verificar a contribuição
energética devida ao aço empregado nas montagens de um gasoduto.
Segundo Nogueira (1987), o consumo energético calculado para dado
sistema é chamado de Consumo Específico de Energia (CE), sendo definido
como a energia embutida, própria e/ou consumida na fabricação, por unidade de
produto. Existem três tipos de Consumo Energético:
1. Consumo Energético de Processo (CEP): é a soma das energias gastas
no nível 1 de regressão;
2. Consumo Energético Bruto (CEB): é o CEP somado ao poder calorífico
superior de todos os insumos que podem servir como combustíveis;
3. Consumo Energético Líquido (CEL): é o CEP subtraído do poder calorífico
superior dos bens produzidos. Caso o produto seja um combustível, o CEL
reflete o uso líquido de energia no processo.
A partir destas definições pode-se chegar a uma lei, não física, de
conservação das exigências energéticas. Não física, na medida em que resulta da
definição destes parâmetros. Assim, pode ser estabelecido que a soma das
exigências energéticas de todos os insumos de um processo é igual à soma de
todas as exigências energéticas dos produtos resultantes deste processo.
Existem quatro convenções adotadas:
1. Atribuir toda a exigência energética ao produto de interesse e dar aos
outros produtos uma exigência nula de energia;
38
2. Distribuir as exigências energéticas em função do valor monetário de
cada bem produzido;
3. Ponderar os requisitos energéticos dos produtos conforme alguma
propriedade física, por exemplo, volume, massa, poder calorífico e
etc;
4. Para os diversos produtos não principais é sempre possível alocar uma
exigência energética substituta, isto é, a exigência energética do
mesmo produto não principal, caso fosse produzido por algum método
alternativo. Para os demais produtos principais se aplicaria um dos
métodos anteriores.
A melhor convenção a ser adotada na partição é a que implica em uma
maior semelhança com a realidade. Em outras palavras, se o sistema é
modificado por alguma alteração técnica ou física, o valor da exigência energética
deve mudar na direção correta e em um valor correto. Se a convenção apropriada
é usada, então deve ser impossível idealizar uma mudança no processo produtivo
que afete inadequadamente a exigência energética.
Visando obter valores para as EE's dos produtos, são empregados três
métodos: análise de processos, análise estatística e análise por matrizes
insumos-produção. Uma extensa discussão sobre estas metodologias foi
desenvolvida por Boustead e Hancock.
Análise de Processos: A aplicação deste método segue, em linhas gerais,
as seguintes etapas:
1. Selecionar uma fronteira em torno do processo, operação, sistema e
etc., a ser analisado;
2. Identificar e quantificar, em relação ao tempo ou às unidades
produzidas, todos os insumos do sistema;
3. Atribuir EE's a todos os insumos;
4. Identificar e quantificar todos os produtos e subprodutos;
5. Empregando alguma convenção, fazer a partição das EE's nos
produtos;
6. Aplicar os resultados da análise energética à finalidade em questão:
39
comparar alternativas, determinar a viabilidade de uma fonte
energética, calcular os efeitos de uma alteração na política de preços,
etc.
Existem algumas dificuldades associadas a este método e que devem ser
bem resolvidas. A primeira é a definição adequada da fronteira do sistema. O
segundo problema está na necessidade de se obter valores confiáveis para as
EE's dos insumos. Não faz sentido estender ao infinito a análise energética e, na
maioria dos casos, para insumos de menor importância é aceitável um método
aproximado. Atualmente, quando grande parte dos materiais e processos já foi
objeto de alguma análise energética, o trabalho suplementar para a análise de
processo reduziu-se bastante. Um terceiro obstáculo para a análise de processos
é a identificação e quantificação dos insumos.
Apesar dos problemas apontados, a análise de processos é o único
método que impõe um conhecimento do processo tecnológico que ocorre no
sistema. Como tal, deve possuir boa aderência à realidade. Neste método está
implícita uma teoria de valor energético, o que deve ser ponderado. Nem todos os
insumos são passíveis de uma substituição direta por parâmetros energéticos e
um exemplo é a mão-de-obra, insumo que requer cuidadosa consideração.
Análise Estatística: Este método emprega os levantamentos estatísticos
para a obtenção das EE's. Desta forma, dependendo do universo considerado,
pode dar desvios consideráveis. Quando forem aceitáveis resultados
aproximados, o método estatístico pode ser empregado, de modo simples e
direto. É o caso da obtenção das EE's para alguns insumos sem grande
relevância.
Análise Insumos – Produção: Adaptado das matrizes propostas por
Leontief para análise macroeconômica, este método permite, de modo
matematicamente correto, determinar a quantidade de energia que "flui" nas
indústrias e a contribuição relativa de cada ramo de atividade, por conseguinte
cada tipo de insumo, para uma indústria considerada. A grande desvantagem
deste método é a excessiva generalização, ainda que permita um nível infinito de
regressão na análise energética.
40
Como conclusão acerca dos métodos, pode-se afirmar que os dois últimos
sempre serão técnicas aproximadas e provavelmente melhor utilizadas como uma
ajuda a análise de processos.
A análise energética faz uma descrição do real consumo de energia, de
maneira análoga aos contadores e analistas financeiros em relação aos valores
monetários. Tem assim, uma função descritiva que pode conduzir a funções de
acompanhamento e controle, com uma vantagem, enquanto a moeda é um valor
mutável, as unidades de energia são absolutamente estáveis. A análise
energética, por suas características, estimula o surgimento de novas aplicações e
a solução de antigos problemas (Nogueira, 1986).
O levantamento de custo direto na movimentação de gases em gasodutos
pode ser obtido de forma agregada (pipeline fuel) por estudos desenvolvidos para
companhias de gás (Azevedo et al., 2002) e pelos órgãos reguladores do setor.
Os custos energéticos operacionais são muito significativos, por exemplo, a
média da energia consumida na movimentação de gás natural em gasodutos
(Pipeline Fuel) nos EUA é da ordem de 3 % do volume total de gás transportado
(IEE/DOE, 2005).
Estes custos operacionais podem ser desagregados em três componentes
principais:
Perda por fricção na movimentação do gás nos dutos;
Perda na eficiência do sistema de compressão;
Perda na eficiência do sistema de produção de energia mecânica (turbina /
motor).
41
5. METODOLOGIA
Custos energéticos de implantação de sistemas de transporte e distribuição
de GN
Este capítulo apresenta a metodologia desenvolvida para determinar os
custos energéticos na cadeia de implantação de gasodutos para transporte e
distribuição de gás natural (custos fixos). A fonte básica de informações foi o
levantamento de campo em instalações reais no Brasil, realizados no âmbito do
Projeto Geragás, sendo, os estudos desenvolvidos e os resultados apresentados
fruto de um trabalho em conjunto com os participantes Daniel Fainguelernt e
Carlos Roberto Rocha.
5.1. Desenvolvimento
Os custos de implantação ou fixos são os custos iniciais de construção do
gasoduto e consideram todas as atividades (mão de obra e procedimentos) e
materiais (consumíveis ou não) envolvidos no processo. Alguns são de grande
importância, outros apresentam peso irrelevante no resultado final.
Conforme visto na revisão bibliográfica, a análise energética é o estudo dos
fluxos de energia através de um sistema produtivo, permitindo deduzir a
quantidade de insumos energéticos requerida para a produção do bem. Vários
métodos podem ser utilizados para essa finalidade, mas no caso especifico deste
trabalho optou-se por utilizar como referência os princípios da análise de
processos, onde são identificados e quantificados todos os insumos do sistema e
atribuídos valores energéticos aos mesmos.
42
5.1.1. Método
O modelo utilizado para avaliar os custos energéticos associados ao
transporte e distribuição do gás natural foi baseado na experiência prática de
obras de implantação de gasodutos e não em modelos teóricos. Com isto, foi
possível a compilação de um expressivo volume de informações, visto que, a
quantidade de variáveis envolvidas neste processo é muito grande. Gasodutos e
ramais de distribuição de gás natural são implantados em diversos tipos de
terrenos, condições logísticas e condições demográficas.
Para o levantamento de dados e informações relativas às atividades de
construção e implementação de gasodutos foram entrevistados profissionais
especializados e experientes na execução desses serviços, vinculados às
empresas de distribuição de gás natural canalizado, prestadoras de serviços de
projeto e construção de gasodutos e ramais de transporte e distribuição de gás
natural, bem como fornecedoras de equipamentos e insumos necessários à
execução das obras. Os gasodutos de transmissão e distribuição de gás natural
trabalham com pressões no entorno de 100 bar e são reduzidas até chegarem a 4
bar. Ao longo deste trajeto, as tubulações podem ser de aço-carbono ou de
polietileno (PEAD).
Em termos de vida útil, os gasodutos no Brasil foram projetados para
duração de 50 anos. Os gasodutos de polietileno devem resistir suficientemente
por este período, sem maiores cuidados, pois o material utilizado é resistente à
corrosão. Os gasodutos em aço são dotados de proteção catódica, de forma a
garantirem esta vida útil, desde que os procedimentos de manutenção sejam
executados de forma sistemática e metódica. A composição do solo onde se
encontra o gasoduto influi no custo e na freqüência da manutenção, mas não na
vida útil do gasoduto. Como os custos energéticos capitalizados na construção
serão distribuídos no volume de gás movimentado, optou-se por assumir uma
vida econômica de 25 anos para o aço e 40 anos para o polietileno, considerando
a eventual substituição e a parcial renovação durante o uso.
43
Para a execução do trabalho foram levadas em consideração as seguintes
fontes:
Normas para implantação de gasodutos desenvolvidas por distribuidoras
de gás natural canalizado;
Catálogos de fabricantes de: dutos, válvulas e demais insumos relevantes
para a construção de gasodutos;
Normas de construção utilizadas por empreiteiras;
Entrevistas com profissionais do mercado que se dedicam à implantação
de redes de distribuição de gás natural.
As atividades de implantação de um gasoduto ou ramal de distribuição de
gás natural estão descritas abaixo e obedecem ao fluxograma representado na
Figura 18.
Processo de construção de gasodutos e ramais de GN
Logística da obra (LO)
Definição dos canteiros de obra, locais de recebimento e armazenamento de
materiais e consumíveis, alocação de viaturas e equipamentos, mobilização de
pessoal.
Topografia (TO)
Serviços de marcação de pista e locação da diretriz da vala. Estaqueamento
dos pontos de inflexão no traçado da rede. Sinalização de pontos críticos devido
a interferências com outras redes e/ou obras especiais. Cadastramento de obras
de arte, drenagens, rios, ferrovias, etc.
Serviços preliminares e sinalização de obras (PS)
Fotografia dos locais onde será construído o ramal para ter uma referência
quando da recomposição do terreno no final da obra. Informar a todos os órgãos
44
públicos e proprietários dos locais por onde passará o ramal do início da
execução dos serviços. Sondagens do terreno para verificação de interferências,
limpeza da diretriz da linha. Execução de todos os serviços provisórios tais como
pontilhões, bueiros, acessos, etc. Instalação da sinalização de trânsito, e de
segurança. Implantação das faixas de emergência, tapumes e chapas de
vedação.
Construção (CO)
Detalhado separadamente.
Restauração, limpeza e sinalização da diretriz da linha (RL)
Limpeza e restauração definitiva das áreas atravessadas, da urbanização e
recomposição dos pavimentos.
Teste hidrostático e inertização da rede (TI)
Passa-se um “pig” ao longo da linha, com bombas de água, de alta vazão e
de pressurização, instaladas na cabeça lançadora. Na extremidade oposta ao
bombeamento é instalado um descarte de água apropriado para não causar
danos durante o escoamento. Após o enchimento, a linha é submetida a uma
pressão de teste, que é monitorada por 24 horas. Após a conclusão do teste, a
linha é secada através de “pigs” de limpeza. Após a limpeza, faz-se a inertização
através da injeção de gás inerte (nitrogênio) na linha.
Teste de válvulas (TV)
Teste hidrostático das válvulas a alta pressão. Efetuam-se testes de corpo
(com a válvula parcialmente aberta), e de vedação (com a sede da válvula
totalmente fechada). Montam-se dispositivos especiais chamados cabeças de
teste.
45
Instalação das válvulas, estações reguladoras de pressão (VR)
As válvulas são instaladas conforme especificações construtivas
determinadas pelos fabricantes. A tubulação é lançada e soldada por inteira, e
nos locais das válvulas, a tubulação é reaberta.
Conforme construído - "as built" (CC)
Os serviços de projeto “as-built”, conforme construído, são feitos durante a
construção da linha de rede de gás natural, contemplando: posição do eixo da
vala em relação à linha de centro da faixa, locação real do duto e demais
tubulações em perfil, classificação dos solos e rochas encontrados, distribuição
dos dutos, com indicação do diâmetro, material e espessura da parede, locação
de outras tubulações existentes na faixa, com suas seções típicas, cruzamentos e
travessias, proteção catódica e locação e detalhamento das instalações relativas
aos complementos e acessórios instalados (válvulas, suporte, sistemas de
proteção catódica, etc.), indicação e locação das sinalizações, proteções de faixa
e dutos enterrados, coordenadas das juntas soldadas, coordenadas dos pontos
de mudanças de espessuras de tubos, válvulas e pontos de teste.
Elaboração de data book (ED)
Compilação da documentação gerada durante os serviços de execução e
montagem da rede de gás, tais como: termos de aceitação da obra, atestados de
responsabilidade técnica, certificados de qualidade dos materiais aplicados e dos
consumíveis, certificados de aferição dos instrumentos utilizados, certificados de
registro de limpeza de linha, testes hidrostáticos, secagem e inertização, relatório
de registros de recebimento de materiais (tubos, conexões, válvulas, etc.),
relatórios de registros de abertura, assentamento e reaterro de valas, relatórios de
inspeção de soldas, relatórios de proteção catódica, relatórios de consulta técnica,
cópia do contrato de execução da obra, liberações dos órgãos públicos.
46
Figura 18 - Fluxograma da implantação de um gasoduto
A cada atividade associou-se o consumo energético correspondente. Em
termos energéticos a atividade de construção é a mais importante no contexto da
implantação e nela podem ser utilizadas tecnologias variadas de acordo com as
condições do terreno e obstáculos nos percursos. As possíveis alternativas são
as seguintes:
I – Logística da obra (LO)
II – Topografia (TO)
III –Serviços preliminares e sinalização de
obras (PS)
IV – Construção (CO)
V – Restauração, limpeza e sinalização da
diretriz da linha (RL)
VI – Teste hidrostático e inertização da rede
(TI)
VII – Teste de válvulas (TV)
VIII – Instalação das válvulas, estações
reguladoras de pressões
(VR)
IX – Conforme construído (as built) (CC)
X – Elaboração de data book (ED)
XI – Desmobilização (DE)
47
1) Construção tradicional – Método destrutivo: baseado na abertura de
valas através de retroescavadeiras, lançamento dos dutos, soldagem e
recobrimento do terreno;
2) Construção por método não destrutivo - Puxamento: método onde
uma máquina perfuratriz fura o terreno por baixo da superfície e puxa
uma coluna de tubos ao longo da vala aberta. Este método é
denominado não destrutivo por danificar muito pouco a superfície do
terreno;
3) Travessia subaquática de rios: é o método utilizado para lançar dutos
atravessando o leito de rios, e opta-se por escavar vala por baixo da
água. Neste caso é necessário, dentre outras coisas, envolver a coluna
de dutos com concreto;
4) Travessia aérea de rios, viadutos e pontes: é o método construtivo
para montagem da coluna de dutos apoiada em obras de arte (pontes,
viadutos, etc.) através de ferragens;
5) Travessias através de "Boring Machines": estas máquinas empurram
uma coluna de dutos, em vez de puxá-la. Este método está em desuso
e para efeito de cálculo de custo energético será considerado como
semelhante ao método não destrutivo.
No modelo adotado para este trabalho foram analisados como relevantes
do ponto de vista energético, somente os métodos de construção tradicional e
construção por método não destrutivo – puxamento. Os outros métodos foram
desconsiderados ou por ocorrerem com pouca freqüência (travessia subaquática
de rios, travessia aérea de rios, viadutos e pontes), ou porque, para efeito de
cálculo de custo energético são similares a algum dos métodos considerados
(travessias através de "Boring Machines").
Os fluxogramas detalhados da atividade de construção destes dois
métodos são descritos abaixo e representados nas Figuras 19 e 20.
48
Fluxograma construção tradicional
Abertura de valas (AV)
Antes de iniciar os trabalhos de abertura de vala, serão verificadas as
marcações topográficas indicando: posição do eixo da vala, raios de curvatura e
interferências. As valas são abertas com escavadeiras ou retro-escavadeiras.
Em solos instáveis ou em profundidades maiores que 1,25m, as valas serão
escoradas.
Assentamento da tubulação, soldagem da linha, instalação conexões (AT)
Conexões: Curvas, flanges, reduções, colares de redução, kits de
isolamento e de parafusos-estojo
Os tubos são abaixados com tampões nas extremidades. No caso de
tubos de aço, este abaixamento é feito através de caminhões munck, side boom,
guindaste o retro escavadeira. Em tubulações de polietileno, eventualmente,
pode-se fazer o assentamento sem auxílio destes equipamentos.
A soldagem nas linhas de aço são feitas através de processos MIG ou TIG,
utilizando-se máquinas de solda elétrica e eletrodos. A soldagem nas linhas de
polietileno são feitas por termofusão ou por eletrofusão. Todas as soldas são
auditadas e registradas no data book entregue no final da obra.
Inspeção visual, radiografia e ultra-som das soldas (IR)
Depois de concluídas, todas as juntas soldadas são inspecionadas
visualmente por inspetor de soldagem devidamente qualificado. São feitas
radiografias e ultra som de todas as soldas.
Revestimento de juntas (RJ)
Todas as juntas são revestidas com material anticorrosivo e com material
de proteção mecânica (fitas plásticas) e externamente com manta termocontrátil.
49
Inspeção do revestimento: visual e através de “holiday detector” (IN)
Na verificação visual, constata-se se não existem enrugamento ou falhas
na sobreposição de fitas plásticas, e se a manta termocontrátil está com a
superfície lisa e macia. Através do “holiday detector” verifica-se se existem
descontinuidades no revestimento.
Reaterro da vala (RV)
Cobertura da tubulação com material retirado da própria vala isento de
pedras raízes, madeira e galhos. A cobertura da vala pode ser feita com pá
carregadeira, retroescavadeira ou manual. O reaterro é feito por camadas
compactadas através de máquinas.
Recomposição do pavimento (RP)
Recomposição do pavimento conforme encontrado: terra, asfalto, calçadas,
etc.
Fluxograma construção por método não destrutivo – puxamento
Este processo envolve a utilização de máquinas de perfuração de longo
alcance que fazem um furo quase paralelo à superfície, por onde passará a
tubulação. Após a execução do furo, o duto é puxado desde o ponto de partida
até o final do furo.
Abertura de trincheiras (TR)
No local de instalação do equipamento de perfuração MND (início do furo)
será preparada uma trincheira com caimento direcionado para o ponto inicial da
perfuração, assim como um local de acumulação para eventuais resíduos do
fluído de perfuração. No local do término do furo será feito um canal de
profundidade inclinada até a superfície do terreno.
50
Assentamento da tubulação e soldagem da linha (AT)
A coluna de dutos é montada próxima ao ponto de saída da ferramenta de
puxamento, no fim do furo piloto, na superfície do terreno, com os tubos soldados
conforme as normas aplicáveis.
Inspeção visual, radiografia, gamagrafia e ultra-som das soldas (IR)
Conforme explicado no método de construção convencional.
Revestimento de juntas (RJ)
Conforme explicado no método de construção convencional.
Inspeção do revestimento visual e através de holiday detector (IN)
Conforme explicado no método de construção convencional.
Perfuração direcional e puxamento da tubulação (PD)
O furo por onde passará o duto é feito em mais de uma operação de
furação e alargamento. A cabeça de puxamento da ferramenta é soldada em
uma extremidade do tubo. A outra extremidade é fechada com tampão
adequado. A coluna de dutos é puxada ao longo do furo aberto. Durante o
puxamento deverão ser posicionados adequadamente equipamentos que
sustentarão a coluna e produzirão catenária adequada ao ângulo de entrada do
tubo no furo.
Fechamento das trincheiras (FT)
Conforme explicado no método de construção convencional.
Recomposição do pavimento nas trincheiras (RP)
Conforme explicado no método de construção convencional.
51
Figura 19 - Fluxograma construção tradicional
Figura 20 - Fluxograma construção por método não destrutivo – puxamento
VIa – Abertura de trincheiras (TR)
VIb – Assentamento da tubulação, soldagem
da linha (AT)
VIc –Inspeção visual, radiografia,
gamagrafia e ultra-som das soldas (IR)
VId – Revestimento das juntas (RJ)
VIe – Inspeção do revestimento visual e
através de holiday detector (IN)
VIf – Perfuração direcional e puxamento da
tubulação (PD)
VIg – Fechamento das trincheiras (FT)
VIh – Recomposição do pavimento das
trincheiras
(RP)
VIa – Abertura de valas (AV)
VIb – Assentamento da tubulação, soldagem
da linha, instalação conexões* (AT)
VIc –Inspeção visual, radiografia e ultra-
som das soldas (IR)
VId – Revestimento das juntas (RJ)
VIe – Inspeção do revestimento visual e
através de holiday detector (IN)
VIf – Reaterro da vala (RV)
VIg – Recomposição do pavimento
(RP)
52
Baseado nesta premissa, cada atividade de implantação de gasoduto por
estes dois métodos construtivos foi analisada para efeito de cálculo energético,
chegando-se às conclusões a seguir sobre a relevância de cada uma delas.
Tabela 3 - Relevância das atividades
Item Construção tradicional
Método não destrutivo
LO Não Não
TO Não Não
PS Não Não
AV/TR Sim Sim
AT Sim Sim
IR Não Não
RJ Não Não
IN Não Não
RV/PD
Sim Sim
RP/FT Sim Sim
RP - Sim
RL Não Não
TI Sim Sim
TV Não Não
VR Sim Sim
CC Não Não
ED Não Não
DE Não Não
Para levantamento dos dados foram delineados os processos de
implantação de redes de transporte e distribuição de gás natural, de acordo com
três categorias de gasodutos, devido a peculiaridades nos processos e
equipamentos utilizados:
1) Gasodutos de transporte construídos com tubulações de aço, com
diâmetros maiores do que 18” e pressões maiores do que 16 bar;
2) Gasodutos de distribuição em aço à alta pressão com diâmetros
entre 2” e 16”, e pressões maiores que 4 bar e menores do que 16
bar;
53
3) Gasodutos de distribuição à média pressão, construído com
tubulações de polietileno, com diâmetros entre 20 mm e 250 mm, e
pressões até 4 bar.
5.1.2. Custos energéticos unitários
Para todas as atividades em que foram calculados os custos energéticos,
foram considerados três tipos de recursos: mão de obra, equipamentos e
consumíveis:
Mão de obra: será dada por uma relação entre as horas de
trabalho por dia e a produtividade em metro por dia, resultando em
um total em horas de trabalho por metro de gasoduto;
Uso de equipamentos: será dado em litros de combustível por
metro de gasoduto, resultante da relação do consumo de
combustível por hora, multiplicado pelas horas de trabalho por dia
e dividido pela produtividade em m/d;
Consumíveis: material consumido, como por exemplo, dutos,
eletrodos, concreto e cabos de cobre para proteção catódica.
Para o cálculo do custo energético envolvido na obtenção dos materiais e
processos que são utilizados na implantação de gasodutos de aço e de
polietileno, para transporte e distribuição foram adotados os coeficientes de
conversão desenvolvidos por Boustead e Hancock (1979) para análises
energéticas de operações industriais. Os mesmos são apresentados abaixo:
a) Aço:
Gasoduto de aço: o custo energético para gasodutos de aço foi
considerado de 54,73 MJ/kg.
Produtos gerais de aço: Já o custo para o aço como matéria prima dos
equipamentos foi calculado de duas formas diferentes, com o intuito de ter
um parâmetro de comparação.
54
Primeiro, efetuou-se um cálculo com base em dados da produção de aço
brasileira e do consumo de energia nas indústrias siderúrgicas. Fazendo-se uma
relação entre esses dois parâmetros foi possível obter um valor do gasto
energético para a produção de cada kg de aço. O consumo energético para a
produção do aço foi calculado de 23,11 MJ/kg, a partir de dados de produção de
aço do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (IPEA) e de energia gasta no
setor obtidos do Balanço Energético Nacional (2004). Os valores encontrados são
apresentados nas Tabelas abaixo.
Tabela 4 – Consumo de energia na indústria de aço
Ano
Consumo
(x10
11
MJ)
Produção
(x10
3
ton)
Valor
energético
(MJ/ton)
Valor
energético
(MJ/kg)
1988
5,96 24659,9 24168,8 24,2
1989
6,23 25055,1 24865,2 24,9
1990
5,12 20566,6 24894,7 24,9
1991
5,3 22618,3 23432,4 23,4
1992
5,27 23896 22053,9 22,1
1993
5,66 25202,7 22457,9 22,5
1994
5,9 25721,4 22938,1 22,9
1995
5,85 24998,1 23401,8 23,4
1996
5,74 25211 22767,8 22,8
1997
5,96 26151,1 22790,6 22,8
1998
5,82 25752,3 22599,9 22,6
1999
5,82 24958,4 23318,8 23,3
2000
6,4 27847,2 22982,6 23,0
2001
6,18 26717 23131,3 23,1
2002
6,59 29603,6 22260,8 22,3
2003
6,75 31129,7 21683,5 21,7
Média 23,1
Fonte: Consumo: Balanço Energético Nacional (2005), Produção: IPEADATA (2005)
Uma segunda análise foi feita com base em dados apresentados por
Boustead e Hancock (1979), os quais são apresentados abaixo:
Gasto energético para produção do aço na forma de placa pesada:
21,80 MJ/kg (sistemas A);
Gasto energético para produção do aço na forma de produtos gerais
terminados do minério na terra: 40,97 MJ/kg (sistemas J);
Gasto energético para produção do aço na forma de produtos gerais
terminados do minério: 44,54 MJ/kg (sistema H).
55
O significado das letras que estão especificando os sistemas é
apresentado a seguir:
A - Processo principal somente
B - Processo principal mais transporte
C - Processo principal mais capital
D - Processo principal mais serviços
E - Processo principal mais transporte e capital
F - Processo principal mais transporte e serviços
G - Processo principal mais capital e serviço
H - Processo principal mais transporte, capital e serviço
H - Sistema não especificado
A variação do gasto energético para uma mesma forma de apresentação
do aço e mesmo sistema se dá devido a diferenciações nos métodos de
produção, entre outros.
De modo a simplificar a análise dos dados e torná-la mais refinada, será
considerado o valor médio para cada processo dentro dos sistemas mais
avançados. De acordo com essa consideração temos os seguintes dados para o
gasto energético:
Placa pesada: 21,80 MJ/kg (sistemas A);
Produtos gerais terminados do minério na terra: 40,97 MJ/kg (sistema J);
Produtos gerais terminados do minério: 44,54 MJ/kg (sistema H).
Analisando esses dados podemos concluir que:
- O valor encontrado pelo método utilizando o Balanço Energético Nacional é
significativamente inferior, pois está sendo considerada a produção do aço
bruto;
56
- Concluiu-se que o valor de 44,54 MJ/kg seria um valor razoável para ser
usado para o aço considerado nos equipamentos.
b) Polietileno
Polietileno de alta densidade
13,26 MJ/kg (sistema A)
52,45 MJ/kg (sistema A)
87,22 MJ/kg (sistema A)
Valor médio: 50,977 MJ/kg
Gasoduto de polietileno: 15 MJ/kg
c) Concreto (fabricado): 2,72 MJ/kg (sistema H)
d) Força humana: 10 MJ/d
e) Cobre: 110,20 MJ/kg (sistema H)
f) Água: 9,25 MJ/1000 l (sistema H)
g) Asfalto: 7,7 MJ/kg (sistema A)
h) Nitrogênio: 1,67 MJ/kg (sistema A)
i) Argila: 0,07 MJ/kg (sistema A)
j) Eletrodo de carbono: H 200,4 MJ/kg (sistema H)
k) Óleo diesel:
- PCI = 10100 kcal/kg
- d = 0,840 kg/l
l) Gasolina:
- PCI = 10400 kcal/kg
- d = 0,740 kg/l
57
Na tabela abaixo é apresentada a síntese dos custos unitários de
conversão energética.
Tabela 5 – Custos unitário de conversão energética
Produto Coeficientes de conversão
energética
Unidade
Gasoduto de aço 54,73 MJ/kg
Produtos gerais de aço 44,54 MJ/kg
Gasoduto de polietileno 15,00 MJ/kg
Produtos de polietileno 50,98 MJ/kg
Concreto (fabricado) 2,72 MJ/kg
Força humana 10,00 MJ/d
Cobre 110,20 MJ/kg
Água 9,25 MJ/1000 l
Asfalto 7,70 MJ/kg
Nitrogênio 1,67 MJ/kg
Argila 0,07 MJ/kg
Eletrodo de carbono 200,4 MJ/kg
Óleo diesel
PCI = 10100
d = 0,840
kcal/kg
kg/l
Gasolina PCI = 10400
d = 0,740
kcal/kg
kg/l
5.2. Compilação dos dados gerais
Para cada etapa da construção de gasodutos foram levantados dados por
metro de gasoduto, através de pesquisas junto a profissionais da área, agrupados
nas categorias listadas abaixo:
1) Tempo de execução da obra;
2) Mão de obra alocada;
58
3) Combustíveis e/ou energéticos consumidos nos equipamentos
utilizados;
4) Materiais consumíveis (ex. eletrodos, bentonita, etc.);
5) Materiais dos gasodutos: tubulação, válvulas, etc.
Os dados levantados (tempos, volumes, pesos) foram convertidos para
uma única unidade energética, obtendo-se o custo energético em GJ/m de
gasoduto. Nas tabelas 6 a 11 são apresentados alguns dos quadros de dados,
como forma de demonstrar os parâmetros que foram considerados e as variações
em função do diâmetro, tipo de solo e método construtivo adotado. Com esse
objetivo foram adotados os coeficientes de conversão desenvolvidos por
Boustead e Hancock (1979) para análises energéticas de operações industriais.
Os resultados obtidos são apresentados nos artigos Custos energéticos na
implantação de sistemas de transporte e distribuição de gás natural (2006) e
Transporte de energia: uma análise comparativa dos custos energéticos entre
transporte de gás em dutos e de eletricidade em linhas de transmissão (2006)
desenvolvidos no âmbito no projeto Geragás, e nas figuras 21 a 26 abaixo.
59
Tabela 6 - Gasoduto de aço – Distribuição – Método não destrutivo – 16 polegadas – Tipo de solo: terra
60
Tabela 7 - Gasoduto de aço – Distribuição – Construção tradicional – 16 polegadas – Tipo de solo: terra
61
Tabela 8 - Gasoduto de aço – Transporte – Método não destrutivo – 36 polegadas – Tipo de solo: terra
62
Tabela 9 - Gasoduto de aço – Transporte – Construção tradicional – 36 polegadas – Tipo de solo: terra
63
Tabela 10 - Gasoduto de polietileno – Método não destrutivo – 250 mm – Tipo de solo: terra
64
Tabela 11 - Gasoduto de polietileno – Construção tradicional – 250 mm – Tipo de solo: terra
65
0
5
10
15
20
25
Terra Rocha Brejo Asfalto Paralelo
Tipo de solo
Custo Energético (GJ/m)
18"
20"
24"
26"
30"
32"
36"
‘’ = polegadas
Figura 21- Gasodutos de transporte – Aço - Método Tradicional
0
5
10
15
20
25
Terra Rocha Brejo Asfalto Paralelo
Tipo de solo
Custo Energético (GJ/m)
18"
20"
24"
26"
30"
32"
36"
‘’ = polegadas
Figura 22 - Gasoduto de transporte - Aço - Método não destrutivo
66
0
1
2
3
4
5
6
Terra Rocha Brejo Asfalto Paralelo
Tipo de solo
Custo Energético (GJ/m)
2"
4"
6"
8"
10"
12"
14"
16"
‘’ = polegadas
Figura 23 - Gasoduto de distribuição -Aço - Método tradicional
0
1
2
3
4
5
6
Terra Rocha Brejo Asfalto Paralelo
Tipo de solo
Custo energético (GJ/m)
2"
4"
6"
8"
10"
12"
14"
16"
‘’ = polegadas
Figura 24 - Gasoduto de distribuição - Aço - Método não destrutivo
67
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Terra Rocha Brejo Asfalto Paralelo
Tipo de solo
Custo energético (GJ/m)
20 mm
32 mm
40 mm
63 mm
90 mm
125 mm
160 mm
180 mm
250 mm
mm = milímetros
Figura 25 - Gasoduto de polietileno - Construção tradicional
mm = milímetros
Figura 26 - Gasoduto de polietileno - Método não destrutivo
Analisando-se os gráficos acima verifica-se que em gasodutos de aço, o
tipo de terreno por onde o gasoduto passa tem pouca influência na variação do
seu custo energético. Isto pode ser explicado pela importância da tubulação (aço)
0,00
0,03
0,06
0,09
0,12
0,15
0,18
0,21
Terra Rocha Brejo Asfalto Paralelo
Tipo de solo
Custo Energético (GJ/m)
20 mm
32 mm
40 mm
63 mm
90 mm
125 mm
160 mm
180 mm
250 mm
68
em si no custo energético (entre 73% e 97% aproximadamente). À medida que o
diâmetro do gasoduto aumenta, a variação da quantidade de aço por metro de
tubulação aumenta numa proporção não linear. Assim, a influência do aço sobre
o custo energético por metro é maior para maiores diâmetros.
Foi efetuado um estudo para análise da relação entre espessura, pressão e
peso dos gasodutos de aço. Para tal, foram utilizados dados de especificações
dos gasodutos obtidos de Kennedy (1993) para três diferentes diâmetros segundo
a norma vigente. Os resultados encontrados são apresentados nas Figuras 27 a
29 abaixo.
30
80
130
180
230
280
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2
Espessura (in)
Peso (kg/m)
D = 12,75 (in)
D = 14 (in)
D = 16 (in)l
Figura 27 - Espessura x Peso
55
65
75
85
95
105
115
125
135
0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,1 1,3
Espessura (in)
Pressão (bar)
D = 12,75 (in)
D = 14 (in)
D = 16 (in)
Figura 28 - Pressão x Espessura (classe X65)
69
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
60 70 80 90 100 110 120 130 140
Pressão (bar)
Custo energético (MJ/m)
D = 12,75 (in)
D = 14 (in)
D = 16 (in)
Figura 29 - Pressão x Custo Energético (classe X65)
Analisando os gráficos anteriores, pode-se concluir que:
1) Para um mesmo diâmetro, a variação do peso é diretamente
proporcional à variação da espessura;
2) A pressão é crescente até atingir um valor limite máximo, que no caso
corresponde a 206,8 bar (pressão de projeto) ou 137,9 bar (pressão de
trabalho);
3) O aumento da espessura é diretamente proporcional ao aumento da
pressão de trabalho, porém este aumento é linear até o limite máximo
de pressão, onde se pode ter diferentes espessuras para a mesma
pressão. Isto pode ser justificado como um “fator de segurança”,
dependente do local de instalação dos gasodutos;
4) Finalmente, quanto ao custo energético de implantação dos gasodutos,
estes são diretamente proporcionais à pressão e consequentemente à
espessura até atingir a pressão máxima de trabalho. Uma vez que a
maior influencia nos custos totais é dada pela parcela referente ao aço
utilizado no gasoduto, com o aumento da espessura e do peso do aço,
o custo total se elevará significativamente.
70
6. ESTUDO DE CASO: APLICAÇÃO AO CONTEXTO
BRASILEIRO
Ao longo desse trabalho foi possível desenvolver uma metodologia e
formar uma base de dados para o cálculo do custo energético de implantação de
sistemas de transporte e distribuição de gás natural. De forma a consolidar a
base de dados levantada, fez-se uma aplicação para as condições do gasoduto
de transporte Bolívia-Brasil (GASBOL) e para um gasoduto de distribuição de uma
grande capital brasileira.
6.1. Gasoduto Bolívia – Brasil (Gasbol)
Para a aplicação ao contexto brasileiro do gasoduto Gasbol foram levadas
em conta as seguintes considerações:
1) Vida útil de 25 anos para o aço;
2) A vazão do GASBOL utilizada nos cálculos foi de 30 MMm
3
/d. É
importante observar que para o GASBOL se adotou um volume de gás
transportado correspondente ao valor máximo de projeto, ainda não
atingido na atualidade. Não obstante, a eventual consideração de
volumes inferiores pouco afetaria o resultado, essencialmente refletido
no tempo de recuperação dos investimentos energéticos e estimado
como da ordem de algumas dezenas de dias.
3) Características do gás:
PCI: 11900 kcal/kg
Densidade: 0,74 kg/m3
4) Foi estudado o trecho brasileiro do GASBOL, que apresenta uma
extensão total de 2.600 km e diâmetros de 16”, 18”, 20”, 24” e 32”.
71
5) Os tipos de solos por onde o gasoduto passa foram determinados
segundo análise de um mapa de solos e rodovias sobreposto por um
mapa do Gasbol (Figura 30)
Figura 30 – Mapa do GASBOL com representação do solo e rodovias
Fonte: Elaboração própria a partir de mapas do IBGE
De posse dos dados de solo, diâmetro, extensão e capacidade
transportada foi possível aplicar a base de dados construída para os custos
energéticos para as condições do Gasoduto Gasbol (Tabela 12).
72
Tabela 12 – Custo energético de implantação do Gasbol
CT = construção tradicional, MND = método não destrutivo, D = diâmetro, pol = polegadas, m =
metro, GJ/m = giga Joule/metro
Método
Descrição
D (pol)
Comprimento
(m)
Custo
(GJ/m)
Custo Total
(GJ)
CT Terra 32 1236172,04 19,22 23763335
CT Terra 24 606774,19 9,28 5633676
CT Terra 20 245623,66 6,67 1637495
CT Terra 18 142946,24 5,22 746641
CT Terra 16 260440,86 4,47 1164313
MND Asfalto 32 55505,38 23,83 1322769
MND Asfalto 20 26881,72 6,75 181568
Gasbol
MND Terra 32 25172,04 19,50 490895
34940695
Segundo a tabela acima, podemos verificar que o custo energético de
implantação do gasoduto Bolívia – Brasil é de 34,9 x 10
6
GJ. A partir desse
resultado e das considerações já citadas foi feita a análise apresentada na tabela
abaixo.
Tabela 13 - Caso GASBOL
Volume de gás transportado 30
MMm
3
Energia do gás transportado 403705
TJ/ano
Custo energético de investimento 1398
TJ/ano
Relação entre o gás transportado e o custo de investimento 0,35
%
Tempo de recuperação do investimento 32
dias
6.2. Gasoduto de distribuição
A metodologia desenvolvida também foi aplicada ao contexto brasileiro de
um gasoduto de distribuição de aço e de polietileno, para tal foram levadas em
conta as seguintes considerações:
73
1) Vida útil de 25 anos para o aço e 40 anos para o polietileno;
2) A vazão do gasoduto de distribuição foi estimada com base em uma
velocidade média de 15 m/s;
3) Características do gás:
PCI: 11900 kcal/kg
Densidade: 0,74 kg/m3
4) O gasoduto de distribuição de aço compreende uma extensão total de
4.840 m e diâmetro de 8”;
5) O gasoduto de distribuição de polietileno compreendia uma extensão
total de 2.637 m e diâmetro de 160 mm.
6) Como, geralmente o gasoduto de distribuição está localizado em áreas
urbanas, optou-se como forma de simplificação, adotar como tipo de
solo asfalto.
De posse dos dados de solo, diâmetro, extensão e capacidade
transportada foi possível aplicar a base de dados construída para os custos
energéticos para as condições de um gasoduto de distribuição brasileiro (Tabela
14 e 15).
Tabela 14 - Custo energético de implantação de um gasoduto de distribuição de aço
CT = construção tradicional, MND = método não destrutivo, D = diâmetro, pol = polegadas, m =
metro, GJ/m = giga Joule/metro
Método Descrição
Diâmetro
(pol)
Comprimento
(m) Custo (GJ/m) Custo Total (GJ)
MND Asfalto 8 3,00 1,64 5
CT Asfalto 8 4837,18 2,35 11387
11392
Tabela 15 - Custo energético de implantação de um gasoduto de distribuição de polietileno
MND = método não destrutivo, D = diâmetro, mm = milímetros, m = metro, GJ/m = giga
Joule/metro
Método Descrição
Diâmetro (mm)
Comprimento
(m) Custo (GJ/m) Custo Total (GJ)
MND Asfalto 160 2637,40 0,15 396
396
74
Segundo as tabelas 16 e 17, podemos verificar que o custo energético de
implantação para um gasoduto de distribuição de aço é de é de 11392 GJ e de
um gasoduto de distribuição de polietileno é de 396 GJ. A partir desse resultado e
das considerações citadas acima foi feita a análise apresentada nas tabelas
abaixo.
Tabela 16 - Gasoduto de distribuição de aço
MMm
3
= milhões de metros cúbicos, TJ/ano = tera Joule/ano
Volume de gás transportado 0,042 MMm
3
Energia do gás transportado 566 TJ/ano
Custo energético de investimento 0,46 TJ/ano
Relação entre o gás transportado e o custo de investimento 0,08 %
Tempo de recuperação do investimento 8 dias
Tabela 17 - Gasoduto de distribuição de polietileno
MMm
3
= milhões de metros cúbicos, TJ/ano = tera Joule/ano
Volume de gás transportado 0,0260 MMm
3
Energia do gás transportado 351 TJ/ano
Custo energético de investimento 0,01 TJ/ano
Relação entre o gás transportado e o custo de investimento 0,003 %
Tempo de recuperação do investimento 0,4 dias
Analisando os resultados podemos verificar que o tempo de retorno em
base energética do investimento feito para implantação de um gasoduto é muito
curto, sendo de 32 dias para um gasoduto de aço do porte do Gasbol e de 8 e 0,4
dias para um gasoduto de distribuição de aço e polietileno, respectivamente. Este
custo de investimento poder ser considerado baixo quando comparado ao volume
75
de gás transportado, porém deve ser fazer uma análise detalhada para cada caso
especifico, uma vez que há o envolvimento de muitas variáveis, como os diversos
materiais consumíveis, mão de obra, equipamentos, e tudo isso deve ser levado
em consideração na hora de decidir a viabilidade e possibilidade de um
empreendimento dessa natureza. Para os custos energéticos unitários foram
considerados valores fixos, pré-determinados e muitas vezes valores médios, mas
os mesmos podem sofrer variações dependo da origem do material consumível,
do processo para obtenção do mesmo, da economia e disponibilidade de
mercado de cada região.
Outro ponto importante deve ser levado em consideração, todos os
cálculos e os resultados obtidos acima foram feitos considerando um fator de
capacidade de operação das redes de 100%, o que não é real para os gasodutos
de distribuição, que muitas vezes operam com baixo fator de capacidade,
principalmente nos primeiros anos de sua implantação, devido ao descompasso
entre a oferta e a demanda. Podemos perceber, nos gráficos abaixo que quanto
menor esse fator de capacidade, maior será o tempo necessário de operação
para recuperar o investimento feito na implantação do gasoduto, com uma grande
variação podendo chegar a 1000% quando se compara um fator de capacidade
de 100 e 10 %.
0
15
30
45
60
75
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Fator de capacidade de operação da rede (%)
Tempo de retorno do
investimento (anos)
Figura 31 - Distribuição de aço
76
0
1
2
3
4
5
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Fator de capacidade de operação da rede (%)
Tempo de retorno do
investimento (anos)
Figura 32 - Distribuição de polietileno
6.3. Estudo complementar - Custos de operação
Os custos de transporte de gás natural são subdividos em custos fixos (de
implantação) e custos variáveis (de operação). Estes custos operacionais são
relativos ao transporte e distribuição (que se realiza pela movimentação do gás
devido ao gradiente de pressão produzido pela estação de compressão) e as
relativas perdas ocasionadas, as quais podem ser desagregados em três
componentes principais:
Perda por fricção na movimentação do gás nos dutos;
Perda na eficiência do sistema de compressão;
Perda na eficiência do sistema de produção de energia mecânica (turbina /
motor).
Embora esse trabalho tenha dado ênfase ao desenvolvimento de uma
metodologia para o custo de implantação, foi realizada uma análise preliminar,
com base em dados de literatura existente, do custo de operação dos gasodutos.
Neste estudo foi possível estimar a perda de energia na operação de um
gasoduto tomando como referência os seguintes dados:
77
Gasoduto GASBOL;
Duto de 24” de diâmetro;
Compressor de 5.000 hp (3725 kW);
Distância de 122 km;
Fluxo de 7500 MMm
3
/d (TBG, 2006);
Perda de 30 kW/km.
Os resultados obtidos são apresentados no trabalho Transporte de energia:
uma análise comparativa dos custos energéticos entre transporte de gás em
dutos e de eletricidade em linhas de transmissão (2006) e nas figuras abaixo.
Figura 33 - Custo de operação no transporte de GN para uma distancia de 1000 km
Figura 34 - Custo de operação no transporte de GN para uma distancia de 2000 km
Os custos energéticos operacionais são muito significativos, por exemplo, a
média da energia consumida na movimentação de gás natural em gasodutos
(Pipeline fuel) nos EUA é da ordem de 3 % do volume total de gás transportado
(DOE/USA, 2005), para o nosso estudo chegamos a um valor de 1,94 % de
perdas para uma distância de 2.000 km.
78
7. CONCLUSÕES E PERSPECTIVAS FUTURAS
No atual contexto mundial de grande preocupação com os problemas
ambientais, principalmente o efeito causado pelas mudanças climáticas, tem-se
procurado substituir os combustíveis fósseis por energias renováveis ou menos
poluentes. O gás natural é considerado uma alternativa viável, permitindo uma
combustão completa e mais limpa com reduzida presença de contaminantes e
ausência de particulados, o que leva a uma redução de 20% a 50 % das
emissões de CO
2
, quando comparado ao óleo combustível e ao carvão,
respectivamente.
Além disso, vários outros fatores incentivam o aumento do seu uso, como
por exemplo, a descoberta de novas reservas, a remoção de algumas barreiras
legais e os avanços tecnológicos no desenvolvimento de equipamento (veículos,
eletrodomésticos, turbinas) que utilizem o GN.
Uma desvantagem apresentada pelo GN são os elevados investimentos
necessários para a infra-estrutura de transporte, os quais são pesados, de longa
maturação econômica, sujeitos à dependência de financiamentos externos e de
elevado risco de mercado, o que eleva os custos e, conseqüentemente, diminui a
viabilidade da implantação. Os custos de transporte de gás natural são subdividos
em custos fixos (de implantação dos gasodutos) e custos variáveis (de operação:
compressão e perdas).
Os estudos realizados permitiram consolidar uma metodologia e uma base
de dados para a determinação dos custos energéticos de implantação de
sistemas de transporte e distribuição de gás natural. Foram utilizados como
referência os métodos de análise energética de Processos e Insumos – Produção,
e também os coeficientes de conversão energética de Boustead e Hancock
(1979). A base de dados construída foi aplicada às condições brasileiras,
utilizando como estudo de caso o gasoduto Bolívia - Brasil e um gasoduto de
distribuição.
Estes resultados em composição com os custos operacionais na
movimentação de gás natural permitirão, sem as limitações usuais dos estudos de
79
caráter econômico, fornecer critérios de análise e decisão no campo da logística
de gases combustíveis. Nesse sentido, tão importante quanto os valores
absolutos deve ser considerada a relação entre os resultados que de alguma
forma deve refletir os custos econômicos, ainda que em médio ou longo prazo.
Com relação aos custos de implantação, utilizou-se uma metodologia
baseada em experiências práticas de obras de implantação de gasodutos, com o
levantamento e quantificação das atividades e variáveis envolvidas. Optou-se por
analisar somente os métodos de construção tradicional e não destrutivo, devido a
dois motivos: ou porque ocorrem com pouca freqüência ou porque, para o cálculo
do custo energético, são semelhantes aos dois considerados. Algumas atividades
de implantação também foram desconsideradas por apresentarem peso
irrelevante para o custo final.
Como resultado obteve-se uma base de dados em função do tipo de solo,
material e diâmetro do gasoduto e tipo de movimentação (transporte ou
distribuição). Essa base de dados foi aplicada às condições do gasoduto Bolívia-
Brasil e de um gasoduto de distribuição, chegando-se as seguintes constatações:
Em base energética, considerando uma volume movimentado de 30
MMm
3
/d, em apenas 32 dias o investimento de implantação desse
gasoduto seria recuperado;
Um gasoduto de distribuição de aço transportando 0,042 MMm
3
/d
de
gás teria seu investimento recuperado em 8 dias;
E finalmente, o investimento em um gasoduto de distribuição de
polietileno, com transporte de 0,03 MMm
3
/d de gás, seria recuperado
em 0,4 dias.
O componente de maior peso na composição dos custos energéticos é
o aço que compõem o gasoduto, sendo o mesmo responsável por 73 a
97 % aproximadamente do total. Variando de acordo com a espessura,
que por sua vez é variável com a pressão. Esse fato é muito importante
e deve ser considerado na hora de decidir a respeito da implantação,
uma vez que a quantidade de aço gasta nos gasodutos é elevada. No
caso do Gasbol, por exemplo, foram gastos 540.000 toneladas de aço.
80
Isso traz várias implicações ao mercado de aço e aos demais usuários
desse mercado.
Do ponto de vista energético, a construção de gasodutos se torna viável e
em pouco tempo é possível se ter um retorno do investimento empregado que na
maioria das vezes é elevado, de longa maturação econômica e de elevado risco.
Essa afirmação é válida desde que os gasodutos operem com um fator de
capacidade de operação razoável, pois quanto maior a ociosidade da rede, menor
será a viabilidade do projeto. Como forma de evitar esse problema, antes da
decisão de implantação dos gasodutos, o mercado ofertante e consumidor do gás
deve ser analisado e ponderado, garantindo a operação dos gasodutos com plena
carga.
Umas das vantagens do custo energético é a possibilidade de sinalizar a
tendência econômica de longo prazo na implantação dos gasodutos. Como
exemplo, podemos citar o fato de que a construção através do método não
destrutivo, que há 3 anos atrás custava 4 ou 5 vezes mais que pelo método
tradicional, na análise energética se apresentou menor. E hoje ele de fato custa o
mesmo preço ou inferior ao método tradicional. O custo energético na utilização
de métodos não destrutivos, principalmente em gasodutos de distribuição são
menores do que os custos por métodos convencionais. Isto explica o fato de esta
metodologia estar cada vez mais competitiva em termos de custos.
Algumas limitações foram encontradas nesse trabalho como a dificuldade
na obtenção de dados para elaboração da base de dados dos custos de
implantação, uma vez que foi baseada em casos práticos, era necessário verificar
e consultar diferentes fontes para obter dados confiáveis e o mais próximo
possível da realidade.
Os resultados obtidos podem ser considerados ainda como uma das
etapas necessárias para a realização posterior de Análises de Ciclos de Vida
(LCA) de processos de movimentação de gases, metodologia bastante utilizada
para estudos de viabilidade ambiental de sistemas energéticos e que depende de
inventários detalhados como os realizados no presente estudo.
81
Importantes linhas de pesquisa para estudos futuros de continuação desse
trabalho seriam:
O desenvolvimento de uma metodologia completa para análise dos custos
de operação, semelhante à desenvolvida para os custos de implantação;
E o relacionamento do processo de implantação e operação dos gasodutos
com a quantificação das emissões de CO
2
.
82
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www.transpetro.com.br - Petrobrás Transporte SA – Acessado em junho de 2006.
86
ANEXO I - MAPAS DE PRODUÇÃO, RESERVAS E INFRA-
ESTRUTURA DO TRANSPORTE DE GN NA AMÉRICA
LATINA
Figura 1 – Principais bacias de GN na América do Sul
Fonte: International Energy Agency (2003)
87
Figura 2 – Reservas e produção de GN da América do Sul (2001)
Fonte: International Energy Agency (2003)
88
Figura 3 – Gasodutos que atravessam a América do Sul (2002)
Fonte: International Energy Agency (2003)
89
Figura 4 – Fluxos de GN que atravessam a América do Sul (2001)
Fonte: International Energy Agency (2003)
90
Figura 5 – Fluxos de GN na América do Sul projetados para 2010
Fonte: International Energy Agency (2003)
91
Figura 6 – Bacias de GN da Argentina
Fonte: International Energy Agency (2003)
92
Figura 7 – Redes de transporte e distribuição de GN na Argentina (2002)
Fonte: International Energy Agency (2003)
93
Figura 8 – Bacias de GN e infra-estrutura de transporte na Bolívia (2002)
Fonte: International Energy Agency (2003)
94
Figura 9 – Reservas de GN e redes de transporte no Brasil (2002)
Fonte: International Energy Agency (2003)
95
Figura 10 – Bacias de GN na Venezuela
Fonte: International Energy Agency (2003)
96
Figura 11 - Infra-estrutura de transporte na Venezuela (2001)
Fonte: International Energy Agency (2003)
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