Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte

Transcrição

Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte .
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Alternativas para o uso do
gás natural
na Região Norte
Mauricio F. Henriques Jr.
Sandra de Castro Villar
(Organizadores)
INT - Instituto Nacional de Tecnologia
Rio de Janeiro
1a Edição . 2009
4
. Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte
Agradecimentos
Os pesquisadores do INT agradecem à FINEP, agência financiadora do presente
estudo, ao CNPq pelas bolsas concedidas para pessoal externo, e à Diretoria do INT,
que prestou todo apoio necessário ao longo do desenvolvimento desse trabalho.
Agradecem ainda à FUNCATE, fundação de apoio contratada e que cuidou
de toda a parte administrativa, especialmente à Sheila Santos e ao José Elias Baruel;
ao CDEAM/UFAM, co-executor do capítulo ligado ao setor industral e de comércio
e serviços, sob a liderança do professor Dr. Rubem César Rodrigues Souza; à
MANAUS ENERGIA, através do eng. José Luiz Gonzaga, e à SUFRAMA, na figura
do Dr. José Alberto Machado.
Agracedecimento especial ao Dr. Manoel Saisse da Divisão de Engenharia de
Produção do INT, responsável pelo desenvolvimento do modelo de simulação de
cenários, e também aos demais colegas do INT que direta e indiretamente colaboraram
com o trabalho, em particular da Divisão de Energia.
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Instituto Nacional de Tecnologia
DIRETOR: Domingos Manfredi Naveiro
COORDENADOR: Paulo Gustavo Pries de Oliveira
CHEFE DA DIVISÃO DE ENERGIA: Maurício Francisco Henriques Júnior
ORGANIZADORES
APOIO TÉCNICO
Maurício Francisco Henriques Júnior
Carlos Magno Pereira
Fernanda Manhães Bernardes
Márcia Crispino Lima
AUTORES
Mona Abdel-Rehim
Alexandre D’Avignon
Roberto Segundo Enrique Tapia
Ângela Maria Ferreira Monteiro
Rosana Medeiro Novaes
Danielle da Fonseca
Watson da Luz Lopes
Marcelo Rousseau Valença Schwob
Yasmine dos Santos Ribeiro Cunha
Maria Elizabeth Morales
Maurício Francisco Henriques Júnior
Patrícia Miranda Dresch
Vera Lúcia Maia Lellis
PROJETO GRÁFICO E
DIAGRAMAÇÃO
Laranja Design
APOIO INSTITUCIONAL
PARA EDIÇÃO
APOIO ADMINISTRATIVO
Maria Aparecida Sarmento da Silva
Maria José de Oliveira
FINEP
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7466 – Alternativas para o uso do Gás Natural na Região Norte/
Maurício F. Henriques Jr... [et al]
Rio de Janeiro: Instituto Nacional de Tecnologia, 2009
ISBN 978-85-99465-04-2
335 p.: il.; 22,5x16 cm
1. GÁS NATURAL 2. REGIÃO NORTE 3. ENERGIA 4. BRASIL
I. Henriques Jr., Maurício Francisco II. Villar, Sandra de Castro III. D’Avignon,
Alexandre IV. Monteiro, Ângela Ferreira V. Fonseca, Danielle VI. Schwob,
Marcelo Rousseau Valença VII. Morales, Maria Elizabeth VIII Dresch, Patrícia
Miranda IX Lellis, Vera Lúcia Maia
CDU 662767(81)
É permitida a reprodução parcial deste material desde que citada a fonte
Edição, distribuição e informações:
Instituto Nacional de Tecnologia
Divisão de Energia
Av. Venezuela, 82 sala 716
20081-310 - Rio de Janeiro - RJ
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Fax: (21) 2123.1253
www.int.gov.br
e-mail: [email protected]
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Apresentação
A partir da exploração do gás natural nas reservas de Urucu no Amazonas e
da decisão de levá-lo através de gasoduto para a cidade de Manaus, diversos agentes
passaram a discutir as opções de seu aproveitamento na região ou mesmo fora dela.
Muitas possibilidades se mostraram importantes, algumas com enfoque mais
econômico e comercial, e outras, de outro lado, vislumbrando um horizonte de maior
prazo, mais preocupadas com o desenvolvimento da região e seu correspondente
potencial de geração de renda e de empregos. Essa lógica faz todo sentido, uma vez
que a região Norte sofre entraves muito particulares com a oferta de energia. Se o gás
natural já se encontra disponível, por que não aproveitá-lo em prol do desenvolvimento
da região e sanar os problemas existentes? Mas, a partir daí surgem novas questões:
Que alternativas são mais interessantes do ponto de vista de geração de renda? Os
custos envolvidos são compatíveis com o horizonte de tempo de disponibilidade do
gás? As opções existentes são intensivas em geração de empregos? Há opções com
riscos ambientais? Quais são de fato os problemas prioritários para a questão energética?
Além de várias outras questões, surgem também outros vetores que não podem ser
deixados de lado. O quadro de oferta de energia tende a melhorar com a entrada da
energia elétrica de Tucuruí, prevista para a partir de 2012 e, num cenário mais distante,
pela possibilidade de exploração das reservas de gás de Juruá, também no Amazonas,
bem como pela importação do gás natural da Venezuela.
Diante desse leque de possibilidades e da dinâmica setorial, tanto pelo lado
da oferta de energia quanto pelo lado da demanda, a FINEP, dentro do Fundo Setorial
de Petróleo e Gás – CTPETRO, demandou o presente estudo de forma a examinar
com mais detalhe as melhores aplicações do gás natural. O estudo foi conduzido
pela Divisão de Energia do Instituto Nacional de Tecnologia - INT, e contou com a
participação de especialistas da região Norte, em particular do Centro de
Desenvolvimento da Amazônia - CDEAM, ligado à Universidade Federal do
Amazonas - UFAM, além da colaboração da Manaus Energia, SUFRAMA e CIGAS
no fornecimento de informações diversas.
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Este livro, portanto, consolida os estudos específicos realizados e apresenta
na sua parte final uma avaliação de alguns cenários, onde algumas situações são
simuladas a partir de indicadores selecionados à luz de prioridades econômicas e
sócio-ambienatais.
Em sua parte inicial e central estão apresentados os capítulos específicos
abrangendo os seguintes temas: Panorama Setorial da Região, Quadro da Oferta de
Energia e Demandas Setoriais de Gás e Energia, compreendendo as seguintes
aplicações: geração termelétrica, setor industrial, setor de comério e serviços,
residencial, uso no transporte automotivo, transporte fluvial, atendimento aos
municípios no percurso do gasoduto Coari-Manaus, atendimento aos municípios
mais afastados através de GNC e de GNL, e estudos da aplicação do gás para a
fabricação de produtos químicos (a gasquímica), e na produção de combustíveis
líquidos através da rota GTL - Gas To Liquids.
Rio de Janeiro, 06 de março de 2009.
Coordenador do Projeto
Chefe da Divisão de Energia do Instituto Nacional de Tecnologia - INT
9
Sumário
Introdução ........................................................................................................
11
1. Panorama sócio-econômico da região norte .................................................
16
2. O quadro energético da região e perspectivas de oferta ................................
32
3. Os programas de desenvolvimento propostos para a região norte ................
80
3.1 A questão energética nos programas de
desenvolvimento da região ...........................................................................
82
4. Região alvo desenvolvimento do projeto e escopo dos estudos ....................
90
5. Perspectivas do uso e avaliação da
demanda do gás natural em diferentes setores...................................................
91
5.1 Geração de eletricidade .........................................................................
94
5.2 Setor industrial ...................................................................................... 117
5.3 Setor comercial ..................................................................................... 153
5.4 Setor de transporte ................................................................................ 158
5.5 Pólo gás químico .................................................................................. 178
5.6 Cidades ao longo do percurso do gasoduto ........................................... 232
5.7 Gás natural liquefeito - GNL .................................................................. 241
5.8 Gás natural comprimido - GNC ............................................................. 267
5.9 Gas- to- liquids - GTL ........................................................................... 291
5.10 Setor residencial .................................................................................. 317
6. Cenários alternativos para uso do gás na região norte
(2010 -2020) - uma análise inter-setorial .......................................................... 324
7. Comentários finais e conclusões ................................................................... 334
10 . Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte
11
Introdução
Frente às demais Regiões que compõem o território brasileiro, a Região Norte,
constituída pelos estados do Acre, Amazonas, Pará, Roraima, Rondônia, Amapá e
Tocantins, apresenta algumas importantes particularidades em relação às demais.
Sendo parte da região da Amazônia Legal que, além dos estados da Região
Norte, também engloba o Estado do Mato Grosso e parte do Maranhão, tem na
hidrografia, na sua vegetação e no clima equatorial úmido três de suas características
predominantes. Detendo grande variedade de ecossistemas e a maior reserva de
biodiversidade do mundo, é vista como estratégica para a garantia da qualidade de
vida das gerações futuras.
Outras características marcantes referem-se às grandes distâncias e o isolamento
que muitas localidades enfrentam, que trazem dificuldades de locomoção, de acesso
aos serviços públicos, comunicação, entre outros.
O atendimento energético da região também se encontra neste contexto. O
fornecimento de energia elétrica, embora o potencial hídrico para a geração elétrica
seja admirável, encontra dificuldades de toda ordem. Os sistemas hoje existentes são
isolados, ou seja, não compõem o Sistema Interligado Nacional – SIN (a exceção de
Tucuruí), e são constituídos na maior parte de unidades de geração termelétrica
alimentadas por óleo combustível ou óleo diesel, com custo operacional elevado e
operação irregular. São comuns as quedas de energia elétrica em Manaus, por exemplo,
onde muitas vezes o setor industrial sofre perdas de produção advindas desse fato,
afora outros problemas para a sociedade como um todo.
Há também usinas hidrelétricas, mas de porte menor, ficando a exceção com
a Usina de Tucuruí.
Na área dos derivados de petróleo, a região é atendida pela refinaria de Manaus
(REMAN), onde a gasolina, óleo diesel e outros são levados para as inúmeras cidades
e localidades ao longo dos rios amazônicos.
A partir da decisão de se produzir o gás natural descoberto na década de 80 na
região de Urucu, o quadro energético na região passa a ter esperança de dias melhores.
Trata-se de combustível nobre, menos poluente que os derivados de petróleo e que
pode alavancar uma série de atividades econômicas na região. A reserva provada
na região é de 53 bilhões de m3, representando cerca de 15% desse tipo de reserva
no Brasil.
Esse gás natural já vem sendo produzido na região, onde frações de GLP já
abastecem o mercado da cidade de Manaus e outros municípios. O gasoduto CoariManaus, que complementa o trecho Urucu-Coari já em operação, encontra-se em fase
final de implementação e deve ter sua operação iniciada ainda em 2009, suprindo a
cidade com cerca de 5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
As alternativas para o aproveitamento do gás natural na região são muitas.
Uma das primeiras, diante do quadro anteriormente exposto, é, portanto, o seu emprego
para a geração termelétrica, o que deverá proporcionar a expansão do atual sistema
elétrico, garantir maior confiabilidade ao sistema, promover uma redução de custos
de operação e produzir menor poluição em áreas urbanas, já que este combustível
apresenta menor emissão de fuligem comparativamente ao óleo combustível
tradicionalmente utilizado.
As demais opções naturais de uso passam pelo setor industrial, onde pode se
empregado tanto na geração de calor nos processos fabris como também em processos
de cogeração de energia, no segmento automotivo e/ou fluvial, através do gás natural
veicular (GNV), no setor de comércio e de serviços e no setor residencial. Seu uso,
entretanto, não se restringe à capital do Estado do Amazonas, pois pode atender as
cidades no percurso do gasoduto Coari–Manaus, que compreende sete municípios;
pode ser transportado como gás natural comprimido (GNC) ou ainda como gás natural
liquefeito (GNL) para atender outros municípios mais distantes. De uma forma mais
ousada e cara, pode ser empregado também como insumo básico para a instalação de
empreendimentos da indústria química, como a fabricação de eteno e seus derivados,
metanol etc, ou na produção de combustíveis líquidos via a rota gas to liquids (GTL).
Em suma, a região Norte vem sendo atendida pela oferta de energia elétrica e de
combustíveis geralmente a um custo elevado e com fornecimento precário, e o gás
natural surge como uma opção de grande interesse de forma a remediar esse quadro e
promover um maior desenvolvimento econômico na região. Agentes locais, liderados
pela SUFRAMA e outros, têm sido os que mais reclamam pela aceleração dos
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investimentos no gás natural para a região, pois as possibilidades de melhoria do
fornecimento de energia, ganhos econômicos, geração de emprego e renda são bastante
promissoras.
Nesse contexto, o estudo aqui apresentado busca auxiliar os tomadores de
decisão a cerca das possibilidades mais promissoras para emprego do gás natural na
região. Estão apresentados a seguir, em capítulos, diferentes opções técnico-econômicas
para o emprego do gás natural, com foco na cidade de Manaus e outros municípios
próximos, buscando antever um horizonte de tempo até 2020. Cada uma das
possibilidades técnicas é descrita em detalhe, sendo ainda avaliados seus custos de
implantação e alguns impactos. Esse conjunto de informações propiciou o
estabelecimento de indicadores e daí a estruturação de cenários para três cortes temporais
– 2010, 2015 e 2020. Em cada um é aplicado um modelo de simulação, onde indicadores
econômicos, sociais e ambientais são confrontados e os resultados avaliados.
(Organizadores)
1. PANORAMA
SÓCIO-ECONÔMICO
DA REGIÃO NORTE
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1. PANORAMA SÓCIO-ECONÔMICO DA REGIÃO NORTE
Autora: Sandra de Castro Villar
1.1 Aspectos Geopolíticos
A Região Norte é formada pelos estados do Acre, Amazonas, Pará, Roraima,
Rondônia, Amapá e Tocantins. Localizada na região geoeconômica da Amazônia, onde
predomina o clima equatorial úmido, é uma das cinco regiões que forma o território brasileiro
(Figura 1.1).
Figura 1.1 A Região Norte - Estados e Capitais
Fonte: Portal Brasil, 2008
Em termos continentais, a região amazônica também agrega territórios da
Bolívia, Peru, Equador, Colômbia, Venezuela, Republica da Guiana, Suriname e Guiana
Francesa, embora 85% da região fique em território brasileiro, ocupando mais de
cinco milhões de quilômetros quadrados e representando aproximadamente 61% da
área total do País. A região amazônica tem na hidrografia sua característica mais
marcante, responsável pela cobertura de mais de sete milhões de quilômetros quadrados,
dos quais quatro milhões ficam localizados no Brasil.
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Em 1953, visando promover o desenvolvimento da região de forma mais
ampliada, através da Lei 1.806, o governo federal incorporou o Estado do Mato Grosso
e parte do Maranhão à região amazônica, passando a Amazônia Brasileira a ser
identificada como Amazônia Legal (Figura 1.2). A Política Nacional Integrada para a
Amazônia Legal elaborada em 1996, na gestão do Presidente Fernando Henrique
Cardoso, tinha como objetivo a melhoria da qualidade de vida da população local, e
para isso propunha o crescimento econômico sustentável da região com base no pleno
aproveitamento das potencialidades naturais e culturais locais, de modo a promover a
internalização do desenvolvimento e melhorar a distribuição da riqueza na região.
Entre outros aspectos, em decorrência dos diferentes princípios que norteiam a
legislação que trata das reservas legais no contexto dos dois biomas presentes na
região, bioma amazônico e do cerrado, a abrangência da Amazônia Legal, em termos
dos estados hoje participantes, vem sendo objeto de discussão por diversos
representantes sociais.
Figura 1.2 Estados que Compõem a Amazônia Legal
Fonte: Portal Amazônia, 2008
O decreto-lei datado de 1967 instituiu a região da Amazônia Ocidental.
Constituída pela área dos estados do Amazonas, Acre, Rondônia e Roraima, contem a
maior e mais conservada parte da maior floresta tropical. Com isto detém grande
estoque no campo da biodiversidade, com várias espécies já conhecidas como a
borracha natural, a castanha, o guaraná, entre outras, bem como outras em fase de
desenvolvimento, como as destinadas a uso alimentício, medicinal e combustível. A
região conta ainda com grandes reservas de alguns recursos minerais tais como petróleo
e gás, calcário, silvinita, caulim, argila, nióbio, estanho e agregados para construção
civil (brita, areia, granito, entre outros).
Com cerca de 15 milhões de habitantes, segundo dados do PNUD (PNUD,
2005), a região norte tem a menor densidade demográfica entre as regiões do País,
equivalente a 3,77 habitantes/km2, e IDH(índice de desenvolvimento humano) médio
de 0,79, segundo menor valor observado entre as mesmas regiões (Tabela 1.1).
Tabela 1.1 Densidade Demográfica e IDH das Regiões Brasileiras
Fonte: PNUD, 2005
1.2 População e Panorama Sócio - Econômico
Dados do IBGE (IBGE, 2008) para a região norte indicam que a maior área
pertence ao estado do Amazonas, enquanto que o Pará detém o maior número de
municípios e o maior contingente populacional. No outro extremo, a menor área
pertence ao estado do Amapá, enquanto que Roraima é o estado com o menor número
de municípios e a menor população da região (Tabela 1.2).
Tabela 1.2 Região Norte – Dados Gerais dos Estados
Fonte: IBGE, 2008 – (www.ibge.gov.br)
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Quanto ao perfil sócio-econômico, a região norte tem sido a de menor
participação na geração do PIB nacional, contribuindo no período 2002-2005 com
um percentual médio inferior a 5 % do Produto Interno Bruto do País em cada ano. O
nível de renda per capita tem se mantido como o segundo menor entre as regiões do
País, embora no período, este indicador tenha aumentado em mais de 50%, passando
dos R$ 5.050,00 observados em 2002 para R$ 7.247,00 em 2005 (Tabela 1.3).
Tabela 1.3 PIB e PIB per Capita do Brasil e Regiões - 2002-05
Fonte: IBGE/Diretoria de Pesquisas/Coordenação de Contas Nacionais - 2007
Dentre os estados, Roraima está entre os de menor participação na composição
da riqueza nacional. Por outro lado, por ter uma população significativamente menor
quando comparada aos demais estados da região, o nível de renda per capita do estado
no período 2002-2005 se apresenta sempre superior ao do Pará, estado onde tem sido
gerado o maior PIB da região (Tabela 1.4).
Tabela 1.4 PIB e PIB per Capita do Brasil e Estados da Região Norte - 2002-05
Fonte: IBGE/Diretoria de Pesquisas/Coordenação de Contas Nacionais - 2007
1.3 Atividades Produtivas e Formação do PIB
Na contribuição das atividades para a formação da riqueza, a mesma fonte
mostra que na composição do Produto Interno Bruto de cada estado em 2005 as
atividades do setor de serviços foram as que representaram o maior valor adicionado1
na composição do índice, seguida, em quase todos os estados, da atividade industrial.
Num outro aspecto, os mesmos dados mostram que, à exceção das contribuições de
Rondônia e Acre, a atividade industrial é a segunda mais importante na formação do
PIB da região. Em 2004 os estados do Amazonas e Pará lideraram a produção industrial
da região, com um volume de produção de cerca de 12.324 milhões de reais e 11.695
milhões de reais respectivamente (Tabela 1.5)
Tabela 1.5 Formação do Produto Interno Bruto nos Estados em 2005
Fonte: IBGE, Coordenação de Contas Nacionais, 2008
Ainda segundo o IBGE, em 2004 o Pará detinha o maior número de indústrias
em operação, sendo seguido pelos estados de Rondônia e Amazonas, cabendo ainda
ao Pará o maior número de unidades instaladas considerando os dois blocos de
atividade industrial, extrativa e transformação. Na indústria extrativa, a predominância,
em número de empresas, era para o segmento de extração de minerais não metálicos
seguida das de extração de minerais metálicos, com o Amazonas sendo o único estado
com atuação no segmento extração de petróleo. Na indústria de transformação, os
1
Valor Adicionado – representa o valor bruto da produção menos os valores pagos pelos insumos, valor que é
distribuído aos fatores de produção trabalho e capital (Gustavo Franco)
21
principais segmentos da região, em número de unidades, eram os de produtos de madeira
e de alimentos e bebidas, podendo ainda ser destacada a importância relativa do setor de
plásticos na indústria de transformação no estado do Amazonas (Tabela 1.6).
Tabela 1.6 Atividade Industrial na Região Norte – Principais Subsetores em 2004
Fonte: IBGE, Pesquisa Industrial Anual - Empresa 2004, 2007
Em termos da renda gerada na atividade industrial, no Amazonas e no Pará a
transformação constituiu-se na principal atividade. A renda da atividade de
transformação foi cerca de vinte vezes maior do que a originada na indústria de
extração, sendo fortemente influenciada pelas políticas de incentivo fiscal no contexto
do PIM – Pólo Industrial de Manaus (Tabela 1.7).
Tabela 1.7 Atividade Industrial em Valor da Produção (em R$ 1.000,00)
Fonte: Fonte: IBGE, Pesquisa Industrial Anual- Empresa 2004, 2007
Quanto à mão-de-obra, o setor industrial do Pará tinha, em 2004, o maior
contingente de pessoas ocupadas (Tabela 1.8).
Tabela 1.8 Pesquisa Industrial Anual por Estado – Nº Pessoas Ocupadas em 2004
Fonte: IBGE, Pesquisa Industrial Anual - Empresa 2004, 2007
1.4 Sistema de Transporte
Dadas as características da Região Norte, onde grande parte é densamente
coberta pela mata virgem que caracteriza a floresta Amazônica, os rios se constituem
em um dos principais meios de comunicação e desenvolvimento da economia local.
Dados da Comissão da Amazônia, Integração Nacional e Desenvolvimento Regional
– CAINDR, da Câmara dos Deputados (Portal Amazônia, maio 2008) estimam que a
região Amazônica possua aproximadamente 23 mil quilômetros de rios propícios à
navegação e que cerca de 100 mil famílias se utilizem do transporte fluvial para
garantir o seu sustento. Ainda segundo a mesma fonte, e de acordo com estimativas
da Capitania dos Portos, em 2007 o sistema de transporte fluvial da região seria
composto por cerca de 100 mil embarcações das quais aproximadamente 1/3
exerceriam atividades clandestinas.
Quanto ao sistema rodoviário, dados de 2005 mostram que o estado do Pará
dispunha da maior frota total, o mesmo podendo ser considerado para os diferentes
tipos de veículos. A exceção fica com o trator, cuja maior frota pertencia ao estado
do Amazonas, estado que também ocupava o segundo lugar no ranking geral da
frota dedicada ao sistema rodoviário (Tabela 1.9). Dados da Câmara Municipal
de Manaus indicam que atualmente 1.450 ônibus circulam nesse município (Portal
Amazônia, 2008).
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Tabela 1.9 Frota Rodoviária da Região Norte - Nº de Veículos em 2005
Fonte: DENATRAN, 2007
1.5 Produção e Consumo de Energia na Região
1.5.1 Energia Elétrica
No segmento energia elétrica, a grande maioria da região é atendida por
sistemas isolados de geração levando a uma grande presença de unidades de geração
termelétrica.
Esse fato implica num significativo consumo de derivados líquidos de
petróleo. Dados do ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS, 2007)
mostram que a geração de origem hidráulica na região norte em 2006 somou 36.065
GWh enquanto que os sistemas isolados geraram 7.836 GWh de energia
(ELETROBRAS, 2007). Representando aproximadamente 18% da energia elétrica
gerada na Região Norte naquele ano, ainda segundo dados da ELETROBRAS, as
principais contribuições deram-se a partir da geração a óleo diesel (cerca de 2.800
GWh com um consumo de 803.392.215 litros de óleo) e a óleo PTE (cerca de 2.600
GWh, com um consumo de 780.140.484 litros de óleo).
Quanto ao perfil de consumo, dados da EPE (EPE,2007) para o sistema
interligado mostram que é no segmento industrial que se dá a maior parcela no consumo
de energia elétrica da região seguido, respectivamente, pelo segmento residencial e de
comércio (Tabela 1.10).
Tabela 1.10 Distribuição do Consumo de Energia Elétrica do Sistema Interligado
Nacional na Região Norte (GWh)
(*) 12 meses findos em novembro de cada ano
Fonte: EPE, 2007
1.5.2 Petróleo e Derivados
O Amazonas detém as principais reservas terrestres provadas de petróleo da
Região Norte. Elas representem pouco mais de 10% desse tipo de reserva em todo o
País e menos de 1% das reservas provadas totais de petróleo (Tabela 1.11).
25
Tabela 1.11 Reservas provadas de petróleo por localização (terra e mar),
segundo Unidades da Federação - 2003-2006 (milhões b)
Fonte: ANP, Anuário Estatístico - 2007
Em 2006 a refinaria local, REMAN, processou 2.091,97 mil m3 de petróleo, equivalente
a cerca de 2% do volume total refinado no Brasil nesse mesmo ano (ANP, 2007).
Quanto ao consumo, os estados do Amazonas e do Pará têm a liderança na região
norte, com este último tendo a maior representatividade considerando o conjunto de derivados.
Comparativamente às outras regiões do País, nos anos de 2005 e 2006 o consumo de
gasolina tipo C e o de GLP representaram cerca de 5% do consumo nacional, com o óleo diesel
chegando a cerca de 9% nos mesmos anos de referência. Por outro lado, o consumo de óleo
combustível, concentrado nos estados do Pará e Amazonas, aumentou em 38% entre 2005 e
2006. Sua participação, que era de cerca de 20% do consumo nacional em 2005, alcançou
aproximadamente 28% do total nacional em 2006, fato que em grande parte pode ser explicado
pela maior participação deste derivado na geração termelétrica (Tabelas de 1.12 a 1.15).
Tabela 1.12 Vendas de Gasolina C por Regiões e Estados da Região Norte
– 2003-2006 (106 l)
(*) não estão computados os estados com vendas inferiores a 5% do total realizado para a região
Fonte: ANP, Anuário Estatístico - 2007
Tabela 1.13 Vendas de GLP por Regiões e Estados da Região Norte – 20032006 (103 t)
Fonte: ANP – Anuário Estatístico 2007
27
Tabela 1.14 Venda de Óleo Diesel - Regiões e Estados da Região Norte 2003/
2006 (106 l)
Tabela 1.15 Venda de Óleo Combustível - Regiões e Estados da Região Norte 2003/06 (t)
1.5.3 Gás Natural
As reservas hoje provadas de gás natural existentes na região norte estão
localizadas no estado do Amazonas. Embora representando pouco mais de 70% do
total das reservas terrestres provadas no País, sua produção não ultrapassou 50% do
produzido em todo o país em 2005 e 2006 (Tabelas 1.16 e 1.17).
Tabela 1.16 Reservas provadas de gás natural, por localização (terra e mar),
segundo Unidades da Federação - 2003-2006 - (milhões de m3)
Fonte: ANP, Anuário Estatístico 2007
Tabela 1.17 Produção de gás natural, por localização (terra e mar), segundo
Unidades da Federação - 2003-2006 (em milhões de m3)
29
Quanto ao consumo, a região norte é a que apresenta menor consumo de gás
natural entre as regiões brasileiras (Tabelas 1.8 e 1.19), quadro que será alterado com
a entrada em operação do gasoduto Coari-Manaus, previsto para 2009. Parte integrante
do PAC – Programa de Aceleração do Crescimento do Governo Federal, o gasoduto
Coari- Manaus inicialmente transportará 5,5 milhões de m3 de gás natural por dia,
podendo esta produção ser posteriormente ampliada, de acordo com o desenvolvimento
do mercado, para até 10 milhões de m3/dia mediante a instalação de mais estações de
compressão ao longo de seu traçado BNDES (BNDES, Dez 2007).
Tabela 1.18 Vendas de gás natural, pelos produtores, segundo Grandes
Regiões e Unidades da Federação (milhões de m3) - 1997-2006
Obs.: Só estão relacionadas apenas as Regiões onde houve vendas de gás natural no período
1
Inclui o consumo das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (FAFEN) pertencentes à Petrobras e
localizadas em Sergipe e Bahia.
Fonte: Anuário Estatístico - ANP 2007
Tabela 1.19 Consumo próprio total de gás natural, segundo Grandes Regiões e
Estados da Região Norte - 2003-2006 (mil m3)
Notas:
1. Refere-se ao consumo próprio nas áreas de produção, refino, processamento e movimentação
de gás natural;
2. Só estão consideradas as Regiões onde houve consumo próprio de gás natural no período
especificado.
Referências Bibliográficas
PNUD - The Human Development Report 2007/2008. Disponível em:
http://hdrstats.undp.org/countries/country_fact_sheets/cty_fs_BRA.html
Brasil, Região Norte, Portal Brasil, 2008. Disponível em:
http://www.portalbrasil.net/regiao_norte.htm
Portal Amazônia, Mapas e Bandeiras, 4 de julho de 2008. Disponível em:
http://portalamazonia.globo.com/artigo_amazonia_az.php?idAz=472
Portal Amazônia, Câmara aprova lei que obriga ônibus movidos a gás, maio de 2008.
Disponível em:
http://portalamazonia.globo.com/noticias.php?idN=67507&idLingua=1
IBGE, Coordenação de Contas Nacionais, Diretoria de Pesquisas, 2008.
Disponível em: http://www.ibge.gov.br
IBGE, Pesquisa Industrial Anual - Empresa 2004, Diretoria de Pesquisas, Coordenação
de Indústria, 2007. Disponível em: http://www.ibge.gov.br
DENATRAN, Ministério da Justiça, Departamento Nacional de Trânsito, 2007 em
IBGE, 2007. Disponível em: http://www.ibge.gov.br
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico. Disponível em: http://www.ons.org.br
ELETROBRAS, Sistemas Isolados, Grupo Técnico Operacional da Região Norte,
2007. Disponível em: http://www.eletrobras.com
EPE, Estatística e Análise do Mercado de Energia Elétrica, Boletim Mensal, novembro
de 2007. Disponível em: http://www.epe.gov.br
ANP – Anuário Estatístico 2007. Disponível em: http://www.anp.gov.br
2. O QUADRO
ENERGÉTICO DA REGIÃO
E PERSPECTIVAS
DE OFERTA
31
2. O QUADRO ENERGÉTICO DA REGIÃO E PERSPECTIVAS DE
OFERTA
Autores: Maria Elizabeth Morales Carlos e Alexandre D’Avignon
2.1 Panorama Energético da Região Norte
No segmento energia elétrica, a Eletronorte, empresa do sistema Eletrobrás, é
a concessionária de serviço público responsável pela geração e transmissão de energia
elétrica para os clientes localizados nos estados da Região Norte (Acre, Amapá,
Amazonas, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins). Ela possui duas subsidiárias: a
Boa Vista Energia S.A. e Manaus Energia S.A. e na sua área de influência estão também
incluídos os estados do Mato Grosso e Maranhão.
Das regiões brasileiras, a Região Norte está entre as de tem o maior déficit
em relação à disponibilidade de acesso de energia, como a eletricidade e os
combustíveis. Em parte isso decorre da grande extensão da região e a conseqüente
dispersão das comunidades que devem ser assistidas e da limitada capacidade de
transporte de derivados de petróleo, óleo diesel, gasolina, em função das condições
regionais.
A situação energética da Região é preocupante. Existem áreas de carência
acentuada de energia que contrastam com outras de grandes projetos de geração com
freqüentes conflitos de ordem sócio-econômica e ambiental, o que gera déficits
operacionais para as empresas. O sistema de geração hidrotérmico é controlado, na
sua maior parcela, pela empresa federal de energia elétrica – Eletronorte. Já o sistema
de distribuição de eletricidade é operado, em sua maior parte, por concessionárias
estaduais de energia elétrica, com exceção das áreas da grande Manaus – AM e de
Boa Vista – RR, que são atendidas diretamente pela rede de distribuição Eletronorte.
A geração provém de 4 usinas hidrelétricas (Tucuruí –PA, Balbina –AM,
Samuel – RO e Coaracy Nunes – AP), bem como de 12 usinas térmicas nas cidades de
Manaus, São Luís, Porto Velho, Rio Branco, Boa Vista e Macapá. A energia gerada
nessas usinas escoa por 6.120 km de linhas de transmissão, 43 subestações e 4.085
km de rede de distribuição.
33
Seis concessionárias de energia elétrica cobrem os seis estados que integram
a Região Norte do Brasil. Estas empresas são responsáveis pela geração e distribuição
de energia elétrica nas localidades do interior de seus estados e pela distribuição de
energia elétrica nas suas respectivas capitais.
Estas empresas concessionárias são: CEAM (AM), CER (RR), CELPA (PA),
CEA (AM), CERON (RO), ELETROACRE (AC). O sistema Amazonas – Manaus é
um sistema isolado hidrotérmico suprido pela UHE Balbina, distante cerca de 180
km de Manaus, e por usinas termelétricas localizadas na Capital. Está integrado por
linhas de transmissão associadas à UHE Balbina e de sub-transmissão que alimentam
a distribuição de energia elétrica em Manaus e arredores. No interior, esse sistema
atende precariamente 78 localidades com unidades térmicas a óleo diesel. No estado
a capacidade instalada hidráulica é de 250 MW, a térmica é de 482,1 MW, com 341,1
MW na capital e 141 MW no interior; linha de transmissão 230 kV (356 km); linha de
transmissão 69 kV (95,8 km); linha de sub-transmissão 34,5 kV (12,8 km); rede de
distribuição (Manaus) 3.209 km.
2.2 Oferta de Energia Elétrica - Geração
Segundo o plano decenal de expansão de energia da EPE 2008-2017, através
da Tabela 2.1, tem-se que a capacidade instalada do Brasil em 2006 foi de 105.000
MW. Neste estudo, o parque gerador existente inclui os Sistemas Isolados, as
interligações internacionais que estão em operação, bem como a parcela de Itaipu
importada do Paraguai, e as importações da Argentina, Venezuela e Uruguai.
Tabela 2.1 Parque gerador existente em dezembro/2006 no Brasil (MW)
Fonte: EPE, Plano Decenal de Expansão de Energia, 2008-2017
2.2.1 O Parque Gerador de Energia da
Região Norte
Na Tabela 2.2 observa-se o resumo do Parque Gerador nos estados: 1. Acre,
2. Amapá, 3. Amazonas, 4. Pará, 5. Rondônia e 6. Roraima. Nesta região o sistema de
geração está formado por um Sistema de Usinas Hidrelétricas e Térmicas operado
pela Eletronorte. A capacidade de geração de energia em usinas hidrelétricas é de
8.944,3 MW e em usinas térmicas de 842,7 MW fazendo o total de 9.787,0 MW de
potência nominal instalada.
35
Tabela 2.2 O Parque Gerador
Fonte: Eletronorte, 2008
2.3 Situação Energética por Estado
1. ACRE
Figura 2.3.1 Estado do Acre
Fonte: Portalbrasil/geografia/estados, 2008
O sistema Acre em Rio Branco está formado por um parque termelétrico isolado
com unidades geradoras a óleo diesel. No interior, as localidades são atendidas precariamente
por unidades térmicas a óleo diesel da ELETROACRE. O sistema possui capacidade
instalada térmica de 103 MW, sendo 83,8 MW na capital mais 19,2 MW no interior,
linhas de transmissão 34,5 kV (7,0 km) e linha de sub-transmissão 13,8 kV (7,5 km).
As Usinas Termelétricas são:
a) UTE Rio Acre
b) UTE Rio Branco I
c) UTE Rio Branco II
a) UTE RIO ACRE
Fonte: Eletronorte/geração, 2008
(*) Potência Nominal
b) UTE RIO BRANCO I
c) UTE RIO BRANCO II
37
2. AMAPÁ
Figura 2.3.2 Estado do Amapá
O Sistema Amapá – Capital é um sistema isolado hidrotérmico operado pela
Eletronorte. Seu parque gerador é constituído pela UHE Coaracy Nunes e pela UTE
Santana. Próxima a Macapá, é responsável pelo suprimento à Companhia de
Eletricidade do Amapá CEA- na região da capital e localidades vizinhas, fornecimento
à Indústria e Comércio de Minérios S.A. – Icomi, na Serra do Navio, e à Companhia
Ferro-Ligas do Amapá – CFA, em Santana. No interior, 12 localidades são atendidas
por unidades térmicas a óleo diesel da CEA. A capacidade instalada hidráulica é de
40,0 MW, a térmica de 76,45 MW (64,35 MW na capital mais 12,1 MW no interior).
As linhas de transmissão são de 138 kV (108 km) e de 69 kV (15 km).
No Amapá, a Eletronorte dispõe de uma potência instalada de 234,8 MW,
que correspondem a 92,7% daquela efetivamente disponível no Estado. O parque
combina geração hídrica e térmica. Os 78 MW de potência instalada da usina de
Coaracy Nunes são complementados por 156,8 MW da Usina Termelétrica Santana.
No período de seca no reservatório de Coaracy Nunes, entre setembro e
dezembro, a Térmica Santana supre a necessidade de energia elétrica no Estado. No
período chuvoso, quando a hidrelétrica opera a plena carga, a usina térmica atua como
complemento de carga.
Figura 2.3.2.1 UHE Coaracy Nunes
As Usinas de geração de energia neste estado são:
a) Usina Hidrelétrica Coaracy Nunes
b) Usina Termelétrica Santana
a) UHE COARACY NUNES
Fonte: Eletronorte/geração, 2008.
b) UTE SANTANA
39
3. AMAZONAS
Figura 2.3.3 Estado do Amazonas
A Eletronorte atende a população do município de Manaus e localidades
próximas à capital abastecidas pela Companhia Energética do Amazonas - CEAM. A
energia é gerada por um parque hidrotérmico próprio, composto da Usina Hidrelétrica
Balbina - a segunda usina construída pela Empresa na Amazônia - e das termelétricas
Mauá, Aparecida e Electron, além dos produtores independentes contratados. A
capacidade total instalada é de 1.557,10 MW
As Usinas Hidrelétrica e Termelétrica neste estado são:
a) Usina Termelétrica Aparecida
b) Usina Termelétrica Eléctron
c) Usina Termelétrica Mauá
d) Usina Hidrelétrica Balbina
a) UTE APARECIDA
b) UTE ELÉCTRON
c) UTE MAUÁ
d) UHE BALBINA
41
4. PARÁ
Figura 2.3.4 Estado do Pará
A energia consumida pelo Pará é gerada pelas usinas hidrelétricas Tucuruí e
Curuá-Una, responsáveis pelo atendimento a mais de 99% do mercado paraense.
Construída em duas etapas, Tucuruí tem capacidade instalada de 8.370 MW. As obras
da primeira casa de força – com 12 unidades geradoras de 350 MW, duas auxiliares
de 22,5 MW e potência instalada de 4.245 MW - foram concluídas em dezembro de
1992. Em junho de 1998, foi iniciada a construção da segunda casa de força, com 11
unidades geradoras de 375 MW e potência instalada total de 4.125 MW, concluída
em abril de 2007.
Figuras 2.3.4.1 UHE Tucuruí e UHE Curuá-Una
Fonte: Eletronorte/Geração 2008
As Usinas Hidrelétricas que geram energia neste estado são:
a) Usina Hidrelétrica Curuá-Una
b) Usina Hidrelétrica Tucuruí
a) UHE CURUÁ-UNA
b) UHE TUCURUÍ
Construída em duas etapas, Tucuruí tem capacidade instalada de 8.370 MW.
As obras da primeira casa de força - com 12 unidades geradoras de 350 MW, duas
auxiliares de 22,5 MW e potência instalada de 4.245 MW - foram concluídas em
dezembro de 1992.
Em junho de 1998, foi iniciada a construção da segunda casa de força, com
11 unidades geradoras de 375 MW e potência instalada total de 4.125 MW, tendo
sido concluída em abril de 2007.
5. RONDÔNIA
Figura 2.3.5 Estado de Rondônia
43
O Sistema Rondônia – Capital, que forma um sistema isolado, consiste de
um parque termelétrico em Porto Velho e da UHE Samuel com seu sistema de
transmissão. O sistema de transmissão associado à UHE Samuel, além de suprir a
Companhia de Energia de Rondônia - CERON em Porto Velho, estende a oferta de
energia a esta concessionária. No interior as localidades são atendidas de forma isolada
e precária por unidades térmicas a diesel (103,8 MW) e 3 PCH‘s (5,5 MW) da CERON.
Possui capacidade instalada hidráulica de 221,5 MW (216 MW na Capital mais 5,5 MW
no interior); capacidade instalada – térmica de 109,6 MW na capital mais 11,7 MW no
interior; linha de transmissão 230 kV (402 km), com linhas de transmissão 69 kV (56 km).
A energia elétrica consumida em Rondônia é gerada pela Usina Hidrelétrica
Samuel e por um parque termelétrico operado pela Eletronorte e por produtores
independentes de energia. A Usina de Samuel tem potência instalada de 216 MW,
sendo considerada um marco na história do local. Sua construção possibilitou que
uma antiga colônia de pescadores desse lugar ao município de Candeias do Jamari. A
hidrelétrica foi concebida inicialmente para suprir as cidades rondonienses de GuajaráMirim, Ariquemes, Ji-Paraná, Pimenta Bueno, Vilhena, Abunã e a capital, Porto Velho.
Atualmente, 90% dos 52 municípios do Estado são beneficiados com energia
firme e segura desse sistema isolado da Eletronorte. Em 20 de novembro de 2002, a
capital do Acre, Rio Branco, passou a ser abastecida também com a energia de Samuel.
Em maio de 2006, esse sistema foi ampliado, permitindo que a geração térmica do
Acre fosse substituída pela hidráulica, proporcionando a substituição da geração a
derivados de petróleo. Além de Samuel, a Eletronorte opera a Usina Termelétrica Rio
Madeira, que produz 90 MW. Somada à geração dos produtores independentes de
energia, a potência instalada da Eletronorte em Rondônia é de 403 MW.
A seguir, as Usinas que geram energia para o Estado de Rondônia
a) Usina Termelétrica Rio Madeira
b) Usina Hidrelétrica Samuel
a) UTE RIO MADEIRA
b) UHE SAMUEL
6. RORAIMA
Figura 2.3.6 Estado de Roraima
45
O Sistema Roraima – Capital, é um sistema isolado exclusivamente térmico,
que atende Boa Vista e arredores. À Eletronorte compete a geração e distribuição de
energia elétrica na Capital. A concessionária de energia de Roraima - CER, no seu
atendimento à Mucajaí – localizada proximamente a Boa Vista, é suprida pela
Eletronorte. As localidades no interior são atendidas por unidades térmicas a óleo
diesel da CER. A capacidade instalada térmica é de 109,6 MW na capital mais 11,7
MW no interior, linha de transmissão de 13,8 kV (14 km) e Redes de Distribuição
(Boa Vista) de 876 km.
A energia elétrica de origem hidráulica consumida em Roraima é proveniente
do complexo hidrelétrico venezuelano de Guri e Macaguá, de onde chegam até 200
MW. Em casos emergenciais, uma usina termelétrica com 52 MW de potência instalada
entra em operação.
A seguir dados da usina geradora de energia de Roraima.
a) UTE FLORESTA
47
7. TOCANTINS
Figura 2.3.7 Estado de Tocantins
Tocantins recebe energia gerada pela Usina Hidrelétrica de Tucuruí, e por ser
centro das interligações entre os sistemas elétricos brasileiros o estado recebe energia
gerada em outras regiões.
2.4 Evolução da Capacidade de Geração
Na Tabela 2.3 estão apresentados os sistemas de geração por estado mostrando o
número de unidades térmicas como hidráulicas e considerando a Potencia Efetiva das
Unidades de Geração.
Tabela 2.3 Evolução da Capacidade de Geração
Fonte: Eletronorte, 2008
O Sistema Norte está interligado ao Sistema Nordeste. A parcela situada na
área de atuação da Eletronorte corresponde ao subsistema Norte, enquanto o restante,
situado na área de atuação da CHESF, refere-se ao subsistema Nordeste. Após a entrada
em operação da UHE Tucuruí, sua principal fonte geradora, o subsistema Norte,
integrado pelas concessionárias estaduais – CELPA, CEMAR e CELTINS – passou a
ser suprido integralmente com energia dessa hidrelétrica, e seus excedentes são
transferidos para o subsistema Nordeste. No Interior do Pará, 41 localidades são
atendidas por sistemas isolados da CELPA de potência total da ordem de 102 MW
(72 MW grupos diesel e 30 MW da UHE de Curuá – Una). A capacidade instalada
hidráulica é de 4.245 MW, a térmica (reserva) de 120 MW. As linhas de transmissão
são de 500 kV (2.721 km) e de 230 kV (798 km).
O atendimento da demanda crescente das grandes concentrações urbanas e
das pequenas localidades rurais e urbanas da Região Norte passa por abordagens
diferenciadas. As grandes áreas urbanas precisam de disponibilização de grandes
potências, sejam elas hídricas ou provenientes de combustíveis fósseis, oriundos do
petróleo e do gás natural. Este tipo de solução tem alto custo de implantação, mas é
49
favorecido pela escala de demanda de energia dos grandes centros urbanos e industriais
da Região. Mesmo com a boa rentabilidade destes mercados para as empresas de
energia, acordos institucionais de médio e longo prazo, como o da venda de energia
elétrica a preços inferiores aos do custo de produção – indústrias energo-intensivas de
alumínio na região do Grande Carajás – ou o de uma certa “reserva de mercado” de
energia elétrica para entrada do gás natural de Urucu, tem provocado instabilidade
neste sistema com carência de energia a níveis inaceitáveis em grandes cidades. A
cidade de Manaus, por exemplo, tem tido alguns racionamentos por algumas horas
em alguns bairros.
Nas pequenas áreas do interior, o quadro do sistema energético amazônico
mostra uma considerável deficiência de abastecimento, resultado de dois fatores
específicos: o elevado custo de expansão de linhas de transmissão de energia elétrica
e alto custo da logística de transporte de combustíveis para os sistemas isolados nas
localidades mais afastadas.
2.5 Oferta de Petróleo e Gás Natural
A oferta de energia no Brasil (OIE), em 2007, atingiu 238,3 milhões de TEP
(MME, 2008), como mostrado na Tabela 2.4., montante 5,4% superior à demanda de
2006, e valor equivalente a cerca de 2% da energia mundial. O crescimento verificado
da OIE em 2007 é estimado como equivalente ao da economia. Dois fatores
contribuíram para o crescimento acentuado da demanda por energia: os bons resultados
alcançados pelos setores exportadores, especialmente os intensivos em energia, como
aço, celulose e álcool, e o bom desempenho da demanda interna de bens e serviços.
O incremento no uso das fontes renováveis atingiu 7,2% na oferta total de
energia, enquanto que as não-renováveis, incluindo o gás natural, cresceram 3,9%
em 2007. Com isso, a energia renovável passou a representar 45,8% da Matriz
Energética Brasileira (MEB) neste ano mostrando um aumento suave, mas contínuo
das renováveis na matriz brasileira.
Tabela 2.4 Oferta Interna de Energia
Fonte: MME, Resenha do BEN-2008
Figura 2.5.1. OIE- 2007 (%)
51
Figura 2.5.2 OIE - 2006 (%)
Fonte: Elaborado a partir de BEN 2007 e Resenha BEN 2008
Comparando-se a OIE de 2006, como mostrado na Figura 2.5.2 de 2007,
mostrado na Figura 2.5.1, percebe-se uma pequena diminuição da participação do
GN na matriz, apesar do energético vir apresentando um crescimento contínuo na
participação nos últimos seis anos, relacionado tanto no que diz respeito à produção
interna, como a importação à exceção dos últimos dois anos por conta dos problemas
e restrições com o gás importado da Bolívia.
A queda na participação da energia não-renovável em 2007 se deu,
essencialmente, em função do desempenho negativo da energia nuclear e do
crescimento pouco expressivo do gás natural. Nos últimos anos, os aumentos na
produção do petróleo e do gás natural vêm permitindo importantes e sucessivas
reduções no índice de dependência externa global do país em energia: 12,9% em
2004, 10,2% em 2005, e 8,3% em 2006. Em 2007, por outro lado, apesar das trocas
comerciais de petróleo terem mantido um pequeno superávit, de 1,9%, a dependência
global do Brasil por energia passou para 9,5%, em razão do incremento na importação
de carvão mineral para a produção de aço.
O gás natural é o energético que vem apresentando as maiores taxas de
crescimento na Matriz Energética Brasileira, tendo quase triplicado a sua participação
nos últimos anos - dos 3,7% em 1998 passou para 9,6% em 2006. Em 2007, com
desempenho mais modesto, a sua participação recuou para 9,3%. Os aumentos devemse principalmente à substituição dos derivados de petróleo, óleo combustível e GLP
na indústria, gasolina no transporte, além de outras substituições em menor escala.
A oferta de energia elétrica no Brasil atingiu um montante de 484,5 TWh,
incluindo 45,2 TWh de geração de autoprodutores (9,3% de participação) e 38,5 TWh
de importação líquida (7,9%). Na composição da matriz de oferta, os destaques ficam
com incrementos da geração hidráulica, de 7,3%; da biomassa, de 12,3% e dos
derivados de petróleo, de 10,4%. Os decréscimos na oferta ficam por conta do carvão
mineral (10,7%), energia nuclear (10,5%) e gás natural (3,6%). A energia hidráulica
continua com supremacia na matriz de oferta de energia elétrica, representando 85,2%
do total, incluindo a importação. Em seguida, aparece a geração a gás natural, com
3,6%, e a biomassa na terceira posição, com 3,5% de participação. Destaque-se o
forte incremento na geração eólica, de pouco mais de 236 GWh em 2006, para 559
GWh em 2007.
2.6 Consumo de Energia
O consumo final de energia em 2007, por sua vez, atingiu 215,1 milhões de
tep (Tabela 2.5), montante 6% superior ao de 2006. O carvão mineral, com crescimento
de 9,3% no consumo, em razão do aumento de 10% da produção de aço a oxigênio e
a biomassa, em razão, principalmente, do uso térmico do bagaço na indústria de açúcar
e álcool (496 milhões t de cana esmagada – 16% de crescimento), compõem os
energéticos que sustentaram o crescimento médio de 6%. Abaixo do crescimento médio
do consumo final de energia ficaram a eletricidade (5,6%), os derivados de petróleo
(4,7%) e o gás natural (4%), como mostra a tabela a seguir.
53
Tabela 2.5 Consumo Final de Energia
Fonte: MME – Resenha BEN 2008
2.7 Evolução Recente das Reservas de Petróleo e Gás
Natural na Região Norte
As primeiras descobertas de petróleo na Região Norte foram feitas em 1954,
quando se encontraram quantidades não comerciais nas cidades de Nova Olinda, Autás
Mirim e Maués, no estado do Amazonas. Inicialmente as pesquisas foram direcionadas
para a bacia do Amazonas, deixando-se de lado a Bacia do Solimões. Em 1976, o
primeiro levantamento de sísmica de reflexão na bacia do Solimões foi realizado. A
descoberta da província gasífera do Juruá se deu em 1978, momento em que a pesquisa
de petróleo na bacia do Solimões foi intensificada.
Em outubro de 1986, a prospecção petrolífera na Amazônia se consolidava
com a descoberta da província de Urucu, a cerca de 650 km de Manaus. Após dois
anos da identificação dos poços, o petróleo já era enviado por balsas, que transitavam
no Rio Solimões, até a Refinaria Isaac Sabbá (REMAN), em Manaus.
Atualmente, o estado do Amazonas tem a segunda maior reserva de gás natural
do país, com um total provado de 53,232 bilhões de m3 (BEN, 2007). Em outras duas
bacias amazônicas também têm sido encontradas acumulações de gás.
Cerca de uma dezena de bacias sedimentares estão situadas na Amazônia
Legal Brasileira, região que além dos estados da Região Norte também incorpora o
Estado do Mato Grosso e parte do Maranhão, perfazendo quase 2/3 do território
nacional. As bacias do Solimões, Amazonas e Parnaíba são as mais importantes, pois
ocupam juntas aproximadamente 1,5 milhão de km² e têm potencial considerável de
novas descobertas. A bacia do Solimões, por exemplo, é a terceira bacia sedimentar
em produção de petróleo no país, com uma reserva provada de 97 milhões de barris
ou 15 milhões de m3 (EPE, 2007), como mostrado na Figura 2.7.1.
Figura 2.7.1 Reservas Provadas de Petróleo - Região Norte (2002-2006)
Fonte:elaborado a partir de BEN 2005-2006-2007
De fato, a principal vocação da Amazônia parece ser o gás natural. A Figura
2.7.2 mostra a evolução das reservas provadas de gás natural na Região Norte, com
aumento sensível dessas reservas no período entre 2002 e 2006. Em janeiro de 2007
elas representavam 15,3% das reservas brasileiras equivalendo a segunda maior em
território, atrás somente da Bacia de Campos (Figura 2.7.3).
Figura 2.7.2. Reservas de GN na Região Norte (2002-2006)
Fonte: elaborado a partir de BEN 2005-2006-2007
55
Figura 2.7.3 % das Reservas de Gás Natural no Brasil (Jan/2007)
Fonte: ANP- Anuário Estatístico 2008
A prospecção e exploração de petróleo na região, como também a atividade
de produção, apresentam restrições consideráveis. As dificuldades operacionais relacionamse à localização das bacias, especialmente as do Solimões e Amazonas, situadas em áreas
distantes dos centros de consumo e com densas florestas, muitas vezes de difícil acesso e
também próximas a reservas indígenas. Esta situação resulta em impeditivos legais e maiores
cuidados operacionais em razão de um meio ambiente vulnerável.
As bacias são geologicamente classificadas como paleozóicas, ou seja, muito
antigas compreendendo períodos de 270 milhões até 490 milhões de anos. São bacias
que contêm rochas duras, o que aumenta o tempo e o custo de perfuração de poços.
Quanto à qualidade, o petróleo de Urucu (mais leve) permite especialmente a
produção de gasolina, GLP, nafta petroquímica e óleo diesel. A Petrobras opera em
Urucu a maior UPGN do Brasil, com capacidade de geração de 1.500 toneladas diárias
de GLP (15 mil botijões de 13 kg/d). Esse GLP supre toda a Amazônia, além de
alguns estados do Nordeste.
Para o desenvolvimento econômico e social da Amazônia, o programa de
aproveitamento do gás natural de Urucu vem sendo considerado prioritário pelo
governo Federal há muitos anos. Reúne obras de infra-estrutura e ações sociais,
buscando dar um novo perfil de desenvolvimento e integração nacional.
2.8 O Gás Natural de Urucu
A região de Urucu está localizada na Bacia de Rio Solimões a 650 km de
Manaus, no Amazonas, cobrindo uma área de 120 km2, na floresta Amazônica; com o
complexo industrial e alojamentos cobrindo 14 km2. Em Urucu existem 740 km de
dutos (600 km em terra e 140 km submersos) ligando os poços ao complexo de Araras
onde o petróleo, o gás natural e o GLP são processados. O óleo é o mais leve de todos
os que são processados nas refinarias brasileiras e as reservas provadas são de 537
milhões de barris de óleo equivalente (boe).
A produção média de petróleo e líquido de gás natural em Urucu é de cerca
de 120 mil barris por dia, posicionando o Estado do Amazonas como o segundo
produtor do país. Esta produção é consumida nos seguintes estados: Pará, Amazonas,
Rondônia, Maranhão, Tocantins, Acre, Amapá e parte do Nordeste.
Parte do gás natural produzido com o petróleo gera energia em Urucu e parte
é re-injetada nos poços (9 milhões de m3/dia) ou queimada (160.000 m3/dia). Urucu é
auto-suficiente em energia. O gás natural de Urucu também é consumido nas quatro
usinas termelétricas movidas a gás, no complexo industrial pólo Arara, gerando energia
para os alojamentos de 2.400 trabalhadores, residências e iluminação dos 110 km de
vias no complexo.
Segundo a Petrobras, as reservas de gás natural existentes provenientes da
Bacia de Solimões, no Estado do Amazonas, totalizam mais de 100 bilhões de metros
cúbicos, volume que pode permitir a geração de aproximadamente 500 MW em
Manaus, para suprimento do parque de geração atual. O consumo para termogeração
permitirá uma redução do preço da energia elétrica praticado na região, que hoje é
aproximadamente R$ 200 MWh para cerca de R$ 80 MWh.
Para um projeto padrão de termelétricas de 500 MW, em ciclo combinado, 2
turbinas a gás e 1 turbina a vapor, estima-se um prazo médio de 24 meses para sua
implantação. O custo estimado é de US$ 550/kW instalado.
O potencial de descobertas é bastante promissor, especialmente em relação
ao gás natural que mostra tendência permanente de aumento, ao contrário do petróleo.
Além desse potencial em território brasileiro, ainda há possibilidade de integração
57
com grandes projetos continentais como é o caso do grande gasoduto do Cone Sul
que cortaria o Brasil de norte a sul. Partindo da Venezuela, este gasoduto teria
capacidade projetada de transporte 150 milhões de metros cúbicos de gás por dia,
cinco vezes mais que o gasoduto Bolívia-Brasil. O traçado prevê 9.283 quilômetros
desde Puerto Ordaz, na Venezuela, atravessando o maciço das Guianas para entrar no
Brasil por Roraima, passando por Amazonas, Pará, Tocantins, Goiás e o Distrito Federal
com ramais até Amapá, Maranhão e Ceará. Depois passaria pelo Sudeste e o Sul até
chegar ao Rio Grande do Sul, alimentando ainda o Uruguai e a Argentina.
Apesar de não estar ainda envolvida diretamente no projeto, a Petrobras tem
feito estudos sobre o gasoduto. A estatal estimou que serão necessários investimentos
da ordem de US$ 23,27 bilhões, dos quais US$ 19,25 bilhões apenas na aquisição de
dutos, construção e montagem, e seria financiado por Brasil, Venezuela e Argentina.
Segundo a Petrobrás, o gasoduto será abastecido por metade da produção de Mariscal
Sucre, de 400 bilhões de metros cúbicos, e terá capacidade de transportar até 50 milhões
de metros cúbicos por dia de gás.
2.9 Produção de GN e Petróleo na Região Norte
A produção de petróleo no Amazonas, em 2006 foi de 2.077.000 m3, menos
9,1% do que no ano anterior, o que representa 2,1% da produção do Brasil no mesmo
período. O petróleo de Urucu é considerado o de melhor qualidade no país e dele são
produzidos, principalmente, derivados nobres e de alto valor agregado como diesel e
nafta. A região Amazônica já é auto-suficiente em petróleo e parte de sua produção é
exportada para outras refinarias da Petrobras, localizadas em diferentes regiões do país.
Cerca de 92% da capacidade da UN-REMAN é ocupada pelo petróleo de Urucu.
Por ser mais leve, o petróleo de Urucu não permite a produção de asfalto, sendo então
necessário importar petróleo mais pesado da Venezuela para este fim. Nos 8% restantes
da capacidade da refinaria são processados petróleos importados, com o único objetivo
de produzir o asfalto necessário para o abastecimento do mercado regional.
A Figura 2.9.1 mostra a imagem aérea das instalações de Urucu e as Figuras
2.9.2 e 2.9.3 mostram a evolução da produção de petróleo e gás natural na região.
Figura 2.9.1 Instalações de Urucu
Fonte: Petrobras
Figura 2.9.2 Produção de GN e petróleo comparadas (2001-2006)
Figura 2.9.3 Produção de GN por mês e por ano (mil m3 )
Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção 2008
59
Os meses de janeiro e fevereiro indicam que a produção de GN, em 2008,
vinha superando em 9,7% e 7,3% respectivamente a produção dos mesmos meses do
ano anterior (Figura 2.9.4). Esta tendência sugere que a produção projetada de 2008
provavelmente superaria a de 2007.
Figura 2.9.4 Produção de Petróleo por mês e por ano (m3 )
Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção 2008
De modo inverso, a produção de petróleo confirma sua tendência de queda.
Em relação aos mesmos meses do ano anterior, em janeiro de 2008 a queda foi de
7,2% e em fevereiro de 5,6%. Como no caso do GN, esta pode seria ser uma
tendência mantida o ano inteiro, sugerindo uma diminuição da produção de petróleo
em relação à 2007.
Para aumentar a produção do gás natural na região Amazônica foi dado um
grande impulso com a UPGN–3, que produz 3 milhões de m3/d, além de possibilitar
o processamento de um adicional de 1.000 m3/dia de (GLP), totalizando 2.500 m3/d
de GLP. A UPGN–1 processa 700.000 m3/d de gás natural e a UPGN–2 processa 6,3
milhões de m3/d. A produção de petróleo atinge 60.000 barris/dia. Com o início das
operações da UPGN–3, o Estado do Amazonas também será beneficiado, já que com
o aumento da produção de gás natural aumentará a arrecadação dos royalties repassados
pelo governo federal.
2.10 Obra Gasoduto Urucu - Coari - Manaus
A Petrobras vem estudando por mais de dez anos alternativas tecnológicas
dos modais de transporte para escoamento do gás natural da bacia do Solimões. A
opção de construir o Gasoduto Coari-Manaus foi baseada em uma série de fatores
econômicos, ambientais e sociais.
Atualmente, um duto leva o gás liquefeito de petróleo (GLP) de Urucu até
Coari. Um duto paralelo a este será construído para escoar GLP, enquanto que o
antigo duto passará a transportar o gás natural. Na cidade de Coari, a 285 km de
Urucu, em direção a Manaus, a Petrobras mantém um terminal, no rio Solimões.
Partindo de Coari restam, ainda 385 km até Manaus. Nesta cidade, o gasoduto se
conectará à Refinaria de Manaus (REMAN) para produzir GLP, nafta petroquímica,
gasolina, querosene de aviação, óleo diesel, asfalto e outros tipos de óleos.
Inicialmente, com o aumento da produção de petróleo e gás, a empresa partiu
para um arrojado projeto de escoamento da produção até as margens do rio Solimões.
Tal projeto consiste da construção de um oleoduto e um gasoduto de 280 km de
extensão, potencializando suas reservas e prospectando volumes de gás natural
compatível com o atendimento dos mercados da região norte, abastecidos em sua geração
de energia por óleo diesel e óleo combustível, mais caros e mais poluentes que o gás de
Urucu. A Figura 2.10.1 mostra o terminal do Solimões para transferência dos produtos
e que tem capacidade para armazenar 58.000 bbl de óleo e 7.500 m³ de GLP.
Figura 2.10.1 Terminal de transferência
Fonte: Petrobras
61
Para estimular o uso do gás natural, em 2003 o governo federal lançou o Plano de
Massificação do Uso do Gás Natural no Brasil que reunia um conjunto de iniciativas
com vistas a acelerar o desenvolvimento do mercado brasileiro de gás natural. As
iniciativas englobavam projetos de desenvolvimento tecnológico, mobilização
empresarial, ações governamentais e articulação com investidores. A região Norte foi
considerada como área prioritária, uma vez que a geração térmica nos chamados
Sistemas Isolados trazem grandes prejuízos econômicos e ambientais para toda a
sociedade brasileira.
A construção do Gasoduto Coari-Manaus, complementando o trecho UrucuCoari já em operação, contribui para maior segurança energética da região e,
principalmente, para a maior diversificação de oferta de combustíveis. A substituição
do óleo diesel pelo gás natural nas termelétricas de Manaus e dos demais municípios
atravessados pelo gasoduto traz vantagens econômicas e ambientais imediatas para o
estado do Amazonas. A Conta de Consumo de Combustíveis – CCC criada pelo
governo para subsidiar os sistemas isolados de geração de energia elétrica, contabiliza,
somente em Manaus, prejuízos da ordem de um milhão de dólares por dia.
Consumidores de energia em todo o Brasil pagam cerca de US$ 500 milhões
por ano para subsidiar o diesel, mais caro e mais poluente, que abastece as termelétricas
na capital do Amazonas. Essa despesa será reduzida a um terço com o uso do gás
natural. Com esses gasodutos, os moradores da região conseguirão ter uma redução
de 5% nas suas contas de consumo de combustível (CCC), cobrada na tarifa das
contas de luz de todos os consumidores.
A CCC representou em 2006 quase setenta e cinco por cento do custo do
combustível pago pelas produtoras de energia. O ICMS por sua vez equivaleu a quase
dezesseis por cento do valor total das vendas. Uma visão simplista deste cenário
levaria a pensar que a CCC deve continuar para manter o baixo custo da produção de
energia no Amazonas. Entretanto, os subsídios distorcem a realidade dando sinais
econômicos incorretos, o que contribui para estagnação dos sistemas de produção de
energia desestimulando maior eficiência e alternativas, pois o derivado estará sendo
adquirido a um valor irreal.
O potencial de reservas de gás natural da bacia do Solimões, estimado em
100 bilhões de metros cúbicos, é suficiente para pelo menos 30 anos de atendimento
de toda a região, isto sem contar com o esforço exploratório adicional que advém da
abertura do mercado, tornando possível vislumbrar outras descobertas de gás natural.
Este cenário permite novas perspectivas para as indústrias da Zona Franca de Manaus.
A Figura 2.10.2 ilustra as condições das reservas e produção do GN por meio da
curva de produção de GN sem novas descobertas.
Figura 2.10.2 Curva de Produção e Injeção
Fonte: Petrobras
Em termos tecnológicos, a implantação do Gasoduto Coari-Manaus abre
perspectivas também para a implantação de rede de fibra ótica paralela interligando
os municípios atravessados pela faixa do empreendimento. Neste aspecto, “telecentros”
para educação à distância, atendimento médico, acesso a Internet e telefonia de alto
desempenho são exemplos de oportunidades geradas pela implantação da fibra ótica
que poderá ser implantado junto aos gasodutos.
Em termos ambientais, o ecossistema do interflúvio entre os rios Negro e
Solimões, área de passagem do gasoduto segundo o traçado proposto, é uma área
pouco estudada, uma vez que as coletas na Amazônia sempre são muito dependentes
63
do acesso. A obra do gasoduto, através de uma faixa de cerca de 400 km, permitirá o
estudo de plantas e animais nas áreas deste interflúvio, o que constituirá contribuição
substancial para o avanço do conhecimento científico sobre o ecossistema amazônico.
Para o estado do Amazonas, as principais alternativas energéticas para
promover o seu abastecimento são a hidroelétrica e hidrocarbonetos.
Para a primeira opção, é possível pensar na construção de novas plantas e de
linhas de transmissão interligando diferentes sistemas. A energia proveniente de Tucuruí
e Guri na Venezuela são as opções que se mostram mais próximas do atendimento das
necessidades do estado. Para o primeiro caso é necessária a construção de uma linha
de transmissão de 1.600 km ligando Manaus a Tucuruí, projeto que tem previsão de
término em 2012. Esta proposta torna Manaus e algumas outras cidades do estado
integrantes do sistema interligado nacional. Pode-se, além disso, conectá-lo ainda ao
sistema proveniente de Guri. Já existem alguns estudos sobre este assunto, mas eles
ainda carecem de aprofundamento.
Para a segunda, a utilização de hidrocarbonetos a partir das províncias de
Urucu e Juruá, com a primeira produção comercial em escala se dando a partir de
Urucu até Manaus. Embora a conclusão do trecho que vai de Coari à Manaus,
complementando o Urucu-Coari já em operação, estivesse prevista para março de
2008, períodos de chuvas e outros eventos atrapalharam o andamento dos trabalhos
estando a entrega prevista o segundo semestre de 2009.
O gasoduto Urucu – Manaus é composto por três trechos: trecho A, é o
GLPduto Urucu-Coari, realizado pelo consórcio OAS/Etesco, por aproximadamente
R$ 342,6 milhões; o trecho, B-1, ligando por gasoduto Coari a Anamã, e o trecho B2 Anamã-Manaus, construídos pelo Consórcio Camargo Correa/Skanska, por um valor
aproximado de R$ 428 milhões. Figura 2.10.3 mostra a operação de assentamento do
duto em plena floresta Amazônica apresentado pela Petrobras.
Figura 2.10.3 Detalhes da Construção do Gasoduto
Fonte: Petrobras
Em sua primeira fase de operação, o gasoduto terá vazão de 5,5 milhões de
metros cúbicos de gás natural por dia. As Tabelas 2.6 a 2.11 a seguir mostram uma
série de características do sistema de transporte e do GN.
Tabela 2.6 Características Técnicas do gasoduto Coari –Manaus
Fonte:Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus
Tabela 2.7 Características do Gás natural transportado
Fonte: Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus
Tabela 2.8 Concentração média dos metais no gás natural
Fonte: Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus
Tabela 2.9 Pressões de referência para o empreendimento
Fonte :Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus
Tabela 2.10 Característica da Estação de Compressão
Fonte: Elaboração própria a partir de dados fornecido pela Petrobras
65
Tabela 2.11 UPGNs no Sistema
Fonte: Petrobras
O principal destino do insumo será a produção de energia elétrica, em termelétricas,
para atender Manaus e os municípios pelos quais passará a tubulação (Figura 2.10.4),
substituindo grande parte do diesel e o óleo combustível hoje utilizados para este fim.
Figura 2.10.4 Foto de Satélite com a Inserção do Traçado do Gasoduto
Fonte: Governo Estadual do Amazonas-2008
2.11 Balanço Oferta/Demanda de Gás Natural
Na Região Norte, para atender os mercados de Manaus e posteriormente Porto
Velho que deixou de fazer parte do PAC, a maior parcela do volume do GN virá da
Bacia do Solimões, no Pólo de Urucu, também com grande potencial para as jazidas
da área de Juruá. Além dessas, a Região Norte apresenta ainda um potencial
complementar de produção na área de Silves, campo de Azulão, volume sem destinação
definida que será provavelmente utilizado para a geração elétrica na região.
67
Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia, a demanda da Região
Norte terá um amplo predomínio do consumo das termelétricas em relação aos demais
segmentos, como mostra a Tabela 2.12 a seguir.
Tabela 2.12 Consumo Termelétricas
Fonte : Plano Decenal de Expansão de Energia
* Se a termelétrica de Porto Velho fosse considerada
O Balanço da Região Norte, representado na Tabela 2.13, indica que a mesma
possui disponibilidade de GN para atender a demanda projetada, inclusive aquelas
relacionadas a parcelas não-térmicas. Entretanto, a dificuldade de aproveitamento destas
reservas permanece em razão do isolamento das áreas em que as mesmas estão
localizadas, fato que exige expressivos investimentos em infra-estrutura de transporte.
Atualmente, em função de ainda não terem sido terminadas as obras de infra-estrutura
de transporte para escoamento da produção até os mercados consumidores, grande
parte do gás natural processado em Urucu permanece sendo reinjetada nas jazidas.
Tabela 2.13 Balanço Demanda/Oferta
Fonte: Elaborado a partir do Plano Decenal de Expansão de Energia
* Se a termelétrica de Porto Velho fosse considerada
A Figura 2.11.1 abaixo mostra graficamente a relação entre oferta e demanda
do GN na Região Norte.
Figura 2.11.1 Balanço entre Oferta e Demanda de GN de 2007 a 2016 em mil m3/d
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do Plano Decenal de Expansão de Energia
2.12 Derivados de Petróleo
2.12.1 Oferta de Derivados do Petróleo na
Região Norte
As Figuras 2.12.1 e 2 mostram a tendência de deslocamento do óleo
combustível e diesel pelo gás natural na Região Norte. Pelas projeções do Plano Decenal
de Expansão de Energia, o derivado com maior possibilidade de deslocamento é o
óleo diesel.
69
Figura 2.12.1 Projeção da Demanda Inferior (2006-2016)
Fonte: Plano Decenal de Energia 2007-2016
Figura 2.12.2 Projeção da Demanda Inferior (2006-2016)
A trajetória superior é a de maior crescimento econômico e considera que
haverá aumento de produtividade e aceleração no uso de combustíveis mais limpos.
Para o óleo diesel a demanda nacional de diesel crescerá a uma taxa média de
4,2% a.a., para o período 2007/2016, alcançando 63.996 mil m3 em 2016. Na Região
Norte, entretanto, é esperado que o óleo diesel sofra redução em decorrência da entrada
em operação do gasoduto Coari-Manaus, da interligação de grande parte do sistema
isolado da Região Norte e da maior participação do biodiesel. O consumo de diesel
passa a aumentar novamente somente em 2013, voltando a apresentar novamente
uma tendência de aumento. O Balanço entre oferta e demanda do diesel vai variar
muito na região, apesar desta importar o produto. A modernização realizada na refinaria
também vai contribuir para o aumento da produção deste derivado e possivelmente
esta unidade da Petrobras poderá atingir patamares de produção próximos às
necessidades da Região.
No que diz respeito ao óleo combustível, a trajetória superior mostra a demanda
de óleo combustível crescendo a uma taxa média anual de 1,7% de 2006 a 2016, em
todo o país atingindo o valor de 7.814 mil m3. No mesmo período, a demanda não
térmica do produto deve crescer a uma taxa anual de 3,3%, alcançando 7.796 mil m3.
O consumo industrial e do conjunto dos demais setores, cresce, respectivamente, 3,1%
e 4,2% ao ano. A demanda de óleo combustível para geração termelétrica sofre redução
devido à maior participação do GN e à integração do sistema isolado da região Norte
com o Sistema Interligado Nacional. Em termos nacionais, a Figura 2.12.3 mostra a
mudança no perfil da Produção de Derivados do Refino Nacional (%) de acordo com
o Plano Nacional de Energia para 2030 da EPE, no qual fica clara a diminuição da
participação do óleo combustível e o H-BIO compartilhando percentual com o diesel.
Figura 2.12.3 Alterações no Perfil da Estrutura do Consumo de Derivados (%)
Fonte: EPE - Plano Nacional de Energia 2030
71
Nacionalmente a gasolina e o GLP parecem manter a tendência constante de
crescimento. A gasolina, entretanto, em 2010, tem um incremento mais acentuado
(Figura 2.12.4), possivelmente devido à ampliação do sistema de transporte na Região
Norte. Nesta região a partir da entrada do gás e devido ao processo de modernização
da REMAN, o óleo combustível passa a ser processado para obtenção de derivados
mais leves. No caso do diesel, o que deixa de ser consumido pelas térmicas será
utilizado para diminuir a dependência da região em relação ao mesmo.
Figura 2.12.4 Projeção da Demanda de Gasolina e GLP (mil m3)
2.13 Refino/Petróleo
2.13.1 Refinaria Isaac Sabbá (REMAN)
Com o nome de Companhia de Petróleo da Amazônia, a refinaria foi instalada
às margens do Rio Negro, em Manaus, pelo empresário Isaac Sabbá, iniciando suas
operações em setembro de 1956, embora a inauguração oficial tenha se dado em 3 de
janeiro de 1957. As três unidades existentes na refinaria eram a de destilação
atmosférica, destilação a vácuo e craqueamento catalítico, esta última a primeira da
América Latina, na época. As instalações permitiam o refino de cinco mil barris por
dia. Em 1971 a Petrobras assumiu o controle acionário da companhia, que passou a se
chamar Refinaria de Manaus (REMAN). Em 1997 a Petrobras rebatizou-a como
Refinaria Isaac Sabbá em homenagem ao seu fundador.
A refinaria hoje ocupa área de 9,8 km2, contribui com R$ 500 milhões/ano
(ICMS) e a capacidade instalada é 46 mil barris/dia. O GLP, nafta petroquímica,
gasolina, querosene de aviação, óleo diesel, óleos combustíveis, óleo leve para turbina
elétrica, óleo para geração de energia e asfalto são os principais produtos da refinaria.
A Figura 4.13.1 mostra uma foto da refinaria encontrada no site da Petrobras.
Figura 2.13.1 Foto da REMAN
Fonte: Petrobras
Apesar de ter como objetivo principal a produção de derivados de petróleo, a
REMAN ultrapassa as fronteiras de uma refinaria. Os três portos flutuantes permitem
abastecer a Região Amazônica, cujo mercado físico corresponde a quase 50% do
tamanho do País, fazendo com que a Refinaria de Manaus funcione como um grande
terminal petrolífero. Por estas instalações portuárias são feitas, por meio de cabotagem,
a complementação dos derivados, cerca de 70% oriundos de outros países e regiões
do Brasil. Os 61 tanques e as 3 esferas para GLP (gás de cozinha) armazenam 2
milhões 781 mil barris (443.774 metros cúbicos) de petróleo e derivados, garantindo
o abastecimento do mercado de influência da REMAN.
A refinaria Isaac Sabbá está iniciando uma nova etapa na construção de sua
história, uma fase empreendedora que prepara a refinaria para as mudanças esperadas
73
a partir da nova matriz energética baseada no uso de gás natural. Estão previstos
inicialmente os projetos de modernização da UN-REMAN, que compreende ao todo
oito unidades que vão permitir a produção de derivados dentro das especificações
futuras quanto ao teor de contaminantes, instalação de um compressor centrífugo
elétrico com soprador para a UFCC, projeto de abastecimento das novas térmicas e
tratamento cáustico regenerativo – TCR para produção de querosene de aviação. Os
projetos, que já se encontram em fase de estudos, têm como objetivos principais:
atender às exigências futuras de qualidade do diesel e da gasolina; reduzir a produção
de óleo combustível devido à entrada do gás natural na matriz energética da Região
Norte; manter o processamento contínuo de petróleo na refinaria; reduzir a importação
de derivados e, principalmente, garantir o abastecimento de Manaus.
Os novos empreendimentos da refinaria previstos no Plano de Negócios da
Petrobras para o período 2008-2012 prevêem investimentos de grande e médio porte
da ordem de 400 milhões de dólares para transformar e modernizar a Refinaria. O
projeto envolve a previsão de geração de mais de três mil empregos diretos e quatro
mil indiretos, com conteúdo nacional de 77%. Para projetos de pequeno porte serão
cerca de 65 milhões de dólares por ano.
Dos US$ 465 milhões previstos para os próximos cinco anos, US$ 100 milhões
serão aplicados no primeiro ano. De acordo com o gerente-geral da refinaria, esse investimento
será necessário porque as termelétricas vão substituir o consumo de óleo combustível pelo
uso do gás natural na geração de energia, de forma que o valor agregado do óleo vai sofrer
uma redução considerável para a Petrobras. Por deslocado, o óleo combustível terá que ser
transformado em derivados mais nobres, como diesel, gasolina e GLP.
O aproveitamento do óleo combustível na produção de derivados com maior
valor agregado vai permitir que a REMAN, responsável hoje pelo abastecimento de
45% do mercado da região Norte, atenda 75% da demanda. Isso significa que a
importação por cabotagem dos produtos da Bacia de Campos (RJ), que hoje contribuem
com 55% do abastecimento da região, vai diminuir para 25%.
Do volume total refinado diariamente, 40% são transformados em gasolina e
nafta petroquímica, 35% em diesel, 13% em óleo combustível, 5% em gás de cozinha
(GLP), 5% em querosene e 1,5% em asfalto. Como 25% da gasolina é produzida em
forma de nafta, o diesel é o derivado produzido em maior quantidade na REMAN. Na
Tabela 2.14 dados gerais da contribuição da REMAN para o Estado do Amazonas.
Tabela 2.14 Contribuição da REMAN
(*) Está em estudo a instalação de uma turbina a gás para a geração de 15 MW na UN-REMAN.
Fonte: Informativo REMAN nº 728, 29 de outubro de 2007. Fonte: Petrobras
Além de abastecer a Região Norte, a refinaria exporta derivados para a
Colômbia e a Bolívia. A unidade faturou R$ 20,50 milhões em 2006 com a venda de
diesel para o mercado externo, mas a estimativa é aumentar em 25% com as vendas
externas efetuadas. A Tabela 2.15 apresenta o histórico da produção da REMAN, no
período 2002-2006, cujos dados são baseados nos Anuários Estatísticos da ANP de
2003-2007.
O decréscimo da produção total da refinaria observado em 2006 reflete a
paralisação ocorrida para efeitos de modernização da unidade, na qual foram investidos
R$ 40 milhões. Entre outros aspectos, esta intervenção otimizou a obtenção do óleo
diesel, cuja produção mensal aumentou 3% a partir do mês posterior à parada,
equivalendo à uma receita adicional bruta de US$ 500 mil por mês. Com o maior
rendimento do diesel, evitam-se ainda custos com a compra de produtos para atender
a demanda. Além deste ganho de produtividade, a modernização realizada na Refinaria
teve como objetivo adaptação metalúrgica para que a unidade refine o petróleo extraído
na Bacia de Campos, que é corrosivo e pode danificar o maquinário da unidade em
menos tempo. A primeira etapa do projeto foi concluída nesta parada da refinaria e a
segunda parte será feita na próxima paralisação, prevista para daqui a quatro anos. Na
segunda fase do projeto, o investimento previsto e da ordem de R$ 50 milhões.
75
Tabela 2.15 Produção da REMAN
Notas: 1. Não inclui o consumo próprio de derivados das refinarias. 2.Com a edição das Portarias
ANP n.º 84/01 e n.º 317/01, as centrais petroquímicas passaram a decidir sobre o destino de
sua produção de GLP, óleo diesel e gasolina, comercializando-os ou enviando-os como efluentes às
refinarias da Petrobras. 3. Não inclui as produções de gás combustível. ¹O C5+ produzido nas
UPGNs de Catu, Candeias e Bahia é incorporado à produção de derivados da RLAM e o produzido
em REDUC I e REDUC II incorporado à REDUC. ²Refere-se à mistura propano/butano, para usos
doméstico e industrial. ³Não inclui o óleo combustível de refinaria. 4Inclui componentes destinados
à produção de óleo combustível marítimo em alguns terminais aquaviários. 5Inclui óleo leve para
turbina elétrica. energético.
Fonte: Elaboração própria baseado em dados Anuários Estatísticos da ANP de 2003-2007
Atualmente as frações de propano e butano constituintes do gás natural são
submetidas a um processo de liquefação. O gás liquefeito é transportado por meio de
um poliduto, que interliga Urucu até o porto de Coari e chega à REMAN através de
balsas, sendo distribuído para abastecer os estados do Pará, Amazonas, Rondônia,
Maranhão, Tocantins, Acre, Amapá e alguns estados do Nordeste. Contudo, as maiores
frações constituintes do gás natural são representadas por metano e etano, cuja queima
é a mais eficiente dentre os hidrocarbonetos constituintes do petróleo.
Com a construção do gasoduto para atendimento da demanda de gás natural
de Manaus, um city-gate será instalado junto à Refinaria para medir a parcela do gás
natural que será transferida da transportadora para a distribuidora de gás natural, a
Companhia de Gás do Estado do Amazonas – CIGÁS. A seguir imagens esquemáticas
de como será distribuído o gás em Manaus. As Figura 2.13.2, 3, 4 e 5 mostram a
localização dos dutos e termelétricas principais.
Figura 2.13.2 Principais Termelétricas
Fonte: CIGÁS.
Figura 2.13.3 Esquema da distribuição do Gás Natural em Manaus
Fonte: CIGÁS
77
Figura 2.13.4 Localização da REMAN
Fonte: Google
MME, 2007. Plano decenal de expansão de energia: 2007/2016, Ministério de Minas
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MME / EPE, 2007. Plano nacional de energia 2030 / Ministério de Minas e Energia ;
colaboração Empresa de Pesquisa Energética, Brasília, p. 324 .
ANEEL, Nota Técnica nº 31/2007-SRE/ANEEL- Fixação das Quotas Anuais da Conta
de Consumo de Combustíveis – CCC para o ano 2007, janeiro de 2007.
ANP, 2006. Nota Técnica 016/2006-SCM - Estudo Sobre o Peso da Variação dos
Valores dos Combustíveis e Fretes na Conta Consumo de Combustíveis dos Sistemas
Isolados, junho de 2006.
ANP, 1998. Boletim Mensal de Produção, conforme o Decreto n.º 2.705/98.
ANP, 2007. Anuário estatístico brasileiro do petróleo e do gás natural / Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Rio de Janeiro.
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Rio de Janeiro.
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705, 718, 719, 724, 728, 731, 732, 734, 736, 766, 788, 862, 2007 a inicio de 2008.
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e gás natural no Brasil: contribuição a variáveis macroeconômicas. Rio de Janeiro,
COPPE/UFRJ.
3. OS PROGRAMAS DE
DESENVOLVIMENTO
PROPOSTOS PARA A
REGIÃO NORTE
79
3. OS PROGRAMAS DE DESENVOLVIMENTO PROPOSTOS PARA
A REGIÃO NORTE
Entre as mais importantes iniciativas do Governo Federal cujas ações, no
conjunto e de forma complementar, buscam promover o desenvolvimento do País
podem ser destacados: O Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), com metas
para 2007 a 2011 e o Plano Plurianual 2008-2011, ambos de abrangência nacional e
com metas para a região norte; há ainda que se destacar o Plano Amazônia Sustentável
(PAS) assinado em maio de 2008, voltado para a região da Amazônia Legal.
Lançado em janeiro de 2007, é previsto que o Programa de Aceleração do
Crescimento (PAC) aplique até 2010, em alguns casos com previsão para após 2010,
recursos da ordem de R$ 503,9 bilhões em obras de infra-estrutura nos estados
brasileiros contemplando três eixos fundamentais: infra-estrutura logística - construção
e ampliação de rodovias, ferrovias, portos, aeroportos e hidrovias; infra-estrutura
energética - geração e transmissão de energia elétrica, produção, exploração e transporte
de petróleo, gás natural e combustíveis renováveis; infra-estrutura social e urbana saneamento, habitação, metrôs, trens urbanos, universalização do Programa Luz para
todos e recursos hídricos (BNDES,2007).
O Plano Plurianual sendo, dentro do ordenamento jurídico brasileiro, um
instrumento normativo que os agentes públicos dispõem para materializar o
planejamento de seus programas e ações governamentais, tem como principais objetivos
(Ministério Público do Espírito Santo, 2008):
1º) Proporcionar a alocação de recursos nos orçamentos anuais compatíveis
com o desempenho dos programas e metas;
2º) Definir metas e prioridades da administração, bem como os resultados
esperados;
3º) Organizar em programas as ações que resultem na oferta de bens ou serviços
que atendam à demanda da sociedade;
4º) Estabelecer a necessária relação entre os programas a serem desenvolvidos,
as orientações estratégicas e as diretrizes estabelecidas em Planos;
81
5º) Estimular parcerias e integração entre as diferentes esferas de governos;
6º ) Dar transparência à aplicação de recursos e aos resultados obtidos.
No âmbito do Plano Plurianual do Governo Federal para 2008 a 2011, em
seu artigo 13º fica estabelecido que As ações do Programa de Aceleração do
Crescimento – PAC integram as prioridades da Administração Pública Federal e
terão tratamento diferenciado durante o período de execução do Plano Plurianual
2008 a 2011 (Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, 2007).
O Plano Amazônia Sustentável (PAS), uma iniciativa do Governo Federal em
parceria com os estados da região da Amazônia Legal, que propõe a inserção da variável
ambiental no conteúdo do Plano Plurianual voltado para o desenvolvimento da região
Amazônica, tem como objetivo central implementar um novo modelo de
desenvolvimento na Amazônia, pautado na valorização da potencialidade de seu enorme
patrimônio natural e sócio-cultural.
A proposta alia desenvolvimento econômico e social com o respeito ao meio
ambiente. Suas estratégias estão voltadas para a geração de emprego e renda, a redução
das desigualdades sociais, a viabilização das atividades econômicas dinâmicas e
inovadoras, com inserção em mercados regionais, nacionais e internacionais, bem
como o uso sustentável dos recursos naturais com manutenção do equilíbrio
ecológico. Suas principais diretrizes para o desenvolvimento sustentável da Amazônia
brasileira contemplam ações nos seguintes campos: ordenamento territorial e gestão
ambiental, produção sustentável com inovação e competitividade, infra-estrutura
para o desenvolvimento sustentável e inclusão social e cidadania (Presidência da
República, 2008).
3.1 A Questão Energética nos Programas de
Desenvolvimento da Região
3.1.1 Energia Elétrica
Para a energia elétrica, o Programa de Aceleração do Crescimento – PAC
prevê um total R$ 34.927,00 milhões de investimentos na geração de energia elétrica
para a região norte, dos quais R$ 24.368 milhões deverão ser aplicados até 2010.
Estes investimentos aumentarão a capacidade instalada na região em 1.664 MW até
2010 e 15.685 após o mesmo ano. Quanto à transmissão, os investimentos somarão
R$ 5.886,00 milhões, dos quais R$ 5.420,00 milhões a serem aplicados até 2010
(PORTAL DO GOVERNO BRASILEIRO, 2008) - Figuras 3.1 e 3.2.
Figura 3.1 Recursos do PAC na Geração de Energia Elétrica na Região Norte
Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008
83
Figura 3.2 Recursos do PAC na Transmissão de Energia Elétrica na Região Norte
A interligação Tucurui, Macapá, Manaus beneficiará cerca de 3 milhões de
pessoas, representando ainda uma economia da CCC (Conta de Consumo de
Combustíveis) estimada em R$ 2,3 bilhões /ano (MME, 2007). Prevista para entrar
em operação em 2012, demandará investimentos da ordem de R$ 3,7 bilhões e será
composta por um conjunto de sete linhas de transmissão somando 1.811 quilômetros
de extensão (EPE, 2008).
3.1.2 Produção de Petróleo e Derivados, Gás
Natural e Transporte de Gás
Para este mercado, os investimentos previstos no âmbito do PAC ficam restritos
ao Estado do Amazonas. Para o setor de petróleo e derivados, envolve ações de
desenvolvimento da produção de petróleo e modernização da Refinaria de
REMAM (Figura 3.3)
Figura 3.3 PAC - Produção de Petróleo e Derivados no Estado do Amazonas
Fonte: Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008
Para estas ações são previstos investimentos totais da ordem de R$ 2.330 milhões
no desenvolvimento da exploração e produção, não só de petróleo como também de gás
natural, e R$ 650 milhões para modernização da REMAN (Tabela 3.1).
Tabela 3.1 PAC - Exploração e Produção Petróleo e Gás - Amazonas e Brasil
Relativamente ao mercado de gás natural, as ações previstas no PAC
privilegiam o transporte do gás das reservas de Urucu até Manaus, com uma das mais
recentes previsões para término das obras do trecho de gasoduto que vai de Coari até
Manaus sendo estimada para final de 2009. Já o trecho do gasoduto que, também a
partir de Coari, levaria o gás de Urucu a Porto Velho, também inicialmente previsto,
85
está em fase de rediscussão e reestudo motivado, fundamentalmente, pela futura oferta
de energia de origem hidráulica derivada do complexo do rio Madeira à região de
Porto Velho, associado à possibilidade de maiores impactos ambientais ligados à este
trecho do empreendimento, que atingiria um bloco de florestas intocadas na parte
oeste do Amazonas (Figura 3.4 e Tabela 3.2).
Figura 3.4 Transporte de Gás na Região Norte
Fonte: Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008
Tabela 3.2 PAC - Exploração e Produção Petróleo e Gás - Amazonas e Brasil
Com cerca de 383 quilômetros de extensão, o projeto para o trecho do gasoduto
que vai de Coari até Manaus prevê nove ramais de distribuição de gás natural para
atender a sete municípios amazonenses localizados ao longo do traçado do gasoduto
tronco (Coari, Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba). Com os
279 km do trecho de Urucu até Coari, já em operação, o gasoduto Urucu-CoariManaus soma 662 km. Diversos estudos já realizados apontam que a principal utilização
âncora projetada para o gás natural a partir de Urucu será a geração termelétrica,
particularmente em substituição à uma parcela do volume de óleo combustível e o
óleo diesel empregados para este fim, seguido de outros usos, tais como no setor
industrial e de transportes, entre outros.
O gasoduto Urucu –Coari -Manaus terá capacidade de transportar até 10
milhões de metros cúbicos por dia com o volume adicional, além dos 5,5 milhões de
metros cúbicos já contratados, estando vinculado ao desenvolvimento do mercado
local e do potencial de produção do gás da Amazônia (COGEN, 2008).
Dentre as alternativas para aumentar a produção de gás, uma é a retomada do
desenvolvimento do campo de Juruá, também localizada na Amazônia, maior reserva
terrestre de gás natural não associado do País, com mais de 40 bilhões de metros
cúbicos. O planejamento estratégico da Petrobrás prevê a retomada desse
desenvolvimento, considerando ainda a inclusão do Campo de Araracanga, descoberto
em 2006 (PETROBRAS, 2007). A reserva de Juruá foi descoberta em 1978 mas
dificuldades ligadas ao escoamento da produção até os mercados consumidores
impediram a continuidade do desenvolvimento da produção.
BNDES, Notícia, BNDES aprova financiamento de R$ 2,49 bilhões para construção
do gasoduto Coari-Manaus (AM), BNDES, Dez 2007. Disponível em:
http://www.bndes.gov.br/noticias/2007/not278_07.asp
Ministério Público do Espírito Santo, Procuradoria Geral da Justiça, Plano Plurianual
2008-2011. Disponível em:
http://www.mpes.gov.br/anexos/conteudo/20791519151662008.pdf
Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, Secretaria de Planejamento e
Investimentos Estratégicos, Plano Plurianual 2008-2011, Projeto de Lei, Volume II,
87
Brasília 2007. Disponível em: http://www.planejamento.gov.br/arquivos_down/spi/
ppa2008/002_plppa2008_2011.pdf
Presidência da República, Plano Amazônia Sustentável, Diretrizes para o
Desenvolvimento Sustentável da Amazônia Brasileira, maio de 2008. Disponível em:
http://www.mma.gov.br/estruturas/sca/_arquivos/plano_amazonia_sustentavel.pdf
Portal do Governo Brasileiro, Programa de Aceleração do Crescimento, Governo
Brasileiro. Disponível em: http://www.brasil.gov.br/pac/
MME - Ministério das Minas e Energia Programa de Aceleração do Crescimento –
PAC, Infra-estrutura Energética, Março 2007
EPE, Sete Linhas de Transmissão Interligarão a Região Norte ao País em 2011,
EPE, Informe à Imprensa, PET 2008-2012, Fevereiro, 2008
COGEN – Associação Paulista de Cogeração de Energia, União decide investir R$1
bi para garantir energia no AM, Notícia, abr. 2008. Disponível em:
http://www.cogensp.com.br
PETROBRAS, Plano Estratégico Petrobras 2020, Plano de Negócios 2008-2012,
agosto de 2007. Disponível em:
http://www2.petrobras.com.br/ri/port/ApresentacoesEventos/ConfTelefonicas/pdf/
PlanoEstrategico2008-2012.pdf
ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Despacho do
Superintendente Nº 461/2004 – DOU 6.8.2004
Governo do Estado do Amazonas. Disponível em:
http://www.gasodutocoarimanaus.am.gov.br
4. REGIÃO
ALVO PARA
DESENVOLVIMENTO
DO PROJETO E
ESCOPO DOS
ESTUDOS
89
4. REGIÃO ALVO PARA DESENVOLVIMENTO DO PROJETO E
ESCOPO DOS ESTUDOS
O panorama da região norte, particularmente no que tange a expectativa de
oferta de gás natural, mostra que a mais importante iniciativa em curso nesse campo
está ligada ao gasoduto Urucu – Manaus, em fase final de construção e com início
da operação do trecho Coari – Manaus previsto para final de 2009. Este trecho, que
complementa o que vai de Urucu à Coari já em operação, sinaliza para um real
aumento da disponibilidade de gás natural no estado do Amazonas, com destaque
para a cidade de Manaus.
Em função destas considerações, os estudos no âmbito do AGNORTE
centraram-se no diagnóstico e análise do potencial mercado consumidor de gás natural no
Amazonas, notadamente considerando a cidade de Manaus. Além desta, nos estudos
também foram consideradas as cidades de Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru
e Iranduba, localizadas ao longo do gasoduto e que, conforme previsto no projeto do
gasoduto (ANP, 2004), também serão beneficiadas pelo empreendimento (Figura 4.1).
Figura 4.1 Gasoduto Urucu – Manaus: cidades ao longo do Trecho Coari – Manaus
Fonte: Governo do Estado do Amazonas
Relativamente a estas cidades, o Governo do Estado do Amazonas, em conjunto
com a Petrobrás e a Suframa, através do Programa Zona Franca Verde, está desenvolvendo
o Programa de Desenvolvimento Sustentável do Gasoduto Coari-Manaus tendo em vista
proposta de melhoria da sua atual matriz de sustentabilidade (Tabela 4.1).
91
Tabela 4.1 Dados da Matriz de Sustentabilidade de Cidades ao Longo do
Gasoduto Coari – Manaus
*Dados estimados
Fonte: Programa de Desenvolvimento Sustentável do Gasoduto Coari – Manaus
4.1 Escopo dos Estudos Realizados
No âmbito do AGNORTE os estudos se concentraram no estado do Amazonas
tendo como principal referência a perspectiva de produção da reserva de Urucu. Por
outro lado, no médio e longo prazo, outras possibilidades podem ser potencialmente
consideradas para a matriz de oferta de gás natural e de energia em geral, não só para
o Amazonas bem como para os demais estados da região.
No caso do gás natural, um novo cenário de oferta poderá derivar do
desenvolvimento e produção comercial de outros campos, da operação de gasodutos
ligando a outros países da América do Sul, bem como da maior utilização de outras
tecnologias para transporte do gás natural, como o GNL e o GNC. Ainda considerando
o cenário futuro, a interligação Tucuruí – Macapá – Manaus, levando energia elétrica
do sistema interligado brasileiro à Manaus, Macapá e outras cidades da região, é outra
ação em curso que resultará em novos impactos no quadro de demanda e oferta de gás
natural na região.
Os estudos buscaram avaliar os impactos de algumas dessas possibilidades
sobre o mercado de gás natural na região, bem como a expectativa de evolução de
alguns mercados da região, centrando-se no potencial técnico econômico da
utilização do gás natural nos segmentos de: geração elétrica, industrial, de comércio,
de transportes e residencial, como insumo para um pólo gás químico para a região,
bem como na forma de GNC, GNL e GTL. Cada uma destas alternativas é a seguir
discutida em detalhes.
Referência Bibliográfica
Governo do Estado do Amazonas, Programa de Desenvolvimento Sustentável do
Gasoduto Coari – Manaus
Disponível em: http://www.gasodutocoarimanaus.am.gov.br
5. PERSPECTIVAS
DO USO E
AVALIAÇÃO DA
DEMANDA DO GÁS
NATURAL EM
DIFERENTES
SETORES
93
5.1 Geração de Eletricidade a Gás Natural
Autora: Maria Elizabeth Morales Carlos
O objetivo desta parte do Projeto é analisar o uso do gás natural para geração
de energia na região do Amazonas – Manaus e para tanto é analisado o atendimento ao
Sistema Manaus a partir da disponibilização do gás natural em 2008, considerando a
conversão de unidades geradoras, que estão operando atualmente com combustível
líquido, bem como a necessidade de expansão de geração térmica para atendimento
ao crescimento do mercado de energia elétrica.
Portanto, devem ser observados os limites contratuais de gás natural e a entrada
em operação em 2012 da interligação Tucuruí - Macapá - Manaus, conforme Plano
Decenal de Expansão 2006-2015 da Empresa de Pesquisa Energética - EPE.
Adicionalmente, será analisada a necessidade de antecipação da
referida interligação.
5.1.1 Geração de Termeletricidade a partir do Gás Natural
Um dos recursos para a produção de energia elétrica na matriz energética
brasileira é o gás natural, fonte que no período entre 1990 e 2005 teve um crescimento
percentual de 5,8% para 8,8% segundo a Plano Decenal de Expansão de Energia
PDE/EPE. A substituição dos combustíveis fósseis com suas características
contaminantes, tanto no setor de transportes quanto no setor industrial, trouxeram
grandes benefícios para o meio ambiente.
O uso do gás natural para geração elétrica ocasionou importantes benefícios
ao sistema elétrico brasileiro, não só na questão energética, com objetivo de ter maiores
garantias do sistema, gerando eletricidade quando há maiores riscos de geração
hidrelétrica futura, como também quanto à estabilidade do sistema elétrico, já que as
termelétricas a gás podem ser instaladas próximas aos centros de carga, onde podem
atuar na estabilização dos níveis de tensão.
Contudo, apesar do crescimento de oferta e demanda de gás natural no país,
com uma taxa média de 15% a.a. entre 2000 a 2005 (PDE/EPE), a indústria do gás
95
natural enfrenta um período transitório de oferta limitada deste energético, aspecto
que está sendo equacionado pelas grandes empresas.
Os volumes de gás natural considerados permitirão a geração de
aproximadamente 500 MW em Manaus. O consumo para a termogeração permitirá
uma substancial redução do preço da energia elétrica praticado na região,
atualmente da ordem de R$ 200/MWh, para cerca de R$ 80/MWh. Para permitir
o escoamento inicial em torno de 5 milhões de m3/d de gás natural para a cidade
de Manaus, vem sendo construído o gasoduto ligando Coari a Manaus, com
aproximadamente 385 km de extensão.
Em relação à oferta de gás natural no médio e longo prazo devem-se considerar
também as reservas existentes na América do Sul e Central, que, segundo o EIA de
dezembro de 2005, são de sete trilhões de metros cúbicos de gás, os mesmos que
poderiam abastecer o consumo de todo o continente até por mais de 50 anos.
No longo prazo, é possível ter gás vindo da Venezuela, país que possui as
maiores reservas da América do Sul. Também a Bolívia passando por um processo de
revisão institucional, fornece gás para o Brasil desde 1999.
Ainda há projetos de importação de gás natural liquefeito - GNL, importado,
para fornecimento de mercados a serem supridos por gasodutos que estão em
construção. Segundo a EPE, o GNL é utilizado para: a) Complemento da demanda de
gás com fornecimento de base; b) viabilizar estratégias a serem adotadas nas crises de
abastecimento de gás e c) em sistemas de grandes variações de consumo, considerando
os picos sazonais, como é o caso de parques termelétricos flexíveis, reduzindo os
investimentos em gasodutos.
5.1.2 Panorama Geral do Sistema de Geração de Energia Manaus
Em relação ao serviço de energia elétrica, a capital do Estado do Amazonas,
Manaus é atendida pela empresa Manaus Energia, com 482.415 consumidores, dos
quais 411.277 clientes ativos, entre eles as indústrias do Pólo Industrial de Manaus –
PIM. A empresa possui uma potência nominal instalada de 1.599,10MW.
Em 2006, o fornecimento de energia elétrica apresentou um crescimento da
ordem de 4,0%, principalmente em função do acréscimo de 7,94% no consumo da
classe industrial, que representou 43,6% do total do mercado atendido, onde se destaca o
incremento de 14,66% nas vendas aos consumidores que compõem a classe industrial
atendidos no nível de tensão 69KV – Tarifa Azul – Horo-sazonal (Manaus Energia, 2007).
O parque gerador da Manaus Energia está constituído pela Usina Hidrelétrica
de Balbina – UHE Balbina, de 250 MW de potência e pelas usinas termelétricas.
Para a cidade de Manaus, que concentra cerca de 80% da demanda elétrica do estado
de Amazonas, mais de 70% da geração elétrica é de origem térmica, envolvendo uma
tendência de crescimento de participação em relação à geração hídrica, função da
crescente participação dos produtores independentes de eletricidade, em geral, através
de centrais termelétricas, operando com motores, turbinas ou caldeiras (ciclo Rankine),
elevando em muito os custos de geração elétrica para as referidas cidades.
A partir dos valores de consumo de óleo diesel e óleo combustível destinados
à geração elétrica apenas no Amazonas (Manaus e pequenas e médias cidades atendidas
pelas centrais geradoras do interior do estado), a Manaus Energia avaliou uma demanda
potencial de gás natural da ordem de 3 milhões de m3/dia de gás natural, valor que
constitui mais de 50% da oferta de gás natural na primeira etapa de operação do gasoduto
Coari-Manaus. Numa segunda fase de operação do gasoduto, foi prevista uma ampliação
da oferta de gás natural para valores próximos de 9 a 10 milhões de m3/dia.
Por outro lado, dentro de quatro ou cinco anos, se prevê o término das obras
de construção da linha de transmissão de eletricidade interligando a usina de Tucuruí
no Pará ao estado do Amazonas, o que poderá deslocar parte do consumo de gás
natural em termoeletricidade em Manaus e cidades próximas. Isto permitirá uma maior
oferta de gás natural para outros segmentos econômicos da região de Manaus e entorno,
como Manacapuru, Iranduba e Itacoatiara, diante do menor custo da eletricidade de
origem hídrica em relação à eletricidade de origem térmica gerada com combustíveis
derivados de petróleo a custo subsidiado.
O estado do Amazonas apresenta um sistema gerador de energia elétrica com
características muito próprias, à semelhança de outros estados da região amazônica,
distintas das outras regiões do país. Esta distinção é função da grande extensão do
97
território do estado (mais de 1,5 milhão km2) e de sua baixa densidade populacional,
gerando uma grande dispersão da demanda de energia elétrica, que à exceção de Manaus
e de pouco mais de uma dezena de cidades com população acima de 30.000 habitantes,
apresenta um predomínio de regiões de baixa densidade de consumo. Isto é função
do limitado nível de renda e do perfil de consumo, com mínima participação dos
setores industrial e comercial e preponderância do perfil de uso residencial,
caracterizando regiões de baixa atividade econômica.
No Amazonas, a potencialidade de geração hidroelétrica costuma ser limitada
pelo relevo predominantemente plano, que exige maiores relações de área alagada
por potência elétrica disponível. Dois casos emblemáticos da dificuldade de geração
hidroelétrica na Amazônia foram os das usinas de Balbina (AM) e Samuel (RO), que
evidenciaram problemas de corrosão e erosão de turbinas, gerando elevados custos de
manutenção e operação, limitações em suas capacidades nominais de geração elétrica,
além de apresentarem extremo impacto na alagação de áreas para a formação de seus
reservatórios. No caso de Balbina, com potência nominal de 250 MW, a área alagada
equivale à de Itaipu, usina com uma potência nominal 56 vezes maior.
Com isso, cresceu em importância a vertente de geração termoelétrica na
região, principalmente para o caso de geração de médios blocos de energia (cidades
de médio porte, como Manacapuru, Iranduba e Coari) e grandes blocos de energia
(região de Manaus), cuja vantagem é poder estar junto aos centros de carga, reduzindo
custos de expansão das linhas de transmissão e as perdas de energia envolvidas, ainda
que com suas limitações técnicas, logísticas, ambientais e econômicas.
5.1.3 Premissas Consideradas na Análise
Com informações recebidas da Manaus Energia, pode-se dizer que para a
análise desenvolvida foi considerado o seguinte:
. O volume total disponível de gás natural para operação comercial inicialmente
contratado é de 5,5 milhões m3/dia.
. Como mostrado na Tabela 5.1.1 a seguir, a Manaus Energia terá disponível
2,8 milhões de m3/dia de gás natural, que serão entregues nos city Gates de
Aparecida (1,0 milhão m3/dia) e Mauá (1,8 milhões m3/dia).
. Para a CIGÁS empresa distribuidora de gás no Amazonas, serão
disponibilizados 0,5 milhões de m3/dia . Como a CIGÁS tem 5 anos para
prospectar este mercado consumidor, neste período este volume de gás natural
poderá ser utilizado para geração térmica pela Manaus Energia.
. O preço considerado para o gás natural (molécula+transporte+margem) é
de R$12,66 /MMBTU (sem impostos).
. Foi considerado que a partir de 2008, 10% do parque gerador próprio da
Manaus Energia como indisponível a título de programa de manutenção
preventiva.
. A partir de 15/01/2008, os ativos de geração dos PIE El Paso Amazonas e
Rio Negro, no total de 387 MW seriam revertidos para a Manaus Energia.
. Na análise econômica da expansão térmica, foi considerado um custo
internacional de referência de 650 US$/kW, que corresponde ao custo de
aquisição de uma termelétrica em ciclo combinado.
. Taxa de Câmbio de US$ 1.00 = R$ 2,10
. Taxa de Desconto de 12% a.a.
Tabela 5.1.1 Parcelas contratuais, por empresa, do volume de gás natural
Fonte: Manaus Energia - 2007
99
5.1.4 Parque Térmico Atual do Sistema de Manaus
O parque gerador próprio da Manaus Energia é composto pela Usina
Hidrelétrica de Balbina e pelas termelétricas de Mauá, Aparecida e Electron (comodato
da Eletronorte). Atuando como produtores independentes (PIE), exclusivamente para
a Manaus Energia operam as seguintes companhias: El Paso Amazonas, com três
usinas, El Paso Rio Negro (1) e CGE – Ceará Geradora (3). Operando de modo não
exclusivo para a Manaus Energia operam as geradoras Breitener Energética (2),
Manauara (1), Rio Amazonas Energia (1), Geradora de Energia do Amazonas (1).
Assim, a Manaus Energia é atendida por quatro usinas próprias e doze independentes.
No total, são quinze usinas térmicas e apenas uma usina hidrelétrica, com as seguintes
potências nominais e participações percentuais na potência total.
O Parque gerador térmico atual do Sistema Manaus pode ser acompanhado
na Tabela 5.1.2, bem como o fator de disponibilidade, consumo específico e o custo
unitário de geração que leva em consideração o custo do combustível sem ICMS
(somente parcela relativa ao combustível) de cada UTE.
Tabela 5.1.2 Síntese do Parque Gerador Térmico – Sistema Manaus
Fonte: Manaus Energia, 2007
A partir da Tabela 5.1.2 pode-se fazer os seguintes comentários:
1. Os consumos específicos foram verificados em novembro de 2006;
2. Preço unitário de óleo sem ICMS, calculado a partir do preço do óleo
verificado em novembro/2006 e dos consumos específicos verificados em
novembro de 2006;
3. O elevado consumo específico verificado na UTE Electron de 0,823 m3/
MWh deve-se ao despacho atual das unidades disponíveis na mesma ser
realizado apenas em caráter emergencial para atendimento aos períodos de
ponta de carga do sistema, operando fora do regime de despacho econômico
recomendado para turbinas a gás.
Vale destacar que este parque gerador sofreu forte processo de expansão em
2006, com a entrada em operação de cinco usinas térmicas, todas independentes,
adicionando uma potência nominal de 418,60 MW, num crescimento de 35,4%, sendo
305 MW contratados. Essas usinas foram as duas unidades da Breitener (UTE
Tambaqui e UTE Jaraqui), a usina Manauara, a usina Cristiano Rocha da Rio Amazonas
Energia e a usina Ponta Negra, da Geradora de Energia do Amazonas. Assim, da
capacidade total disponível para a Manaus Energia, as usinas próprias da empresa
participam com apenas 650,1 MW ou 40,6%.
A energia elétrica gerada (GWh) pelo parque gerador da área de concessão da
Manaus Energia entre 2002 e 2006 está apresentada na Tabela 5.1.3 a seguir:
Tabela 5.1.3 Série Histórica da Manaus Energia
Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte . 101
Para a alimentação do referido parque gerador, a previsão de demanda de
combustíveis feita pela Eletrobrás pode ser acompanhada na Tabela 5.1.4 a seguir:
Tabela 5.1.4 Consumo de Combustível verificado nas Termelétricas
Fonte: Eletrobrás, 2005
PTE – Destilado intermediário do petróleo, diesel predominante para turbinas
PGE – Destilado intermediário do petróleo, diesel predominante para moto-geradores
Obs: Valores de Poder Calorífico Inferior (PCI) considerados, fonte MME, BEN, 2006, foram: óleo
diesel – 8.484 kcal/litro; óleo combustível – 9.590 kcal/kg; óleos PGE e PTE, destilados
intermediários do petróleo, diesel predominantes, o primeiro para moto-geradores elétricos e o
segundo para turbinas, apresentando valores de PCI próximos de 10.200 kcal/kg e de 8.894
kcal/litro respectivamente.
Considerando a simples equivalência energética entre o gás natural e os
energéticos atualmente empregados, sem levar em conta as eficiências térmicas dos
arranjos dos novos sistemas de geração com gás natural, ainda não definidos, a demanda
potencial de gás natural para geração termelétrica em Manaus seria atualmente da
ordem de 3,0 milhões m3/dia, valor que representa 53,6% da futura oferta prevista de
gás natural para Manaus, na primeira fase de operação do gasoduto Coari-Manaus.
5.1.5 Parque Térmico da Manaus Energia Previsto
para 2008
É apresentado na Tabela 5.1.5 de forma resumida, o parque térmico próprio
da Manaus Energia previsto para operar em 2008.
Tabela 5.1.5 Parque Térmico Próprio – Manaus Energia (2008)
Nota: (1) Esses valores refletem a necessidade mínima de potência que deverá permanecer
disponível nessas subestações em 2007, por atrasos nos programas de obras de
sub-transmissão, destacando-se que os ativos de geração da CGE revertidos para a Manaus
Energia em dezembro de 2006 são superiores a esse montante.
5.1.6 Parque Térmico da Manaus Energia Considerado na
Análise de Conversão para Gás Natural
Para selecionar as unidades geradoras para avaliação da viabilidade da
conversão bi-combustível, foram considerados:
. o histórico de disponibilidade operacional e de não conformidades
no fornecimento de combustível líquido;
. a eficiência da geração;
. a modalidade de operação (base ou ponta)
. e a otimização dos volumes contratuais de gás natural.
Na Tabela 5.1.6 observa-se o Parque Térmico considerado na análise de
conversão para operação bi-combustível.
Tabela 5.1.6 Parque Térmico considerado na análise de conversão para
operação bi-combustível
NOTA: TG - Turbina a Gás; MD – Motor Diesel
As Unidades Wärtsilä serão convertidas para o modelo 18V46 GD
5.1.7 Perdas Globais
O Relatório “Avaliação das Perdas Técnicas e Comerciais no Sistema de
Distribuição da Manaus Energia S.A., 2006” apontou, em dados consolidados de setembro
de 2006, perdas totais de 34,5% da geração bruta, correspondendo a 1.824.711 MWh,
que à tarifa então vigente corresponderam a R$ 474 milhões de reais.
Essas perdas estão fortemente concentradas na distribuição (13,8 kV e BT),
onde ocorreram 33,11% dos 34,5% registrados em todo o sistema, correspondendo a
96% do total.
Na Figura 5.1.1, é apresentada a evolução das perdas na Manaus Energia, de
1995 até 2006. Pode-se observar neste período uma ocorrência crítica em 1999, seguida
de uma pequena redução em 2000 e a retomada do crescimento das perdas a partir de
2001, tendência que se mantém até o presente.
Figura 5.1.1 Perdas Anuais Totais - %
Os elevados índices de perdas observados no Sistema Manaus Energia refletem
em dificuldades financeiras na empresa, reduzindo sua capacidade de investimentos,
razão pela qual qualquer iniciativa relativa à ampliação de sua capacidade de oferta de
energia deverá incluir um rigoroso plano de redução de perdas.
5.1.8 Análise das Conversões
A avaliação da viabilidade de conversão das termelétricas da Manaus Energia
para operação bi-combustível foi feita através de análise econômica.
A empresa realizou simulações no horizonte de 20 anos, adotando como
premissa a operação das termelétricas na base, comparando os custos de conversão
de combustível e de O&M das unidades geradoras anteriormente relacionadas na
Tabela 5.1.6 com os custos de implantação, de combustível e de O&M de uma
nova termelétrica, operando, no primeiro ano, em ciclo simples e a partir daí em
ciclo combinado.
A seguir é apresentada a análise para cada termelétrica.
a) Área de Aparecida
Tendo em vista a reversão dos ativos de geração do PIE El Paso para a Manaus
Energia, prevista para 15/01/2008, foram consideradas na análise as quatro turbinas a
gás LM6000 existentes nessa área (2 na UTE Aparecida e 2 na UTE D).
O resumo dessa análise é apresentado nas tabelas 5.1.7 a 5.1.8 a seguir:
Tabela 5.1.7 Análise Econômica – UTE Área de Aparecida X Planta Nova
(milhões R$)
Com estes dados verifica-se que a implantação e operação de uma
termelétrica nova, para operação na base, apresenta um custo total cerca de 4%
superior ao custo de conversão e operação das UTE da área de Aparecida. Como a
diferença entre as duas alternativas é pequena, de apenas 4%, a análise centrou-se
nos custos dos investimentos.
O custo de conversão das UTE da área de Aparecida é cerca de 13 milhões de
reais enquanto o custo de implantação de uma planta nova equivalente é de cerca de
214 milhões de reais. Assim, levando-se em consideração também o investimento
inicial, que impacta na disponibilidade de orçamento e recursos financeiros de imediato,
concluiu-se pela atratividade da conversão das unidades da área de Aparecida para
operação na base.
b) UTE W
Para esta unidade, após a conversão da Planta W para operação bi-combustível
considerou-se o consumo de cerca de 3% de óleo diesel como necessidade operacional
para ignição neste tipo de unidade geradora.
Neste caso pode-se observar que a implantação e operação de uma termelétrica
nova, para operação na base, apresenta um custo cerca de 3% inferior ao custo de
conversão e operação da UTE W (Tabela 5.1.8).
Tabela 5.1.8 Análise Econômica – UTE W x Planta Nova (milhões R$)
Como a diferença entre as duas alternativas é somente de 3%, da mesma
forma que anteriormente foi feita a análise pelo custo dos investimentos.
Segundo dados da Manaus Energia, o custo de conversão da UTE W é cerca
de 74 milhões de reais, enquanto o custo de implantação de uma planta nova equivalente
é de cerca de 227 milhões de reais. Dessa forma, levando-se em consideração o
investimento inicial, apresenta-se como mais atrativa a conversão da UTE W para
operação na base.
c) UTE B
Pelos dados da Tabela 5.1.9, observa-se que a implantação e operação de
uma termelétrica nova, para operação na base representa um custo cerca de 19% inferior
ao custo de conversão da UTE B.
Neste caso,observa-se que para a operação na base, uma termelétrica nova
seria mais econômica que a conversão da UTE B.
Tabela 5.1.9 Análise Econômica – UTE B x Planta Nova (milhões R$)
De forma resumida e considerando as análises anteriores, a Tabela 5.1.10
apresenta o parque térmico próprio da Manaus Energia recomendado para conversão
e operação na base.
Tabela 5.1.10 Parque Térmico da Manaus Energia a ser convertido
NOTA: TG – Turbina a Gás ; MD – Motor Diesel
5.1.9 Geração
Na Tabela 5.1.11, é apresentada a previsão do volume de gás a ser consumido
pelas termelétricas convertidas, bem como a potência efetiva da expansão possível de
ser obtida com o volume contratual restante, de forma a utilizar a totalidade contratada
para a Manaus Energia (2,8 milhões m3/dia). Adicionalmente, são informadas as
características de rendimento e consumo de gás natural esperados para a UTE B El
Paso utilizadas nas avaliações.
Tabela 5.1.11 Consumo de Gás Natural previsto por UTE
Nota: (1) Potência efetiva a ser disponibilizada por limitação do volume de gás natural disponível
para esta planta geradora.
Por estes dados observa-se que a nova expansão máxima, por limitação do
volume de gás contratual da Manaus Energia, deverá ser de aproximadamente 240
MW efetivos locais ou cerca de 280 MW ISO. O investimento previsto é de cerca de
R$ 400 milhões.
Com o objetivo de garantir a disponibilidade de 100% do total de cerca de
550MW das UTE que operarão na base consumindo gás natural, bem como suportar
a perda da maior unidade geradora (estimada como sendo uma turbina a vapor de 100
MW ISO da nova expansão), até a entrada da LT Tucuruí-Macapá-Manaus em 2012
(de acordo com a previsão atual da EPE), torna-se necessária uma geração adicional
equivalente para complementar o atendimento.
Para tanto, foram analisadas duas alternativas:
Alternativa 1 – prevê o aumento da capacidade instalada com a implantação
de uma termelétrica nova bi-combustível de cerca de 100 MW, considerando apenas
as turbinas a gás para operação nos períodos de indisponibilidade de qualquer unidade
geradora do parque térmico anteriormente apresentado (vide Tabela 5.1.10).
Alternativa 2 – prevê a utilização da UTE B, convertida para operação bicombustível, para operação nos períodos de indisponibilidade de qualquer unidade
geradora do parque térmico apresentado na Tabela 5.1.11.
O resumo dessa análise se encontra na Tabela 5.1.12, na qual se observa que
o custo da ampliação em 100 MW da termelétrica nova é cerca de 30% superior ao
custo de conversão da UTE B, para operação nos períodos de indisponibilidade de
qualquer unidade do parque térmico;
Tabela 5.1.12 Comparação econômica das alternativas (milhões R$)
Assim, conclui-se pela conversão da UTE B para operação, como reserva,
nos períodos de indisponibilidade do parque térmico próprio da Manaus Energia.
5.1.10 Transmissão
Foi avaliada a expansão do sistema de transmissão de Manaus nas tensões de
69, 138 e 230 kV, dentro do horizonte 2006-2012, objetivando apresentar os
empreendimentos necessários, identificados a partir dos estudos energéticos que
apontam para a necessidade do aumento da oferta de energia, e também do advento
da entrada do gás natural de Urucú.
O aumento natural da carga por si só já requer a expansão de linhas e
subestações ao longo do tempo. Há ainda, adicionalmente ao aumento da carga, o
fator gás natural que requer uma nova configuração do parque gerador uma vez que
nem todas as unidades geradoras atualmente instaladas apresentam viabilidade de
conversão para operação bi-combustível. A ocorrência de aumento de carga e ainda
a ampliação da capacidade de oferta, com a instalação de novas unidades geradoras
próximo ao centro de carga, acaba elevando o nível de curto circuito e superando a
capacidade dos equipamentos de 69 kV. Resulta daí, o esgotamento da capacidade de
atendimento do atual sistema de subtransmissão em 69 kV, sinalizando a necessidade
de implantação de um novo sistema de transmissão em níveis de tensão mais elevados.
Desta forma, as soluções técnicas e economicamente viáveis, necessárias para
atendimento ao crescimento do mercado de Manaus, considerando-se que a interligação
em 500 kV está prevista para 2012, são:
. Reforçar a capacidade de transformação no sistema de 69kV com a instalação
até 2008 de 14 novos transformadores de 26,6 MVA nas subestações existentes
e duas LTs em 69kV (Cachoeirinha – Distrito Dois e Ponta Negra - Ponta de
Ismael).
. Expandir, inicialmente em 2008, o sistema elétrico através de 10km de
linha, interligando as novas subestações de Mauá 3 (local da nova geração) e
Jorge Teixeira, em 230kV e,
. Construção de 37 km de linha , interligando as subestações de Jorge Teixeira,
Mutirão e Cachoeira Grande em 138 kV
Após 2008, a expansão do mercado exigirá novas subestações, tanto em 138
kV como em 230kV.
A partir de 2009 serão necessárias mais duas subestações em 230 kV (Tarumã
e Cariri) e mais quatro subestações em 138 kV (Centro, Distrito 3, Parque 10 e Santa
Etelvina) para atender o crescimento do mercado. Estas subestações deverão entrar
em operação em 2009, 2010, 2011 e 2012 respectivamente.
As ampliações e reforços no 138 kV decorrerão das novas instalações de 230
kV. As subestações de 230 kV de Cariri e Tarumã estão condicionadas a interligação
Tucuruí- Macapá-Manaus em 500 kV. Assim, a antecipação desta linha implicará na
implantação, para a mesma data de energização, das duas subestações de 230kV citadas
anteriormente. Com a geração hoje projetada nas expansões dos estudos energéticos,
presume-se o não atendimento ao mercado até 2012 devido à limitação do gás natural.
As Tabelas 5.1.13 e 5.1.14 resumem investimentos necessários em subestações
e linhas, no período 2007/2008 a 2012.
Tabela 5.1.13 Orçamento de Investimento (R$ x 1000) fev/2007
(*) Datas condicionadas a interligação Tucuruí – Manaus em 500kV
NOTA: EL – Entrada de Linha; TR – Transformador.
Apesar de se tratar de aquisição de somente uma estrutura de 2,8 ton, deve ser incluído o
seccionamento da LT Manaus – Distrito em 69 kV para atender a SE V8.
Tabela 5.1.14 Orçamento de Investimento – (R$x1000) 01/02/07
5.1.11 Considerações Adicionais
. A partir de outubro de 2008, a Manaus Energia se obriga ao pagamento
correspondente a 2,2 milhões m3/dia de gás natural, conforme o Take or Pay
(TOP) contratual (80% do volume de 2,8 milhões m3/dia contratado pela
empresa), representando um custo mensal de cerca de R$ 38 milhões,
excluídos os impostos;
. O custo da conversão do parque térmico apresentado na Tabela 5.1.6 foi
estimado em R$ 95,39 milhões, conforme informado pelos fabricantes à
Eletronorte e Manaus Energia;
. Verifica-se que o custo da conversão corresponde a, aproximadamente, 3
meses de Take or Pay do gás natural, demonstrando que as conversões se
pagam nesse prazo, ratificando a viabilidade econômica dessas conversões;
. A conversão para operação bi-combustível será realizada nas unidades
geradoras próprias e naquelas com previsão contratual de reversão para a
Manaus Energia. Essas unidades já estão conectadas ao atual sistema de
subtransmissão de Manaus, em 69 kV, não necessitando assim de significativas
obras de transmissão para sua continuidade operativa;
. Para a implantação de uma UTE nova é imprescindível ter disponibilizado
o sistema de transmissão e subtransmissão associado até outubro de 2008.
5.1.12 Potência Disponível Local e Balanço da Demanda
Considerando o volume de gás contratado, a nova expansão necessária e as
conversões das termelétricas para operação bi-combustível, na Tabela 5.1.15 é
apresentada a potência disponível das usinas consideradas para o atendimento da
demanda no período 2008 – 2012.
Tabela 5.1.15 Potência Disponível Local
(1) Considera as restrições operativas no mês da demanda máxima anual
Por outro lado a projeção de demanda prevista para o Sistema Manaus no
horizonte 2008-2012 deverá se dar de acordo com ao dados da Tabela 5.1.16. a seguir.
Tabela 5.1.16 Projeção da Demanda – Sistema Manaus
Fonte: CTM / GTON – Ciclo 2006
A partir desses dados a Tabela 5.1.17 apresenta o balanço de demanda previsto
para o horizonte 2008-2012.
Tabela 5.1.17 Balanço da Demanda – Horizonte 2008 – 2012
Fonte: Manaus Energia – 2007
(1)
Disponibilidade de potência após o desconto das reduções
Deve-se destacar que em 2008 foi considerada como maior máquina uma
turbina a gás de 74 MW de potência efetiva e a partir de 2009, uma turbina a vapor de
86 MW. A reserva operacional considerada se refere a UTE B, convertida para operação
bi-combustível.
Observa-se que em 2009 e 2010 é necessária a utilização da reserva operacional
(UTE B) para cobrir o déficit previsto de 30 a 79 MW, respectivamente, em regime
normal. Para isso, torna-se necessário fazer uso dos volumes contratuais de gás natural
destinados a CIGÁS (0,5 MM m3/dia) e a CEAM (0,2 MM m3/dia). A partir de 2011,
essa reserva não será suficiente para cobrir os déficits previstos.
Considerando a perda da maior unidade geradora, já a partir de 2009 a
utilização da reserva operacional não é suficiente para cobrir os déficits previstos,
devendo os mesmos serem atendidos com a utilização das unidades não convertidas,
operando com combustível líquido.
Dessa forma, se pode concluir que é necessária a antecipação da interligação
Tucuruí-Macapá-Manaus de 2012, conforme previsto no Plano de Expansão da EPE,
para 2010, de modo a evitar a utilização da onerosa geração com combustível líquido
para atendimento ao Sistema Manaus.
5.1.13 A Demanda de Gás para Geração Termoelétrica
para 2010, 2015 e 2020
Na tabela 5.1.18, dados técnicos e econômicos sobre a conversão de óleo
para gás natural nas termelétricas que atendem Manaus.
Tabela 5.1.18 Dados da Conversão de Óleo para Gás nas Termelétricas de Manaus
(*) considera o custo de conversão de óleo para gás natural das usinas da Manaus Energia de
R$ 95,39 milhões e custo de implantação de nova usina termelétrica em ciclo combinado de 240
MW de R$ 400,40 milhões, medidas que permitirão a entrada em operação das referidas usinas
a partir de 2010.
Obs.: Não foram considerados os custos para expansão e interligação das redes elétricas de
transmissão locais.
5.1.14 Conclusões
1. A conversão das unidades térmicas da área de Aparecida (4 LM6000, sendo
2 em Aparecida e 2 na planta D), num total de 152 MW e da UTE Rio Negro (planta
W), de 157 MW para operação bi-combustível, mostra-se necessária e economicamente
vantajosa para a operação na base, por um período de 20 anos;
2. A conversão da UTE B de 110 MW efetivos mostrou-se necessária e
economicamente atraente, desde que a mesma seja utilizada como reserva operacional,
visando suprir as indisponibilidades do parque térmico;
3. Será necessária a implantação de uma nova termelétrica em ciclo combinado
de cerca de 240MW (potência efetiva local), num arranjo de 2 turbinas a gás, 2 caldeiras
de recuperação e 1 turbina a vapor, com a entrada em operação em ciclo simples até
outubro de 2008 e o fechamento em ciclo combinado até outubro de 2009.
4. Para o escoamento da energia gerada por essa nova UTE, foi considerada a
necessidade de implantação, do sistema de transmissão em 230/138kV, o que se mantido
o planejado ocorrerá até outubro de 2008.
5. É imprescindível a realização de investimentos no sistema de subtransmissão
em 69 kV, particularmente aqueles relativos à compra e instalação de, pelo menos, 14
transformadores 69/13,8 kV – 26 MVA e a implantação de duas linhas em 69 kV
(Cachoeirinha – Distrito Dois e Ponta Negra – Ponta do Ismael), condições mínimas para
o atendimento ao mercado de energia elétrica em 2008 nas atuais subestações 69/13,8 kV;
6. Com a quantidade de gás contratada, o parque gerador do Sistema Manaus,
incluindo a expansão prevista de 240 MW, só atenderá a demanda até o ano de 2010,
indicando a necessidade de antecipação da interligação Tucuruí – Macapá – Manaus,
para atendimento da ponta de carga prevista para este sistema em novembro daquele
ano (1.073 MW).
7. A conversão do parque térmico próprio da Manaus Energia foi estimada
em R$ 95,39 milhões, conforme informado pelos fabricantes GE e Wärtsilä à
Eletronorte e a Manaus Energia.
8. As obras necessárias para implantação do novo sistema de transmissão e
subestações associadas no biênio 2007/2008 foram estimadas em R$ 362,31 milhões,
dos quais cerca de 68% destinados às subestações em 230 kV e 138 kV.
9. A implantação da nova termelétrica em ciclo combinado de cerca de 280
MW (potência ISO) foi estimada em R$ 400,40 milhões.
10. O resumo dos investimentos previstos para 2007/2008 é apresentado na
Tabela 5.1.19 a seguir:
Tabela 5.1.19 Investimentos que foram previstos para o biênio 2007/2008
Fonte: Manaus Energia – 2007
1. AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO/ANP, Nota Técnica 016/2006.
2.COMPANHIA ENERGÉTICA DO AMAZONAS CEAM - Relatório de
Administração -2007.
3. CIGÁS, comunicação pessoal, Manaus, 2008.
4. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA PDE/EPE - Plano Decenal de Expansão
2006-2015.
5. EIA, 2005.
6. ELETRONORTE/EPEE, Informativo Operacional 2006.
7. ELETRONORTE. Relatório da Administração, 2007.
8. MANAUS ENERGIA, Relatório de Administração, 2007.
9. MANAUS ENERGIA, Expansão do Sistema Manaus, 2007.
5.2 Setor Industrial
5.2.1 O Processo da Industrialização do Amazonas
O Estado do Amazonas, com um IDH de 0,780 (PNUD, 2008) em 2005
e com com uma contribuição de cerca de 1,5% na composição do PIB nacional no
mesmo ano, conforme anteriormente abordado, é em grande parte coberto pela
floresta Amozônica. Na região, a valorização do manejo da floresta como fonte
de renda contribuiu para que o Amazonas atingisse, segundo o Instituto Nacional
de Pesquisas Espaciais – INPE, uma redução de 30% nos níveis de desmatamento
no período 2004-2005, alcançando uma queda acumulada de 52% em relação a
2003 – 2004 (INPE, 2006).
Sua capital, Manaus, surgiu em 1848 inicialmente como Cidade da Barra
do Rio Negro passando a ter o atual nome a partir de 1856. Com base na exploração
da borracha, a partir de 1900, em conjunto com Belém do Pará, Manaus passou
por um período de grande progresso e desenvolvimento, sendo a primeira cidade
brasileira a ser urbanizada e a segunda a possuir energia elétrica (a primeira foi
Campos dos Goytacazes, no Rio de Janeiro). Este quadro começou a mudar a
partir da segunda metade do século XIX. Os ingleses haviam levado sementes
selecionadas de seringueiras (Hevea Brasiliensis) para suas colônias do sudeste
asiático as quais, com base nas vantagens comparativas relativamente ao Brasil
(Tabela 5.2.1), se desenvolveram rapidamente. Já no início do século XX, chegaram
ao mercado internacional as primeiras partidas de produção asiática e, com a sua
rápida ascensão, a borracha amazônica começou a perder mercado levando ao
declínio a economia da região.
A Zona Franca de Manaus, inicialmente criada como Porto Livre através
de Decreto Lei de 1957, e a construção da rodovia Belém-Brasília, no final dos
anos 50, foram importantes passos na direção de quebrar o isolamento e a
estagnação econômica que havia se instalado no estado da região Norte.
Tabela 5.2.1 Cultivo da Borracha no Brasil e na Ásia – Dados Comparativos
Fonte: www.portalamazonia.globo.com
Relativamente à Zona Franca de Manaus, a partir de Decreto-Lei de 1967,
que ampliava a lei estabelecida dez anos antes, o modelo foi efetivamente implantado,
com sua proposta se inserindo no contexto da chamada “operação Amazônica”,
anunciada pelo governo do Marechal Castello Branco em 1965 (tomdadaamazônia,
2008). A proposta estimulava a ocupação econômica e demográfica da região, o que
poderia ser alcançado via o encadeamento entre produção, demanda, emprego e renda.
Assentado na concessão de incentivos fiscais e orientado ao desenvolvimento
dos três setores econômicos básicos – indústria , comércio e agropecuária, o modelo
da Zona Franca de Manaus (ZFM) naquele momento se alinhava à proposta, em voga
na época, de substituição das importações como forma de fortalecimento do mercado
interno brasileiro, o que se daria via a implantação de empresas fabricantes de bens
de consumo durável.
Para dar suporte à proposta, ainda em 1966 o governo havia criado a SUDAM
– Superintendência para o Desenvolovimento da Amazônia que, com poderes para
distribuir incentivos fiscais e financeiros especiais para atrair investidores privados
nacionais e internacionais para a região, tinha como objetivo principal estimular a
criação de pólos de desenvolvimento que deveriam se espalhar por toda a bacia
amazônica. Na mesma linha, em 1967 foi também criada a Superintendência da Zona
Franca de Manaus (SUFRAMA, 2008). Seu objetivo é o de administrar e controlar os
incentivos fiscais concedidos às empresas interessadas em se instalar na Zona Franca
de Manaus, bem como promover estratégias de desenvolvimento que utilizem de forma
sustentável os recursos naturais da região da Amazônia Ocidental. A partir de 1991 à
área de abrangência da SUFRAMA foram incorpordas as cidades de Santana e Macapá
no Amapá (Figura 5.2.1).
Figura 5.2.1 Área de Atuação da Suframa
Fonte: SUFRAMA, 2008
Nos primeiros anos logo após sua efetiva implantação a Zona Franca de
Manaus se tornou um grande shopping center onde podiam ser encontrados diversos
produtos importados ainda não disponíveis no mercado interno. Manaus teve uma
explosão em todas as atividades, principalmente na comercial. Dados da Junta
Comercial do Amazonas indicam que só em 1967 foram registradas 1.339 novas
empresas (Manaus Online, 2008).
Naquela época não havia limites para as importações, com restrições apenas
para armas e munições, fumo, bebidas alcoólicas, automóveis de passeio e perfumes,
cuja importação só poderia ser feita mediante o pagamento de todos os impostos.
Mas a partir de 1976 o Governo Federal fixou uma quota de bagagem para os
passageiros que saíam da ZFM, e os turistas brasileiros, que iam somente para fazer
compras, aos poucos foram deixando de ir a Manaus, já que a sua lucratividade fora
reduzida também pelos altos custos com passagens aéreas e hospedagem.
A fixação de quotas de bagagem para os passageiros que saiam da Zona Franca
de Manaus, o aumento dos custos com passagens e hospedagens e, principalmente a
crescente pressão da indústria nacional, que buscava proteger as unidades industriais
instaladas em outras regiões do País, principalmente na região sudeste, redirecionaram
a atividade comercial da Zona Franca que passou a importar apenas os produtos que
ainda não eram fabricados no Brasil. A liberalização das importações, a partir de
1990, reduziu ainda mais o atrativo comercial de Manaus.
Os projetos industriais na região de Manaus, que começaram a ser implantados
na década de setenta e que hoje compõem o Pólo Industrial de Manaus (PIM), tiveram
sua pedra fundamental lançada em setembro de 1968. Inserido no modelo da ZFM,
inicialmente as indústrias que se localizavam no PIM tinham suas atividades voltadas
para a montagem de produtos direcionados ao mercado interno. Embora o modelo
previsse liberdade para importação de componentes e insumos, também acabou por
contribuir para o fomento de uma indústria nacional que gradativamente vem
produzindo internamente estes mesmos insumos e componentes.
Com a abertura da economia brasileira, o que reduziu os impostos de
importação para todo o País, e a implantação do Programa Brasileiro de Qualidade e
Produtividade (PBPQ) e do Programa de Competitividade Industrial, as empresas do
Pólo Industrial de Manaus iniciaram um amplo processo de modernização industrial,
passando a dar maior ênfase à automação bem como à qualidade e produtividade.
Nesta mesmo período foi adotada para as empresas do PIM uma política de estímulo
às exportações.
Em 2004, das 843 unidades industriais do setor de transformação em operação
no estado do Amazonas, 393 pertenciam ao conjunto de projetos implantados em
parceria com a SUFRAMA (Tabelas 5.2.2 e 5.2.3). Com um faturamento de US$ 6
bilhões alcançado no primeiro semestre de 2004, as indústrias do Pólo Industrial de
Manaus (PIM) seriam responsáveis por manter, no mesmo ano, o Estado do Amazonas
na liderança do crescimento industrial do país (MDIC, 2004).
Tabela 5.2.2 Dados Gerais da Atividade Industrial no Amazonas em 2004
Fonte: IBGE, 2008
Tabela 5.2.3 Projetos Industriais Implantados no PIM, por Subsetor, em 2004
Fonte: Araujo, 2005
Quanto aos subsetores com maior representatividade no Pólo Industrial, até
1985 a liderança era, de longe, exercida pelo setor eletroeletrônico quadro que começa
a mudar com a participação crescente de outros segmentos, destacadamente o de duas
rodas seguido do termoplástico e o químico (Tabela 5.2.4)
Tabela 5.2.4 Participação dos Setores no Faturamento do PIM (1995-2004) (%)
Fonte: SUFRAMA, Indicadores de Desempenho 2004
Em 2005, puxado pelas atividades do Pólo Industrial, o PIB de Manaus
alcançou a preços correntes o montante de R$ 27.214,00 bilhões, valor equivalente a
pouco mais de 81% do PIB do estado no mesmo ano (IBGE, 2008). O volume de
recursos recolhidos na categoria impostos é um outro aspecto que indica a relevância
das atividades do Pólo Industrial. Como detalhado adiante, hoje as atividades do Pólo
Industrial são responsáveis pela maior parcela de arrecadação em tributos federais
em toda a Região Norte, excetuando-se a participação de Tocantins.
Hoje as empresas do PIM, que somam somente em Manaus mais de 450
unidades em operação com faturamento anual superior a U$ 13,6 bilhões, geração de
cerca de 90 mil empregos diretos e 350 mil indiretos (nos demais estados de abrangência
da SUFRAMA são mais de 20 mil os empregos gerados), buscam o aumento das
exportações e um maior equilíbrio da balança comercial.
Simultaneamente, através de investimentos em institutos de pesquisa regionais,
vem sendo estímulado o desenvolvimento tecnológico de um parque industrial que
promova o maior aproveitamento das matérias primas locais. Hoje quase todas as
empresas que atuam no PIM são filiais de grandes indústrias, quase sempre de capitais
transnacionais, que produzem aparelhos eletrônicos, motocicletas, relógios, aparelhos
de ar condicionado, suprimentos de informática e outros, com a maioria dos
componentes trazidos de outras regiões.
Quanto aos incentivos fiscais, embora a Constituição Federal de 1988 previsse
a manutenção dos incentivos fiscais da Zona Franca de Manaus até o ano de 2013,
uma Emenda Constitucional de dezembro de 2003 estabeleceu sua prorrogação até o
ano de 2023. Eles abrangem a isenção ou redução de tributos federais, a redução do
imposto de importação em até 88% (I.I.), a isenção do imposto sobre produtos
industrializados (I.P.I.), a restituição do ICMS na faixa de 55% a 100%, bem como a
isenção do imposto sobre a propriedade predial e territorial urbana e de taxas
municipais, como a de serviços de coleta de lixo (SUFRAMA, 2008).
Em linhas gerais, no entanto, à excessão do que ocorre no PIM, hoje não
existe uma verdadeira economia industrial nos estados que compõe a Amazônia
Ocidental, dentre os quais o Amazonas. Neste estado, afora as existentes no Pólo
Industrial de Manaus existem algumas outras poucas indústrias isoladas, geralmente
de beneficiamento de produtos agrícolas ou dedicadas ao extrativismo.
Pelo lado dos benefícios sociais para a região, a despeito do PIM empregar
uma grande parcela da mão-de-obra local, algumas críticas têm sido observadas quanto
ao modelo proposto. Além de até o momento não agregar grande valor às matériasprimas regionais, o modelo tem acirrado a concentração de renda considerando não
só as diversas regiões de Manaus, bem como, e principalmente, as demais regiões do
Estado. A diferença nos níves de renda per capita e IDH nas diversas regiões do estado
refletem essa constatação.
Para a renda per capita, dados de 2005 indicam que a cidade de Manaus
alcançou R$ 16.547,00, enquanto a geral para o estado do Amazonas ficou em
R$ 10.320,00 (IBGE, 2006).
Quanto ao IDH, o Atlas de Desenvolvimento Humano de Manaus (PNUD,
2006) mostra que a região de Nossa Senhora das Graças – Vieirópolis/Adrianópolis,
da capital amazonense, tinha em 2000 um índice de 0,943, semelhante ao da Noruega,
(0,942 o maior do mundo na época), enquanto que a região de São José – Grande
Vitória apresentava um IDH de 0,658, menor que o do Vietnã (0,688) para o mesmo
ano. Ainda relativo ao mesmo índice enquanto Manaus está entre as cidades brasileiras
com maior IDH, o estado do Amazonas piorou sua posição, passando do 13º para o
17º lugar entre todos os estados Brasileiros (PNUD, 2008).
Tendo como expectativa a auto-sustentação do PIM, o poder público, em
parceria com o setor privado, está investindo na formação de capital intelectual e
constituição de núcleos de competência tecnológica locais. Dentre estes se destacam
o Centro de Ciência, Tecnologia e Inovação do Pólo Industrial de Manaus e o Centro
de Biotecnologia da Amazônia. A proposta de interiorização do desenvolvimento busca
mecanismos que induzam o maior aproveitamento econômico dos recursos naturais
existentes e a promoção de alternativas para melhoria do nível de vida da parcela da
população que não participa da proposta do PIM (SUFRAMA, 2008).
5.2.2 O Pólo Industrial de Manaus – Situação Atual
e Persperctivas
Na sua publicação Indicadores de Desempenho, de julho de 2008, a
SUFRAMA (SUFRAMA, 2008) registra que até agosto de 2008 existiam no âmbito
de sua área de atuação 335 indústrias operando em Manaus. Destas, 220 estavam
localizadas no Distrito Industrial e 215 espalhadas por outros pontos da cidade, com
o setor eletroeletrônico, seguido dos segmentos de plástico, metalúrgico e duas rodas
com os mais expressivos números de unidades em operação. Os investimentos fixos
totais somaram US$ 1,30 bilhões (R$ 2,73 bilhões para dólar equivalente a R$ 2,10)
com as maiores aplicações sendo realizadas no setor de eletroeletrônica seguido pelo
de duas rodas, plástico e alimentos (Tabela 5.2.5).
Tabela 5.2.5 Empresas em Manaus e Investimentos Fixos Realizados – até
Agosto de 2008
Relativamente ao faturamento, dados da FIEAM (FIEAM, 2007) indicam
que no período de janeiro a dezembro de 2007 o valor acumulado somou US$ 25,68
bilhões (R$ 53,93 bilhões para uma equivalência de R$ 2,10 por dólar)
Para a mão de obra empregada, dados também da FIEAM indicam que o
Pólo Industrial de Manaus encerrou o ano de 2007 com mais de 101 mil empregados
em atividade em dezembro, dos quais pouco mais de 90%, 91.204 pessoas, mantinham
relação empregatícia formal com as empresas onde atuavam.
A análise do desempenho do conjunto de segmentos do Pólo mostra que o
setor de produção de eletroeletrônicos, embora seguido pela cada vez mais expressiva
participação do segmento de duas rodas (passou de 18,43% para 23,35% no mesmo
período), continuava sendo o setor de maior representatividade no faturamento geral
do Pólo Industrial. A análise dos Indicadores de Desempenho divulgada pela
SUFRAMA indica que no período de janeiro a julho de 2008 o segmento de duas
rodas já tinha uma contribuição equivalente ao de eletroeletrônico no total faturado
pelo Pólo (Tabela 5.2.6 e Figura 5.2.2).
Tabela 5.2.6 Faturamento do Pólo Industrial de Manaus por Subsetores–2006-2007
Figura 5.2.2 Participação dos Setores no Faturamento do PIM – Jan/Jul 2008 (%)
Nas indústrias instaladas no Pólo, a aquisição de insumos representa o mais
importante item entre os custos de produção. Em 2003 essas despesas representaram
mais de 90% dos custos totais de produção do Pólo. Nesse item, a maior parcela é
relativa aos insumos adquiridos no exterior. Em alguns como o químico e o de
eletroeletrônica, de relevância para os resultados do Pólo, os insumo importados
representaram em 2006 e 2007 mais de 55% das despesas totais com insumo de
produção (Tabela 5.2.7)
Tabela 5.2.7 Aquisição de Insumos por Setor e Região (%)
Este fato, associado à uma política para as exportações até aqui pouco
agressiva, tem feito com que as despesas com a importação de insumos venha
ultrapassando significativamente o valor das exportações em cada ano (Tabela 5.2.8).
Tabela 5.2.8 Indicadores do PIM – Importação x Exportação
A expectativa é de que a expansão das indústrias de componentes na região,
que resulte em significativa redução da necessidade insumos importados, em conjunto
com a adoção de ações políticas mais agressivas para estímulo à exportação, atuem
como mecanismos para um maior equilíbrio entre os valores totais importados e
exportados, alterando a tendência observada entre 2003 e 2007.
Os níveis da arrecadação tributária do Amazonas dão a dimensão da
importância das atividades do Pólo Industrial para a região. Em 2007, em tributos
federais, a indústria do Amazonas contribuiu com R$ 10,42 bilhões do total de impostos
recolhidos na Região Norte, tornando o estado responsável por 61,45% de toda a
arrecadação federal realizada na 2ª Região Fiscal (IBGE, 2008), que engloba toda a
região norte a exceção do estado de Tocantins. Do total arrecadado, o Pólo Industrial
de Manaus participou com R$ 3,98 bilhões. Considerando os impostos estaduais,
também a indústria desponta como a atividade que gera o maior nível de contribuição.
Em 2007 representou quase 50% do total arrecadado entre as diferentes atividades
econômicas (Tabela 5.2.9).
Tabela 5.2.9 Arrecadação de Tributos Estaduais por Atividade Econômica - 2007
Fonte: FIEAM, 2007
A questão dos incentivos fiscais para as empresas do Pólo tem como um dos
exemplos a operação da conta do ICMS para os diversos segmentos industriais da região.
A análise desses dados permite identificar diferentes níveis de incentivo fiscal, relativos
a esta modalidade de imposto, aplicados a cada um dos segmentos (Tabela 5.2.10).
Tabela 5.2.10 Dados da Conta do ICMS das Empresas do PIM
Quanto às perspectivas futuras para o Pólo, a expectativa é de expansão
crescente dos negócios. Entre janeiro e julho de 2008, o Pólo Industrial alcançou um
faturamento acumulado R$ 27,12 bilhões representando um aumento de pouco mais
de 10% em comparação com o mesmo período de 2007. As empresas em operação
somariam 550 unidades, responsáveis por aproximadamente 108 mil empregos diretos
nas linhas de produção, (Agência Brasil, 2008).
Quanto aos efeitos da crise financeira de 2008, o coordenador-geral de Estudos
Econômicos e Empresariais da SUFRAMA (Agência Brasil, 2008) observa que o
aumento do dólar, um dos efeitos da crise, pode colocar a produção do pólo num
cenário de maior competitividade frente a produtos provenientes de outros países. Os
artigos asiáticos, por exemplo, são normalmente vendidos no Brasil por preços menores
do que os similares nacionais. Tal perspectiva, no entanto, só poderá ocorrer dentro de
certos limites dado que, particularmente em alguns segmentos como anteriormente
discutido, é grande a participação de insumos de produção adquiridos no exterior.
5.2.3 O Uso da Energia na Indústria de Manaus
A evolução do Pólo Industrial de Manaus, cujo faturamento total passou de
R$ 19.073 bilhões em 2000 para R$ 49.568 bilhões em 2007, representando um
crescimento de cerca de 14% a.a., se reflete na dinâmica do comportamento do consumo
de energia da cidade de Manaus, fundamentalmente em se tratando da energia elétrica
empregada na indústria.
Na cidade de Manaus o consumo industrial de energia elétrica cresceu cerca
de 8,35% a.a. entre 2000-2007, passando de 878 GWh/ano para 1.539 GWh/ano enquanto
que, no mesmo período, o consumo total cresceu à taxa de 4,83% a.a., valor significativamente
menor. Na estrutura de consumo de energia elétrica em Manaus, a participação relativa da
indústria saltou de 34,8% para 43,9% entre 2000 e 2007 (Tabela 5.2.11).
Tabela 5.2.11 Evolução do Consumo de Energia Elétrica em Manaus - 2000 - 2007
Fontes: Elaboração própria a partir de ABRADEE, 2008 e Manaus Energia, 2003
Para garantir a evolução da demanda de energia, o parque gerador que atende
à cidade de Manaus, hoje isolado do sistema Interligado Nacional (SIN), conta com a
hidrelétrica de Balbina, com uma potência de 250 MW e várias unidades de geração
térmica, essencialmente a óleo combustível. Destas, duas são ligadas à Manaus Energia
(parques térmicos de Aparecida e Mauá), com as demais pertencendo a empresas
produtoras independentes de energia (PIE).
A dimensão da quantidade de óleo combustível destinada à geração termelétrica
em Manaus pode ser avaliada pela previsão feita pela ANP para o ano de 2006, que
somava um total de 469.205 t (ANP, 2006), bem como pelo Grupo Técnico Operacional
da Região Norte para o ano de 2007, que, neste caso, somaria 714.281 t.
(ELETROBRAS, 2007). As vendas totais de óleo combustível realizadas em Manaus
em 2006 e 2007 somaram, respectivamente, 555.502 e 888.730 t (ANP, 2008),
concentrando cerca de 40% do consumo de toda a Região Norte (Tabela 5.2.12).
Tabela 5.2.12 Evolução das Vendas de Óleo Combustível na Região Norte e Amazonas (t)
Fonte: ANP, 2008
Com estes dados é ainda possível concluir que mais de 80 % do total de óleo
combustível consumido no estado do Amazonas foi destinado à geração de energia elétrica,
ficando os demais 20% destinados a outros usos, dentre os quais o da indústria.
5.2.4 Pressupostos para os Estudos do Uso do Gás no
Setor Industrial da Região Norte
i- Disponibilidade de Gás
A entrada em operação do gasoduto Coari – Manaus, prevista para final de
2009, complementando o trecho Urucu – Coari, já em operação, sinaliza para um real
aumento da disponibilidade de gás natural no estado do Amazonas. Com a operação
do gasoduto serão notadamente beneficiadas a cidade de Manaus e as cidades de
Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba localizadas a uma
distância máxima de 5 km da área de passagem do gasoduto.
Dada a distribuição espacial das empresas e a disponibilidade de gás no curto
prazo, a análise do uso do gás na indústria amazonense se restringirá às indústrias do
Pólo Industrial. Além dessas, a análise também poderá contemplar empresas localizadas
em outros pontos da cidade de Manaus que também poderão vir a se beneficiar do
fornecimento de gás.
ii - Variáveis Tecnológicas Consideradas nos Estudos
a) Os estudos poderiam considerar 3 (três) diferentes possibilidades para uso
final do gás: uso energético para geração de calor, em sistemas de cogeração com
geração de frio e vapor e em sistemas de absorção para geração de frio.
b) Poderiam ainda ser adotados critérios associados à capacidade de adaptação
tecnológica das empresas tendo em vista a dinâmica do mercado de energia e seus
impactos na expectativa de fornecimento de gás natural:
. Processo demanda energia firme: difícil adaptação para uso de outros
insumos energéticos – 1
. Processo pode ser associado a um perfil de demanda energia parcialmente
flexível: maior possibilidade de adaptação, em alguns casos considerando não só a
questão tecnológica como as características do processo. A título de exemplo, no
segmento de papel e celulose onde, em princípio, a etapa de produção de celulose
pode ser mais facilmente adaptada ao uso de outros insumos energéticos enquanto
que, a produção de papel demandaria uma maior garantia no fornecimento- 2
. Processo se caracteriza pela total flexibilidade no uso da energia: plena
capacidade de adaptação para substituição do gás natural por outros energéticos - 3
i i i – Segmentos Industriais Selecionados para a Realização dos Estudos
Na seleção dos setores com maior potencial de utilização do gás natural, foram
considerados aspectos econômicos e tecnológicos ligados a cada um dos setores
considerados, dentre os quais destaca-se:
Para os aspectos de ordem econômica,
a) A existência de pelo menos 4 empresas do setor operando em Manaus,
dentre as quais pelo menos 3 instaladas no Pólo Industrial
b) O total faturado e recursos investidos em 2006,
E para os aspectos tecnológicos,
Dentre as tecnologias de uso do gás natural disponíveis no mercado brasileiro,
as de maior potencial de aplicação pelos setores, podendo-se ainda considerar, conforme
anteriormente abordado, a capacidade de adaptação da tecnologia à utilização de outros
insumos energéticos na hipótese de eventuais alterações no quadro de oferta de gás.
A partir desses pressupostos, 6 (seis) setores foram preliminarmente
selecionados. Para eles foram então avaliadas as tecnologias aplicáveis considerando
o uso do gás natural, bem como estimada a capacidade de resposta a eventuais alterações
no mercado de oferta de gás (Tabela 5.2.13).
Tabela 5.2.13 Inserção do Gás Natural na Indústria de Manaus – Setores PréSelecionados
1 - difícil adaptação para uso de outros insumos energéticos
2 - maior possibilidade de adaptação
3 - plena capacidade de adaptação por outros energéticos
(**) para que o fornecimento de gás possa oscilar entre firme e flexível deverá ser adotada a
tecnologia dual, com a utilização de gás e, opcionalmente, óleo diesel
(***) só será flexível se o gás natural puder ser substituído por GLP, mas limitado a um
determinado nível de interrupção/ período de substituição para evitar prejuízos para a empresa
dado o valor mais alto da tarifa do GLP.
Obs.: na hipótese de utilização de gás natural em sistemas de cogeração deverão ser
considerados, prioritariamente, usos contínuos, evitando opções em batelada, menos eficientes.
Fonte: Elaboração própria
5.2.5 Possibilidades de Uso do Gás Natural nas Indústrias
em Manaus
5.2.5.1 Geração de Dados de Base
Para avaliar as alternativas propostas para uso do gás - geração de calor e
geração de frio – tomou-se como referência um conjunto de dados base relativos ao
consumo de energia na indústria de Manaus. Num primeiro plano foram considerados
os dados agregados de consumo do óleo combustível e da energia elétrica, principais
insumos empregados na indústria local e, portanto, principal foco para os estudos de
substituição por gás natural.
i – Consumo de Óleo Combustível
Para o óleo combustível, como detalhado a seguir, tomou-se como referência
os dados agregados de consumo do estado em 2006 e a parcela que naquele ano foi
destinada à geração termoelétrica, historicamente principal item de consumo de óleo
no Estado. A partir destes estimou-se quanto do consumo excedente seria destinado à
indústria, base para os estudos de substituição por gás natural.
ii – Consumo de Energia Elétrica
Para a energia elétrica, também conforme detalhado a seguir, conhecidos os
dados de consumo industrial estimou-se, para os estudos de aplicação do gás na geração
de frio, a parcela do consumo de energia elétrica destinada a este tipo de aplicação. A
geração de frio é de grande relevância dado o perfil médio da atividade industrial na
região, com grande presença de montadoras que exigem ambientes climatizados.
iii – Usos Finais da Energia
De forma complementar, e visando estimar o perfil do consumo de energia
de alguns setores industriais, conforme a seguir detalhado, realizou-se um levantamento
de dados em algumas empresas da região, neste caso, contando com a cooperação
local do Centro de Desenvolvimento Energético Amazônico – CDEAM, da UFAMUniversidade Federal do Amazonas.
Neste levantamento foram visitadas 6 (seis) indústrias das quais 1 (uma)
pertencente ao setor eletroeletrônico, 1 (uma) ao setor de metalurgia, 1 (uma) ao de
bebidas, e 2 (duas) ao setor de duas rodas.
Quanto ao uso da energia elétrica, das empresas visitadas a indústria do setor
eletroeletrônico e as duas do setor de duas rodas estão enquadradas na tarifa horosazonal/azul, e as demais na modalidade tarifa convencional (Tabela 5.2.14 ).
Tabela 5.2.14 Unidades Industriais Avaliadas
Fonte: INT/CDEAM/UFAM
Para cada uma dessas empresas, os principais dados da fatura de energia
elétrica, considerando as empresas com contrato na modalidade de tarifa Convencional
e Horo-Sazonal Azul, estão respectivamente registrados nas Tabelas 5.2.15 e 5.2.16.
Tabela 5.2.15 Resumo das Faturas das Empresas na Tarifa Convencional
Tabela 5.2.16 Resumo das Faturas - Empresas com Tarifa Horo-Sazonal
Na climatização, a pesquisa mostrou que a maior carga encontrava-se instalada
na empresa identificada como Duas Rodas 1, seguida da de Eletro Eletrônica
(Tabela 5.2.17).
Tabela 5.2.17 Sistema de Climatização de Ambientes
Em duas empresas, na de Refrigerantes e na identificada como Duas Rodas
2, foi também identificada a utilização de sistemas de refrigeração (Tabela 5.2.18).
Tabela 5.2.18 Sistema de Refrigeração
Para geração de calor, foi identificado o uso da energia elétrica na empresa do
setor eletro eletrônico e nas duas do segmento de duas rodas (Tabela 5.2.19).
Tabela 5.2.19 Calor Aplicado no Processo nas Empresas Visitadas
Relativamente à carga motriz, foi verificado que a maior carga instalada pertencia
à empresa identificada como Duas Rodas 1, seguida pela de Eletro Eletrônico (Tabela
5.2.20). A empresa Duas Rodas 2 não disponibilizou dados relativos a este uso.
Tabela 5.2.20 Carga Motriz Instalada por Empresa
Das 6 (seis) indústrias avaliadas, somente as do setor duas rodas e eletroeletrônica
dispõem de geradores emergenciais alimentados a óleo diesel (Tabela 5.2.21)
Tabela 5.2.21 Grupo de geradores emergenciais
A Tabela 5.2.22 sintetiza a carga total estimada por uso final para todas as
unidades industriais consumidoras visitadas.
Tabela 5.2.22 Setor Indústria - Estimativa de Carga Total Instalada por Empresa
À exceção da indústria metalúrgica, foi identificada a produção de vapor nas
empresas dos demais segmentos, com o óleo combustível, o GLP e a lenha sendo os
combustíveis utilizados, embora nem todas as empresas tenham disponibilizado dados
referentes ao consumo de energia e à produção total de vapor (Tabela 5.2.23).
Tabela 5.2.23 - Sistema de Caldeiras
5.2.5.2 Estudos de Caso
Função da limitação de dados relativos ao perfil de consumo de energia nos
segmentos previamente selecionados, das três alternativas inicialmente propostas para
uso do gás natural na indústria amazonense, os estudos de caso, para o horizonte
2010-2020, contemplaram a geração de calor e a geração de frio. No primeiro avaliouse a substituição do óleo combustível pelo gás natural; na segunda, a substituição da
energia elétrica por gás natural.
5.2.5.2.1 Avaliação da Substituição do Óleo
Combustível por Gás Natural na Geração de Calor
Dados de base
Venda de Óleo Combustível em Manaus (Tabela 5.2.24)
Tabela 5.2.24 Vendas de óleo combustível pelas distribuidoras (m3)
Fonte: ANP,2008
Densidade do óleo combustível – 1.000 kg/m3
Poder calorífico do óleo – 9.590 kcal/kg
Poder calorífico do gás natural seco – 8.800 kcal /m3
Usos em 2006
Geração termoelétrica – 513,8 milhões kg/ano (Manaus Energia)
Outros usos estimados:
Usos no setor serviços (5 % do saldo) – 2,1 milhões de kg
Uso Industrial (95% do saldo) – 39,86 milhões de kg
Dados Considerados na Simulação do Cenário de Evolução do Consumo de
Óleo Combustível:
Na evolução histórica do consumo de óleo combustível no setor industrial
nacional observa-se uma taxa de crescimento da ordem de 4,4% no período 19901997, a partir do qual tem início a evolução do consumo a taxas negativas, -8,72%
a.a. no período 1997-2005. Por outro lado, o consumo de gás natural, seu substituto
mais indicado, cresceu a uma taxa de 12,5% a.a.
Dado que as indústrias amazonenses localizadas no PIM são principalmente
montadoras que têm, hoje, na energia elétrica seu principal insumo energético, estimouse que o consumo de óleo combustível deverá crescer à taxa de 3% a.a. no período
2006 – 2020, percentual inferior ao considerado para crescimento do PIB e do consumo
de energia elétrica, este estimado em 8,0% a.a. para o mesmo período.
Desta forma admitiu-se que o consumo industrial de óleo combustível deverá
ser de:
em 2010 - 44,86 milhões de kg;
em 2015 - 52,01 milhões de kg;
em 2020 - 60,29 milhões de kg.
Uso Térmico do Gás Natural - quantidade relativa à substituição do óleo
combustível e à expansão do mercado, com instalação de novas indústrias
demandadoras de gás
Admitindo-se que este uso se dê preferencialmente em caldeiras, os dados
adotados para conversão foram o poder calorífico do óleo e do gás, respectivamente
9590 kcal/m3 (densidade igual a 1) e 8.800 kcal/m3. Dadas as características do gás
natural, que não demanda pré-aquecimento, admitiu- se que o real volume final de
gás será equivalente a 95% do obtido pela relação entre o poder calorífico dos dois
energéticos.
Em cada volume de gás natural para uso térmico estimado para o período
2010-2020 considerou-se, para efeito de cálculo, um percentual relativo à substituição
do consumo esperado de óleo combustível. A partir de 2015 considerou-se ainda uma
parcela adicional relativa à expansão natural do mercado: 10% e 30% do volume
estimado, respectivamente para 2015 e 2020, para efeito de substituição do óleo. Esta
expansão decorreria da instalação de novas indústrias que, atraídas pela disponibilidade
de gás, se instalariam no entorno da rede de fornecimento.
A partir dessas premissas, em cada ano o volume de gás natural para uso
térmico seria equivalente a:
Em 2010 - 10% do consumo esperado de óleo combustível (4,486 milhões
de kg) é substituído por gás natural, representando um consumo equivalente de 4.644,3
mil m3 de gás natural em 2010.
Em 2015 - 40% do consumo esperado de óleo combustível (20,80 milhões
de kg) é substituído por gás natural, alcançando um consumo equivalente de 21.553,92
mil m3 de gás. Com o acréscimo relativo à expansão natural do mercado (10%), o
volume anual total de gás natural para uso térmico alcançaria 23.709,32 mil m3 de gás
natural em 2015 (para efeito de cálculo, volume equivalente a 22,90 milhões de kg
em óleo combustível).
Em 2020 - chegaria a 70 % a substituição do óleo combustível empregado na
indústria, representando 42,20 milhões de kg de óleo previstos para este ano,
equivalente a 43.689,00 mil m3 de gás. Com o acréscimo relativo à expansão natural
do mercado (30%), o volume anual total de gás natural para uso térmico somaria
56.795,70 mil m3 de gás natural em 2020 (para efeito de cálculo, volume equivalente
a 54,86 milhões de
kg em óleo combustível).
Análise Econômica
Valor Adotado para as Tarifas (2007):
Óleo: R$ 1,097/kg (ANP,2008)
Gás natural: a R$ 0,90/m3 (SERGAS – Sergipe Gás S.A, 2008)
Investimentos (custo da instalação) - para um valor médio de R$ 160,00/ mil m3,
os investimentos totais são estimados em (mil R$/ ano):
2010 – 743,09
2015 – 3.793,49
2020 – 9.087,31
Vida Útil - 20 anos
Custo Anual de Operação e Manutenção dos Equipamentos: neste caso estão
incorporados nos investimentos
Custos Evitados e Realizados com os Energéticos (Tabela 5.2.25)
Tabela 5.2.25 Custos Equivalentes Evitados e Realizados com Óleo e Gás Natural
Fonte: Elaboração Própria
Economia Líquida Anual (mil R$/ ano):
2010 - 741,27
2015 - 3.782,92
2020 - 9.065,29
5.2.5.2.2 Geração de Frio - Substituição da Energia
Elétrica por Gás Natural
Para este estimativa duas possibilidades poderão ser consideradas: Substituição
do Motor Elétrico por Motor a Gás no Setor Industrial e Geração de Frio por Sistema
de Absorção.
5.2.5.2.2 1 Substituição Linear do Motor Elétrico
por Motor a Gás no Setor
Dada as características das principais empresas do PIM, muitas no ramo de
eletroeletrônico, onde se estima que o sistema de climatização corresponda a segunda
maior demanda, representando mais de 40% da demanda total, admitiu-se que, ao
longo do período, 10% da energia elétrica total consumida no setor industrial seria
destinada à climatização. Para evolução do consumo industrial total de energia
elétrica, considerou-se a hipótese de que ela cresceria à razão de 8% a.a., valor
médio da evolução do consumo de energia elétrica observado na indústria da região
no período 2002/07.
Desta forma, a seguir a evolução esperada do consumo total de energia elétrica
no setor industrial, bem como para o sistema de climatização do setor (Tabela 5.2.26).
Tabela 5.2.26 Evolução Prevista para o Consumo de Energia Elétrica no Setor Industrial
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ABRADEE
No âmbito desta alternativa, no entanto, apesar de ser significativa a parcela
do consumo de energia elétrica destinada à climatização, estimada em 10% do consumo
total do setor, a diferença entre o valor praticado para as tarifas de energia elétrica e
gás natural não proporciona a rentabilidade mínima ao investimento. Em média, o
motor a gás, ainda não fabricado no mercado interno, custa cerca de três vezes mais
do que o similar a óleo nacional.
A partir dessas considerações, a geração de frio por sistema de absorção a gás
natural, conforme discutido a seguir, constitui-se, no momento, na melhor alternativa para
substituir, no setor industrial de Manaus, o uso da energia elétrica em sistemas de climatização.
5.2.5.2.2 2 Geração de Frio por Sistema
de Absorção
Foram avaliadas duas alternativas de emprego de gás natural em sistema de
absorção em substituição à energia elétrica na geração de frio foram avaliadas.
Na primeira, a partir da evolução esperada do consumo de energia elétrica
destinada à atividade industrial em Manaus e da parcela dessa energia que seria
destinada à climatização (vide Tabela 5.2.26), estimou-se, de forma linear, o volume
de gás e custos envolvidos para a hipótese de que parte do sistema elétrico hoje em
operação para geração de frio seria, gradativamente, substituído por sistema de absorção
a gás natural.
Na segunda, tomaram-se como referência os dados gerados nas visitas
realizadas a empresas do Pólo Industrial em Manaus e da área construída média de 8
(oito) empresas do setor eletroeletrônico (SUFRAMA, 2007). A partir desses dados,
buscou-se estimar o volume de gás e custos envolvidos considerando a hipótese de
que essas empresas viessem a substituir, até 2020, parte do sistema elétrico em operação
para geração de frio por sistema de absorção a gás natural.
Equivalências Adotadas
. Para operar o sistema existente, dado o tempo médio de vida das empresas
na região, considerou-se 1 TR com COP (coeficiente de performance) igual a 4,0. Em
termos de consumo de energia elétrica, para um período de operação de 200 dias/ano
e 16h/dia (3.200 h/ano), nos cálculos considerou-se que cada TR equivaleria a um
consumo de 2.790 kWh/ano.
. Para o ciclo de absorção a ser implantado, considerou-se um coeficiente de
performance (COP) igual a 1,5. Assim para retirar 3.000 kcal/h (1 TR), considerando
uma operação de 200 dias/ano e 16h/dia (3.200 h/ano) em 726,4 m3 de GN/ano o
consumo por TR.
Alternativa 1 – Substituição do Sistema Elétrico por Sistema de Absorção
Tal como nos cálculos onde se considerou a substituição do motor elétrico
por motor a gás, admitiu-se que a parcela do consumo de energia elétrica destinada à
climatização seguiria o anteriormente analisado (vide Tabela 5.2.26). Neste caso, os
cálculos para avaliação desta alternativa tomaram como referência os dados de energia
elétrica a ser substituída, equivalência em TR (tonelada de refrigeração) e demanda de
gás detalhados na Tabela 5.2.27.
Tabela 5.2.27 Energia Elétrica a ser Substituída, Equivalência em TR e
Necessidade de Gás
Análise Econômica
Valor Adotado para as Tarifas
Energia elétrica:
Para o consumo a R$ 219,17/MWh (ANEEL 2007)
Para a demanda – R$ 15,00/kW
Gás Natural - R$ 0,75/m3 (SERGAS – Sergipe Gás S.A, 2008)
Investimento (custo da instalação) - US$ 395/ kW (VENTURINI, CANTARUTTI,
2007) – câmbio: R$ 2,10/US$ - Totais em mil reais
2015 – 3.693,87
2020 – 10.850,90
Vida Útil - 20 anos
Custo Anual de Operação e Manutenção dos Equipamentos - Para o projeto chiller de
absorção com queima direta, de acordo com VENTURINI, CANTARUTTI,
considerou-se 4% do custo da conversão(VENTURINI, CANTARUTTI, 2007). Totais
em mil reais:
2015 - 147,75
2020 - 434,04
Tabela 5.2.28 Custos Evitados e Realizados com Energéticos – Substituição da
Energia Elétrica por Gás Natural em Sistemas de Absorção – Estimativa de
Substituição Linear
Economia Líquida Anual – ( em mil reais):
2015 - 259,64
2020 - 784,87
Alternativa 2 – Substituição do Sistema Elétrico para Geração de Frio no Setor
Eletroeletrônico por Sistema de Absorção:
Neste exercício considerou-se, a partir de 2015, a hipótese de substituição
gradativa do sistema elétrico hoje em operação no setor eletro eletrônico para geração
de frio por sistema de absorção a gás natural. Para tal tomou-se como referência os
dados levantados em pesquisa de campo em empresa do setor sendo rebatidos para as
8 empresas com maior área construída hoje em operação no PIM, dentre as quais a
própria empresa de referência:
Dados de Base
Da Empresa de Referência:
· Área total construída- 10.354 m2
· Área estimada com demanda de carga para refrigeração
(50% da área total) – 5177 m2
· Dados gerais do consumo de energia elétrica (INT/CDEAM/UFAM)
- Demanda média do sistema de climatização: 2.435,28 kW
- Consumo diário total refrigeração – 58.446,70 kWh/dia
- Consumo horário (empresa opera 24 h/dia) – 2435,27 kWh/ h
- Cálculo do consumo de energia por m2 para climatização (área
considerada 50% da total) - Consumo horário por m2 = 0, 4704
kWh/ m2 h
Dados da Área do Conjunto das Oito Empresas
A área construída total das oito maiores empresas soma 282.857 m2 (10.354
m2 pertencentes à Empresa de Referência).
Dados da Área Considerada a ser Climatizada por Sistema de Absorção a Gás
2015 - 5% da área (14.142 m2 ) será convertida para sistema de absorção;
2020 – 15% da área (42.428 m2 ) será convertida para sistema de absorção;
Dados das Áreas a Serem Atendidas, Consumos Estimados, TR Equivalentes e
Necessidades de Gás (Tabela 5.2.29)
Tabela 5.2.29 Áreas Atendidas, Energia Elétrica a ser Substituída, Equivalência
em TR e Necessidade de Gás
Análise Econômica:
Valor Adotado para as Tarifas
Energia elétrica:
Para o consumo a R$ 219,17/MWh (ANEEL 2007)
Para a demanda – R$ 15,00/kW
Gás Natural:
R$ 0,75/m3 (SERGAS – Sergipe Gás S.A, 2008)
Investimento (custo da instalação) - US$ 395/ kW (VENTURINI, CANTARUTTI,
2007) – câmbio: R$ 2,10/US$ - Totais em mil reais
2015 – 5.518,17
2020 - 16.555,48
Vida Útil: 20 anos
Custo anual de operação e manutenção dos equipamentos - de acordo com
VENTURINI, CANTARUTTI, considerou-se 4% do custo da conversão
(VENTURINI, CANTARUTTI, 2007). Totais em mil reais:
2015 – 220,73
2020 – 662,22
Tabela 5.2.30 Custos Evitados e Realizados com Energéticos – Substituição da
Energia Elétrica por Gás Natural em Sistemas de Absorção – Estimativa Setorial
Economia Líquida Anual (em mil R$):
2015 – 387,86
2020 – 1.163,65
A Tabela 5.2.31 resume os principais dados referentes às quatro alternativas
analisadas para uso do gás natural no setor industrial em Manaus. A partir dos cenários
elaborados e analisados a seguir, nos quais estarão sendo avaliados aspectos
econômicos, sociais e ambientais das opções industriais de uso do gás para a região,
será analisado o potencial de aplicação de cada alternativa para o setor industrial.
Para os cenários estarão sendo consideradas as opções que tratam da substituição do
óleo combustível (uso térmico) e da geração de frio por sistema de absorção no setor
eletroeletrônico, neste caso substituindo a energia elétrica.
Tabela 5.2.31 Resumo das Alternativas Analisadas para Uso do Gás Natural no
Setor Industrial em Manaus
PNUD (Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento), Ranking do IDH dos
Estados em 2005, 2008. Disponível em: http://www.pnud.org.br/pobreza_desigualdade
PNUD (Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento), Relatório do
Desenvolvimento Humano 2007/2008. Disponível em: http://www.pnud.org.br/rdh/
INPE, Estimativa de Desmatamento da Amazônia no Período 2004-2005, Brasília,
outubro de 2006. Disponível em: www.dpi.inpe.br/gilberto/present/MCTprodes_apresentacao_26Out_2006.ppt
TOM DA AMAZÔNIA, História da Ocupação da Amazônia, 2008. Disponível em
www.tomdaamazonia.org.br/biblioteca/files/Cad.Prof-4-Historia.pdf
SUFRAMA, Modelo da Zona Franca, História, 2008, www.suframa.gov.br
MDIC - Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, Pólo Industrial
de Manaus mantém liderança de crescimento, , 2004, notícia. Disponível em: http://
www.desenvolvimento.gov.br/sitio/interna/noticia
IBGE, Dados dos Estados, 2008. Disponível em: www.ibge.gov.br/estadosat/
Araujo, Guajarino de Araujo Filho, Cooperação Entre Empresas no Pólo Industrial de
Manaus, Tese de Doutorado, D.Sc. Engenharia de Produção, UFRJ, agosto de 2005
SUFRAMA, Indicadores de Desempenho, julho de 2004. Disponível em: http://
www.suframa.gov.br/modelozfm_ind_indicadorespim.cfm
IBGE, Produto Interno Bruto e Produto Interno Bruto per Capta Segundo Regiões,
Estados e Municípios – 2002 – 2005. Disponível em: www.ibge.gov.br
IBGE, Segunda Região Fiscal, 2008. Disponível em:
(http://www.receita.fazenda.gov.br/historico/srf/relgestao/2rf/consolidadas.htm)
PNUD, Atlas de Desenvolvimento Humano em Manaus, 2002. Disponível em: http:/
/www.pnud.org.br/publicacoes/atlas_manaus/index.php
SUFRAMA, Indicadores de Desempenho, julho de 2008. Disponível em: http://
www.suframa.gov.br/modelozfm_ind_indicadorespim.cfm
SUFRAMA, Perfil das empresas com projetos aprovados pela SUFRAMA até junho
de 2007, 2008
FIEAM – Federação das Indústrias do estado do Amazonas, Indicadores Industriais,
dezembro de 2007. Disponível em: www.fieam-amazonas.org.br
SUFRAMA, Indicadores de Desempenho do PIM 2007, 2008
EBC – Empresa Brasileira de Comunicação - Agência Brasil, Crise mundial tem
impacto positivo no Pólo Industrial de Manaus, avalia pesquisador, out/09/2008
Disponível em: http://www.agenciabrasil.gov.br/noticias/2008/10/09/
ABRADEE, Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Dados de
Mercado das Empresas Distribuidoras, 2008. Disponível em:
http://www.abradee.org.br/banco_de_dados.asp#
MANAUS ENERGIA, Relatório de Demonstrações Contábeis, Dezembro de 2003.
Disponível em: http://www.manausenergia.gov.br/relatorios/BalancoDezembro-2003.pdf
ANP, Conta Consumo de Combustíveis dos Sistemas Isolados de Geração de Energia
Elétrica, Levantamento dos Valores dos Combustíveis e Fretes Pagos Pelas Empresas
Geradoras de Energia Elétrica dos Sistemas Isolados, Nota Técnica 016/2006, 2006.
Disponível em: www.anp.gov.br
ELETROBRAS, Grupo Técnico Operacional da Região Norte, Plano de Operação
2007 Sistemas Isolados
ANP, Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2008.
Disponível em: http://www.anp.gov.br/conheca/anuario_2008.asp
COMINIWEB – Grupo Comunidade de Comunicação, As obras estarão concluídas
em dezembro deste ano e a entrada em operação está prevista para setembro de 2009.
Disponível em: - http://www.comuniweb.com.br/
VENTURINI, O.J., CANTARUTTI, B.R., Análise Técnico-Econômica de Sistemas
de Condicionamento de Ar Utilizando Chillers de Absorção, 8º Congresso Ibero
Americano de Ingenieria Mecanica, Cusco, out./23-25/2007.
Outros Sites
http://portalamazonia.globo.com/
http://www.manausonline.com
http://www.aneel.gov.br/
5.3 Setor Comercial
Autor: Marcelo Rousseau Valença Schwob
O uso do GN no setor comercial se concentra, ainda que de modo menos
pronunciado que no setor residencial, nas regiões metropolitanas do Rio de Janeiro e
São Paulo, representando 81% do consumo nacional de gás natural no setor comercial.
Tabela 5.3.1 Venda de gás natural pelas distribuidoras estaduais para o setor
comercial
Fonte: Abegás, 2007
Em geral, a demanda de gás natural no setor comercial se destina a propósitos, como:
geração elétrica, através de sistemas de geração ou cogeração, aquecimento de água
para cozinhas, banheiros, piscinas, lavanderias e sistemas de calefação, cocção de
alimentos (fornos e fogões industriais) e outros.
A demanda potencial de gás natural no setor comercial se concentra em alguns
importantes sub-setores, como: supermercados (cogeração e aquecimento de água),
shopping centers (refrigeração, cogeração etc.), hotéis (fogões industriais, aquecedores de
piscina, cogeração, calefação etc.), padarias (fornos), restaurantes (fogões industriais) etc.
5.3.1 Uso do Gás Natural no Setor Comercial em Manaus
Considerando a maior heterogeneidade do conjunto das unidades
consumidoras comerciais, envolvendo sub-setores com distintos índices de consumo
específico de gás natural, fica inviável o estabelecimento de um índice único de
consumo específico por unidade comercial, o que deve ser buscado dentro de cada
sub-setor, ainda que com grandes faixas de variação, dependendo da natureza do subsetor considerado. No caso de Manaus, a quantidade de unidades consumidoras dentro
de cada sub-setor comercial e as respectivas estimativas de consumo de gás natural
são as seguintes:
Centros Comerciais (shopping centers) (4): considerando a possibilidade de
adoção de sistemas de cogeração em cada um deles, com demanda elétrica unitária da
ordem de 700 kW, estima-se um consumo potencial total de GN por volta de 10 mil
m³/dia (2.500 m³/unidade.dia), considerando operação de 10 h/dia e relação de 3,65
kWh/m³ (eficiência térmica de 35,7% no motor de acionamento); caso ocorra o uso
convencional do gás natural em substituição ao GLP, como em restaurantes e
lanchonetes, os dados de consumo específico seriam baixos, da ordem de 350 m³ /
unidade.dia (total: 1.400 m³/dia), considerando 10 restaurantes e lanchonetes por
shopping center;
Padarias: estimou-se para Manaus uma densidade de padarias de cerca de
30% da média do sudeste brasileiro, da ordem de 1.000 habitantes/padaria no sudeste,
em função de diferenças culturais. Assim, com 1,6 milhão de habitantes, admitiu-se
que em Manaus existam cerca de 480 padarias. Com um consumo médio de 1.000 m³
de GN/mês/padaria e ainda uma participação dos fornos a gás natural no cenário geral
da ordem de 15% para o setor (72 padarias), considerando a intensa participação de
fornos elétricos e a GLP, além da limitada amplitude da rede de GN, considera-se
viável em médio prazo a comercialização de cerca de 2.400 m³/dia de gás natural em
panificações de pequeno porte na cidade (33 m³/unidade.dia);
Hotéis: considerando a existência de cerca de 30 hotéis de médio e grande
porte (60 a 100 quartos) na região urbana da cidade, onde a rede de distribuição
deverá se expandir, e admitindo-se o consumo de GN restrito a cocção, aquecimento
de água para cozinhas e banheiros, considerando a aplicação de sistemas de cogeração
apenas nas quatro unidades de maior capacidade (demanda elétrica > 500 kW) e um
atendimento da rede a cerca de 30% dessas instalações, estima-se para médio prazo
um potencial de consumo de GN a ser explorado da ordem de 2.400 m³/dia (1.000
m³/unidade.dia para instalações com cogeração e 200 m³/unidade.dia para instalações
sem cogeração);
Supermercados: considerando a existência de cerca de 10 unidades de grande
porte, com demanda elétrica da ordem de 800 kW (câmaras frigoríficas, ar
condicionado, refrigeradores e gôndolas), sendo metade na área de distribuição de
GN, aplicando sistemas de cogeração com relações da ordem de 3,5 kWh/m³ de GN,
estima-se para médio prazo uma demanda de GN nesse conjunto da ordem de 20.000
m³/dia (4.000 m³/unidade.dia);
Restaurantes: levando em conta para Manaus a densidade de restaurantes da
área central do Rio de Janeiro, que é da ordem de 8.600 habitantes/restaurante (total
de 186 restaurantes) (IBGE, 2007), uma demanda média de GN da ordem de 500 m³/
mês.restaurante e um percentual de atendimento pela rede de distribuição de 30%,
estima-se que em médio prazo a demanda total de GN nos restaurantes poderá ser da
ordem de 1.000 m³/dia (17 m³/unidade.dia);
Hospitais e Casas de Saúde: a cidade de Manaus conta com cerca de 30
hospitais e casas de saúde, quase todos com considerável demanda de água quente e
vapor (esterilização, lavanderia e cozinha/restaurante), através de caldeiras e autoclaves.
Estimando-se para um hospital médio a operação de uma caldeira de 500 kg de vapor
por hora, com carga média operacional de 60% de sua capacidade, operando 300 h/
mês, o consumo decorrente de gás natural seria da ordem de 7.000 m³/mês para cada
unidade hospitalar ou 210 mil m³/mês (7.000 m³/dia) para um grupo de 30 unidades
hospitalares. Adicionando-se a possibilidade de implementação de sistemas de
cogeração nas 5 maiores unidades, de modo a fornecer calor para as demandas citadas,
além de frio para sistemas de ar condicionado e eletricidade para toda a instalação
(média de 500 kW por unidade), a demanda de gás natural desses sistemas poderá ser
da ordem de 73.000 m³/mês.hospital ou cerca de 12.200 m³/dia para o grupo de seis
hospitais. No total, a demanda potencial de gás natural em médio prazo, considerando
as premissas apresentadas seria de 19.200 m³/dia. Todavia, considerando uma restrição
de atendimento da ordem de 50%, em função da limitada extensão da rede de
distribuição que deverá ser construída, estima-se a possibilidade de suprimento de
cerca de 9.600 m³/dia de gás natural para a rede de hospitais e casa de saúde de
Manaus (2.300 m³/unidade.dia).
Somando-se a demanda potencial de gás natural do conjunto de sub-setores
mencionados, estima-se para médio prazo uma demanda total de gás natural para o
setor comercial da cidade de Manaus da ordem de 45.400 m³/dia, valor três vezes e
meia maior que a demanda potencial de gás natural prevista anteriormente para o
setor residencial da mesma cidade. Tal estimativa transparece certo otimismo, pois,
caso efetivada, classificaria a cidade de Manaus como a terceira do país em consumo
de gás natural no setor comercial, diante dos dados do mercado consumidor nacional
atual, no qual participaria com cerca de 7,6 % do consumo total, o que não parece
provável. Nessa avaliação não foram incluídas edificações comerciais com certo
potencial de consumo de gás natural, como: prédios administrativos (Petrobrás,
Câmaras Municipal e Estadual etc.), clubes e agremiações esportivas (Fast, Rio Negro,
São Raimundo etc.) e prédios públicos (Centros culturais, teatros, museus,
universidades e autarquias públicas): UFAM, dezenas de museus, teatros etc.
Tabela 5.3.2 Estimativa da evolução do mercado comercial do GN em Manaus
Fonte: elaboração própria.
Obs.: Considerou-se vida útil de 30 anos para as infra-estruturas implantadas, preço de oferta do
GN em Manaus de R$ 2,00/m³, valor que daria competitividade ao gás natural em relação ao
GLP e ao óleo diesel. Admitiu-se prazo de retorno de 10 anos para o investimento na expansão da
rede de distribuição de gás natural para o setor comercial.
ABEGAS – www.abegas.org.br
IBGE – www.ibge.gov.br
5.4 Setor de Transporte
Em muitos países o mercado de transporte tem reagido de modo positivo e
gradativo ao processo de ampliação da participação do gás natural. Tal vem ocorrendo
desde o início dos anos 90 no setor rodoviário, ainda que de modo concentrado em
alguns países e segmentos. Dentre estes destaca-se o uso em veículos leves na Argentina,
Brasil, Itália e Paquistão, o transporte rodoviário de passageiros na Ucrânia, China,
Rússia, Coréia e Índia e o segmento de transporte rodoviário de cargas em países da
Europa do Leste, com destaque para Rússia e Ucrânia (NGV, 2008). Mais recentemente,
a partir do final dos anos 90, começaram a surgir experiências positivas de emprego
do gás natural também nos segmentos de transporte marítimo e fluvial em alguns
países, indicando um grande potencial de aplicação a ser explorado.
Algumas iniciativas de fabricantes de motores, como a Guascor na Espanha,
vem sendo realizadas de modo efetivo, ainda que com aplicação restrita a barcos de
pesca de pequena e média potência (GUASCOR, 2008). Mesmo o acionamento de
grandes embarcações com o emprego de gás natural já vem sendo rapidamente
desenvolvido, com boas perspectivas de aplicação em médio prazo no mercado
mundial, considerando diversas iniciativas de desenvolvimento tecnológico em vários
países. Na Coréia do Sul, por exemplo, uma associação da Hiundai com a Wartsila
está pondo em prática a construção de 206 motores duais (gás natural/diesel) de grande
porte para operação em 52 embarcações de transporte de GNL (GASBRASIL, 2008).
Tudo indica que esta solução, impulsionada por crescentes exigências ambientais,
mostra uma forte tendência da inserção de motores a gás natural que deverá influenciar
futuros projetos de embarcações no mundo inteiro.
No Brasil, a TWB projeta, fabrica e explora serviços de operação de barcos
tipo ferry boat de carga e passageiros de médio e grande porte (100 veículos e 800
passageiros) com casco duplo de alumínio, operando com motores duais a gás natural
e óleo diesel (80%/20%). A empresa fica sediada no estado de Santa Catarina e já
fornece equipamentos para o serviço de travessia da baía de Todos os Santos em
Salvador, com perspectivas de estabelecimento do mesmo tipo de serviço na baía de
Guanabara, ressaltando sua potencialidade de aplicação na região amazônica, onde
mais de 90% do transporte de carga e passageiros é realizado através do modal fluvial
(TWB, 2008).
Enquanto o mercado de consumo de gás natural para transporte marítimo e
fluvial encontra-se em sua etapa de desenvolvimento inicial, o modal terrestre apresentase em franco processo de crescimento e maturação em dezenas de países no mundo,
principalmente quanto ao mercado de veículos leves, com destaque para o Brasil que
em 2007 atingiu a primeira posição no mundo com relação à frota de veículos a gás
natural em circulação e quanto à demanda de GNV em seu mercado interno
(GNVGUIDE, 2008).
Atualmente, segundo a IANGV (International Association for Natural Gas
Vehicles), a frota brasileira de veículos a GNV, em sua imensa maioria composta por
veículos leves, é de 1.476.219 unidades (23,2% da frota mundial operada com GNV).
Com relação à frota de veículos pesados (ônibus e caminhões), o cenário nacional
apresenta uma quantidade inexpressiva e atualmente não contemplada pelos dados
estatísticos oficiais. No mundo, todavia, a frota de veículos pesados é considerável. O
quadro geral das frotas mundial e brasileira a GNV se apresenta como na tabela 5.4.1.
Tabela 5.4.1 Frota veicular a GNV no Brasil e no Mundo
Fonte: IANGV, 2007
Obs.: A frota de veículos a GNV representa atualmente 0,8% da frota mundial de veículos.
A demanda de gás natural correspondente à frota brasileira e mundial é apresentada
na Tabela 5.4.2.
Tabela 5.4.2 Consumo total de GNV no Brasil e no Mundo (milhões m³/dia)
Fonte: IANGV, 2007
Para atendimento da referida demanda de GNV, a infra-estrutura de
abastecimento no Brasil e no Mundo apresenta os seguintes números.
Tabela 5.4.3 Postos de abastecimento de GNV no Brasil e no Mundo
Fonte: IANGV, 2007
5.4.1 Mercado Nacional
O mercado de GNV começou a se estabelecer efetivamente no Brasil no final
da década de 90, por volta de 1996, apesar de algumas iniciativas pontuais a partir de
1992. Na fase inicial de formação do mercado de GNV, as taxas de crescimento mais
elevadas ocorreram no estado do Rio de Janeiro, pela oferta do gás natural da bacia de
Campos e pelos incentivos oferecidos pelo governo estadual. Em seguida, dois a três
anos após, o mercado de São Paulo também foi alavancado, inicialmente com a oferta
do gás de Campos e em seguida, com o gás da Bolívia. Nos últimos cinco anos outros
estados do Nordeste, Sul e Sudeste também apresentaram significativo crescimento
(INT, 2002). Em agosto de 2008, o mercado de GNV já atingia 20 estados da federação,
sendo três deles via GNC transportado por via rodoviária, envolvendo um total de
263 cidades (FOLHADOGNV, 2008).
De modo geral, os dados apresentados nas tabelas anteriores mostram a
importância do mercado brasileiro de GNV no cenário mundial. Além disso, trata-se
de um mercado consumidor que apresentou taxas de crescimento extremamente
elevadas nos últimos dez anos, muito superiores aos dos outros setores consumidores
de gás natural no país. Esse processo de crescimento do mercado de GNV foi importante
na capilarização da rede urbana de distribuição de gás natural em dezenas de cidades
do país, além de apresentar importantes aspectos econômicos na geração de emprego
e instalação de empresas industriais (dezenas de fabricantes de componentes) e
comerciais (706 oficinas de conversão) no país (FOLHADOGNV, 2008). Tal processo
de crescimento se deveu às fortes políticas de expansão das distribuidoras estaduais
de gás natural, atraídas pela viabilidade econômica e pela escala de fornecimento de
GNV, pelas empresas empreiteiras e fabricantes de equipamentos, principalmente de
compressores, que viabilizaram a comercialização desses equipamentos sob várias
formas (comodato, leasing, aluguel, associações etc.) e pelo consumidor final, atraído
pela grande vantagem econômica de custo operacional que havia então em relação ao
álcool (- 60%) e à gasolina (- 70%), atualmente um pouco inferior, em função de
recentes aumentos no preço do GNV.
Nos dois últimos anos, todavia, a oferta de gás natural no Brasil não vem
acompanhando este ritmo de crescimento. Considerando a prioridade de abastecimento
de gás natural para os mercados de geração elétrica, residencial, comercial e industrial,
estima-se que a velocidade de ampliação do mercado brasileiro de GNV deverá diminuir
nos próximos anos. Vale lembrar que os veículos a GNV sempre terão a gasolina e/ou
o álcool como sucedâneos de aplicação imediata.. Mesmo com a perspectiva de sofrer
novas elevações de preço no futuro próximo, continuará a ser mais viável
economicamente a operação com GNV, mesmo que seu preço dobre, o que é
improvável. O que se tornará mais limitado com a tendência de elevação de preços do
GNV deverá ser o processo de conversão de veículos, cujo ritmo já decresceu 24% no
último ano (2007), passando de 267 mil veículos convertidos em 2006 para 203 mil
em 2007. Esta mudança na tendência até então observada se deu em função das
elevações de preço do GNV (cerca de 30% de elevação nos últimos doze meses),
fazendo com que o investimento requerido não seja mais remunerado em prazos tão
curtos, como até então. De qualquer forma, a significativa frota de veículos convertidos para
GNV no país, a maior do mundo atualmente, cujos números são apresentados na Tabela
5.4.4, deverá continuar a demandar grande parcela de gás natural nos próximos anos.
Tabela 5.4.4 Frota brasileira de veículos convertidos para GNV até setembro de 2007
Fonte: Folha do GNV, 2007
Como se pode observar nos dados da tabela anterior, os estados do Rio de
Janeiro e São Paulo concentram 65,2% da frota nacional de veículos a GNV. Outro
dado a destacar é que o Distrito Federal e os estados de Goiás, Amazonas e Piauí,
apesar de ainda não contarem com rede de atendimento com gás natural, já recebem
GNC por via rodoviária. Nestas localidades são atendidos postos pioneiros, visando
antecipação de mercado consumidor de GNV, daí a pequena frota já existente de
veículos nesses estados.
Segundo a mesma fonte da tabela anterior, apesar da redução do ritmo de
conversões para GNV, o crescimento da frota de veículos convertidos entre 2006 e
2007 foi de 11,4%, num ano em que as vendas de veículos novos no mercado nacional
quebraram recordes históricos, chegando a mais de 27% de crescimento.
A seguir, são mostrados dados referentes à venda de GNV em cada estado no
mercado nacional, em função da frota apresentada na tabela anterior.
Tabela 5.4.5 Venda de GNV pelas distribuidoras estaduais no Brasil em outubro 2007
Fonte: Abegás, 2007 e elaboração própria.
Os dados da tabela anterior apresentam uma concentração do consumo de
GNV nos estados do Rio de Janeiro e de São Paulo, que juntos representam 65,6% do
consumo total de GNV do país. Trata-se de uma concentração de consumo menos
acentuada que no caso dos mercados residencial e comercial, já que alguns estados
apresentam participação significativa, como Santa Catarina (5,3%), Bahia (4,4%) e
Minas Gerais (3,4%) (FOLHADOGNV, 2008).
Um aspecto a destacar são os distintos percentuais de participação do GNV
no mercado de gás natural de cada estado. Em outubro de 2007 variavam de 3,3%
(Paraná) até 49,2% (PBGás), conforme o perfil econômico de cada estado, a estratégia
de cada distribuidora estadual de gás natural, incidência de incentivos estaduais e
municipais e de tarifas relativas do gás natural em relação à gasolina e ao álcool no
mercado local. A média nacional de participação do GNV no mercado nacional do
gás natural é hoje de 16%. Na tabela 5.4.6 a seguir, alguns índices importantes do
mercado nacional de GNV:
Tabela 5.4.6 Índices do mercado nacional de GNV (ref.: outubro de 2007)
Fonte: Elaboração própria e Folha do GNV, 2008.
5.4.2 Perspectivas do Uso do Gás Natural no Setor de
Transporte no Amazonas
Em função de sua geografia e economia muito próprias, o estado do Amazonas
apresenta características muito distintas dos outros estados do país quando se observa
seu sistema de transporte em todos os seus modais. Contando com grande extensão
geográfica, poucas rodovias e inexistindo ferrovias, seu sistema de transporte de cargas
pesadas e de passageiros se baseia no sistema fluvial, também contando com
considerável participação do transporte aéreo, comparado a outros estados, no
deslocamento de passageiros e pequenas cargas a grandes distâncias.
O perfil de demanda de combustíveis para o setor de transporte na região é
muito específico, sendo pouco intensivo em óleo diesel, gasolina C e álcool para
transporte terrestre, em função da relativamente pequena frota de veículos, em mais
de 90% concentrada em Manaus, e muito intensivo em querosene e gasolina de aviação,
e principalmente em óleo diesel e óleo combustível para embarcações fluviais e
marítimas (BRASILENERGIA, 2008 e IBGE, 2008).
As escalas de demanda de combustível, aspectos logísticos, além das
possibilidades técnicas de conversão para gás natural, tornam atrativos os mercados
de GNV para transporte terrestre em Manaus e em algumas cidades próximas, como
Manacapuru, Iranduba e Itacoatiara. Tais mercados apresentam a possibilidade de
demanda potencial em relação a motocicletas, veículos leves e ônibus, assim como
embarcações fluviais de pequeno e médio porte, como rebocadores e navios de
transporte de passageiros, envolvendo motores com potências entre 30 e 500 cv
(SINDARMA, 2008). As embarcações poderiam ser abastecidos através de um sistema
logístico mais complexo (postos flutuantes), distribuídos nas margens do rio Solimões
no trecho entre Coari e Manaus e mesmo um pouco adiante, até Itacoatiara, diante da
previsão de que sejam instalados em médio prazo cerca de 20 postos fluviais de
abastecimento de gás natural na referida região. Em termos gerais, se destaca a
possibilidade de atendimento prioritário da região de Manaus, onde a logística é mais
viável e o fluxo econômico mais intenso.
5.4.3 Uso de GNV em Transporte Terrestre em Manaus
O quadro atual (2007) da frota de veículos terrestres no Amazonas apresenta
a seguinte composição:
Tabela 5.4.7 Frota de veículos terrestres do estado do Amazonas
Fonte: IBGE, 2005 e estimativa própria.
No período de 2005 a 2007, presume-se que a frota de veículos tenha
aumentado numa taxa anual de 4% aa. Com isso, estimou-se a frota relativa ao ano de
2007 na última coluna, admitindo-se que a cidade de Manaus seja responsável por
cerca de 90% da frota de veículos do estado. Segundo informações do Sindicato dos
Taxistas de Manaus, a cidade conta com 3.950 táxis, incluindo 5% de unidades não
registradas, sendo 250 táxis já operando com GNV.
Considerando a venda média de gasolina de 914.000 litros/dia no estado do
Amazonas no período de jan/06 a jan/07 (6,4% de crescimento no referido período
equivalente a 1,38% do consumo nacional de gasolina C) e a venda média de álcool
hidratado no estado, da ordem de 33. 300 l/dia (2,3% do consumo nacional)
(BRASILENERGIA, 2008 e ANP, 2008), estima-se que a cidade de Manaus seja
responsável por cerca de 90% dos montantes referidos, destinados em sua maior parte
aos veículos leves (passageiros e comerciais leves). Vale mencionar que, não sendo
produzido na região, o álcool hidratado apresenta significativo custo de transporte do
sul-sudeste até Manaus, sinalizando uma considerável vantagem logísitca da
substituição local do álcool pelo GNV. A tabela a seguir apresenta as demandas atuais
de gasolina e álcool hidratado de Manaus, assim como sua equivalência em gás natural,
caso toda a frota fosse transformada para GNV.
Tabela 5.4.8 Demandas estimadas de gasolina e álcool hidratado de Manaus
para transporte terrestre e equivalência em GNV
Fonte: Elaboração própria.
Admitindo-se a hipótese limite de conversão plena de toda a frota de veículos
leves de Manaus para GNV, ocorreria uma demanda de gás natural da ordem de 730
mil m³/dia, equivalente a cerca de 12,2% de toda a oferta prevista do gás natural de
Urucu na primeira fase de operação do projeto. Para a distribuição de todo esse volume
de GNV, a considerar o índice médio nacional de venda por posto, mencionado na
tabela 6 (4.532 m³/dia), seria necessária uma rede de 161 postos de abastecimento em
Manaus, valor que deve ser apenas considerado como limite máximo, muito aquém
do que irá se estabelecer no mercado de consumo, pela limitação da extensão da
futura rede de distribuição.
Além da limitação de extensão da rede de distribuição que deverá ser
implantada na cidade, a expansão do mercado de GNV em Manaus irá depender das
reais perspectivas econômicas de adesão de consumidores de GNV. Isto dependerá
dos preços relativos locais do gás em relação ao álcool hidratado e à gasolina, do
preço de oferta do GNV aos distribuidores, dos incentivos fiscais e de financiamento,
dentre outros. Considera-se viável admitir que a demanda de GNV será balizada pela
participação dos veículos de operação intensiva (> 100 km/dia), como táxis, veículos
de frotas de empresas públicas e privadas e de certa parcela da frota de veículos de
uso privado por profissionais liberais.
Com relação à perspectiva econômica do empreendimento, tanto da parte
dos postos de distribuição de GNV, como dos usuários, considera-se muito favorável,
diante da rápida expansão do segmento ocorrida em vários estados. Para a implantação
dos postos, o custo prevalente é o do sistema de compressão, que muitas vezes é
comercializado em sistema de comodato ou de leasing, melhorando a atratividade do
investimento, destacando o aspecto do envolvimento de materiais e equipamentos de
fabricação nacional. Quanto à perspectiva dos usuários, para uma rotina de 100 km/
dia, o investimento na conversão se paga em menos de 6 meses (INT, 2002). Além
disso, boa parte dos equipamentos de conversão necessários (cilindros, válvulas e
conexões) são fabricados em Manaus.
Para o estabelecimento da parcela de adesão dos usuários, consideraram-se
os índices médios de participação em três níveis. O do Rio de Janeiro (20%), admitido
como máximo, diante da relativamente extensa rede de distribuição de gás natural da
cidade em função de sua área, o de São Paulo (10%) (rede de extensão relativa média)
e de Salvador (5%), com uma rede de menor extensão relativa. A Tabela 5.4.9 apresenta
os dados de previsão de frota de veículos leves passível de conversão em médio prazo
(2015) em Manaus, segundo as três premissas apresentadas.
Tabela 5.4.9 Frota prevista de GNV em Manaus (2012)
Obs.: Não inclui motocicletas, apesar da possibilidade técnica de conversão das mesmas para GNV
e da existência em Manaus do maior pólo de produção de motos do país, o que poderá influenciar
nessa decisão.
Para a previsão de consumo de GNV, adotou-se como referência inicial o
índice médio nacional de consumo da frota de GNV (4,84 m³/dia.veículo), mencionado
na Tabela 5.4.10. Da mesma forma, para a previsão do número de postos de
abastecimento, adotou-se o índice médio nacional de 4.532 m³/dia.posto
(FOLHADOGNV, 2007).
Tabela 5.4.10 Previsão de consumo de GNV em Manaus (2012) em m³/dia
Obs.: O número previsto de postos de abastecimento poderá ser ligeiramente menor,
considerando que a média nacional de 4.532 m³/dia.posto é bem inferior à capacidade máxima
operacional média dos compressores dos mesmos, revelando uma capacidade ociosa que varia
em geral entre 20 a 40%. Assim, os referidos números poderão ser menores.
O percentual de participação do GNV a ser fornecido ao mercado de Manaus
com relação à oferta total prevista do gás natural de Urucu de 5,5 milhões m³ /dia
poderá variar entre 0,7% e 2,9%. Se for incorporado o possível uso de GNV em
cidades vizinhas, além do emprego em frotas de ônibus de Manaus (3.862 unidades),
os valores de consumo de GNV em Manaus poderão mais que dobrar, diante do
elevado potencial de consumo, em função do uso mais intensivo do GNV em ônibus
coletivos. Neste caso a conversão poderá envolver a tecnologia de uso dual ou dedicada,
as quais apresentam distintos desempenhos de consumo unitário.
Por seu uso intensivo e pelo benefício ambiental que poderiam proporcionar
no ambiente central da cidade, o mercado consumidor de GNV em táxis (3.950
unidades) (IBGE, 2008) deve ser considerado prioritário para a conversão, o que
geraria uma demanda de GNV da ordem de 79.000 m³/dia, considerando um consumo
específico de 20 m³/dia.veículo. Para este caso, a estrutura de atendimento demandaria
uma rede de 18 postos, para uma operação sem filas ou, pelo menos de 10 postos com
operação a plena capacidade de seus sistemas de compressão. Uma primeira iniciativa
já foi tomada com a instalação do primeiro posto de abastecimento da cidade desde o
início de 2007. O posto recebe GNC (WHITE MARTINS, 2008) por via rodoviária,
atendendo a 162 táxis cadastrados.
Para cada posto de GNV incorpora-se cerca de 150 kW, em média, de demanda
elétrica ao sistema local de distribuição, o que em longo prazo poderá interferir de
modo significativo no planejamento de expansão da rede elétrica de baixa tensão da
cidade. No caso da incorporação do GNV a 20% da frota de veículos leves de Manaus,
a demanda elétrica correspondente para compressão de gás nos 38 postos necessários
seria da ordem de 5,7 MW, valor que se concentraria na região central da cidade.
Nas previsões de expansão do GNV em Manaus, apresentadas anteriormente,
não foi considerada a possibilidade de influência positiva nesse processo de expansão
da presença na Zona Franca de Manaus do maior fabricante de cilindros para GNV no
país. Trata-se da Cilbrás / White Martins, responsável por mais da metade da produção
de cilindros do país, além de um grande fabricante de equipamentos de conversão
para GNV (BRC – White Martins). Este aspecto poderá influenciar no interesse local
em incentivar o uso do GNV, e mesmo no uso de GNC para outros segmentos da
economia, como já ocorre com a instalação pioneira de venda de GNV em Manaus,
operando com equipamentos fornecidos pela White Martins, visando justamente a
antecipação desse mercado na cidade.
Em resumo, as demandas estimadas de GNV correspondem ao período de
curto prazo, que poderia ser limitado ao ano de 2012, considerando a velocidade de
expansão da rede de distribuição de gás natural para atender aos postos de
abastecimento. Para o horizonte de longo prazo (2020), poderia ser considerada uma
taxa média de expansão de 3,3% a.a., valor médio ocorrido na economia do Amazonas
entre 1991 e 2005. Projetando este valor percentual para o período de 8 anos entre
2012 e 2020, haveria um crescimento de 29,7%. As previsões de consumo de GNV
em 2020 estão apresentadas na Tabela 5.4.11 a seguir:
Tabela 5.4.11 Previsão de consumo de GNV em Manaus para 2020 (m³/dia)
Assim, como indica a tabela anterior, em curto prazo (até 2012), estima-se a
incorporação de cerca de 5% da frota de veículos leves de Manaus ao GNV, em 2015
(médio prazo), seriam 10% da frota com consumo de 111.790 m³/dia e em 2020,
20% da frota, com valor estimado de consumo de 223.579 m³/dia.
5.4.4 Uso de Gás Natural em Transporte Fluvial na
Região Norte
Cerca de 98% do transporte de carga e passageiro na região amazônica ocorre
no modal fluvial (SINDARMA, 2008 e CAPITANIA, 2008). Incluindo-se as travessias
locais, o número médio anual de passageiros transportados é da ordem de 2,8 milhões.
Considerando as embarcações de carga e passageiros, segundo a instituição, operam
na região cerca de 9.200 embarcações, sendo 2/3 em madeira e 1/3 em aço, fibra ou
alumínio. Há também relato da Capitania dos Portos da região de uma considerável
parcela de embarcações clandestinas, não registradas.
Pouco mais da metade das embarcações apresenta menos de 10 anos, da mesma
forma que metade das embarcações são originárias de pequenos estaleiros locais.
Nesse cenários, predominam as embarcações de pequeno e médio porte para transporte
de passageiros e carga, muitos deles mistos, grande número de barcaças, além de
navios de uso específicos, como graneleiros de sólidos e líquidos e ferry boats.
Quanto ao número de postos de abastecimento, fixos e flutuantes, a Amazônia
Ocidental possui 107 unidades (pontões) (CAPITANIA, 2008). As linhas tronco de
transporte com maior densidade na região são: Manaus - Belém, Manaus – Santarém,
Manaus – Porto Velho, Belém – Santarém e Belém – Macapá. Esta última linha e a
linha Manaus - Santarém são atendidas por embarcações de alta velocidade para
passageiros. Em termos gerais, 70% dos barcos de passageiros apresentam capacidade
superior a 100 passageiros, com 10% deles para mais de 300 passageiros. Em geral,
os barcos são do tipo misto (passageiros e carga) com capacidade média de 150 t.
Quanto ao transporte de carga, a parcela principal se refere aos gêneros alimentícios.
Na categoria das embarcações fluviais se enquadram desde as pequenas
embarcações para uso em laser, como lanchas e pequenos barcos, providos de motores
de combustão por centelha na faixa de potência, em geral, de 30 a 200 hp, com uso
descontínuo, até navios oceânicos, que entram no rio Amazonas, passando pelas
embarcações de transporte de passageiros e de cargas, em geral, com potências de
acionamento na faixa usual de 150 a 300 cv e de cargas, em geral, com acionamento
por rebocadores e empurradores em faixa de potência equivalente ou ligeiramente
superior. Segundo dados da Capitania dos Portos, a região amazônica conta com 472
rebocadores registrados (200 a 3.000 t), representando mais da metade da frota nacional.
Tais embarcações apresentam motores com potências variando, em geral, entre 50 e
300 cv (CAPITANIA, 2008 e SINDARMA, 2008).
Em futuro breve, a região poderá ser atendida por barcos do tipo ferry boat
de fabricação nacional (TWB) para transporte de passageiros (até 1.500 passageiros),
automóveis (até 100 veículos). Também podem ser considerada a possibilidade de
transporte de cargas com propulsão através de motores duais, a exemplo do que já
começa a ocorrer em Salvador, com a operação de barcos acionados por quatro motores
com potência total próxima de 2.000 kW. Este tipo de embarcação de deslocamento
rápido (32 km/h) permite concorrer de modo vantajoso com o modal de transporte
fluvial tradicional nas travessias de rios e com o modal rodoviário (ônibus coletivos),
por exemplo, nos deslocamentos ao longo da costa fluvial da cidade de Manaus no
trecho Mauá-Centro-Ponta Negra, permitindo reduzir o congestionamento de trânsito
no centro da cidade de Manaus, além de reduzir de forma drástica a demanda de óleo
diesel e as emissões locais (gases e ruídos).
Existe um potencial de consumo de 1 milhão m3/dia de gás natural equivalente
ao atual consumo de diesel e óleo combustível em transporte fluvial na Amazônia
(GASNET, 2008). Dados obtidos pelo INT junto à Capitania dos Portos de Manaus
mencionam a existência de mais de 70 mil embarcações na Amazônia, sendo mais de
metade dessa frota operante na região de Manaus.
Para as embarcações de laser, desconsiderou-se a possibilidade de conversão
pelas dificuldades técnicas envolvidas, incluindo-se a perda de desempenho e uso
pouco intensivo. Para os navios de grande porte de operação oceânica também não se
aventou a possibilidade de conversão, basicamente por dificuldades e incertezas
logísticas de abastecimento, ainda que no exterior venham sendo adiantadas pesquisas
para a promoção de novos projetos de embarcações de grande porte operando com
motores duais a gás natural.
Considerando apenas a frota de 432 rebocadores de chatas de transporte de
carga existentes no Amazonas (CAPITANIA, 2008 e SINDARMA, 2008) e que 60%
delas operam no percurso Coari – Manaus – Santarém, envolvendo uma potência
média de 150 kW efetivos por cerca de 15 h/dia, numa relação da ordem de 3,5 kWh/
m³ de gás natural, avaliou-se o consumo potencial dessa frota em cerca de 133.000
m³/dia, já incorporando um índice de 10% da frota não operante (ociosidade, em
abastecimento e em manutenção geral) e de 10% de uso de óleo diesel, admitindo-se
o emprego da tecnologia dual de conversão dos motores para gás natural. Adicionandose a possibilidade de estabelecimento futuro de um sistema de transporte rápido de
passageiros, automóveis e carga ente Coari e Manaus, num percurso de cerca de 300
km, através de duas embarcações (1.000 kW médios), cumprindo o percurso em cerca
de 6 horas, com duas viagens diárias por embarcação (600 km/dia.embarcação), a
demanda decorrente de gás natural seria da ordem de 10.000 m³/dia. Esta possível
forma de operação de ferry boats poderia ser também avaliada para outros trechos no
rio Solimões. De modo geral, as embarcações poderiam ser abastecidas através de
postos flutuantes de GNC. Eles poderiam ser distribuídos ao longo das margens dos
rios Solimões e Amazonas no trecho que vai de Coari até Itacoatiara, trecho em que o
gás natural apresenta maior facilidade na logística de abastecimento, a exemplo do
que ocorre com os combustíveis líquidos atualmente distribuídos na Amazônia para
as embarcações. Destaque-se que o gasoduto Coari-Manaus irá passar próximo a
diversas cidades, algumas com populações acima de 70 mil habitantes, como Coari,
Manacapuru e Iranduba, que apresentam potencial para instalação de postos de
distribuição de GNC para embarcações ao longo do percurso.
Outra possibilidade de emprego de gás natural em transporte fluvial seria
através de um sistema de transporte de passageiros de curta distância e alta escala de
freqüência e quantidade de passageiros. A operação se daria na costa da cidade de
Manaus no trecho Ponta Negra – Centro – Mauá, onde a demanda de transporte é
crescente, gerando freqüentes engarrafamentos de trânsito na cidade. Com a operação
de um sistema de barcas ou ferry boats no referido trecho a cidade poderia prescindir
de cerca de 80 ônibus coletivos em circulação, além de milhares de veículos particulares
que circulam diariamente nesse trecho, gerando poluição do ar, ruídos e mau
atendimento nos serviços de transporte (impontualidade, stress, desconforto etc.).
Na operação do referido sistema prevê-se o uso de duas embarcações ao custo
de cerca de R$ 35 milhões com capacidade para 1.000 passageiros cada e velocidade
de deslocamento de 32 km/h. Com isto será possível transportar no referido trecho
cerca de 1.600 passageiros por hora, fluxo correspondente a 80 ônibus de transporte
coletivo operando no período diário de 6 horas da manhã às 22 horas (16 horas/dia),
perfazendo um total de 32 viagens diárias cumpridas pelas embarcações. As viagens
entre Ponta Negra e Mauá e o centro de Manaus demandariam cerca de 20 minutos
cada, adicionando-se 10 minutos para embarque e desembarque. No total, em duas
horas cada embarcação sairia e retornaria para seu ponto de partida, fazendo o trecho
Ponta Negra, Centro, Mauá, Centro e Ponta Negra, totalizando cerca de 40 km. O
consumo previsto de gás natural e óleo diesel seria de 2.240 m³/dia (GN) e de 960 l/
dia (óleo diesel), o que permitiria eliminar um consumo diário de óleo diesel, somente
correspondente aos ônibus coletivos retirados e circulação da ordem de 17.000 l/dia.
Assim, apenas a economia diária de mais de 16.000 l/dia de óleo diesel permitiria
amortizar o investimento nas embarcações em cerca de três anos, sem contar as
evidentes vantagens diretas e indiretas da implantação desse tipo de projeto, como os
ganhos ambientais, econômicos e sociais.
5.4.5 Conclusão
Para o atendimento do setor de transporte no Amazonas, o gás natural poderá
encontrar muitos espaços de comercialização, que poderão promover destacadas
vantagens ambientais (redução de emissões de carbono, enxofre e particulados, além
de ruídos), econômicas (redução de importação de óleo diesel e de custos operacionais
para o usuário) e sociais (reduções de preços de serviço de transporte e de tempo de
deslocamento), a depender da implantação de um sistema eficiente de abastecimento
de gás natural, tanto para os veículos rodoviários, como para as embarcações. Estas,
numa primeira instância poderão ser atendidas por postos nas cidades da margem
esquerda do rio Solimões que serão atendidas com gás natural no trecho Coari –
Manaus. Até 2018, poderão ser previstos sistemas de abastecimento por GNC e GNL
que poderão contemplar o trecho Manaus – Parintins – Santarém e, mesmo, Belém.
Nesta avaliação, considerou-se prioritária a conversão para GNV da frota de
táxis de Manaus (3.950 veículos), pelo seu uso intensivo e pelas vantagens econômicas,
sociais e ambientais, gerando uma demanda de 79.000 m³/dia. Vale destacar que a
presença em Manaus da Cilbrás (maior fabricante nacional de cilindros de
armazenamento de GNV) e da BRC (um dos maiores fabricantes mundiais de sistemas
de conversão) deverá ser um fator importante na decisão local de incentivo ao uso do
GNV. Também deveriam ser priorizados os empregos de GNC nos rebocadores de
operação mais intensiva (cerca de 1/3 do total) no rio Solimões no trecho Coari –
Manaus, o que demandaria mais 44.000 m³/dia, assim como o emprego de gás natural
em um sistema de ferry boats entre Coari e Manaus (10.000 m³/dia) e outro semelhante
na região costeira de Manaus (Ponta Negra –Centro – Mauá), que demandaria cerca
de 2.500 m³/dia. No total, a demanda de gás natural gerada por esta estimativa geral
para a região (135.500 m³/dia) representaria apenas 2,3% de toda a oferta prevista de
gás natural de Urucu para o estado do Amazonas. Nesse cômputo, não foi incluída a
possibilidade de conversão de veículos de uso privado, frotas públicas e privadas,
assim como de ônibus coletivos, o que seria factível em médio prazo e aumentaria
sobremaneira a demanda de gás natural na região. Considerando-se uma elevação
média de demanda de gás natural no ano de 2020 de 29,7% em relação a 2012,
estabelecida através da taxa de crescimento econômico anual de 3,3%, ocorrida no
estado do Amazonas entre 1995 e 2005, prevê-se que o referido consumo estimado de
gás natural poderá se elevar em 2020 para 173.000 m³/dia.
Tabela 5.4.12 Estimativa da evolução do mercado do GN apenas para veículos
leves em Manaus
Obs.: Considerou-se vida útil de 30 anos para as infra-estruturas implantadas e preço de oferta do
GNV em Manaus de R$ 1,50/m³.
ANP – www.anp.gov.br
BRASILENERGIA, 2008 – www.brasilenergia.com.br e Revista Brasil Energia,
número 336, novembro de 2008.
CAPITANIA – comunicado oficial da entidade através de carta de 22/11/2007.
FOLHADOGNV – Revista Folha do GNV, número 91, outubro de 2008.
FOLHADOGNV – Revista Folha do GNV, número 90, setembro de 2008.
GASBRASIL – www.gasbrasil.com.br
GASNET – artigo publicado em 2006
GUASCOR – www.guascor.com.br
INT – Relatório INT/Finep/CNPq: Dispositivos de Conversão de Motores para Gás
Natural Veicular – Avaliações de Mercado e de Desempenho, julho de 2002.
NGVGUIDE – www.ngvguide.com
NGV – www.ngvgroup.com
SINDARMA – www.sindarma.org.br
TWB – www.twb.com.br
WHITE MARTINS – www.whitemartins.com.br
5.5 Pólo Gás Químico
Autora: Ângela Maria Ferreira Monteiro
5.5.1 Introdução
Uma das possibilidades de uso do gás natural é utilizá-lo como matéria prima
da indústria petroquímica – neste caso, a gás-química.
Nesta parte do trabalho analisam-se as opções de produtos passíveis de
produção, a partir do gás natural produzido em Urucu a ser processado no Pólo
Industrial de Manaus - PIM, que atendam não só a demanda do mercado da Região
Norte, como das demais regiões nacionais e o mercado internacional.
5.5.2 A Estrutura da Indústria Petroquímica
Uma forma simples de representar os estágios do processo produtivo na
indústria petroquímica está mostrado na Figura 5.5.1 a seguir.
Figura 5.5.1 Estrutura da indústria petroquímica
A indústria petroquímica compreende umas poucas unidades industriais com
elevadíssima capacidade de produção, organizadas em cadeias, nas quais são produzidas
as matérias-primas para os chamados produtos de primeira, segunda e terceira geração.
Nestes se enquadram produtos químicos orgânicos e praticamente todos os insumos
químicos para as indústrias de polímeros (termoplásticos, elastômeros e resinas). A
variedade de produtos possíveis e sua complexidade aumentam à medida que se desce
na estrutura piramidal. Esta classificação reúne numa mesma classe produtos com
número de transformações, grau de dificuldades e custos semelhantes.
Na fase de refino, no topo da pirâmide, são gerados os produtos que darão
início às diversas cadeias produtivas. Os chamados produtos de primeira geração
englobam os produtos básicos e os intermediários, obtidos com poucas transformações
– em geral uma para os básicos. Os produtos de segunda geração são os produtos
petroquímicos finais e estes demandam duas ou mais transformações. Na base da
pirâmide estão as indústrias que transformam os produtos petroquímicos finais em
produtos finais. É aí que se encontra o complexo setor de transformação de plásticos
e elastômeros, gerando uma infinidade de produtos finais e semi-acabados: utilidades
domésticas, embalagens, brinquedos, plásticos de engenharia (partes automotivas,
eletro-eletrônicas, construção civil, calçados, etc.). No percurso do processo produtivo,
do topo à base, se observam pelo menos 45 fases (RIVAS, FREITAS, 2006).
5.5.2.1 A indústria Petroquímica Nacional e
Internacional
Historicamente a indústria petroquímica internacional está organizada em
conglomerados empresariais, cujas empresas participantes estão alinhadas com as
atividades das cadeias produtivas. Estão dispostos, em geral, em pólos petroquímicos e
são detentores de tecnologia desenvolvida, mesmo em países onde a disponibilidade de
matéria-prima é escassa. Esta organização é imposta por um mercado altamente
competitivo, oscilante, com dinâmica demanda por novos produtos finais, que faz com
que o seguimento trabalhe de forma integrada, favorecendo a formação de oligopólio.
Devido à mão de obra especializada, no planejamento, algumas empresas
trabalham com uma ociosidade programada, prevendo retomadas de mercado cíclicas.
Os produtos petroquímicos com acirrada disputa mercadológica, acabam por fazer
parte dos chamados commodities, em que a margem entre o custo da matéria-prima e
o preço do produto final é muito estreita, em decorrência de forte concorrência com
outros produtos, mais diferenciados e parcialmente imunes às flutuações de preços.
Isto acaba por forçar-lhes a adotarem mecanismos de ‘auto-proteção’, tais como: (a)
atividades comerciais e industriais internacionais, como a participação de mercados
em locais onde adotaram produção descentralizada; (b) compartilhamento de
capacidade produtiva entre duas ou mais empresas, que se caracteriza por uma
integração vertical coordenada; (c) rearranjos de produtos de commodities.
Além da ociosidade programada nas indústrias já instaladas, que permite uma
rápida retomada da produção quando necessário, outros fatores que desestimulam a
expansão do setor pela livre concorrência. Entre eles, os altos investimentos iniciais em
projetos básicos e de detalhamento, a necessidade de equipamentos de produção para a
planta em escala economicamente viável, laboratórios de P&D e equipes técnicas
altamente especializadas. Isto sendo aplicado em todas as empresas que passarão a formar
o novo conglomerado, considerando-se descartadas parcerias com empresas já existentes.
O comportamento oposto a este também é observado entre diferentes nações,
onde de um lado há disponibilidade de matéria-prima e de outro a disponibilidade de
tecnologia altamente desenvolvida: Arábia Saudita versus empresas ocidentais,
empresas chinesas em busca de países asiáticos e do oriente (LAURIDS, 2003).
Em resumo, para manterem-se competitivos, o desafio dos conglomerados
de empresas é manter o equilíbrio entre uma estrutura enxuta e focada na demanda de
mercado e a ociosidade sazonal. O primeiro, pela pressão de competitividade dos
commodities, e o segundo, pela dificuldade (tempo e custo) da formação de mão de
obra especializada e experiente. Para aqueles que querem atingir a liderança, adicionase o alto investimento em P&D.
Figura 5.5.2 Estrutura da indústria química brasileira
Fonte: ABIQUIM, 2005 (Valores de capacidade em mil t/a ao lado de cada produto listado).
Na Figura 5.5.2 está representado o fluxograma “Estrutura da Indústria
Química Brasileira”, como ilustração das cadeias produtivas, empresas, produtos e
suas produções. Este quadro dá uma visão macroscópica de como se interligam as
cadeias produtivas e que empresas fornecem seus produtos para quais empresas, num
quadro nacional.
Estas empresas estão distribuídas em quatro grandes pólos petroquímicos
sobre o território nacional: Pólo de Capuava (SP), Pólo de Camaçari (BA), Pólo de
Triunfo (RS) e Pólo de Duque de Caxias.
Embora o setor químico ocupe um lugar de destaque no cenário econômico e
tecnológico nacional, estudos recentes (CANDAL, 2003), cobrindo o período de 1990
a 2003, mostram o crescimento nas taxas de produção (2,5%), exportação (6,03%) e
importações (8,84%), com o consumo aparente (3,34%). Este é o resultado da diferença
da soma da produção e importação com a exportação, este superior a taxa de
crescimento do PIB (2,27%), demonstrando assim a dependência histórica do país.
Com o objetivo de anular este déficit, alguns pólos têm investido em ampliações:
Capuava, U$700 milhões entre 2006/2010; Camaçari, US$12,7 milhões até 2006:
Triunfo, US$140 milhões, sem prazo; Duque de Caxias US$ 100 milhões, sem prazo.
5.5.3 O Gás Natural e o Complexo Gás químico
5.5.3.1 As Cadeias Produtivas do GN
Os processos da matriz dos petroquímicos, que utilizam o gás natural (GN)
como matéria-prima, podem ser desdobrados segundo a Figura 5.5.3.
Figura 5.5.3 Fluxograma da indústria do gás natural
5.5.3.2 A Composição do Gás Natural de Urucu
A composição do GN de Urucu, apresentada na Tabela 5.5.1, foi tomada
como base nos cálculos de produção das cadeias produtivas dos produtos de interesse
nacional eleitos neste estudo.
Tabela 5.5.1 Composição química do GN de Urucu
Fonte: Rivas, A. , Freitas, C.
5.5.3.3 A Composição de GN de Alguns
Poços Mundiais
A composição das jazidas mundiais mostra-se bem variável, dependendo de sua
localização no planeta. Na Tabela 5.5.2 pode-se verificar a diversidade de composições e
como esta composição afeta o poder calorífico superior da mistura de gases.
Tabela 5.5.2 Composição volumétrica de gás natural bruto de alguns países
Fonte: Rivas, A. , Freitas, C.
A Tabela 5.5.3 mostra os produtos derivados do metano, numa seqüência até
a quinta geração da cadeia produtiva. Nela, pode se observar as inúmeras opções de
produtos passíveis de produção.
Tabela 5.5.3 Cadeias produtivas do metano – Gás-química
Fonte: www.gasnet.com.br/gasnet_br/oque_gn/materia_completa.asp (em 10/12/2007)
5.5.3.4 Expansão dos Negócios da Indústria
do Gás Natural
A expansão da Indústria do gás natural deve considerar dois aspectos: a
expansão da infra-estrutura de transporte, incluídos modelos e sistemas multimodais,
assim como das aplicações mais nobres para o gás natural, em especial como matériaprima. É importante ressaltar a importância de vários derivados do gás natural, sob os
pontos de vista econômico, social e ambiental e a existência de sinergias entre as
cadeias produtivas. Embora se possa utilizar, para fins de econômicos, neste capítulo
não discutiremos a aplicação do GN como combustível. Desta forma, discutiremos os
atuais estados de crescimento das infra-estruturas e dos mercados de GN como matériaprima, tais como:
1. Um perfil adequado para o complexo gás-químico da Região Norte:
· Plantas de gás-química Integradas (formatações diferenciadas em função
do potencial de adição de valor e de sinergias de processos e operacionais).
· Plantas de gás-química para atender mercados local, nacional e internacional.
2. Ampliar a probabilidade de sucesso na implantação do complexo gásquímico, através da busca de sinergias com cadeias produtivas afins e que
assegurem maiores retornos econômicos, sociais e ambientais à região e ao país.
5.5.3.5 Argumentos Econômicos
Dentre as várias aplicações do gás natural (GN), é como matéria-prima na
gás-química que ele atinge seu potencial máximo de valorização. Requer investimentos
de magnitude elevada e em contrapartida reduz drasticamente o impacto ambiental,
em comparação com a produção tradicional a partir de outros derivados de petróleo.
Estudos recentes têm mostrado esta valorização mundial, relativa entre alguns dos
produtos possíveis derivados do GN. A valorização, mostrada na Figura 5.5.4, está
calcada não somente sobre o valor do produto final, mas nas características econômicas
do negócio, na oferta de GN prevista para o futuro próximo, na crescente demanda no
mercado dos insumos químicos e na variável ambiental.
Figura 5.5.4 Valor relativo de alguns produtos derivados de 1 MBTU de GN
Fonte: www.gasnet.com.br em 12/2007
Embora a atratividade econômica para os polímeros seja evidente, deve se
considerar as escalas compatíveis com a economicidade do processo, a alta tecnologia
envolvida, a disponibilidade local de matérias-primas e os pólos concorrentes: São
Paulo, Camaçari/Maceió, Trunfo e Duque de Caxias - Rio Polímeros (pólo gás–
químico). Com relação à estratégia para o desenvolvimento do mercado de gás natural
na Região Norte, foi tomado como alvo produtivo os processos de produção abaixo,
de acordo com o grau de maturidade da tecnologia produtiva - via gás de síntese e uso
do hidrogênio assim produzido:
. metanol;
. formaldeído;
. resinas fenólica e uréica;
. ácido acético;
. amônia e uréia;
. estireno.
5.5.4 Os Produtos Básicos
O GN não associado fornece principalmente metano e etano. A partir do etano
é possível obter-se eteno. Do metano, metanol, amônia, hidrogênio em uma primeira
etapa. Destes últimos pode-se obter uréia, ácido nítrico, gás carbônico. Dependendo
da presença das frações mais pesadas propano, butano, pentano e superiores associado
ao GN, poderá obter-se também o propeno, buteno, GLP e nafta.
Na cadeia produtiva, cada produto deste se desdobra em outros, multiplicando
em muito as opções de produtos possíveis. Descreve-se a seguir o processo de
fabricação e aplicações dos principais produtos.
5.5.4.1 Produção de Metanol
Processo: o metanol pode ser obtido industrialmente por duas vias: a partir
do gás de síntese (2 partes de hidrogênio e 1 parte de monóxido de carbono), ou como
subproduto da indústria têxtil de poliéster (DMT + EG, ou seja, dimetiltereftalato +
etilenoglicol). Uma das fontes possíveis de matéria–prima para obtenção do gás de
síntese é o GN (Fig. 5.5.5).
Figura 5.5.5 Fluxograma de produção do metanol, a partir do gás natural
Fonte: (GEROSA, 2007)
Todos os processos atualmente utilizados na obtenção de metanol utilizam
catalisadores à base de cobre. A rota em fase gasosa, predominante no mercado, é
liderada pelas tecnologias da Syntex (antiga ICI) e a Lurgi. A outra rota, em fase
líquida, foi introduzida recentemente pela Air Products. Uma importante variável para
a competitividade do produto é seu custo de produção, que está mostrado na Figura
5.5.6, em função da escala de produção (LIMA NETO et all, 2007).
Figura 5.5.6 Custo de produção do metanol versus capacidade da planta
Fonte: LIMA NETO et all, 2007
Panorama internacional do metanol
O metanol é matéria-prima para a produção, principalmente, de olefinas,
gasolina, dimetiléter (DME), células combustível e biodiesel.
Algumas das aplicações mais usuais do metanol e seus percentuais estão
representados na Figura 5.5.7.
Figura 5.5.7 Principais aplicações mundiais do metanol
Fonte: (GEROSA, 2007), com adaptações
Algumas das aplicações contidas em ‘outros’ seriam na produção de metacrilato
de metila, dimetiltereftalato, metiléster, metilcloreto, MTO – Methanol to Olefins e
MTG – Methanol to Gasoline. Estes dois últimos processos são recentes – MTO
patente da UOP/HYDRO, MTG – patente da ExxonMobil – estando o primeiro em
desenvolvimento pela empresa UOP.
Em oposição à entrada de novos produtos derivados do metanol, está sendo
descontinuado o uso do MTBE em gasolina, como redutor de emissão de CO e
hidrocarbonetos não reagidos, por este produto demonstrar propriedades cancerígenas.
Os fabricantes mundiais de metanol, e suas capacidades em 2001, encontramse na Tabela 5.5.4, ao lado.
Tabela 5.5.4 Plantas de metanol distribuídas nos países, os processos utilizados
e suas capacidades – Dez 2001
e suas capacidades – Dez 2001 - continuação
Fonte: http://www.senternovem.nl/mmfiles/28340_tcm24-124813.pdf, em 10/10/07
O panorama mundial de produção de metanol está resumido na Tabela 5.5.5.
Tabela 5.5.5 Produção mundial de metanol
Fonte: LIMA NETO, 2007
Em 2007 a demanda mundial foi de 38 milhões de ton/ano (LIMA NETO,
2007) e estima-se que a produção mundial tenha sido de 10.000 ton/dia.
A Methanex é o principal fornecedor com aproximadamente 19% do mercado,
seguida pela MHTL – Methanol Holdings Trinidad Limited, com 8,5% e a Sabic –
Sadi Basic Industries Corporation, com 7,5% (METHANEX, 2007).
As reservas de GN na Argentina não são suficientes para a exportação para a
Methanex no Chile, fazendo com que esta última desativasse uma de suas unidades
neste país (informação obtida no 4º Congresso de Química do MERCOSUL, em maio/
2008). A Methanex está estudando a viabilidade econômica da importação GNL como
matéria-prima e sua re-vaporização para as unidades de metanol.
Panorama nacional do metanol
A evolução do consumo de metanol dos últimos anos, retratada adiante, tem
mostrado uma demanda crescente deste álcool. O Brasil é deficitário em metanol e
por isso importa a maior parte do metanol utilizado.
A balança comercial brasileira do metanol, Figura 5.5.8, mostra um mercado
crescente até 2004, e que é importado basicamente da América do Sul. As exportações,
quase inexistentes, também visam o mercado sul-americano.
Figura 5.5.8 Evolução do mercado nacional de metanol, entre 2001 e 2005
Fonte: Anuário da Indústria Brasileira – 2006
Figura 5.5.9 Evolução do mercado nacional do metanol, entre 2003 e 2007
Fonte: Aliceweb, em 30/10/2007,
* Até set/2007
O parque fabril nacional do metanol está disperso nos estados indicados na
Tabela 5.5.6, que indica também a capacidade instalada no ano de 2005.
Tabela 5.5.6 Indústrias Brasileiras de Metanol
(1) Empresa incorporada pela Fosfertil em agosto de 2005
Fonte: Anuário da Indústria Química Brasileira 2006
Dentre os fabricantes de metanol, a Prosint utiliza o processo de síntese em
alta pressão – tecnologia Casale – a partir do gás de síntese obtido pela reforma da
nafta – processo catalítico da I.C.I. A Metanor - Camaçari – BA - obtém o gás de
síntese a partir do GN e produz o metanol pelo processo da I.C.I. A Prosint planejou
em 2006 a ampliação de sua produção para 260.000 t/a de metanol, com início de
produção para 2007, para suprir uma nova planta de formol de 45.000 ton/a. O
investimento estimado aplicado foi de US$ 12,5 milhões.
A Vicunha obtém o metanol como subproduto de suas unidades têxteis de
poliéster. A Ultrafértil o obtém como subproduto da unidade de gás de síntese/amônia
(CEPED, 2002).
No mercado nacional, Figura 5.5.10, o metanol é importante matéria-prima
para outras indústrias químicas, na fabricação de: formaldeído, DMT –
dimetiltereftalato e MTBE – metil-tércio-butil éter (aditivo da gasolina), entre outros.
Como combustível, misturado à gasolina, não apresenta nenhuma vantagem comparado
ao etanol de cana de açúcar (poder calorífico de 27,2MJ/kg), que não oferece risco de
explosão e a toxidade do metanol.
Figura 5.5.10 Produtos derivados do metanol, segundo o parque nacional
Fonte: Anuário da Indústria Brasileira – 2005
O DMT, produzido pela Proppet - BA – concorre com o ácido tereftálico
(TPA) na fabricação de fibras poliéster
Pela baixa cotação do metanol no mercado internacional, este produto
praticamente não é exportado sobre esta forma, mas sim como DMT e MTBE.
As plantas de metanol concorrentes na América do Sul são: Methanex (Chile),
com início de atividades em 1988, Metor e Supermetanol, ambas na Venezuela e em
operação desde 1994.
Resultado da avaliação econômico-financeira para a fabricação do metanol no
Amazonas
Após ponderações sobre as vantagens e desvantagens da produção ser alocada
em Manaus ou Coari, estas feitas pela equipe econômica do convênio n° 023/2004 –
SUFRAMA/UNISOL, levando-se em consideração as dimensões técnicoorganizacional, legal-ambiental, logístico, mercado, financeiro e fiscal, o resultado
apontou ser favorável a Manaus, portanto, no PIM.
Aquele estudo conclui que, se toda a produção de GN for utilizada para a
fabricação de metanol, será possível produzir-se 5.000 t/dia do produto. Como não há
nenhuma indústria atualmente que pudesse fazer a integração com esta cadeia produtiva
no PIM, a produção serviria para abastecer o mercado nacional e ainda gerar um
excedente para a exportação. A viabilidade de uma única planta de metanol mostrouse no patamar de 67% em média, o que significa uma boa condição. Também ficou
claro, através da análise de sensibilidade, que as variáveis críticas para o negócio são:
o preço do metanol, a escala de produção e o preço do gás natural.
5.5.4.2 Produção de Formaldeído
O formaldeído é utilizado na produção de etilenoglicol, penta-eritritol,
hexametilenotetramina, acetaldeído, ésteres de celulose, preservante de borracha,
acelerador no processo de vulcanização, inibidor de corrosão em poços petrolíferos,
tratamento de couros, componente de fertilizantes, fluído de embalsamamento, biocida,
desinfetantes, desodorantes anti-transpirante, corantes, tinta de impressão, adesivos,
gelatinas, sucos, etc.
Também como matéria-prima para a indústria de resinas e estas, para a
indústria de placas de compensado, aglomerados, MDF e outros insumos da indústria
civil, de papéis, tecidos e moveleira, indústrias estas de base para o desenvolvimento
de qualquer região.
O formaldeído é altamente reativo, podendo gerar diferente outros produtos.
Além da principal aplicação, como matéria-prima para a produção de resinas – uréica
(utilizadas nas indústrias madeireiras), fenólica (utilizadas em indústrias de abrasivos,
construção civil e fundição) e melamina (idem fenólicas) – aplica-se às indústrias de
tintas – resina alquídica – têxteis e outras: síntese do trimetilolpropano e neopentil
glicol, que são matérias-primas de poliuretano e poliéster, resinas sintéticas e
lubrificantes sintéticos. Industrialmente também é utilizado, entre outros, na produção
de películas fotográficas e na indústria eletrônica para a fabricação de circuitos
impressos.
Processo de fabricação
Pode ser obtido pela oxidação do metano, por duas vias conhecidas: uma,
exclusivamente oxidativa, que utiliza óxido de molibdênio e ferro como catalisadores,
e outra, chamada de desidrogenação oxidativa, que promove a desidrogenação
combinada com a oxidação, utilizando catalisadores de cobre ou prata. A diferença
entre os processos está na quantidade de ar injetada com o metanol: no primeiro processo
a quantidade de metanol fica abaixo do limite inferior e no segundo processo, acima
do limite superior de explosividade da mistura metanol-ar (6-37%v).
O formol (ou formaldeído), produzido a partir do metanol originário do metano
fornecido pelo gás natural, tem sua equação de reação mostrada abaixo:
O formaldeído comercial possui 37% em peso de CH2O e 8-15%p de metanol,
para evitar a precipitação de polímero (WALKER, 1944).
Existe outra rota de produção de formaldeído, a partir de butano e outros
hidrocarbonetos alifáticos.
A indústria nacional
No Brasil, os nove fabricantes, apresentados na Tabela 5.5.7, utilizam o
processo oxidativo do metanol: os mais conhecidos, Formox – Reichhold Chemicals
Co, Montecantini-Edson, Societé Chimie de Carbonnage, Borden & Mitsubshi Gás
Chemical (MEIQ).
Tabela 5.5.7 Produtores de formaldeído no Brasil, localização e capacidade instalada
Fonte: Anuário da Indústria Química Brasileira 2006
A balança comercial do formaldeído é favorável ao Brasil, mostrando as
exportações direcionadas totalmente para a América do Sul, embora em declínio nos
últimos cinco anos (Figura 5.5.11).
Figura 5.5.11 Evolução do mercado nacional do formaldeído, entre 2003 e 2007
Fonte: Aliceweb, em 30/10/2007, * Até set/2007
A maior parte da produção de formaldeído é utilizada cativamente na produção
de resinas, embora o aumento das exportações tenha forçado um pequeno desvio
deste produto para a produção de pentaeritritol e hexametilenotetramina.
A industrial mundial de formaldeído
A participação da demanda mundial de metanol para produção de formaldeído
é da ordem de 38%.
Atualmente no mundo existem 181 plantas de formaldeído, variando a
capacidade de produção de 730.000 (no Texas, USA) a 2.000 ton/ano (em San Juan,
México). Além dessas, existem mais projeto de 9 plantas, variando de 48.000 (Índia)
a 350.000 ton/ano (Arábia Saudita) a capacidade de produção.
Produção de resinas uréicas
Quantidades estequiométricas de uréia e formaldeído reagem para formar o
polímero linear:
Com excesso de formaldeído e aquecimento, o hidrogênio do grupo imida é
substituído, quebrando a linearidade. A composição final da rede formada dependerá
de relação uréia/formaldeído e definirá a sua aplicação.
A resina uréica é a mais utilizada na indústria de compensados, de aglomerados
e de móveis Nock (NOCK, 1978).
Como será visto a seguir, amônia e dióxido de carbono, obtidos indiretamente
do gás natural reagem para produzir uréia. Assim, o gás natural é a fonte básica para a
resina uréia-formaldeído.
A Tabela 5.5.8 mostra como se distribuem os fabricantes de resinas uréicas
no Brasil e suas capacidades produtivas.
Tabela 5.5.8 Empresas de fabricação de resinas uréicas no Brasil
(*) Multipropósito – (1) Unidade paralisada temporariamente – (2) Não informou dados de
produção e venda
Fonte: Anuário ABIQUIM 2006.
Produção de resinas fenólicas
Este tipo de resina é obtido pela reação de condensação e polimerização entre
um fenol e um aldeído (Figura 5.5.12). Normalmente, utiliza-se o aldeído fórmico
(formol) e o hidroxibenzeno (fenol). Podem apresentar-se na forma líquida ou sólida,
de acordo com a proporção de cada reagente, tempo de polimerização, etc.
Figura 5.5.12 – Reação fenol- formaldeído para formação da resina fenólica
Fonte: http://www.pucrs.br/quimica/professores/arigony/formaldeido.html
Existem dois processos de fabricação para este tipo de resina (GOWARIKER,
et all, 1986):
1 – O processo novolac ou baquelite, onde uma quantidade de fenol reage
com 75% da quantidade estequiométrica de formaldeído, em presença de catalisador
ácido, para formar moléculas lineares.
Esta resina pode ser estocada por qualquer tempo sem endurecer ou fazer
ligações cruzadas. Finaliza-se o processo com adição em excesso de formaldeído e
aquecimento.
O processo que produz as novolacs é conhecido como úmido, ácido ou alemão
e emprega como matéria-prima compostos semelhantes à baquelite; a resina resultante
presta-se mais à fabricação de artefatos moldados por compressão e transferência. No
estado sólido, novolac, geralmente já formuladas com cargas, plastificantes e outros
aditivos, apresentam-se com coloração escura.
Algumas aplicações desta resina são: engrenagens; pastilhas de freio,
componentes no sistema de transmissão de carros; compensado naval; peças elétricas
moldadas; laminados para revestimentos de mesas, balcões, divisórias, portas; tampas
de rosca resistentes.
O processo produtivo está representado na Figura 5.5.13.
2 – O processo resole, onde quantidades equimolares de fenol e formaldeído
são reagidas sob meio alcalino e controle rigoroso da taxa de reação e conteúdo da
conversão, até a etapa linear.
Este processo tem limitação do tempo de prateleira, pois a reação continua
lentamente sob condições de estocagem. Para a cura final basta simplesmente
aquecer a resina.
A resina do tipo resole apresenta-se líquida, tem largo emprego na impregnação
de materiais diversos (papéis, tecidos, madeira, etc.), na fabricação de adesivos,
vernizes, podendo ser aplicadas a pincel, por imersão, borrifo entre outros. O processo
de fabricação dos resoles é conhecido como “alcalino ou seco”; por ser mais caro que
o ácido, só é usado quando se desejam resinas translúcidas ou de cores muito claras.
Há uma grande variedade de aplicações, tanto para o tipo resole comum, quanto para
o tipo novolac. Além das aplicações citadas acima, usa-se em rebolos do tipo resinóide
(como aglomerante). Os vernizes e lacas constituem outra grande aplicação das resinas
líquidas. De baixo peso molecular, são solúveis em óleo e compatíveis com compostos
resinosos, desde que sua polimerização não se tenha completado e não estejam ocupadas
duas ou mais valências do fenol.
Segundo Sellers (SELLERS, 2001), a resina fenólica (FF – fenolformaldeído)
é a mais utilizada na fabricação de chapas de madeira de partículas orientadas,
conhecidas como OSB –Oriented Srtand Board, muito utilizadas nos setor moveleiro
e de construção civil, com um custo de produção inferior ao MDI – resina de difenilmetano di-isocianato.
Figura 5.5.13 Fluxograma de produção de resinas uréica e fenólica
Fonte:GOWARIKER, et all, 1986
Em função de algumas empresas não informarem sua produção e vendas, o
quadro de produção mostra uma ociosidade aparente de 50% da capacidade produtiva,
tanto nas resinas uréicas quanto nas fenólicas. Analisando, porém, as importações
destas resinas, o quadro mostra uma crescente importação entre 2001 e 2005, com
uma quantidade importada em 2005 da ordem de 1.922 ton (uréicas) e 3.675 ton
(fenólicas), indicando mercado existente.
Para somente repor esta produção de resina uréica importada seriam necessários
1.025 ton de metano. O mesmo cálculo feito para a resina fenólica resulta em 856,3
ton de metano.
A tabela 5.5.9 mostra a capacidade instalada de produção de resinas
fenólicas no Brasil.
Tabela 5.5.9 Fabricantes de resinas fenólicas no Brasil
* Multipropósito – (1) Unidade paralisada temporariamente – (2) Não informou dados de
produção e vendas.
Fonte: Anuário ABIQUIM 2006
5.5.4.3 Produção de Ácido Acético
O segundo produto mais utilizado derivado do metanol é o ácido acético,
correspondendo a 11% da demanda do metanol. O processo a partir do metanol é o
que apresenta o menor custo e representa 78% do total da produção de ácido acético.
Ele poderá ser obtido a partir da carbonilação do metanol, pelo processo Basf
a 250°C e 650 atm, utilizando iodeto de cobalto, como catalisador, com rendimento
de 90%. Ou pelo processo Monsanto, 150°C e pressão atmosférica, com catalisador a
base de ródio iodado e 99% de conversão do metanol (CHEUNG et all, 2002), com
os subprodutos principais dessa reação CO2 e o H2, entre outros processos. Este segundo
é o mais utilizado no mundo atualmente:
Mercado mundial de ácido acético
A maior aplicação do ácido acético é como agente de esterificação, na
fabricação de monômero acetato de vinila (MAV - 34%) – motivo pelo qual muitas
plantas de MAV são integradas com a do ácido acético – acetato de etila, amila, butila,
isopropila, isobutila e outros, que são solventes para a produção de adesivos, papel,
filmes, etc. A segunda maior aplicação (18%) é na produção de ácido tereftálico (PTA),
um precursor do PET – polietileno tereftálico. Também bastante aplicado nas indústrias
farmacêuticas/cosméticas, inseticidas, tintas e corantes. Na indústria têxtil atua como
acidificante e neutralizante. É usado como coagulante do látex na produção da borracha
natural. Utilizado também na produção (além de anidrido acético e ésteres de ácido
acético) de ácido cloroacético, que pode gerar glicerina e carboximetilcelulose.
Atualmente existem 60 plantas de ácido acético operando em todo o planeta,
variando a capacidade de 5.000 (na Argentina) a 1.200.000 t/ano (nos EUA). Dentre
as dez maiores plantas, três estão os EUA e duas na China Além deste contingente,
estão em estudo outras 21 plantas ou expansões com capacidade variando de 65.000
(na Índia) a 1.200.000 t/ano (na China), das quais doze se situam na China, três na
Índia e duas na Arábia Saudita.
O preço do ácido acético praticado na Europa tem variado de 867 a 926
EUR/MT, enquanto nos EUA tem variado de 850 a 890 US$/MT.
O investimento necessário para uma planta de capacidade de 500.000 t/ano
de ácido acético e acetato de vinila foi estimado pela Pequiven, antes de 2004, em
cerca de US$200 milhões.
Em abril de 2005 a Yangzi Petrochemical Co submeteu ao governo chinês
um estudo de viabilidade de uma planta de 500.000 ton/ano de ácido acético.
Posteriormente, esta assinou um contrato de joint venture 50:50 com a British Petroleum
para construí-la em Nanjing, Jiangsu, China, a partir de 2007, com um custo projetado
de USD$120 milhões.
Evolução do mercado nacional do ácido acético
A Figura 5.5.14 mostra como vem se comportando o mercado de ácido acético
nos últimos anos.
Figura 5.5.14 - Evolução do mercado mundial de ácido acético, entre 2003 e 2007
Fonte: Aliceweb, mar/2008
No Brasil, devido à escassez do metanol no mercado, o ácido acético é pouco
produzido a partir desta matéria-prima. Somente três empresas o fabricam e todas
estão localizadas no estado de São Paulo (Tabela 5.5.10).
Tabela 5.5.10 Produtores de ácido acético no Brasil, localização e capacidade
instalada
Fonte: ICIS – mar/2008, * Multipropósito
5.5.4.4 Produção de Amônia
Este é um dos produtos de maior demanda mundial e a maior utilização de
sua produção é para adubos químicos. Dependendo da aptidão agrícola do país, o uso
pode chegar a 100% da produção, como no caso da China. Ainda em países
industrializados, como os Estados Unidos, o seu uso na agricultura chega à casa dos
74% (ABRAM, FOSTER, 2005) da produção interna do país.
Os últimos anos têm demonstrado um crescimento constante na demanda e
produção nacional deste produto, mantendo-se a importação para a complementação.
O mercado internacional de amônia
Com a alta do gás natural nos últimos anos, que se manteve acima dos US$9/
milhão de BTU, os negócios da gás-química ficaram com risco de inviabilidade
econômica, mesmo para os processos de obtenção de fertilizantes a partir da amônia.
Em maio de 2007 a Pemex, grande fabricante mexicana de amônia, anunciou
a desativação de sua planta de Camargo, com capacidade de 82.000 t/ano. A manutenção
de uma planta desativada custa anualmente à empresa o valor de US$362 milhões.
Em novembro de 2007 o preço da tonelada métrica de amônia subiu US$20,
chegando ao valor de US$190.
Evolução do mercado nacional de amônia
Matéria prima para fabricação da uréia, o mercado de amônia fica dedicado
quase que totalmente a esta finalidade.
A queda da balança comercial nos últimos anos no mercado de amônia (Figura
5.5.15) deve-se a uma tendência mundial de produção associada à da uréia.
Figura 5.5.15 Evolução do mercado nacional de amônia, entre 2003 e 2007
Fonte: Aliceweb em 30/10/07. * Até set/2007
Processo: atualmente, o processo de produção da amônia consiste na reação
entre o nitrogênio e o hidrogênio, sob elevada pressão e temperatura, na presença de
ferro como catalisador (processo de Haber Bosch).
O nitrogênio utilizado na síntese da amônia é derivado do ar atmosférico. O
hidrogênio – maior fração do gás de síntese - pode ser obtido a partir do GN, por meio
de uma reforma a vapor do metano (SMR – Steam Methane Reforming), do
hidrocarboneto com vapor de água, ou obtido através de oxidação parcial do metano
(POX – Partial Oxidation of Methane) ou de hidrocarbonetos mais pesados, ou ainda
pela reforma auto-térmica (ATR – Autothermal Reforming).
Na obtenção de H2, com a conversão do CO em CO2 utilizam-se os processos
a alta temperatura (300 – 450°C) – shift conversion hight temperature, HT – e a baixa
temperatura (180 – 250°C) – shift conversion low temperature, LT. Estes processos
em cascata asseguram uma faixa de 0,1-0,2 mol% de CO nos gases de saída, seco.
Na Figura 5.5.16 está representado o fluxograma de produção da amônia.
Figura 5.5.16 Fluxograma de produção de amônia
Fonte: GEROSA – 2007 (modificado)
Resultado da avaliação econômica para a amônia a ser fabricada no Amazonas
Assim como no caso do metanol, a amônia não teria uma pronta integração
com a cadeia produtiva no PIM, mas uma planta produzindo aproximadamente 1.269
t/dia estaria dentro da escala econômica em relação ao mercado internacional. Esta
integração deverá considerar a incorporação ao menos com uma planta de uréia,
conforme o fluxograma apresentado. Nesta hipótese, a viabilidade do negócio ficaria
na média de 63,76%, conforme os resultados dos cenários simulados no estudo de
Rivas & Freitas.
5.5.4.5 Produção de Uréia
A uréia (NH2CONH2) é obtida a partir da síntese da amônia com o gás
carbônico, após a formação de um produto intermediário, o carbamato de amônio
(NH4COONH2) - Figura 5.5.17. O processo envolve temperaturas da ordem de 170°
- 220°C e pressão de 200 atm.
Figura 5.5.17 Fluxograma de produção da uréia
Fonte: GEROSA – 2007 (modificado)
O mercado mundial de uréia
Atualmente são 253 plantas de uréia produzindo no mundo, variando de 11.000
(em Santander, na Colômbia) a 1.750.000 t/ano (em Gujarat, na Índia).
Ainda estão em estudos/projeto mais 113 plantas, que variam de 130.000 (no
Kazaquistão) a 4.000.000 t/ano (na Índia).
A Venezuela possui uma planta com capacidade para 1.500.000 ton/ano de uréia.
A evolução do preço da tonelada de uréia vem acompanhando a escalada do preço
do petróleo, saindo de US$230 em 96, US$ 320 médios em 2005 e US$416 em 2007.
Evolução do mercado nacional da uréia
Com a elevação das importações da uréia nos últimos anos (Figura 5.5.18), o
mercado de amônia excedente, que no passado era exportado, provavelmente foi
desviado para a produção deste insumo agrícola.
Figura 5.5.18 Evolução do mercado brasileiro de uréia, entre 2003 e 2007
Fonte: Aliceweb em 30/10/07. * Até set/2007
A Petrobras intenciona construir sua terceira fábrica de uréia no país – as
outras se localizam em Sergipe e Bahia. A região focada para sua implantação é a CentroOeste, coração da produção agrícola do país, com capitais de Mato Grosso e Mato
Grosso do Sul disputando pela preferência (Diário de Cuiabá, 2006). A planta prevista
terá o investimento de US$ 700 milhões e a capacidade de processamento de 2,4 milhões
de m3 de gás natural por hora, produzindo até 1 milhão de toneladas de uréia por ano.
5.4.6 Produção de Estireno
A consideração deste produto, em detrimento do poliestireno, leva em conta
que as últimas expansões na capacidade de produção do poliestireno deixaram o
mercado nacional superavitário (GOMES ET all, 2005), enquanto que a produção do
estireno, com unidades de pequeno porte, operando em sua plena capacidade, não
atende a demanda nacional. Em 2007, a importação deste insumo foi da ordem de
US$213,3 milhões FOB. Além disso, conta-se com a existência de mercado de
poliestireno já formado na região de Manaus.
Cadeia produtiva do estireno
A rota normalmente utilizada na obtenção do estireno, mais de 90% do
mercado, é a partir do etilbenzeno – Figura 5.5.19. A outra opção é o processo para
obtenção de óxido de propeno (PO), que obtém o estireno como subproduto, na
proporção 2,5:1 SM(monômero de estireno)/PO (MONTENEGRO, SERFATY, 2002),
com um custo inferior ao processo tradicional. Apesar de ser dependente do mercado
do PO, este processo vem ganhando adeptos e já é utilizado pela Shell, Repsol e Arco.
Figura 5.5.19 Fluxograma de produção do estireno e seus derivados
Fonte: Elaboração própria, (RIVAS, FREITAS, 2006 – adaptado)
Conforme observado no fluxograma, a produção do estireno, além do eteno
produzido a partir do GN, depende também do benzeno, que advém da nafta.
Segundo estudos recentes (RIVAS, FREITAS, 2006), considera-se a
disponibilidade de 84.000 m3/mês de nafta para o PIM, significando o potencial de
produção de 74.000 t/ano de benzeno. O potencial de produção de eteno, a partir da
disponibilidade de GN é de 189.000 t/ano, ficando bem distante dos valores praticados
nos projetos petroquímicos atuais. Estimou-se uma planta de 250.000 t/ano de estireno
e foram considerados os fatores de conversão de 1,02 t etilbenzeno/t de estireno,
0,265 t eteno/t etilbenzeno e 0,739 t benzeno/t de etilbenzeno, chegando aos valores
necessários de matérias-primas de 67.575 t de eteno e 188.445 t de benzeno, implicando
em que a diferença de benzeno, considerando a capacidade de produção local, tivesse
que ser trazida de outro local. Os mesmos estudos, no entanto, indicam como a nafta
da refinaria de Manaus já tem um canal de comercialização garantido com outros
pólos petroquímicos no País. Desta forma, a maior viabilidade de uma indústria
petroquímica local deverá advir de famílias de produtos que tenham o gás natural
como principal fonte de matéria-prima.
Mercado mundial do estireno
No ranking mundial de produção de estireno, as dez maiores produtoras deste
petroquímico estão organizadas, de forma decrescente de capacidade, na Tabela 5.5.11.
Tabela 5.5.11 As dez maiores produtoras mundiais de estireno
Fonte: ICIS, mar/2008
Ao todo são 101 plantas espalhadas pelo mundo e a planta de menor capacidade
– da Sabic Europe BV - tem o porte de 27.000 t/a e situa-se em Geleen, na Holanda.
Evolução do mercado nacional do estireno
A produção nacional de estireno está centrada em três fabricantes (Tabela 5.5.12).
Tabela 5.5.12 Fabricantes nacionais de estireno
Fonte: ICIS mar/2008
A produção nacional entre 2002 e 2006 (Figura 5.5.20) mostra a situação de
produção na plena capacidade das plantas existentes.
Figura 5.5.20 Evolução da produção do estireno no Brasil entre 2002 e 2006
Fonte: ABIQUIM 2007
O histórico da balança comercial do estireno no Brasil (Figura 5.5.21) mostra
um forte crescimento das importações mundiais nos últimos cinco anos, contra um
leve acréscimo em 2006 das importações da América do Sul, seguido de decréscimo em
2007. O saldo de importação é um fator indutor do fortalecimento da fabricação nacional.
Figura 5.5.21 Evolução do mercado brasileiro de estireno, entre 2003 e 2007
Fonte: Aliceweb, em 11 /03/2008
5.5.5 Alternativas de Escoamento da Produção
A cidade de Manaus sofre restrições de transporte via terrestre e tem a hidrovia
como principal meio de transporte intermunicipal. A principal via terrestre a partir da
cidade é a BR – 174, que a liga a Roraima e Venezuela. Em Boa Vista (RR) existe a
variante BR – 401 que a liga às Guianas.
A malha hidroviária amazônica está dividida em dois sub-sistemas: a bacia
do Amazonas/Solimões e a bacia do Tocantins/Araguaia, mostrados na Figura 5.5.22
e Tabelas 5.5.13 e 5.5.14.
Figura 5.5.22 Hidrovias da Amazônia Ocidental
Fonte: BNDES, 1998
Tabela 5.5.13 Rede hidroviária da bacia Amazonas/Solimões
Tabela 5.5.14 Rede hidroviária da bacia do Tocantins/Araguaia
As ligações das malhas se fazem por quase todo o Estado do Amazonas,
excetuando-se apenas os municípios das partes altas dos rios Purus, Madeira e Juruá e
os estados de Roraima e Rondônia, para algumas cargas e rotas específicas. Nestes
casos os acessos são pelas rodovias AM-010 (Manaus-Itaquatiara), BR -174
(Amazonas-Roraima) e Rio Madeira (Amazonas-Rondônia). Não existe conexão
ferroviária, pois as existentes foram construídas para atender a mineração.
O Porto de Manaus está situado no centro da zona urbana, na margem esquerda
do Rio Negro. Desde novembro de 1997 ele é administrado pela entidade estadual
Sociedade de Navegação, Portos e Hidrovias do Estado do Amazonas (SNPH). Existem
projetos para a instalação de terminais flutuantes na região do Pólo Industrial.
A infra-estrutura do Porto conta com um cais fixo de 400 m, dois cais flutuantes
(Roadway de 253 m e Torres de 268m) e armazéns ocupando 1200 m2. As
profundidades variam de 25 a 45 m, podendo atracar navios de longo curso.
Dentre outros terminais privativos, a REMAN possui um terminal para o
transporte de óleo cru, combustíveis e derivados.
As malhas ligam o Porto de Manaus aos portos de:
a) Belém: fica a 120 km do Oceano Atlântico, com acesso marítimo através
do rio Pará e da baía de Marajó, com calado máximo de 10 m, armazém de 2.000 m2
para carga geral, conexão para centro-leste do estado do Pará, acesso pela BR 10
(Belém-Brasília), BR 316 (Belém-Maranhão), sem conexão ferroviária.
b) Porto Velho: localiza-se à margem direita do rio Madeira, 2 km a jusante
da cidade. Tem acesso a todo o estado de Rondônia, municípios do sul do estado do
Amazonas localizados nas margens dos rios Purus e Madeira, leste do estado do Acre,
inclusive a capital Rio Branco, pelas rodovias BR – 319 (Porto Velho-Manaus), BR –
364 (Cuiabá-Porto Velho) e BR – 425 (Porto Velho-Guajará-Mirim), sem conexão
ferroviária. Possui três terminais, com calado variando entre 2,5 e 17,5 m. Disputa
com o porto de Belém as cargas de Manaus.
c) Macapá: fica na margem esquerda do rio Amazonas (município de Santana),
a 18 km de Macapá. Permite conexão para o estado do Amapá, oeste do Pará, da Ilha
de Marajó até a divisa do Amazonas, pelas rodovias AP-010 (Macapá-Mazagão) e BR
– 156 que integra o Amapá no sentido norte-sul, sem conexão ferroviária. Possui dois
cais, com calado de 10 m e dois terminais privativos.
d) Santarém: situa-se na margem direita do rio Tapajós, próximo a foz do
Rio Amazonas, com conexão a todos os municípios do médio Amazonas e dos vales
dos rios Trombetas e Tapajós, pelas BR – 163 (Cuiabá- Santarém) – único acesso
terrestre ao porto e normalmente em estado precário. Com a pavimentação desta rodovia
o porto de Santarém substituirá os portos de Belém e Porto Velho na movimentação
das cargas rodo-hidroviárias entre Manaus e resto do Brasil. Possui um cais comercial
(435 m e calado de 10m) e um marginal (228m e calado de 3 m, para embarcação de
pequeno porte), dois armazéns de 3 mil m2, pátio de 10 mil m2 e sete tanques com
capacidade de 3.500 ton .
e) Vila do Conde: na margem direita do rio Pará (município de Barbacena),
na confluência dos rios Amazonas, Tocantins, Guamá e Capim, acesso ao complexo
industrial Albrás/Alunorte, pelas rodovias PA - 151 e PA – 481, com as travessias dos
rios realizadas por balsas. Dispõe de dois cais de 543 m de extensão (calado de 14 m),
com dois berços de atracação: 292 m, para granéis sólidos (externo) e 251 m, para
carga geral (interno). A administradora, Cia Docas do Pará, pretende transferir a
movimentação de cargas do porto de Belém para Vila do Conde, após construção de
acesso viário entre as cidades.
Transporte Rodoviário
Na Tabela 5.5.15 está registrada a situação rodoviária na Região Norte e Mato
Grosso, em 2000.
Tabela 5.5.15 As estradas de rodagem na Região Norte e em Mato Grosso - 2000
Fonte: https://gestao.dnit.gov.br/noticias/pacnorte/view?searchterm=Rodovias amazonas, em
09/06/08.
Algumas razões justificam a baixa densidade rodoviária na região analisada:
a) A maior parte dos povoados do estado do Amazonas encontra-se localizada
à beira dos rios, em regiões de difícil acesso terrestre devido aos igapós, igarapés,
furos, emaranhados de rios e florestas, etc.
b) A ocupação dos estados do Amapá, Roraima e Acre é relativamente recente
e estes estão além das fronteiras econômicas nacionais.
c) As melhores situações apresentadas pelos estados do Pará, Tocantins,
Rondônia e Mato Grosso são devidas as localizações destes, de interligações para
outras regiões do país.
5.5.6 Avaliação Financeira
O dimensionamento de plantas economicamente viáveis somente será preciso
se definida toda a cadeia produtiva, isto é, quando houver uma definição de todos os
produtos a serem produzidos a partir do GN. Desta forma, os estudos apresentam
uma faixa de escalas competitivas que atendam os mercados objetivados.
Os valores apresentados na Tabela 5.5.16 foram obtidos segundo o modelo
tradicional de cálculo de custo de produção simplificado (LIMA NETO et all, 2007):
$matéria-prima = o custo da matéria prima, em alguns processos, pode chegar a
90% do custo da produção. Como se trata de stranded - jazidas longe de grandes
centros de consumo e a matéria-prima processada próximo da explotação – o custo de
oportunidade do GN é baixo. O processo só será viável se o custo do GN for bem
inferior aos praticados nos grandes centros consumidores.
$operacional = este custo engloba o custo de operação e manutenção e é usualmente
calculado sobre 4% do valor do investimento, com base no histórico dos dados de
processos petroquímicos.
$capital = representa a soma dos custos de depreciação (investimento/anos de
depreciação da planta, considerada a média de 30 anos) e dos custos de investimento.
$outros = custos de utilidades, catalisadores, etc. Como são de pequena monta,
não serão considerados.
Tabela 5.5.16 Valores calculados com preços mais recentes e a disponibilidade de GN
Destaca-se que na elaboração dos dados dessa tabela, foram ainda considerados
alguns aspectos de referência:
1- para os dados de produção e consumo:
O coeficiente de consumo de GN para a produção do metanol considerado foi de
1.303m3/ton e 2,4 m3/ton para a uréia. O cálculo considerou o limite superior de
fornecimento de GN previsto (5,5 milhões de m3/dia, na composição apresentada
anteriormente) e 350 dias de operação/a. Considerou-se a relação 0,45 ton de metanol/
ton de formaldeído e 0,55 ton de metanol/ton de ácido acético.
2 – para as alíquotas de impostos consideradas nos cálculos:
(1) Considerada alíquota de impostos de 5% sobre o custo de produção para o pior
caso (menor produção) e de 20% para o melhor caso.
caso (menor produção) e de 12,5% para o melhor caso.
3 – Para os Investimentos
O valor de investimento foi calculado sobre o tamanho nominal das plantas (maior
tamanho indicado).
Os cálculos foram feitos considerando os valores atuais de mercado, a
disponibilidade de 5,5 milhões de m3/dia de GN e a expectativa de que a energia
proveniente de fonte hidrelétrica já estará chegando à região de Manaus em 2015.
5.5.7 Projeção para o Futuro
É previsto para o futuro importantes mudanças no cenário internacional, quanto
à disponibilidade e o custo das matérias-primas da indústria petroquímica, às mudanças
na economia mundial e à força de novos mercados emergentes, como China e Índia,
cuja demanda deverá dobrar nos próximos dez anos.
Na busca de logísticas mais econômicas e matérias-primas mais baratas, várias
plantas norte-americanas estarão migrando para o Oriente Médio e Ásia, que
representarão 86% do acréscimo de capacidade até 2015, em função do crescimento
econômico destes blocos, liderado pela demanda chinesa (MOREIRA et all, 2007).
No cenário nacional é esperado um crescimento da demanda de plásticos, o
que vem endossar a integração entre o refino e a petroquímica. Estima-se que a demanda
de eteno cresça 3% a.a., o propeno 5% a.a. e o para-xileno 6% a.a. O maior crescimento
do propeno, em relação ao eteno, deve-se à sua utilização na fabricação do polipropileno
(representa 64% de sua aplicação). Até 2010 é esperado um crescimento na demanda
de petroquímicos maior em 4 p.p. do que o crescimento na demanda por combustíveis
(SZKLO, MAGRINI, 2008) .
O que o crescimento da economia mundial tem acarretado no mercado de
petroquímicos é uma concorrência entre, por um lado, a demanda dos produtos e,
pelo outro, a alta no preço do petróleo, por sua escassez e custo de produção. Apesar
do alto custo das matérias-primas, até recentemente estes valores asseguravam a
lucratividade do setor petroquímico. Com a entrada de novas unidades de produção
registram-se margens menores.
A utilização de fontes alternativas de matérias-primas destinadas à produção
de petroquímicos vem sendo estimulada como solução na busca do equilíbrio
econômico-financeiro. A busca por regiões com disponibilidade de matérias-primas
de baixo custo tem sido outra das estratégias defensivas utilizadas por empresas do
setor, principalmente no Oriente Médio.
Estudos realizados pela Methanex em 2007 mostram que os custos de produção
de uma planta de 2.000 t/dia de metanol caem pela metade quando a produção passa
para 5.000 t/dia. No entanto, o aumento do custo de investimento de capital industrial,
do preço da energia, da matéria-prima e da demanda nos emergentes usos de energia
não tem demonstrado a queda prevista em plantas recém inauguradas no Oriente Médio.
Em virtude disto, a CMAI tem previsto um preço de mercado para 2011 da ordem de
US$ 225 /t e a Jin Jordan & Associates da ordem de US$ 299/t em 2012. A demanda
do metanol deverá continuar crescendo na sua média histórica de 4,5% ao ano.
No segmento dos petroquímicos básicos no Brasil as expansões advindas da
duplicação da Copesul, que utiliza aproximadamente 60% de matéria-prima importada,
e a implantação recente da Rio Polímeros, que utiliza as frações C2 e C3 do GN,
aumentarão a demanda por matéria-prima e insumos. Como estratégias, têm sido adotadas
a busca por matérias-primas alternativas à nafta (como etano, propano, propeno, buteno
e outras frações), a implantação de novos projetos junto às fontes de etano – no Rio de
Janeiro, na fronteira com Bolívia e na Venezuela – e o desenvolvimento de novos processo
para a otimização da produção do propeno e eteno.
Um atenuante a toda esta pressão da demanda por matérias-primas do setor
petroquímico são as recentes descobertas de reservas de petróleo em solo nacional.
No setor de fertilizantes as projeções de demanda até 2020 mostram uma
tendência de crescimento de consumo (RIVAS, FREITAS, 2006).
No que diz respeito à uréia a Tabela 5.5.17 mostra a projeção de crescimento
de demanda e as sobras de produção.
Tabela 5.5.17 Previsão de desenvolvimento do mercado mundial de uréia
Fonte: Adubos Vanguard (http://www.adubosvanguard.com.br/feiratur.htm), em 05/05/2008
O Programa de Aceleração do Crescimento – PAC investirá cerca de R$ 6,2
bilhões na Região Norte do País, para proporcionar o desenvolvimento do setor de
infra-estrutura de transportes nos estados do Pará, Amapá, Acre, Rondônia, Roraima,
Amazonas e Tocantins.
Figura 5.5.23 Previsão de desenvolvimento de transporte na Região Norte
Fonte: https://gestao.dnit.gov.br/noticias/pacnorte/view?searchterm=Rodovias amazonas, em
09/06/2008.
Até 2009 estarão assegurados 300 milhões para a construção de 358 km da
Ferrovia Norte-Sul, através da Valec- Construção, Engenharia e Ferrovias S.A, empresa
pública vinculada ao Ministério dos Transportes, por meio de parcerias com o setor
privado.
O PAC disponibilizará R$ 35 milhões até 2009 para a construção do Píer
400, no Porto de Vila do Conde, no Pará. O Píer terá 254 metros de comprimento por
35 de largura.
5.5.7.1 Projeção de Demanda das Plantas Químicas
Considerando a média histórica de crescimento do setor petroquímico
brasileiro de 4,5% a.a., a Tabela 5.5.18 projeta os valores calculados para 2020. Notese que para alguns produtos a demanda suplantará a disponibilidade atual dos 5 MM
m3/dia, dependendo de uma disponibilidade adicional.
Tabela 5.5.18 Previsão de demanda de GN para 2020
5.8 Desenvolvimento Social
Uma ampliação do parque industrial deste porte implica em demanda de mão
de obra especializada nas diversas etapas de sua implementação, quer seja na infraestrutura direta (projeto básico e de detalhamento – civil, mecânico, elétrico e de
automação; aquisição de equipamentos; montagem; testes; operação e manutenção
das plantas), como na infra-estrutura indireta (desenvolvimento dos diversos modais
de transporte – de carga, principalmente; comunicação; energia e outros serviços
indiretos), promovendo o ‘efeito cascata’ no desenvolvimento local.
Tal implementação demandará uma capacitação de pessoal, que por sua vez
ampliará a formação de instrutores e cursos especializados, perfazendo uma cadeia
educacional técnica e de nível superior.
Para a operação/manutenção das plantas propostas, a quantidade e o perfil
profissional da mão de obra dependerão do nível de automação a ser adotado. A faixa
de novos empregos permanentes gerados nestes empreendimentos pode variar de 100,
para o caso de alto nível de automação em uma única planta que consuma todo o GN
disponível, a 1200 vagas, divididas em mais de uma planta da mesma cadeia produtiva
ou não, com menor nível de automação.
5.9 Conclusão
As opções de produtos derivados de gás natural são várias. As que o mercado
nacional tem apontado como mais prementes, que substituam as importações e
minimizem a dependência de produtos petroquímicos básicos ou intermediários foram
apresentados no decorrer do capítulo.
Dois dos produtos eleitos estão limitados pela disponibilidade do gás natural
oriundo de Urucu, isto é, o cálculo apontou que nestes dois casos, todo o gás natural
poderia ser totalmente consumido por cada um: metanol ou uréia.
Em veiculação da mídia recente, a Petrobras declarou a intenção de instalar
uma indústria de uréia, a definir local entre Mato Grosso ou Mato Grosso do Sul. A
concretização deste projeto tende a inviabilizar a implantação desta indústria no PIM,
favorecendo a opção do empreendimento do metanol e sua cadeia produtiva
(formaldeído, ácido acético e outros).
A outra opção – estireno - demonstra uma limitação quanto à disponibilidade
local do benzeno, tornando esta opção mais vulnerável que as demais.
A partir dessas considerações, e também tomando como referência os estudos
de Rivas e Freitas (RIVAS, FREITAS, 2006), no desenvolvimento dos cenários
considerou-se uma planta de produção de metanol com os dados de referência
registrados na Tabela 5.5.19.
Tabela 5.5.19 Planta de Produção de Metanol – Dados de Referência
ABRAM, A; FOSTER, L. – A Primer on Ammonia, Nitrogen, Fertilizers and Natural Gás Markets. Department
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BNDES – Caderno de Infra-estrutura 7 – Transporte na Região Amazônica, 1998
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CHEUNG, H.; TANKE, R.S.; TORRENCE, G.P. – Acetic acid, Production and Uses, Ullman’s Encyclopedia of
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SZKLO, A., MAGRINI, A. – Geopolítica e Gestão Ambiental de Petróleo, Ed. Interciência, 2008.
WALKER, J.F. – Formaldehyde, Reinhold Publishing Corp., 1944.
5.6 Cidades ao Longo do Percurso do Gasoduto
5.6.1 Geração, Transmissão e Distribuição de Eletricidade
para o Interior do Amazonas
A CEAM – Companhia Energética do Amazonas, recentemente incorporada
pela Manaus Energia, opera o maior sistema termelétrico isolado do mundo,
abrangendo uma área de 1,57 milhão km2 (99,3% do território do Amazonas), com
uma capacidade instalada total de geração de 320,9 MW e um parque gerador próprio
composto por 92 usinas térmicas a diesel, totalizando 222,7 MW, envolvendo um
conjunto de geradores independentes (PIE) responsável pela oferta nominal de 98,2
MW. Nesse cenário, as dez maiores áreas de atendimento respondem por 54% da
energia elétrica requerida.
Em 2005 a CEAM operava numa área com uma população de 1.612.762
habitantes, mas atendendo em 2005 efetivamente apenas 894.556 habitantes (55,5%),
através de uma geração elétrica própria e alugada de 720.960 MWh/ano e comprada
de 109.384 MWh/ano, totalizando 830.384 MWh/ano, com perdas totais de 46,1%
desse total, equivalente a 382.789 MWh/ano e a um fornecimento efetivo de 447.179
MWh/ano, referente a 176.530 consumidores ativos, sendo 148.941 unidades
residenciais (84,4%).
As atividades da companhia apresentam extrema importância social, por
contribuir para o desenvolvimento sócio-econômico e a fixação do homem no interior
do estado do Amazonas, garantindo acesso a serviços básicos de eletricidade a 61
municípios do estado, num total de 62, além de atender a 34 localidades, como
comunidades indígenas e áreas de segurança nacional, envolvendo o fornecimento de
eletricidade para serviços de interesse público, como postos de saúde, escolas,
cooperativas e associações comunitárias. As maiores áreas de atendimento, que
corresponderam a 72,6% de toda a energia faturada, tiveram um acréscimo médio
entre 2004 e 2005 de 10,5%, com destaque para importantes áreas como Coari, que
cresceu 29,0%, Manicoré (14,8%) e Itacoatiara (14,2%), aspecto que torna complexa
a iniciativa de projeção de consumo de gás natural.
A operação de um sistema termelétrico tão grande e disperso apresenta
problemas logísticos e econômicos de grande complexidade, considerando o elevado
custo relativo do óleo diesel, o seu custo de transporte até distantes localidades, as
cargas elétricas pouco concentradas, o baixo rendimento de algumas plantas já
obsoletas, a dificuldade de mão de obra para execução de serviços de manutenção
nessas localidades e outros problemas que inibem o interesse do capital privado. Assim,
esses sistemas operam com forte subsídio necessário para mantê-lo, o que ocorre através
das chamadas “contas CCC” (ELETRONORTE, 2008). Em 2005, as áreas de atendimento
e seus percentuais de participação correspondiam aos valores da Tabela 5.6.1.
Tabela 5.6.1 Distribuição estimada do consumo de eletricidade e população na
área da CEAM (2006)
Fonte: CEAM, 2005.
Destaca-se que os dados dessa tabela consideram os seguintes aspectos de
referência:
1- O Consumo de óleo diesel para geração elétrica (m3/ano) teve como referência
a previsão da Eletrobrás para 2006.
2 - Para os grupos geradores no interior o índice de consumo específico estimado
foi de 3,31 MWh/m3 de óleo diesel, considerando eficiência térmica média de 33,5% para
motores diesel em meia vida.
3 – Os valores de consumo de eletricidade estimados a partir da aplicação do
consumo específico previsto de óleo diesel para geração elétrica em motores novos com
valor de 3,5 MWh/m3 de óleo diesel.
O consumo de óleo diesel para geração elétrica na área da CEAM (224.092 m3/
ano), previsto para 2006, equivaleria a quase 591.849 m3/dia de gás natural, como mostra
a última coluna da Tabela 5.6.1. Todavia, em se tratando do uso de gás natural em grupos
geradores diesel em localidades tão dispersas e distantes, a tendência é que ocorra a conversão
dos geradores em regiões próximas da futura rede de distribuição de gás natural, o que
restringe o potencial imediato de consumo de gás natural às cidades ao longo do percurso
do gasoduto Coari - Manaus. Além disso, a conversão irá envolver a entrada em operação
de motores do tipo dual, por ser mais barata e estratégica, permitindo a volta imediata ao
uso de óleo diesel, caso haja falta de fornecimento eventual de gás natural. Isto envolve a
permanência de parcela de uso de óleo diesel, da ordem de 10 a 30%. Desse modo, a
previsão de uso de gás natural mencionada na tabela anterior deve considerar um desconto
médio de 20% nas estimativas de consumo de gás natural, que em seu total previsto passaria
para o valor de cerca de 473.600 m³/dia. Além disso, considera-se que somente a população
urbana dos referidos municípios deverá ser atendida efetivamente com eletricidade gerada
por moto-geradores a gás natural. O percentual médio de urbanização desse conjunto de
cidades, segundo a Tabela 3, adiante, é da ordem de 56%. Assim, essa menor demanda de
eletricidade restringiria o consumo de gás natural a cerca de 282.000 m³/dia, levando em
conta os atuais dados de consumo elétrico específico.
Como mencionado, numa primeira fase a demanda efetiva de gás natural para
geração elétrica nas cidades do interior do estado deverá se restringir àquelas localizadas
ao longo do percurso do gasoduto, a saber: Coari, Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga,
Iranduba e Manacapuru (PETROBRÁS, 2008). Nessas cidades também deverá ser
considerada a possível demanda de gás natural de outros setores, com destaque para a
possível oferta de GNV, o que está considerado no item que trata do uso do gás
natural no setor de transporte da Região Norte.
5.6.2 Perfil Setorial de Atendimento
Nas localidades atendidas pela CEAM, as sedes municipais tem nível de
atendimento médio próximo de 90%, enquanto na zona rural a situação se inverte,
como se percebe na variação do índice de consumo elétrico específico. Nas 10 maiores
cidades, ele se situa numa média de 880 kWh/hab.ano, enquanto que no grupo das
menores cidades do interior tal índice se situa numa média bem inferior, de 253 kWh/
hab.ano, valor influenciado por uma grande participação nesse cômputo de áreas com
populações não atendidas com energia elétrica, totalizando 718.206 habitantes
(MANAUSENERGIA, 2008). Considerando as demais áreas atendidas do interior,
sua média de consumo específico por habitante se equivale ao das dez maiores cidades,
situando-se em 824 kWh/hab.ano (MANAUSENERGIA, 2008). De todo modo, tais
valores indicam uma baixa demanda anual de eletricidade por habitante, em virtude
da existência de menor demanda elétrica no comércio e no setor residencial, envolvendo
um menor número de equipamentos elétricos, além de uma incipiente demanda elétrica
industrial, apesar de uma razoável demanda relativa referente aos serviços públicos
(bombeamento de água, refrigeração para condicionamento de vacinas, iluminação
de escolas etc.), como mostra a Tabela 5.6.2. O total de consumidores da CEAM e sua
distribuição por classe setorial de consumo apresentou os seguintes números entre os
anos de 2004 e 2005:
Tabela 5.6.2 Classes de consumo elétrico na área da CEAM (MWh)
Fonte: CEAM, 2005
5.6.3 Sistema Elétrico de Atendimento às Cidades no
Percurso Coari - Manaus
O gasoduto Coari – Manaus, a ser inaugurado em 2009, terá 383 km de
extensão com 20" de diâmetro e mais 125 km de extensão de ramais com diâmetro de
3" para atendimento das sete cidades compreendidas no percurso para a distribuição
local de gás natural (PETROBRAS, 2008). As referidas cidades apresentam as
seguintes características sócio-econômicas registradas na Tabela 5.6.3.
Tabela 5.6.3 Características sócio-econômicas das cidades no percurso Coari – Manaus
Fonte: IBGE, 2005.
Com os dados referentes às condições sócio-econômicas de cada município
e, em particular, de sua população urbana, que deverá efetivamente ser atendida com
energia elétrica através de moto-geradores a gás natural e óleo diesel (motores duais),
e a partir dos dados da Tabela 4, que menciona os dados de consumo elétrico específico
(kWh/hab.ano) de três das cidades contempladas (Coari, Iranduba e Manacapuru), foi
possível extrapolar os valores de consumo elétrico especifico para as outras localidades,
em função dos serviços sociais (coletas de lixo, serviços de esgoto e saneamento e
abastecimento de água) promovidos de forma semelhante em cada uma delas. Assim,
em função de algumas indeterminações, procedeu-se uma extrapolação idêntica para
todos os outros municípios, a partir da média ponderada pela população urbana do
consumo específico elétrico dos três municípios mencionados. Assim, chegou-se a
um valor médio ponderado de consumo elétrico específico para as outras cidades da
região da ordem de 946 kWh/hab.ano.
A partir dos dados de consumo elétrico específico e das populações urbanas
envolvidas, foram estimados os dados de consumo anual de eletricidade e assim, os
valores de consumo de gás natural em cada localidade, como mostrado nas Tabelas
5.6.4 e 5.6.5.
Tabela 5.6.4 Estimativa de consumo de gás natural para geração elétrica nas
áreas urbanas das cidades no percurso do gasoduto Coari – Manaus
Fonte: Manaus Energia, 2007 e elaboração própria.
(*) Uso de 80% de gás natural e 20% de óleo diesel.
Tabela 5.6.5 Consumo estimado de gás natural para geração de eletricidade
nas cidades do percurso do gasoduto
Fonte: IBGE, 2005, CEAM, 2006 e elaboração própria.
Por volta de 56% da população (143.507 habitantes) habita as áreas urbanas
das referidas cidades, as quais são passíveis de atendimento centralizado pela rede
local de distribuição, com eletricidade gerada por meio de moto-geradores a gás natural.
A parcela restante tende a ser atendida de modo independente por meio de pequenos
geradores diesel de operação descontínua e atendimento local, em geral, por poucas
horas diárias, ou através de sistemas foto-voltaicos.
5.6.4 Conclusão Geral
O consumo estimado de gás natural para atendimento termelétrico nas cidades
localizadas no percurso do gasoduto Coari-Manaus, levando em conta a demanda
elétrica atual, foi de 208.959 m³/dia, valor equivalente a 3,5% do total de gás natural
a ser transportado no referido gasoduto. Tal valor não considera o provável desconto
do consumo de 20% de óleo diesel em motores duais, o que já diminuiria a estimativa
de consumo de gás natural para 167.167 m³/dia.
O desenvolvimento econômico dessas micro-regiões poderá em breve
demandar maiores parcelas de gás natural, tanto para geração elétrica, como para os
setores: residencial, comercial, transporte e mesmo, industrial. Extrapolando a taxa
de crescimento de 3,3% a.a., ocorrida no estado do Amazonas entre 1995 e 2005, para
o período entre 2010 e 2020, totalizando 17,6% em 2015 e 38,4% em 2020, e
considerando estas taxas também relativas ao crescimento do consumo energético
local, o consumo estimado de gás natural nas referidas cidades passaria para 196.588
m³/dia (2015) e 231.359 m³/dia (2020).
Dados recentes de crescimento da demanda elétrica local indicam tendências
muito mais promissoras de crescimento. Em Coari, por exemplo, o crescimento da
demanda de eletricidade entre 2004 e 2005 foi próximo de 30%, o que tende a elevar
em muito as previsões de consumo local de gás natural, ao menos em curto prazo. Isto
parece estar relacionado a uma maior atratividade econômica da região, abrindo espaço
para a instalação de empresas e atraindo populações do interior e de outras cidades, o
que traz forte tendência de crescimento da demanda de gás natural na região. Uma
dessas possibilidades seria, por exemplo, a forte perspectiva de estabelecimento de
uma futura rede de abastecimento de GNC em algumas dessas cidades, viabilizando
deslocamentos fluviais entre Coari e Manaus. Considerando a hipótese de
estabelecimento de cinco postos no percurso de 360 km, a perspectiva de acréscimo
seria da ordem de 30.000 m³/dia, o que já provocaria um aumento de quase 20% na
previsão anterior (167.167 m³/dia) de consumo de gás natural, totalizando 197.167
m³/dia. Assim, considerando a possibilidade potencial de uso de gás natural para
novos tipos de uso na região, as previsões de consumo de gás natural nas cidades do
percurso seriam de 226.588 m³/dia e 261.359 m³/dia, respectivamente em 2015 e
2020 (Tabela 5.6.6).
Tabela 5.6.6 Estimativa geral da evolução do mercado do GN nas cidades do
percurso do gasoduto Coari-Manaus
GN de US$ 6/MMBtu, cotação do dólar a R$ 2,10/US$ e relação de 28,4 m³ de GN por
MMBtu.
MANAUSENERGIA – www.manausenergia.com
ELETRONORTE – www.eletronorte.com.br
PETROBRÁS – www.petrobras.com.br
5.7 Gás Natural Liquefeito - GNL
Em função de relevantes vantagens estratégicas e logísticas, a tecnologia do
GNL vem tendo uma crescente importância para as grandes empresas de petróleo do
mundo, recebendo pesados investimentos tanto em desenvolvimento tecnológico,
quanto em plantas de liquefação, regaseificação e sistemas de transporte. Atualmente,
o GNL já é o modal de transporte de gás natural que mais cresce no mundo. Sendo
assim, o desenvolvimento desse segmento é de grande importância para a Petrobras
em sua atuação como empresa de energia e na dinâmica concorrencial do setor de
petróleo e gás e diante da necessidade de diversificação de fontes de importação de
gás natural para o país.
Um fator que impulsionou o crescimento da cadeia do GNL no mundo foi o
aumento da demanda por flexibilidade, considerando que a construção de um gasoduto
envolve um elevado “custo afundado”, impedindo o transporte da infra-estrutura
construída para outro lugar após a exaustão das reservas locais de gás. Na cadeia do
GNL esses custos irrecuperáveis são minimizados, ou seja, são de muito menor
proporção, o que mitiga o risco do investidor. Além disso, nos últimos dez anos foram
obtidos significativos avanços tecnológicos nas diversas etapas da cadeia do GNL,
que proporcionaram efetivos ganhos econômicos nos índices de custo de investimento
e de operação. Apesar de todas as vantagens mencionadas, devem ser destacados os
consideráveis níveis percentuais de consumo e perdas de gás envolvidas em toda a
cadeia do GNL (10 a 15%), bem maiores que nos gasodutos (1 a 2%), em função das
operações de transferência, consumo próprio das embarcações e utilização parcial do
volume transportado para manutenção dos tanques à baixa temperatura, durante a
viagem de retorno.
Uma das vantagens mais destacadas do GNL é a possibilidade de modulação
da oferta e demanda por gás natural, de forma a atender às variações sazonais e diárias
da demanda, em espaços de tempo reduzido (EPE, 2007). A busca por flexibilidade é
de tal maneira importante que atualmente já existem tecnologias sendo implantadas
que possibilitam o uso de plantas de liquefação “offshore” móveis, que poderiam
atuar em pequenas reservas e se deslocar para outras ao fim do processo de monetização
das mesmas. Tal processo de inovação indica uma quebra na tradição da indústria do
GNL, caracterizada pela exploração de grandes economias de escala no processo de
liquefação. No Brasil, o desenvolvimento desse modo de transporte de GN já apresenta
projetos implantados de uso pioneiro atendendo a pequenos centros consumidores,
para os quais ainda não se justifica a construção de gasodutos devido a sua pequena
escala de consumo. Como no caso da parceria entre a Petrobras e a White Martins na
construção de uma planta de GNL em Paulínia (SP), operada desde o início de 2006,
atendendo o mercado interno em menores escalas de suprimento, focando o interior
de São Paulo, os estados de Minas Gerais, Paraná e Goiás, além do Distrito Federal,
apresentando ainda a perspectiva de curto prazo de atender a diversos outros estados.
5.7.1 Breve Histórico
A tecnologia para liquefação de gases foi desenvolvida na primeira metade
do Século XX com o intuito de extrair hélio do ar. Na década de quarenta, esta
tecnologia foi adaptada pela indústria americana de gás natural, inicialmente para
armazenar quantidades substanciais de gás em espaço pequeno, tendo em vista as
variações diárias e sazonais da demanda, a partir da verificação de que a operação de
liquefação do gás natural permitia a redução de seu volume em 600 vezes, exigindo
temperaturas de -162ºC. Em 1959, a primeira carga de gás natural liquefeito (GNL)
foi transportada dos Estados Unidos para a Inglaterra em navio especialmente preparado
para este produto. O êxito desta viagem conduziu à construção da primeira unidade
de GNL na Argélia, no início da década de 60 (DANTAS, 2009).
A partir da Argélia, o GNL passou a chegar de forma regular aos países
europeus, mas após um rápido desenvolvimento entre 1960 e 1980, o GNL teve seu
desenvolvimento comercial reduzido devido a chegada à Europa dos grandes gasodutos
vindos da Sibéria e do Mar do Norte. Nos EUA ocorreria o mesmo, com o abastecimento
do mercado americano passando a ser realizado pelos vizinhos Canadá e México.
No final da década de 80, uma unidade construída no Alasca iniciou o
abastecimento do Japão, que se tornou ao longo do tempo o maior importador de
GNL, absorvendo 60% da produção mundial, que chegou a 112,9 milhões de toneladas
em 2000. O mercado americano, por outro lado, que era inicialmente considerado o
maior consumidor potencial de GNL, não se desenvolveu. Hoje apenas 2% da produção
mundial fluem para aquele país, embora esta situação venha mudando rapidamente
(DANTAS, 2009).
O GNL se constitui hoje como uma das mais promissoras áreas de atividade
na indústria do gás natural. Os motivos vêm das novas tecnologias, que reduziram os
altos custos das instalações de liquefação, navios especializados para o transporte do
produto a baixa temperatura e das próprias unidades de regaseificação, mas são
principalmente motivos comerciais, em função de uma crescente demanda de GNL
no mercado internacional para geração termelétrica e pelo esgotamento das reservas
americanas de gás natural. Com isso, o GNL está em fase de retomada de interesse
pelos Estados Unidos, havendo perspectiva de que, nos próximos quinze anos, o GNL
venha a representar 20% do consumo de gás natural do país.
Hoje, o GNL já é o maior vetor de comercialização internacional do gás natural
no mundo, com um volume anual de 750 milhões m³/dia, equivalente a quase 10% da
produção mundial (8 bilhões m³/dia) (GEE, 2005).
Por se tratar de um combustível limpo, incolor, inodoro, o metano estimulou
o desenvolvimento de novos materiais e tecnologias de forma a viabilizar sua
comercialização. Devido ao ineditismo de sua produção e a falta de conhecimento de
suas características físico-químicas, inúmeros incidentes foram registrados nos
primórdios do desenvolvimento do produto, o que concorreu para o desenvolvimento
de normas, padrões e tecnologias que serviram de base para nortear projetos posteriores,
como melhorias estruturais em tanques e nas unidades de liquefação, que as tornaram
mais seguras.
5.7.2 Características de um Sistema de GNL
A tecnologia GNL consiste na liquefação do GN através do seu resfriamento
até – 161oC. Tal processo permite uma diminuição do volume de gás em 600 vezes e
torna o seu transporte mais flexível. O gás natural liquefeito (GNL) é uma alternativa
tecnológica importante para o transporte do gás entre regiões desprovidas de infra-
estrutura de gasodutos ou onde a construção dessa infra-estrutura não é técnica e/ou
economicamente viável (GEE, 2005).
A cadeia do GNL pode ser dividida em seis etapas:
i) a produção, tratamento e transporte do gás;
ii) liquefação do gás, tratamentos adicionais e estocagem;
iii) transporte através de navios metaneiros até as unidades de recepção;
iv) estocagem e regaseificação do combustível;
v) distribuição através de dutos;
vi) consumo final.
Quando se trata de um processo de larga escala, um sistema de GNL é uma
seqüência de etapas de processo, que vão desde o reservatório de gás até o usuário
final, envolvendo toda a cadeia produtiva do gás natural, desde a produção do gás,
liquefação, transporte marítimo, regaseificação no destino e distribuição. No caso de
menores escalas de produção, um sistema de GNL envolve entre a liquefação na origem
e a regaseificação no destino, um sistema de transporte de gás de proporções adequadas
à demanda de instalações como médias e pequenas indústrias, postos de GNV,
instalações comerciais etc. através de modais de transporte diversos, como rodoviário,
ferroviário e fluvial.
No caso de transporte ferroviário, apesar do custo operacional inferior ao
rodoviário, o sistema deve ser pré-existente, considerando o elevado investimento
necessário para sua implantação. Todavia existe a necessidade de adaptação dos vagões
de transporte para o armazenamento de GNL. Em geral, é uma solução aplicada em
redes de transporte de grande tradição de operação, como na Rússia, EUA e Europa
Ocidental.
Quanto ao transporte fluvial de GNL, pode ser realizado através de barcaças
com cilindros independentes, como no transporte rodoviário ou através de sistemas
dedicados, como nos navios metaneiros, de custo de implantação mais elevado, mas
envolvendo maiores capacidades de armazenamento e transporte.
Figura 5.7.1 Cadeia de produção e distribuição do GNL
Fonte: Gasbrasil, 2008
O GNL é um composto de hidrocarbonetos leves cujo componente predominante é o
metano. Após um processo de resfriamento, o gás natural poderá ser liquefeito, tendo
sua composição alterada em função da retirada de compostos que poderão congelar a
temperaturas mais altas (CO2, água e compostos sulfurosos), bem como hidrocarbonetos
pesados, cujo ponto de congelamento seja superior ao metano.
O processo básico de produção consiste das fases de:
. Purificação – Etapa onde ocorre a remoção de contaminantes;
. Liquefação – Etapa onde ocorre a liquefação do gás propriamente dita;
. Estocagem – Armazenagem de produto liquefeito.
Figura 5.7.2 Etapas de produção do GNL
Fonte: Gasbrasil, 2008.
O risco de vazamento de gás é uma constante durante o seu processamento, o
que, devido às altas pressões de manuseio, aumenta o risco de projeção, asfixia e
liberação de energia. Esse risco pode ser aumentado pela presença de contaminantes
presentes no gás, como mercaptanas, ácido sulfídrico e mercúrio. Na liquefação
ocorrerá a separação de compostos leves e pesados que, após se concentrarem, poderão,
em caso de vazamento, formar nuvens próximas ao solo, com risco de asfixia, mesmo
em espaços abertos.
A geração de frio pode trazer um desafio interessante, tendo em vista que no
processo de produção denominado cascata, os refrigerantes isolados deverão ter nível
de pureza extremamente elevado e sua mistura, mesmo que em quantidades ínfimas,
poderá criar problemas operacionais.
No processo de produção denominado MGR o nível de pureza não é um
problema, tendo em vista que mais de um componente será utilizado como fonte de
refrigeração. No entanto, o desafio, neste caso, é manter leves e pesados em mistura
nas mais diversas condições de temperatura e pressão, considerando que ora poderão
estar liquefeitos, ora em estado gasoso, nos mais diversos percentuais.
A estocagem deverá ocorrer em geral em grandes tanques, que deverão
armazenar o produto a baixa temperatura até seu envio ao consumidor, com a variação
da composição de entrada e com a observância de cuidados básicos de segurança. O
GNL poderá se separar em camadas de diferentes densidades, o que, por sua vez, irá
ocasionar um fenômeno conhecido como estratificação e roll over. Se não controlado,
esse fenômeno pode gerar vazamentos de grande porte.
5.7.3 Unidade de Liquefação
O elemento central de um projeto de GNL é a unidade de liquefação, onde a
temperatura do gás natural é reduzida a -161º C, ponto em que ele se torna líquido,
com uma redução de volume de cerca de 600 vezes. Esta instalação, construída em
locais de bom calado (mínimo 14 m), em baía abrigada e o mais próximo possível
dos campos produtores, compõe-se basicamente, como se vê na Figura 5.7.2, de uma
unidade de tratamento, do conjunto de trocadores de calor e dos tanques de
armazenagem. O gás natural liquefeito é a seguir armazenado em tanques capazes de
mantê-lo a -161º C até o embarque. Em razão do elevado custo desta armazenagem,
sua capacidade é calculada por sofisticados processos que levam em conta a produção
da unidade, o número e tamanho dos navios, riscos de atraso e outras variáveis
(PRAXAIR, 2009).
A unidade de tratamento destina-se a remover as impurezas existentes no gás
vindo dos campos, como gás carbônico, enxofre, nitrogênio, mercúrio e água, além do
condensado. O processo inclui a separação do gás liquefeito de petróleo (GLP), basicamente
propano e butano, que poderá ser vendido como produto final ou reinjetado no GNL.
O conjunto de trocadores de calor, peça principal da liquefação, funciona
segundo o mesmo princípio de um refrigerador doméstico. Um gás refrigerante (em
geral, uma mistura de metano, etano e propano) é pressurizado e em seguida expandese através de uma válvula (efeito Joule-Thompson), extraindo calor do gás natural
que chega aos trocadores de calor. Há diferentes tipos de trocadores, mas quase todas
as instalações dividem-se em conjuntos paralelos, capazes de liquefazer de 2,0 a 2,5
milhões t/ano, cada um. Os mais recentes “trens de liqüefação” tendem a ter dimensões
bem maiores, chegando a capacidades de 4,7 milhões de toneladas/ano.
O custo de uma instalação de liquefação, inclusive facilidades portuárias,
tem variado constantemente com as inovações tecnológicas e as pressões de mercado.
Em 2007, o investimento por tonelada de capacidade anual estava na casa de US$
275,00, o que significa que uma planta de sete milhões de toneladas/ano ou cerca de
30 milhões m3/dia custaria US$ 1,92 bilhões (GASNET, 2009).
Quanto aos projetos de GNL de menor escala de distribuição (200.000 a
1.000.000 m3/dia), visando atingir pequenas e médias instalações consumidoras, que
podem utilizar modais ferroviários, rodoviários ou fluviais, costuma apresentar uma
relação de investimento inicial específico da ordem de US$ 130 a 150/m3 de capacidade
de transporte de gás natural, o que permite estimar que um projeto de transporte de
GNL de 500.000 m3/dia poderá ser orçado na faixa de custo inicial da ordem de US$
70 milhões (GASBRASIL, 2008).
5.7.4 Navios Metaneiros
Os navios de transporte de GNL das unidades de liquefação aos pontos de
regaseificação dispõem de reservatórios isolados, capazes de suportar a temperatura
do gás durante o transporte, não havendo refrigeração na viagem. Mesmo nos navios
mais modernos, há uma perda de gás da ordem de 0,1% ao dia, em função da perda de
calor. Nos navios mais modernos, o GNL é normalmente usado como combustível e
uma pequena parte retorna com o navio, de modo a manter os tanques frios. Até o
final da década de 90, os navios metaneiros eram dedicados, mas hoje cresce o
mercado spot de navios que atendem a encomendas, sem dedicação exclusiva a
empreendimentos específicos, os quais já representam cerca de 13% do total de
navios em operação no mundo.
Há dois tipos básicos de transportadores de GNL: o que armazena o gás em
esferas, utilizando tecnologia norueguesa e americana da Kvaerner Moss Rosenberg,
que representa 45% da frota mundial, mas apenas 10% das novas encomendas, e os
que apresentam tanques nas posições convencionais de petroleiros (tipo membrana,
com tecnologia da Technigaz), que representam 50% da frota mundial e 90% das
novas encomendas. Esta última, de origem francesa, vem predominando
gradativamente no mercado dos novos navios em construção, por suas vantagens de
maior capacidade de transporte de massa por volume. A capacidade usual por navio é
de 125 a 135 mil m³, correspondendo a 55 a 60 mil toneladas de GNL (440 kg/m3)
(TECHNIGAZ, 2008).
Durante muitos anos os estaleiros japoneses dominaram o cenário da
construção de metaneiros, mas hoje eles estão sendo feitos também na Finlândia,
Itália, França e principalmente na Coréia do Sul. Mesmo assim, continua se tratando
de um segmento de alta sofisticação na construção naval, restrito a poucos fabricantes.
A frota mundial em operação em 2007, da ordem de 230 navios, com mais
algumas dezenas em construção, apresenta um custo por unidade da ordem de US$
175 milhões, para os de maior capacidade, equivalendo a cerca de três vezes mais que
um petroleiro de mesma capacidade em toneladas. O processo de concorrência entre
os estaleiros de navios metaneiros tem levado a seguidas reduções de preço específico
das unidades, valor que atualmente é da ordem de US$ 300/t.ano (WORLDLNG, 2007).
5.7.5 Terminal de Armazenamento e Regaseificação
Os terminais para desembarque do gás situam-se junto aos centros de consumo,
em locais de águas profundas e abrigadas. Seus principais elementos são os tanques
de estocagem e os regaseificadores, além dos equipamentos complementares.
A capacidade dos tanques de estocagem pode ir de pouco mais que a carga de
um navio (caso de Huelva, na Espanha, com 160 mil m³ de armazenagem, para navios
de 135 mil m³), até valores muito maiores, quando, além de absorver a carga dos
navios, o terminal propõe-se a servir de balanceador de picos de consumo e estoque
estratégico. Neste último caso está o terminal de Sodegaura, na baía de Tóquio, capaz
de armazenar 2,7 milhões m3 de GNL (cerca de 1,62 bilhão m³ de gás natural nas
CNTP), valor equivalente a vinte vezes a carga de um navio padrão de grande
capacidade ou 32 dias de consumo de gás natural no Brasil. Em escala um pouco
menor, na Coréia do Sul há também a preocupação de estocagem de GNL nos terminais,
considerando a eventualidade de interrupção de um intenso processo de alimentação
de GNL, na proporção de cerca de 2 navios metaneiros ao dia, que poria o fornecimento
energético do país em risco.
Os regaseificadores podem usar água do mar para reaquecer o GNL, ou vapor
quando há uma termelétrica nos arredores, como é muito freqüente. Neste caso, a
expansão do gás ao se vaporizar poderá acionar turbinas, capazes de adicionar alguma
potência à termelétrica. Há ainda uma possibilidade de usar o frio liberado na
regaseificação para indústria de alimentos.
5.7.6 Custos Prováveis de um Sistema de GNL- Resumo
Os custos para construção de um terminal de regaseificação variam muito,
como se deduz das diferenças na capacidade de estocagem. Um terminal na Turquia,
para 255 mil m3, custou US$ 250 milhões, enquanto que a construção de um terminal
dez vezes maior no Japão, demandou investimentos oito vezes maiores (US$ 2 bilhões),
indicando a redução de custo específico em função do aumento da escala de
fornecimento. A título de exemplo, num sistema de GNL com capacidade de
fornecimento de 30 milhões m3/ano (49,3 milhões m³/dia de GN nas CNTP), somente
o terminal de regaseificação custará acima de US$ 1 bilhão. Na Tabela 5.7.1 a seguir,
é apresentada a variação dos custos da cadeia do GNL em US$/MMBtu que ocorria
até o início dessa década. Seus valores absolutos não vigoram mais, porém são dados
referenciais úteis em termos relativos, permitindo aquilatar o custo proporcional de
cada etapa (BURANI, 2009)
Tabela 5.7.1 Custos de investimento na cadeia do GNL (bilhão de dólares)
Fonte: Abiquim, 1998.
Obs: Dados mais recentes, referentes à década de 2000, revelam percentuais de redução de 30
a 40% no custo de transporte, em função do aumento das escalas de transporte e da aplicação
mais generalizada da tecnologia de armazenamento de GNL por membrana em navios metaneiros
de projeto mais recente.
Para um sistema de sete milhões de toneladas por ano, os custos médios de investimento
estão apresentados na Tabela 5.7.2.
Tabela 5.7.2 Custos de investimento na cadeia do GNL (US$ bilhão)
Fonte: Portal Gasbrasil, 2008.
Os números mostram que o porte do investimento acarreta complexos
esquemas financeiros, só viáveis, se existirem contratos de longo prazo envolvendo
entidades solidamente implantadas no mercado. O prazo de maturação de um projeto
como este se situa na casa dos dez anos, do momento da identificação das reservas de
gás à primeira carga entregue ao comprador.
5.7.7 Mercado Internacional de GNL
Entre 2001 e 2006, o mercado mundial de GNL cresceu 46% (ANP, 2008),
passando de 129 para 188 milhões t/ano, ou de 504 para 735 milhões m³/dia. Até
2030, prevê-se que o mercado mundial de GN cresça à taxa média anual de 2,4%,
valor superior ao previsto pra o óleo (1,4%), resultado que em boa parte refletirá a
participação crescente do GNL, considerando a demanda crescente de grandes
importadores, como Japão, Coréia do Sul e Europa e diante de dois forçantes
importantes: A pressão da política ambiental e a necessidade de monetização dos ativos
(reservas de GN).
Até 2003, os investimentos mundiais em GNL não passavam de US$ 6 bilhões,
mas a tendência de forte crescimento dos investimentos mundiais no setor ficou
evidenciada em 2007, passando do dobro daquele valor (US$ 13 bilhões), com
expectativa de passar já em 2008 para US$ 24 bilhões. Os percentuais médios de
participação das etapas da cadeia do GNL nesse investimento estão apresentados na
Tabela 5.7.3 a seguir:
Tabela 5.7.3 Percentuais de custo de investimento nas etapas da cadeia do GNL
Fonte: The World LNG and GTL Report 2007 – 2011.
No mundo, operavam em 2007 cerca de 230 navios metaneiros, com uma
média de transporte por navio de 34 milhões t/viagem (média de 2 viagens mensais)
ou 49 milhões m³/viagem, valor equivalente ao fornecimento médio diário das
distribuidoras de gás natural atualmente no Brasil.
O mercado mundial de GNL no mundo se concentra atualmente no transporte
marítimo para atendimento de grandes consumidores como Japão, Coréia, Austrália,
Espanha, França e outros. Neste mercado atualmente circulam 347 milhões m³/dia, o
que equivale a 1.379 viagens/ano, considerando os navios de maior capacidade de
transporte, hoje, da ordem de 150.000 m³. O volume de GNL transportado num navio
metaneiro desse porte equivalente a 92 milhões m³ ou dois dias de consumo no Brasil.
Existem hoje onze países importadores de GNL e outros doze que são produtores
(Indonésia, Argélia, Malásia, Qatar, Austrália, Brunei, Nigéria, Abu Dhabi, Trinidad e
Tobago, Oman, Alaska (US) e Líbia. Neles estão operando cerca de 20 plantas, várias
delas em ampliação, abastecendo a Europa e o Extremo Oriente (Japão, Coréia e
Taiwan) e já agora iniciando o abastecimento da costa leste americana. A Figura 5.7.3
a seguir mostra resumidamente a localização das unidades produtoras.
Figura 5.7.3 Instalações de GNL no mundo
fonte: GasBrasil, 2008
O transporte entre o local de produção e o de recepção é feito em navios
especialmente construídos para este propósito. Cerca de duzentos e trinta deles estão
em operação no mundo e vários outros estão em construção. Há estimativas recentes
de que a frota mundial de navios transportadores de GNL terá que ser duplicada no
prazo de 5 a 7 anos. Na França e na Coréia do Sul há hoje dezenas de navios em construção
que podem transportar até 153 mil m³ de GNL. Na maior parte dos casos, os navios em
construção já envolvem a tecnologia de armazenamento de GNL, desenvolvida pela
empresa francesa Technigas por membranas, aumentando em muito a capacidade de
armazenamento dos navios de transporte e reduzindo seus custos operacionais.
A produção, transporte e regaseificação do GNL são operações que exigem
elevados investimentos, além de perdas de 10 a 15% do gás durante o processo, muito
mais que um transporte equivalente por gasoduto, onde as perdas se situam entre 1 e
2%. Isto faz com que a escolha do GNL fique restrita aos casos em que gasodutos não
são praticáveis tecnicamente (travessias de mares profundos), ou onde as distâncias
de transporte tornem os gasodutos antieconômicos. Na atual tecnologia, a partir de 4
mil quilômetros, os custos de um sistema de GNL tornam-se competitivos com os de
transporte em gasodutos.
Na virada do século XXI, Japão, Coréia do Sul e Formosa, inatingíveis por
gasodutos, representavam os mercados mais importantes para o GNL, vindo
principalmente da Indonésia, Golfo Pérsico e Austrália. As quatro unidades de
regaseificação do litoral americano do Atlântico, muito ativas em décadas anteriores,
estavam naquela época paralisadas.
O rápido aumento do consumo de gás natural ocorrido no início da década
está sendo sentido com mais força nos Estados Unidos, onde o crescimento anual tem
sido da ordem de 3 a 4 %, coincidindo com redução equivalente na produção, e com
a impossibilidade a médio prazo de trazer mais gás via gasodutos dos países vizinhos,
às voltas com o mesmo problema de demanda e esgotamento de reservas. Com isto, o
preço tradicional de 2 a 3 US$/milhão de BTU já chega hoje no mercado internacional
a um custo que tem variado na faixa de US$ 8 a 12/MMBtu, bem acima do preço
médio internacional do gás natural transportado em gasodutos, da ordem de US$ 6 a
8/MMBtu. Isto indica ser o GNL uma alternativa de energético caro e nobre, destinado
a competir com combustíveis de mesma ordem, como o GLP, a gasolina e o óleo diesel.
A solução que se vê no momento nos EUA é a volta à importação de GNL, o
que exige a reativação imediata das unidades de regaseificação, e a construção de
novas instalações, o que vem sendo dificultado (mas não impedido) pelas comunidades
onde estas instalações estão sendo projetadas. Uma das soluções alternativas é a
montagem de instalações de regaseificação sobre estruturas marítimas.
Em 2006, as vendas de GNL dispararam: 11,7% de crescimento (atingindo
211 Bm³ no ano) impulsionado pelos altos volumes vendidos para Ásia e Europa, um
crescimento bem superior à média anual da década, que foi de 7,7% ao ano.
O Cedigaz - Associação Internacional da Indústria do Gás confirma que as
operações de GNL têm crescido muito, com a construção de nova infra-estrutura,
antecipando o crescimento da demanda mundial. Em 2006, a entrada em operação de
terminais no México, na China (Guangdong-Dapeng) e na Espanha (Sagunto),
inaugurou novas rotas comerciais mundiais. Em relatório de 2006, a Cedigaz revela
que o gás natural liquefeito já é hoje o maior responsável pelo comércio internacional
de gás natural (CEDIGAZ, 2008).
5.7.8 Mercado Brasileiro de GNL
O GNL é um produto com boa perspectiva de difusão do gás natural no Brasil
e está sendo visto como alternativa para diminuir a acentuada dependência de
fornecimento externo via gasoduto, considerando que, através dessa tecnologia, pode
ser adquirido de diversos países produtores.
A inserção de GNL no Brasil poderá ajudar a garantir a expansão do mercado
produtivo sem risco de escassez de energia, já que a taxa de crescimento do setor
energético não tem acompanhado o crescimento industrial. Aliado a esta condição, é
importante citar que o GNL pode propiciar a oferta de gás natural a comunidades não
atendidas pelas malhas de gasoduto, contribuindo para o desenvolvimento regional e
redução dos custos produtivos, assim como para novas oportunidades de criação de
emprego e renda.
Nos últimos anos, o Brasil vinha estudando a possibilidade de importação de
GNL através do porto de Suape (PE), com um montante da ordem de 6 milhões de
m³/dia, que seria feito em parceria entre a Shell e Petrobras, proposta que não chegou
a concretizar-se. Por outro lado, a partir de 2009 o Brasil passará a importar GNL de
Trinidad y Tobago, Nigéria, Argélia, Caribe e outras regiões, através dos portos do
Rio de Janeiro e Pecém (CE), envolvendo um montante total de 21 milhões m3/dia,
valor equivalente a cerca de 6% do valor comercializado no mundo em 2006.
Até 2006, no planejamento estratégico da Petrobrás até 2020 eram citadas
apenas duas plantas de GNL a serem contratadas para o Rio de Janeiro e Ceará, com
opção para mais duas, mas sem definição de licitação.
Em 2007, finalmente foi definida a compra dos terminais de Pecém e Rio de
Janeiro, além da locação dos navios. As primeiras unidades entrarão em operação em
2009. Uma delas, a ser instalada na Baía da Guanabara até o final de 2009, deverá
operar com um navio com capacidade para processar 14 milhões de metros cúbicos
diários de gás natural. A outra unidade, já em operação em fase inicial em Pecém
(CE), tem capacidade para processar 7 milhões de metros cúbicos diários. As duas
unidades pertencem à Golar LNG e serão arrendadas para a Petrobras por um total de
US$ 900 milhões por 10 anos. Somente o terminal de Pecém deverá ter uma capacidade
de armazenamento de 77 milhões m³, valor equivalente a mais de dez dias de consumo
da região Nordeste, dando maior segurança de oferta de gás natural na região. A
Petrobrás estima que em 2012 o GNL poderá representar 23% da oferta interna de gás
natural no Brasil, com um volume de 31,1 milhões m³/dia (GASBRASIL, 2008), o
que poderá ocorrer com o aumento do número de terminais de regaseificação de GNL
na costa do país.
As duas unidades encontram-se na fase de contratação, que envolve uma tripla
licitação. Além de escolher os fornecedores que vão exportar o GNL para a empresa,
as concorrências incluem a contratação de navios para transporte do insumo –
ainda não está definido se por frete ou aquisição das embarcações – e a montagem
das usinas. O GNL regaseificado no Rio deverá abastecer Rio de Janeiro, Minas
Gerais e São Paulo, permitindo maior folga de fornecimento para as distribuidoras
locais de gás natural.
Em paralelo, a Petrobras continua avaliando a possibilidade de fornecer Gás
Natural Liquefeito (GNL) para a usina termelétrica Leonel Brizola (TermoRio) a partir
de 2009, para que a unidade possa honrar os contratos que entram em vigor nessa
época e prevêem a venda diária de 354 megawatts (MW), praticamente o triplo dos
126 MW que são despachados hoje e repassados mediante contratos assinados
(ABEGAS, 2008).
Uma terceira planta poderá ser contratada em breve, com volume total de 14
milhões de metros cúbicos por dia. Os locais mais prováveis para a instalação são
Suape (PE) e São Francisco do Sul (SC). Além destes, os locais que poderão abrigar
os próximos projetos de GNL em estudo são: Aratu (BA) e Itaqui (MA). As de São
Francisco do Sul e de Itaqui garantiriam gás para projetos de consumo intensivo de
energia na região, principalmente na área de mineração. A de Aratu garantiria gás para
a produção petroquímica da Braskem na Bahia. A Petrobras também estuda a viabilidade
de um terminal de regaseificação do combustível no Uruguai, para abastecer o mercado
local e a Argentina, envolvendo um investimento da ordem de US$ 300 milhões.
Além do gás da Bolívia, da ordem de 26 milhões de metros cúbicos por dia
(chegará a 30 milhões) e dos projetos de GNL, que somam em médio prazo pelo
menos 21 milhões (Rio de Janeiro e Ceará), a Petrobras elaborou um plano de
investimentos para antecipar a produção do combustível. Somente para a exploração
e desenvolvimento, foram reservados US$ 11 bilhões de 2008 a 2011. Nos gasodutos
e na infra-estrutura para importar o Gás Natural Liqüefeito (GNL), a Petrobras investirá
US$ 6,5 bilhões.
5.7.8.1 Projeto GasLocal
A GasLocal é a primeira empresa a levar GNL para médios consumidores de
GN, resultando da associação da Petrobrás (40%) com a White Martins (60%) num
projeto de US$ 50 milhões para a produção de GNL a partir de Paulínea (SP), visando
atender Uberlândia (MG) (450 km), Anápolis (GO) (700 km) e Brasília (DF) (850
km), além de diversas outras cidades no percurso ou próximas do trajeto principal,
como Mococa, Andradas, Três Corações, Barra Bonita e outras. Os consumidores de
GNL nas regiões mencionadas são diversos, envolvendo indústrias de cerâmica branca,
vidro, alimentícias e outras, além do mercado do GNV. O projeto visa antecipar a
criação de mercados consumidores de gás natural, que futuramente serão atendidos
por dutos de transporte de GN. Assim, o GNL atua como indutor de novos mercados
de gás natural. Seu custo varia com o consumo da instalação e sua distância em relação
ao fornecedor. O GNL pode ser substituto do GLP, do óleo diesel, álcool e óleo
combustível (PRAXAIR, 2009).
Trata-se da primeira planta (Projeto Gemini) de gás natural liquefeito (GNL)
do país, inaugurada em agosto de 2006, operando uma instalação de liquefação e
estrutura de distribuição de pequena escala, que produz GNL a um custo de 10 a 15%
abaixo do preço do gás liquefeito de petróleo (GLP).
O investimento da GasLocal faz dessa planta uma nova modalidade para
inserção do gás natural na matriz energética brasileira e interiorização do produto. A
planta tem capacidade de liquefazer, em sua primeira fase, 380 mil m3 de gás natural/
dia, por meio de tecnologia de criogenia, que permite transformar o gás natural do
estado gasoso para o estado líquido.
No processo o gás natural é entregue pela Petrobras para liquefação na planta
da White Martins e, uma vez dentro da planta, é resfriado a temperaturas inferiores a
160º C negativos, alcançando então o estado líquido, reduzindo de modo drástico seu
volume específico. Em seguida, o gás natural liquefeito armazenado pode ser
transportado em caminhões-tanque com capacidade de 28 mil m³ de gás natural e
levado até os clientes.
No setor industrial, em geral, o combustível concorrente do GNL é o GLP.
Este último pode ter certa variação de preço específico, conforme a oferta e a demanda
local. Em geral, varia por volta de R$ 2,00/kg, valor equivalente a cerca de US$ 25/
MMBtu. Quanto ao GNL, seu preço final varia conforme a distância de deslocamento,
sendo cerca de 10 a 15% menor em relação ao preço médio do GLP. Considerando-se
uma distância média de deslocamento de 500 km (1.000 km, ida e volta) e um preço
final do GNL 15% inferior em relação ao GLP, o preço do GNL na porta do cliente
deverá estar por volta de US$ 21/MMBtu. Descontando-se deste valor uma parcela
de lucro líquido de 20% (US$ 4,2/MMBtu), chega-se a um valor de custo de
US$ 16,8 /MMBtu 1 (GASLOCAL, 2008).
Considerando que o custo com combustível incide, em geral, em 30% do
custo operacional total, incluindo-se manutenção, peças, mão de obra e amortização,
chega-se a um custo operacional total da ordem de US$ 4,5/MMBtu, o que leva a um
custo final de produção do GNL em Paulínea da ordem de US$ 12,3/MMBtu. Este
valor permite deduzir que o custo do beneficiamento do GNL mais do que dobra o
custo do gás natural alimentado no processo, neste caso proveniente da Bolívia e que
chega a Paulínea a um preço entre US$ 5,5 e 6,0/MMBtu (GASLOCAL, 2008).
Tabela 5.7.4 Parcelas de Custo do GNL comercializado pela GasLocal
Fonte: Elaboração própria e dados do Projeto GasLocal.
Levando em conta um preço final médio do óleo diesel de R$ 1,75/l, significa
que seu custo de equivalência com o gás natural seria da ordem de US$ 28,6/MMBtu,
valor superior ao aqui considerado para o GLP, para efeito de comparação, o que
significa que são também grandes as possibilidades de substituição de óleo diesel por
GNL na indústria, ainda que esta não constitua um grande participante do mercado de
consumo de óleo diesel no país.
Em termos comparativos, um caminhão tanque de GNL transporta
consideráveis volumes de gás natural (25 a 30 mil m3) a médias e grandes distâncias
(200 a 1.000 km), enquanto que no transporte de GNC a 200 bar um caminhão
transporta um volume de gás natural de 4 a 5 mil m3 (seis vezes menor), e a curtas
distâncias (em geral, até 150 km). Assim, para um mesmo volume de armazenamento,
se pode transportar três vezes mais em GNL do que em GNC. A distância de Goiânia
1
Considerando-se um consumo específico de óleo diesel nas carretas de transporte de 1,2 km/l a um custo de R$
1,75/l, chega-se a um custo operacional com combustível por viagem da ordem de US$ 1,4 / MMBtu.
a Paulínia (850 km), ponto em que o gás boliviano é processado pela White Martins1,
conforme citado, está próxima do limite para viabilizar este tipo de operação, já que,
por questões de custo operacional e escala de fornecimento, acima de mil quilômetros
de distância de fornecimento, a viabilidade econômica do empreendimento com GNL
fica comprometida.
A planta de GNL de Paulínea tem 95 mil m² de área total e 11 mil m² de área
construída. Além da estrutura metálica, a parte mais pesada da construção, o tanque
de estocagem de GNL, demandou estaqueamento a cerca de 19m de profundidade. A
base de equipamentos da planta de liquefação compõe-se de compressores de grande
porte de 8 mil hp, trocadores de calor de alumínio brazado, trocadores de casco e
tubo, trocadores de calor a ar, sistema de amina, vasos secadores (dessecantes), caldeira,
além de aquecedores a gás e elétricos (GASLOCAL, 2008).
Para a montagem da planta, foram utilizados diversos materiais resistentes à
baixa temperatura e também instrumentação redundante, sistema de automação
avançado, subestação de rebaixamento de energia, tanques e vasos conforme padrão
da NR13, caminhões-tanques criogênicos com alta capacidade de transporte,
instalações de tanques criogênicos em clientes, sistema de vaporização e odorização
de produto, analisadores diversos com cromatógrafos a gás e tanque de estocagem
padrão API.Em termos gerais, a iniciativa reproduz um modelo de transporte
amplamente utilizado na movimentação de gás natural em outros países como Japão,
Espanha, Portugal e Estados Unidos.
A planta atual de produção de GNL de Paulínea já possui 70% de sua
capacidade contratada e deve vender o restante até o começo de 2009, com a perspectiva
de crescimento da demanda em áreas onde não existem gasodutos, especialmente
Goiás, Distrito Federal, Triângulo Mineiro e norte do Paraná, além de importantes
áreas econômicas do estado de São Paulo. Em função do sucesso inicial do
empreendimento, a GasLocal duplicará a produção de sua planta de liqüefação de gás
natural, envolvendo um investimento que deve se aproximar de US$ 65 milhões,
semelhante ao investido na instalação da primeira unidade.
2
Com 72% de nacionalização dos equipamentos envolvidos no empreendimento, coube à White Martins a
responsabilidade da construção, do projeto e do detalhamento, por seu grupo de engenharia, com a utilização de
tecnologia licenciada da companhia norte-americana Black & Veatch.
No referido projeto foram investidos US$ 50 milhões, o que envolve toda a
estrutura de gaseificação, transporte e regaseificação nos pontos de entrega do gás
natural, totalizando um fluxo comercializado de 380 mil m³/dia. Caso se tratasse da
implantação de um gasoduto de 850 km com essa capacidade, a necessidade de
investimento seria da ordem de US$ 136 milhões, envolvendo um gasoduto de 8" de
diâmetro com 20 kgf/cm² de pressão nominal, incluindo-se algumas estações de
compressão ao longo do percurso. A princípio, pode-se inferir uma relação de US$
358/mil m³ de capacidade de transporte de GN para o gasoduto e de US$ 132/mil m³,
para o caso de GNL, o que significa que o sistema de antecipação de mercado de GN
representado pelo transporte rodoviário de GNL representa investimento quase três
vezes menor, além de ser transferível para outras regiões, quando a tubulação do
gasoduto chega ao destino final atendido pelo GNL.
5.7.9 Gás Natural da Amazônia para Produção de GNL
As possibilidades de emprego do gás natural na Amazônia sob a forma de
GNL são diversas e dependem de vários aspectos econômicos, técnicos e mesmo,
políticos, considerando as prováveis interferências entre o mercado elétrico e o do gás
natural. Em geral, como foi visto, o GNL envolve grandes quantidades de gás natural
transportado, o que exige o estabelecimento de mercados de porte suficiente para
absorvê-lo, com contratos de fornecimento em longo prazo, não impondo todavia
que essa demanda se concentre num único ponto de entrega, podendo ser distribuída
ao longo do percurso do sistema de transporte, ainda que os custos de sistemas de
regaseificação e armazenamento sejam elevados, como foi mencionado. O sistema de
transporte do GNL pode envolver diversos tipos de modais de transporte, mas na
Amazônia fica evidente a vantagem do modal fluvial, ainda que haja a necessidade de
análise de aspectos de navegabilidade para navios metaneiros de grande porte ou
balsas, assim como questões de calado mínimo para que aportem. Além disso,
considerando a possibilidade de atendimento de Fortaleza, onde a partir de 2009 já
deverá operar um terminal de gaseificação, os navios de transporte também deveriam
ter a aptidão de operação marítima.
Quanto ao aspecto econômico, sabe-se que o GNL demanda grandes
investimentos e complexos esquemas financeiros para a implantação de seus sistemas
de liquefação, transporte, estrutura portuária, regaseificação e armazenamento, como
já foi destacado. Por isso, o emprego de GNL depende da quantificação dos excedentes
de gás natural que não teriam destinação de consumo em Manaus, o que imporia sua
transferência através do rio Amazonas para outros mercados potencialmente
consumidores, como Parintins, Santarém e Belém, podendo mesmo seguir por mar
até São Luís e Fortaleza. Para tanto, deverão ser analisados os mercados potenciais de
consumo de gás natural de cada região.
No caso de Pecém (CE), apesar de ser a cidade mais distante, haveria a
vantagem de além de já ter um terminal de regaseificação, contar também com uma
considerável rede de distribuição de gás natural, uma infra-estrutura fundamental,
mas ainda inexistente nas outras cidades, além de totalmente interconectada com as
outras capitais do Nordeste e, em breve tempo, com toda a rede principal de gasodutos
do sudeste e do sul do país.
Da mesma forma, tendo preço mais elevado que combustíveis tradicionais, o
preço final de oferta do gás natural sob a forma de GNL o tornará competitivo somente
nos mercados onde o combustível empregado apresente elevado preço energético
específico, como o GLP, a gasolina, o óleo diesel e, em alguns casos, o óleo
combustível, o que ocorre com freqüência nos setores comercial e de transporte e, em
parcela um pouco menor, no setor industrial.
O excedente do gás natural em Manaus irá variar nos próximos anos à medida
em que ocorra a prevista substituição de boa parcela da energia elétrica de origem
térmica destinada a Manaus e municípios próximos. Atualmente, esta eletricidade é
gerada através de óleo combustível, óleo diesel e misturas. A partir de 2009, prevê-se
o início do processo de substituição desses combustíveis para geração elétrica local
por gás natural, o que deverá ser totalmente efetivado em 2011. Todavia, entre 2011 e
2015 prevê-se o começo da chegada a Manaus da eletricidade produzida em Tucurui,
o que deverá se efetivar por completo em 2017. Com isso, parte do gás natural estará
então liberada para seu emprego em outros setores da economia. Em função dos grandes
volumes de gás natural que estarão disponíveis, prevê-se que a economia local não
encontrará destinação plena para o gás natural, mesmo que se possa contemplar a
forte perspectiva de crescimento econômico de Manaus e região. Além disso, é preciso
atentar para o fato de que a oferta de gás natural de Urucu para a região de Manaus
tende a crescer de modo substancial até 2015, passando de 5,5 milhões m³/dia para
10,0 milhões m³/dia.
Admitindo em 2015 uma parcela de consumo de gás natural em Manaus e
região da ordem de 3,0 milhões m³/dia, considerando metade para geração elétrica
permanente, a parcela de gás natural excedente deverá ser da ordem de 7,0 milhões
m³/dia, volume que poderia ser liquefeito e transferido por navios para os outros
mercados referidos, o que poderia ser realizado com a operação de um navio metaneiro
de porte médio com capacidade de transporte de 120 mil m³ (53.000 t de GNL), com
freqüência de viagem por volta de 10 dias (cinco de ida e cinco de volta) no percurso
Manaus – Santarém - Belém.
Incluindo-se a possibilidade de fornecimento de GNL para Fortaleza, o ciclo
de transporte teria seu tempo aumentado em 50% e talvez demandasse mais uma
unidade de transporte. Nos cálculos referidos, não se considerou a possibilidade de
montagem em Manaus de algum projeto gasquímico ou outro que se baseie no emprego
intensivo do gás natural, o que modifica por completo o quadro antes quantificado de
excedente de gás natural, destacando que um empreendimento dessa ordem costuma
demandar parcelas mínimas de gás natural da ordem de 5 milhões m³/dia, de modo a
estabelecer uma escala mínima de processamento (ABIQUIM, 2008).
Considerando uma cadeia de processamento de GNL para atendimento da
região com capacidade de 7 milhões m³/dia, os custos e características técnicas do
projeto seriam os seguintes:
· A instalação de liquefação em Manaus, a ser instalada em sua zona portuária,
deverá contar com tanques de armazenamento e ter capacidade de processamento de
GNL 5.110 t/dia (12.167 m³ /dia); seu custo, baseando-se numa relação média
específica adotada internacionalmente de US$ 130 a 150/t.ano, deverá ser da ordem
de US$ 225 milhões;
· Considerando apenas um navio de transporte de GNL fazendo um percurso
com freqüência de abastecimento a cada dez dias, considerando 5 dias de viagem de
ida, 4 dias de viagem de volta e 1 dia para operações de abastecimento e descarga, o
navio deverá ter capacidade de transporte da ordem de 60.000 t de GNL a um custo da
ordem de US$ 120 milhões;
· O sistema de regaseificação deverá estar instalado em porto que tenha de
preferência uma usina termelétrica para fornecer calor excedente para o processo ou
algum tipo de indústria que demande frio em larga escala, de modo a tornar mais
rentável e eficiente o processo. Caso o terminal de regaseificação seja único, em Belém,
por exemplo, cidade com razoável potencial aparente de consumo de gás natural, sua
capacidade de processamento seria da ordem de 5.500 t/dia, com capacidade de
armazenamento da ordem de 122 mil m³ a um custo total de US$ 120 milhões; se o
GNL for transportado para regaseificação em Pecém (CE), onde já há um terminal
instalado, os custos do projeto poderão ser reduzidos em larga escala.
· Considerando um sistema simples de liquefação em Manaus, transporte por
cerca de 1.000 km pelo rio Amazonas e regaseificação em Belém, o sistema completo
de GNL para a referida capacidade (7 milhões m³/dia) custaria por volta de US$
1,152 bilhão.
5.7.10 Conclusão
Em termos gerais, para a indústria nacional o interesse pelo GNL tanto se
refere ao aumento da oferta de gás natural no país, através da importação de grandes
blocos de energia, como através do aumento das possibilidades de distribuição interna
do mesmo, com a possibilidade de antecipação da exploração de mercados consumidores,
hoje ainda não atingidos pela rede de transporte e distribuição por dutos.
A liquefação do gás natural propicia a flexibilização de uso deste combustível,
que poderá ser utilizado em aplicações industriais substituindo GLP, óleo diesel e
querosene, combustíveis, em geral, com preço energético específico mais elevado. O
GNL também pode propiciar a difusão do uso de GNV (Gás Natural Veicular) em
substituição à gasolina e ao óleo diesel em postos e/ou locais não atendidos pelos
gasodutos, podendo ser utilizado como combustível para o setor de transporte,
principalmente em ônibus e veículos leves, assim como para o atendimento de frotas
cativas de empresas/indústrias, o que inclui veículos leves e pesados, assim como
equipamentos logísticos industriais, como empilhadeiras, permitindo reduzir custos
operacionais e de manutenção.
As limitações do uso do GNL na indústria decorrem basicamente de seu
elevado custo de beneficiamento e transporte, fazendo com que só possa concorrer
com combustíveis de elevado preço energético específico, caso do GLP e do óleo
diesel, combustíveis de considerável peso na pauta de importações do Brasil. Como
foi visto, pelos elevados custos de implantação e operação, a distribuição nacional de
GNL deve envolver consideráveis escalas de fornecimento mínimo, acima de 200.000
m3/dia, admitindo distâncias de fornecimento entre 200 e 1.000 km.
Considerando sua característica de elemento antecipador de mercado, os
projetos de GNL devem ser amortizados em prazos condizentes com o cronograma
de atendimento da região com gás natural por dutos, sob pena de não atingir a tempo
sua viabilização econômica.
No Brasil, o mercado industrial apresenta diversas regiões de considerável
consumo potencial de gás natural, localizadas a centenas de quilômetros de distância
da rede de transporte e distribuição atual, permitindo concluir que existe um
considerável espaço para ampliação do uso do GNL no país. Estas iniciativas dependem
de financiamentos de valor elevado, envolvendo a importação e locação de
equipamentos, necessitando, ao mesmo tempo, amortizar o investimento em prazo
inferior ao da chegada dos dutos de transporte e distribuição de gás natural aos mercados
atendidos pelo GNL.
Sugestões de oportunidades tecnológicas:
· Estudos para identificação de potenciais consumidores industriais;
· Atendimento de Arranjos Produtivos Locais com regaseificadores dedicados;
· Fabricação nacional de materiais criogênicos para tanques de armazenamento;
· Estudo do ciclo de refrigeração envolvido na regaseificação envolvendo a
fabricação de equipamentos nacionais.
Para o caso da região entre Manaus e Belém, verificou-se que os investimentos
necessários seriam elevados e dentro de uma perspectiva de longo prazo, dependendo
do processo de desenvolvimento econômico da região nos próximos 20 anos. Uma
das possibilidades de implantação dessa solução na região amazônica é a de transporte
fluvial de GNL de Manaus até Santarém e Belém, a partir de 2015, quando se prevê o
começo do processo de sobra de gás natural em virtude da entrada da energia elétrica
de Tucuruí em Manaus, que deverá provocar considerável redução do consumo de
gás natural em termeletricidade. Com o crescimento previsto da oferta de gás natural
na região de Manaus em 2015, existe a possibilidade de se transportar os excedentes
de gás natural na forma de GNL através de navios de grande capacidade até o terminal
de regaseificação do porto de Pecém no Ceará, permitindo a ampliação da oferta de
gás natural na rede interligada do Nordeste, que em médio prazo estará interligada à
rede de gás natural das regiões sudeste e sul do país.
Tabela 5.7.5 Estimativa da evolução do mercado do GNL na Região Norte
GNL em Pecém, após regaseificado, de US$ 10/MMBtu, cotação do dólar a R$ 2,10/US$ e
relação de 28,4 m³ de GN por MMBtu.
ANP – www.anp.org.br
BURANI, Geraldo Francisco et all. Relatório técnico: Aspectos Técnicos do Gás
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TECHNIGAZ – www.technigaz.com
WORLDLNG, 2007 – www.cwclng.com
5.8 Gás Natural Comprimido - GNC
5.8.1 Características de um Sistema de GNC
O GNC (gás natural comprimido) é todo gás natural processado e condicionado
para o transporte em ampolas ou cilindros à temperatura ambiente e pressão próxima
à condição de mínimo fator de compressibilidade. Em geral, os sistemas de GNC
operam em pressões entre 200 bar e 250 bar, dependendo da etapa da cadeia produtiva:
compressão, armazenamento, transporte e distribuição (ABEGAS, 2008).
O produto é transportado em carretas especiais com cestas ou feixes de
cilindros especialmente desenvolvidos para as demandas de indústrias, postos de
combustíveis e plantas de processamento, num raio, no caso de transporte rodoviário,
de até 120 a 150 km da rede de transporte e distribuição de gás natural por dutos
(EPE, 2008). Além do modal rodoviário, podem ser explorados outros modais de
transporte, como o fluvial, marítimo e ferroviário, pressupondo o embarque dos
cilindros ou cestos de cilindros eventualmente rebocados por cavalos mecânicos.
Os benefícios do GNC são diversos e comuns ao gás natural, tais como boa
relação de custo por energia fornecida, aumento da vida útil dos equipamentos,
facilidade na regulagem de processos operacionais, maior eficiência no processo de
queima, maior segurança devido ao menor risco de vazamento, menor custo de
manutenção e do sistema de combustão, menor emissão de poluentes, possibilidade
de utilização da rede existente de GLP, pagamento após o consumo e versatilidade de
aplicação. O GNC pode substituir quase todos os tipos de combustível.
Os sistemas de transporte de gás natural comprimido constituem das formas
mais rápidas e econômicas de suprimento de regiões com pequenas e médias demandas
de gás natural, situadas, em geral, até 150 km, no que tange ao transporte rodoviário
ou mais de 500 km, considerando modais ferroviários, fluviais e marítimos.
Devido às exigências crescentes de competitividade, as empresas vêm
buscando a redução do custo de seus insumos. Hoje o custo da energia representa em
alguns segmentos industriais uma parcela considerável do custo final dos produtos.
As vantagens técnicas, ambientais e econômicas oferecidas pelos sistemas de
abastecimento com GNC possibilitam reduções significativas de custo com relação a
combustíveis tradicionais, como GLP, óleo diesel, querosene e gasolina, destacando
a possibilidade de redução das importações de GLP e diesel. Além de economizar
divisas, promove melhora da competitividade das empresas atendidas e antecipa a
criação de mercados compradores de gás natural fornecido por malhas dutoviárias,
que tendem a ser implantadas nessas regiões, permitindo novas reduções de custo do
insumo energético, em função de seu menor custo de transporte.
5.8.2 Histórico Recente e Tendências do GNC
A crise política surgida na Bolívia mostrou a urgência de se encontrar
alternativas confiáveis ao gás natural boliviano no Brasil. Várias propostas têm sido
consideradas, tais como a aceleração da oferta doméstica e a importação de gás natural
liquefeito (GNL). Desse modo, a oferta de gás natural sob a forma de GNC, uma
alternativa ainda pouco discutida no país, deverá depender da oferta local. No caso da
região de Manaus, por exemplo, onde a oferta será grande para um sistema de
distribuição ainda incipiente, são grandes as possibilidades de emprego do GNC,
ainda que de modo complementar às demais formas, através de transporte por dutos
e processos de liquefação.
Atualmente, são estudadas em todo o mundo diversas formas de emprego da
tecnologia do GNC. A primeira delas se refere ao transporte em grande escala,
considerando o aproveitamento do gás natural das plataformas de petróleo, através
de sua compressão e transporte em navios específicos para esta atividade. Trata-se de
um conceito há algum tempo desenvolvido para aproveitamento de gás natural
desperdiçado (stranded gas) nas bacias de produção no mar. Esta alternativa viabilizaria
o aproveitamento econômico do gás atualmente queimado na atmosfera ou, em parte,
reinjetado nos poços de petróleo (GASBRASIL, 2008). Outras possibilidades de
emprego do GNC envolvem a sua distribuição, considerando os diversos modais de
transporte (ferroviário, rodoviário, fluvial e marítimo).
A distribuição do gás natural comprimido nos mercados consumidores de
combustíveis distantes de gasodutos é uma das faces importantes do mercado do gás
natural, dentro de seu processo de interiorização. Conhecido como gasoduto virtual,
já existem no Brasil algumas regiões atendidas com pleno sucesso por projetos pioneiros
de GNC, principalmente no sudeste, sul e centro-oeste do país, envolvendo vultosos
investimentos em bases de compressão e sistemas de transporte rodoviário.
Em razão dos investimentos necessários para o funcionamento do sistema,
que compreende compressão, transporte e descompressão do gás natural, o preço
final do energético sofre um acréscimo, em geral, de 15 a 30%, em comparação com
o modelo de distribuição convencional, via rede de dutos (GASBRASIL, 2008). Mesmo
assim, tende a tornar competitivo o GNC comercializado, dependendo do combustível
a ser substituído.
A principal vantagem do sistema de GNC é antecipar a oferta do gás natural
para os municípios onde há demanda potencial, mas que estão afastados da infraestrutura de distribuição da empresa concessionária desse serviço, até que sejam
viabilizados os projetos de construção das redes de distribuição para esses municípios.
Esta forma de antecipação do fornecimento proporciona um decisivo benefício aos
consumidores, desenvolvendo um mercado consumidor que, a partir de certo estágio de
escala de oferta, tende a viabilizar a implantação de redes de distribuição, o que, em
muitos casos, caracteriza o uso do GNC como uma atividade parceira do gás canalizado.
Hoje, os sistemas de compressão de gás são eficientes e as empresas fabricantes
oferecem sistemas com diversas capacidades e especificações. Para uma empresa que
queira consumir GNC, ainda não tendo o gasoduto passando no local do seu
empreendimento, é necessário que exista uma base de compressão e distribuição a
distância inferior a 150 km ou ao menos um ponto de possível extração de gás natural
na rede de transporte ou distribuição na distância limite referida. O distribuidor de
gás natural canalizado da região com freqüência se encarrega da distribuição do gás
natural comprimido aos revendedores, todavia, este é um serviço não exclusivo da
distribuidora de gás natural canalizado da região, podendo ser de responsabilidade
de outras empresas.
No Brasil, os projetos até aqui implantados envolvem o modal rodoviário,
prevalecendo o transporte de GNC através de carretas de transporte de conjuntos de
cilindros de armazenamento (“skids” ou cestos de cilindros), ainda que o GNC
também possa ser transportado por carretas feixe, através de grandes cilindros
horizontais de armazenamento.
No sistema, o revendedor utilizará na sua base um ou mais compressores
acionados por motores elétricos ou a gás natural providos de sistemas de
armazenamento com certa quantidade de cilindros para o estabelecimento de um sistema
pulmão. Para compressores alternativos, as potências de acionamento envolvidas são
da ordem de 150 cv/1.000 m3/h (ASPRO, 2008). Para compressores mais avançados,
como os do tipo parafuso, a relação cai de 20 a 30%, evidenciando sua maior eficiência
energética, ainda que envolvendo investimento inicial mais elevado (SAFE, 2008).
Quando o acionamento dos compressores é feito da forma tradicional, por
motores elétricos, os valores de custos de investimento inicial no sistema de
acionamento se encontram na faixa de US$ 50 a 80/kW, bem mais baixos do que no
caso do acionamento por motores a gás natural (US$ 100 a 300/kW) (STEMAC,
2008). Todavia, a situação tende a se inverter quando se contempla a questão do custo
operacional, apesar da menor eficiência térmica dos motores a combustão, em virtude
da tendência de menores valores do preço energético específico do gás natural. Nessa
questão interfere a liberalização de preços no mercado energético, tanto no que se
refere ao gás natural, como à eletricidade, considerando as distintas políticas das
concessionárias e governos estaduais quanto aos incentivos, tarifas de consumo por
faixa, negociações de tarifa no mercado livre etc.
O custo de compressão elétrica do gás natural a 200 bar apresenta parcelas de
participação no custo final de comercialização dependentes dos seguintes parâmetros:
0,12 kWh/m3 de GN a 200 bar e tarifa média atual de eletricidade de R$ 0,35/kWh.
Juntamente com os custos de transporte e de amortização, pode-se considerar que o
custo total acrescentado ao preço final do GN é da ordem de R$ 0,25/m3 (cerca de
US$ 3,0 a 3,5/MMBtu), considerando-se carretas de transporte com capacidade de
4.500 m3/viagem, duas viagens diárias, totalizando 400 km/dia (ida e volta) e consumo
específico médio da operação do cavalo mecânico da carreta de 1,2 km/l de óleo
diesel (R$ 1,75/l). Nos custos mencionados, já foram consideradas as perdas relativas
ao lastro de gás natural que retorna nas carretas, da ordem de 5 a 10% do total, além
dos custos dos sistemas de resfriamento do gás natural na fase de enchimento, visando
aumentar a eficiência do processo.
5.8.3 Empreendimentos de GNC no Brasil
No Brasil existem atualmente 18 empresas homologadas pela ANP - Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - para a distribuição do gás
natural em forma comprimida. Alguns projetos de “Gasodutos-Virtuais” já
demonstraram sua viabilidade de implantação, podendo-se destacar os seguintes:
a) Tramontina, empresa pioneira no uso do GNC, localizada na cidade de
Carlos Barbosa (RS); a logística de transporte exigia a realização diária de um percurso
de 35 quilômetros para fornecimento de 4 mil m³ de gás natural por dia. Esse sistema
pioneiro foi encerrado após 1 ano e 1 mês de funcionamento, resultante de uma oferta
que viabilizou a construção dos dutos de gás natural para atender a empresa.
b) Sucos Kiki: empresa também pioneira no uso do GNC, atualmente em
pleno funcionamento, localizada na cidade de Engenheiro Coelho (SP), a 106
quilômetros da estação de compressão em Salto (SP). Foram investidos cerca de R$
2,5 milhões para receber 1 milhão de m³ de gás por mês; a Sucos Kiki faz sua própria
logística, comprando o combustível da empresa concessionária GasNatural SPS.
Segundo dados da ABEGÁS -Associação Brasileira das Empresas
Distribuidoras de Gás Canalizado, em junho de 2006 foram consumidos 242,2 mil
m³/dia de gás natural comprimido. Já em junho de 2007, o consumo médio passou
para 296,6 mil m³/dia, representando um crescimento de 22,45%, com destaque para
os estados de São Paulo, nas regiões de concessão da Gás Brasiliano, Gás Natural SPS
e da Comgás, além do estado do Paraná, ressaltando que as principais parcelas de demanda
se referem ao setor industrial e ao setor de transporte , destinado aos veículos leves.
Em São Paulo, a Gas Natural SPS, em parceria com a Ultracargo (empresa de
soluções logísticas em transporte e armazenagem), fornece via GNC uma média de
47 mil m3/dia de gás natural para os segmentos industrial e comercial de Avaré, operando
um sistema pioneiro no Brasil, tendo atingido em 2007 a marca de 1 milhão de
quilômetros transportando GNC. Com isso, foram antecipados os benefícios do uso
do gás natural, através de um sistema logístico que já havia realizado mais de 5 mil
viagens transportando GNC até os clientes (8 viagens por dia e 220 quilômetros por
viagem). Em Avaré, o sistema de GNC operado pela Gas Natural SPS é mais complexo
que outros sistemas existentes, pois também compreende a distribuição do gás natural
através de uma rede secundária até os clientes finais, após sua descompressão.
No sistema adotado, o gás natural é comprimido em uma estação de
compressão em Cesário Lange (SP) e depois transportado, em cilindros, por meio de
carretas com cestos de cilindros (4.500 m3/carreta), até uma estação de descompressão
em Avaré (SP), a 150 km de distância, onde é descomprimido e, por fim, distribuído,
via rede secundária, até os clientes finais. Os clientes locais já consumiram mais de
20 milhões de m³ de gás natural, em uma média de mais de 34 mil m³ por dia.
Atualmente, o consumo médio diário pelo sistema GNC é de cerca de 47 mil m³.
Somente uma indústria cerâmica local (Cerâmica Avaré) é responsável por um consumo
da ordem de 4,0 a 6,0 mil m3/dia. A GásNatural SPS tem projetos em curso para a
expansão desse atendimento envolvendo o atendimento das cidades de Botucatu e
Registro, ambas para o início de 2009.
No Sul do país, a única companhia a fornecer GNV a partir do GNC é a
Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul - Sulgás, com 12,4 mil m³/dia de
gás natural comprimido para o segmento veicular. A Companhia Paranaense de Gás Compagas está trabalhando no projeto do primeiro posto, estimando fornecer 4 mil
m³/dia de gás. A expectativa é a abertura de três postos de GNV até o início de 2009.
A companhia do Paraná concederá desconto sobre o preço do GNV para projetos de
GNC, tanto para GNV, como para a indústria.
No Centro-Oeste, a Goiasgás, que recebe caminhões de transporte de GNL,
está estudando a possibilidade de redistribuir GNV a partir da produção de GNC,
visando aumentar os pontos de venda em Goiânia com uma opção que implica em
menores investimentos.
A Ale Gás poderá atender a indústrias de médio e grande porte instaladas
num raio de até 200 km de Betim (MG). O gás natural comprimido será distribuído
por meio de caminhões, após chegar à base da Ale Gás pelos dutos da Gasmig e ser
processado por equipamentos de compressão. Para montar a nova empresa, a Ale
investiu R$ 10 milhões. A expectativa é de que o novo negócio gere um faturamento
anual de R$ 35 milhões. A Ale decidiu investir no setor de GNC devido à experiência
acumulada no setor de distribuição de derivados de petróleo e por ter uma carteira de
clientes que consomem produtos que podem ser substituídos pelo gás natural
(GASMIG, 2008).
Fornecedora importante de gases industriais no Brasil, a White Martins tem
planos de negócios referentes ao setor de gás natural em sua estratégia na América do
Sul. A empresa está investindo US$ 65 milhões neste segmento, acreditando no
potencial do mercado brasileiro, apontado como o principal foco do grupo na área de
gás natural. Em 2005, a White Martins investiu cerca de R$ 9 milhões numa instalação
de GNC, que começou a operar em 2006 fornecendo cerca de 1 milhão de metros
cúbicos/mês, com boa possibilidade de triplicar esse volume em curto prazo. Para
suprir o mercado, a White Martins tem duas unidades de compressão de GNC: uma em
Contagem (MG), em parceria com a Gasmig e a Gás Natural Serviços, e outra em Vitória
(ES), em parceria com a BR Distribuidora e a Solidez Engenharia (PRAXAIR, 2007).
Como resultado de uma parceria entre a Gasmig, Cemig e a Igás, a Gerdau
Açominas passou a receber o gás natural comprimido (GNC), que será utilizado em
substituição ao gás liquefeito de petróleo (GLP) nos processos siderúrgicos, na Usina
Presidente Arthur Bernardes, em Ouro Branco. A Açominas é a primeira empresa em
Minas Gerais a usar o gás natural comprimido, o que antecipa o fornecimento do gás
natural à empresa, que passou a receber o combustível através de redes de gasodutos
no primeiro semestre de 2005. O gás natural é fornecido pela Gasmig e a compressão
e o transporte são de responsabilidade da Igás, em Belo Horizonte. O transporte do
GNC será feito por carretas com cestas móveis, com capacidade de 6.000 m3 de gás,
que garantirão à Açominas a armazenagem fixa para o consumo enquanto se processa
a reposição do gás. As carretas deverão realizar um trajeto de 100 km entre a estação
de compressão e as instalações da Gerdau Açominas, com um tempo previsto entre
dois abastecimentos sucessivos de 9 horas. O consumo mensal estimado é de 65.000
m3. O contrato deverá vigorar até o início de operação da rede de distribuição de gás
natural do Vale do Aço - 1ª Etapa, quando o fornecimento para a empresa será ampliado
para 600.000 m3/mês.
5.8.4 Regulamentação do Mercado de GNC
O setor de gás natural comprimido é regido pela Portaria nº 243, de 18 de
outubro de 2000, da ANP, que regulamenta as atividades de distribuição e
comercialização de gás natural comprimido (GNC) a granel e a construção, ampliação
e operação de Unidades de Compressão e Distribuição de GNC. A portaria esteve em
consulta pública até o fim de julho de 2007 e a ABGNC apresentou algumas propostas
visando reforçar a segurança na operação.
5.8.5 Navios de Transporte de GNC
A queima de gás na Bacia de Campos tem sido crescente. Em 2005, foram
queimados 3,6 milhões de m³/dia, 32% mais do que em 2004 (ANP, 2008). Isso
representou 30% dos 12 milhões de m³/dia de gás disponível na região. Para se ter
uma idéia, esse gás desperdiçado corresponde a mais de 27% da venda de gás no Rio
de Janeiro. A reinjeção, por sua vez, atingiu 1,4 milhões de m³/dia, em 2005, o que
representava, respectivamente, 14% e 11% das vendas de gás no Rio e em São Paulo.
Em 2006, a Bacia de Campos produziu 45% do gás e 84% do petróleo nacional
(ANP, 2007). Como o gás produzido se encontra associado ao petróleo, o ritmo de
produção do primeiro está ligado ao do segundo. O aproveitamento comercial dos
dois produtos, no entanto, se dá de forma diferente. O do petróleo, por ser menos
complexo, requer menores investimentos por unidade de valor transportado. Já o
aproveitamento do gás requer um sistema para a sua coleta nos diversos campos
produtores, gasodutos submarinos destinados a seu transporte até a terra e unidades
de processamento antes de seu consumo. Caso não se disponha dessa infra-estrutura,
o gás é reinjetado no campo produtor ou queimado no local.
Em certos países, como a Noruega, a queima de gás é restringida ao máximo,
seja por sua irracionalidade, seja por razões ambientais. A reinjeção pelo menos oferece
a oportunidade de uso futuro do gás. No entanto, a reinjeção de grandes volumes
requer elevados investimentos em compressores. Nesses países, que proíbem a queima,
muitos campos de petróleo com gás associado acabam não sendo desenvolvidos dada
a inviabilidade econômica da reinjeção.
Com o consumo nacional de gás crescendo 21% a.a. e as vendas das
distribuidoras de gás do Sudeste crescendo 12% a.a. em 2005, e diante dos obstáculos
nas importações da Bolívia, o alto percentual de desperdício de gás não poderia mais
ser justificado pela ausência de mercado para sua comercialização (ABEGAS, 2008).
Antes da inauguração do gasoduto Bolívia-Brasil, o consumo de gás natural
brasileiro era de apenas 18 milhões de m³/dia (ANP, 2008). Desde então, enquanto a
produção nacional aumentou apenas 38%, o consumo cresceu 177%, com a promoção
de um programa de massificação do uso do gás natural mediante o congelamento de
suas tarifas pela Petrobras, e o Brasil se tornou extremamente dependente do gás
boliviano (ANP, 2008). Dentre as mais viáveis alternativas para livrar o país desta
situação, se destacam o aumento da produção nacional, assim como a importação de
GNL. Entretanto, o peso da oferta doméstica no consumo total só será preponderante
a partir de 2010, com o começo da produção a partir de novas reservas nas bacias de
Santos, Campos e Espírito Santo.
As reservas de gás natural estão na faixa de várias centenas de bilhões de m3,
o que justifica amplamente seu aproveitamento. Entretanto, muitas delas estão
demasiado distantes do continente para viabilizar transporte por tubulações, não sendo
ainda suficientemente grandes para que se cogite de eventuais unidades de liquefação.
Uma possível solução para o problema poderia ser o transporte como GNC a pressões
da ordem de 100 bar, menos da metade da usada no GNV, de cerca de 220 bar, e a
temperaturas de cerca de -20ºC, enquanto o gás natural liquefeito, GNL, exige -161ºC.
O gás natural nas condições acima seria então colocado em reservatórios instalados
em navios, levado ao litoral e aí descomprimido e aquecido, para conexão às redes
locais (REDEGASENERGIA, 2008).
A solução de transporte marítimo via GNC, entretanto, ainda não está técnica
e industrialmente definida, seja na estação offshore de compressão e resfriamento,
seja nos navios-tanque. Tendo em vista a importância de chegar-se a um esquema
seguro e economicamente viável, o governo canadense reuniu-se com operadores,
sociedades de classificação e investidores na criação recente de um centro de estudos
voltado para o tema, o “Center for Marine CNG”. A nova instituição terá o apoio de
um dos mais evoluídos grupos de estudo de tecnologia oceânica, já com expressivas
contribuições à engenharia de instalações offshore em ambientes adversos
(REDEGASENERGIA, 2008).
Segundo a revista “Offshore”, em agosto de 2006 o referido centro de estudos
recebeu especialistas de doze países para revisão da tecnologia do GNC marítimo,
objetivando compreender e analisar melhor o comportamento do gás, definir as
condições ideais de comercialização e avaliá-las economicamente, além de criar regras
seguras para que sejam aprovadas por entidades classificadoras de transporte marítimo.
Em 2006, a Sea NG Corporation anunciara que o American Bureau of Shipping
(ABS) havia aprovado a construção do seu navio do tipo Coselle para o transporte de
gás natural comprimido (GNC). Este foi o primeiro navio e sistema de carga do mundo
para o transporte de GNC a ser aprovado por uma entidade da associação internacional
de classificação marítima (COSELLE, 2008).
Os navios serão empregados no transporte de volumes moderados de gás
natural - 30 a 500 milhões de pés cúbicos de gás natural (MMscf) - em distâncias
médias (200 a 2.000 km), um segmento do mercado de transporte marítimo de gás
sem atendimento econômico pelos gasodutos ou transporte de gás natural liqüefeito
(GNL) (COSELLE, 2008).
O Coselle é um sistema patenteado exclusivo, desenvolvido no Canadá, para
armazenamento de gás em alta pressão em serpentinas de tubos de pequeno diâmetro.
O navio especialmente projetado contém inúmeros Coselles. O sistema de
armazenamento apresenta vantagens significativas de custo e segurança em relação
aos cilindros pressurizados convencionais de grande diâmetro. O sistema Coselle CNG
está em desenvolvimento há uma década por uma equipe de engenheiros navais e de
gás (COSELLE, 2008).
Segundo a empresa Sea NG, o navio Coselle GNC proporcionará ao mercado
um meio alternativo seguro, confiável e econômico de transporte de gás natural por
via marítima. Uma vantagem importante da utilização do sistema Coselle GNC é que
ele necessita de um apoio mínimo em termos de instalações costeiras. Pode-se carregar
e descarregar o gás em instalações simples de gasoduto no porto, o que reduz
enormemente as preocupações ambientais, financeiras e relativas ao uso do solo. O
gás pode ser também transferido para outras embarcações em bóias offshore se não
houver acesso a nenhum porto. O mercado potencial do navio Coselle GNC é
substancial. Seu sistema pode abrir novos mercados para o gás em muitas regiões,
apresentando um grande potencial comercial em uma ampla variedade de oportunidades
de novos projetos.
O GNC, assim como o gás natural veicular (GNV) de uso difundido no Brasil,
é obtido pela compressão do gás em cerca de 200 vezes, de forma tal que um metro
cúbico de GNC contém 200 vezes a massa do mesmo volume de gás natural.
Diferentemente do gás natural liquefeito (GNL), o GNC permanece gasoso, não
requerendo os vultosos investimentos dos navios metaneiros e plantas de liquefação e
regaseificação. Dependendo da distância, o custo de transporte das embarcações é
inferior aos dos gasodutos ou navios de GNL.
Vários estaleiros e armadores nos EUA, Canadá, Noruega, Japão e Coréia já
desenvolveram projetos deste tipo de embarcação e obtiveram atestados de entidades
certificadoras. A operação das embarcações é bastante simples comparada a dos navios
metaneiros.
Cada embarcação de GNC pode transportar de 6 a 15 milhões de metros
cúbicos de gás e seu custo estimado situa-se entre US$ 100 e 120 milhões. Dependendo
da localização da área de produção, duas a quatro embarcações são empregadas para
garantir um fluxo contínuo de gás. O custo de transporte varia entre US$ 0,50 e US$
1,20/ MMBTU, conforme a distância e o volume transportado, com o investimento
na embarcação representando 90% deste custo. Esta é outra vantagem econômica da
embarcação sobre o gasoduto, pois seu investimento não representa um “custo
afundado”, já que, esgotada a produção de uma área, ela pode operar em outra.
O uso de embarcações de GNC, além de incrementar o aproveitamento do
gás natural atualmente desperdiçado, também estimularia a indústria naval nacional
em sua construção, com geração de empregos em toda sua cadeia produtiva.
5.8.6 Projeto de um “Gasoduto Virtual”
Um “Gasoduto Virtual” de GNC resume-se, grosso modo, a um sistema de
pressurização e transporte de gás natural, constituído de uma estação de compressão
de gás natural extraído de um gasoduto em ponto adequado, em geral, num “city
gate”, sistema de transporte e instalação de distribuição de gás natural na cidade
destinatária.
Um sistema de fornecimento de GNC permite a antecipação do mercado de
gás natural em regiões que ainda não o possuem, fomentando assim o mercado local
e regional. Pequenas e médias empresas ganham mais competitividade utilizando-se
de fontes de energia mais baratas. É importante ressaltar que esta forma de fornecimento
de gás natural não representa uma tentativa de substituir o abastecimento do gás por
dutos, e sim, de antecipar ou complementar o abastecimento realizado por dutos.
Quando a demanda passa a ser suprida pela malha dutoviária, o sistema pode ser
totalmente reutilizado para a abertura de novos mercados onde o abastecimento
dutoviário ainda não exista.
Dentre as vantagens do “Gasoduto Virtual”, destacam-se:
a) Antecipação do processo de formação de mercados com consumo potencial
de gás natural em localidades sem infra-estrutura de transporte e/ou distribuição
de gás natural;
b) Antecipação das receitas com a venda de gás natural;
c) Redução do risco de mercado em projetos de ampliação da malha de
transporte e/ou distribuição por gasodutos;
d) Antecipação do retorno de investimentos em infra-estrutura;
e) Diversificação da matriz energética;
f) Redução de importação de GLP e óleo diesel;
g) Redução de emissões de impacto local, regional e global;
h) Criação de empregos para a manutenção do processo de distribuição.
De acordo com normas da ANP, a empresa que opera um sistema de
“Gasoduto-Virtual” deverá seguir a Portaria 281, publicada em 5 de novembro de
2003 da ANP, segundo a qual a empresa precisa possuir uma capacidade mínima de
transporte exigida de 10 mil m³ ou o equivalente a duas carretas para iniciar o transporte,
além de cumprir outras exigências de segurança.
5.8.7 Dados Operacionais um Sistema Implantado de GNC
A seguir, são apresentados na Tabela 1 os principais dados técnicos e
econômicos de um projeto de GNC implantado na cidade de São José do Rio Preto
(SP), que mais adiante servirão de referência para a estimativa de operação de uma
instalação semelhante, ainda que de maior porte e com modal distinto de transporte,
que poderia ser implantada na cidade de Itacoatiara (AM): Capacidade máxima por
carreta: 5.000 m³; pressão de armazenamento: 250 bar; Tempo de abastecimento para
capacidade máxima: 6 horas e 25 minutos para uma capacidade de compressão de
800 m³/h; Consumo mensal de energia elétrica para compressão de 200.000 m3/mês:
150 cv x 0,746 kW/cv x FCM (0,8) x {200.000 m3/ 0,8 x 800 m3/h} = 27.975 kWh/
mês; Custo estimado da energia elétrica de compressão: 27.975 kWh/mês x R$ 0,38/
kWh = R$ 10.631,00/mês; Acréscimo de custo da energia elétrica de compressão: R$
10.631,00/mês / 200.000 m3/mês = R$ 0,0532/m3 ou 7,6% sobre o custo do gás
natural recebido (GASBRASIL, 2008);
O GLP apresenta um poder calorífico superior de 11.750 kcal/kg e o GNC
cerca de 9.400 kcal/m³, levando a uma relação de equivalência energética de 1kg de
GLP para 1,25 m³ de GNC. Tomando-se o caso da cidade de São José do Rio Preto
(SP), onde o consumo de GLP é de 160.000 kg/mês, chega-se a um valor equivalente
em GNC de 200.000 m³/mês.
Tabela 5.8.1 Dados para a Simulação de Custos do Gasoduto Virtual
Fonte: GasBrasil, 2008 e elaboração própria.
Tabela 5.8.2 Simulação de Custos do Gasoduto Virtual de São José do Rio Preto – SP
Fonte: GasBrasil, 2008 e elaboração própria.
5.8.8 Análise dos Resultados da Instalação de GNC em
São José do Rio Preto
Os resultados mostram que no sistema de “Gasoduto Virtual” implementado
em São José do Rio Preto o custo do gás natural se elevou de R$ 0,70/m³, preço de
fornecimento na etapa de extração do gasoduto em Araçatuba, para R$ 1,31/m3 (R$
0,149/Mcal), após ser comprimido e transportado, já incluído um lucro de 10% na
operação. Comparando-se com o custo do GLP (R$ 2,20/kg ou R$ 0,186/Mcal), a
operação é atrativa, levando a uma economia de 19,8%. Considerando-se o
investimento total de R$ 940.000,00 (city gate, carretas e outros materiais) e o lucro
líquido mensal de R$ 14.000,00, o prazo de retorno simples do investimento ficou
estabelecido em 67 meses ou 5,6 anos.
5.8.9 Uso do GNC na Região Norte
Por não exigir grandes escalas de processamento para compressão, distribuição
e estocagem para ser viabilizado e por seu custo de investimento e processamento
mais baixo, o GNC oferece condições mais favoráveis de implantação na Região
Norte do que o transporte de gás natural por dutos, podendo contar na região tanto
com o modal fluvial, como o rodoviário, para ser transportado. Outra vantagem, é
que o país já conta com tecnologia de fabricação dos equipamentos envolvidos
(carretas, reboques e cilindros, além de compressores em algumas faixas de
capacidade), parte dos quais fabricados em Manaus, o que pode influir na tomada de
decisão por seu emprego local. De modo geral, a tecnologia do GNC encontra-se
num estágio de franco crescimento no país, situação estimulada pela sua aceitação e
aprovação em vários projetos em operação.
Os sistemas de GNC poderão ser comuns, tanto na operação rodoviária, como
fluvial, considerando que os barcos de transporte fluvial não precisarão ser dedicados,
podendo simplesmente transportar, não os conjuntos de feixes de cilindros, mas as
próprias carretas, que do porto sairiam rumo aos pontos de destino, onde deixariam
os reboques contendo os feixes de cilindros. Além disso, os barcos de transporte
poderão operar com sistemas de propulsão com motores duais gás natural/óleo diesel,
o que poderá contribuir para a redução de custos operacionais. De modo geral, os
custos com infra-estrutura portuária envolvidos são muito menores que com o GNL,
permitindo uma distribuição mais partilhada do GNC em seu destino.
Considerando as limitações de distância de deslocamento no transporte
rodoviário, em geral, até 200 km, o emprego do GNC encontra grande espaço de
aplicação dentro da cidade de Manaus e em municípios próximos, como Itacoatiara,
Manacapuru, Presidente Figueiredo, Iranduba, Caapiranga e outras. Já com relação
ao transporte fluvial do GNC, as distâncias limite são bem maiores, indo acima de
800 km, podendo assim chegar a cidades como Parintins e Santarém, permitindo
atingir considerável espaço na economia dos estados do Amazonas e Pará.
Uma das formas possíveis de deslocamento da oferta de GNC na região
amazônica poderá ser através dos navios com tecnologia “Coselle”, recentemente
desenvolvidos no Canadá, que poderão trazer consideráveis ganhos de produtividade
e redução de custo no transporte do GNC, o que poderá aumentar o raio de influência
comercial para a faixa de 200 a 2.000 km. Para o transporte, por exemplo, de 7
milhões m³/dia de GNC, como foi admitido no capítulo dedicado ao GNL, um navio
tipo Coselle de porte médio poderá custar cerca de US$ 80 a 90 milhões e seu custo
de transporte poderá variar na faixa de US$ 0,50 a 1,20/ MMBtu, o que irá depender
da distância percorrida e do volume transportado. Destaque-se que quase 90% do
custo de investimento se refere ao custo de amortização do investimento inicial, ainda
que o mesmo não represente um “custo afundado”, considerando a possibilidade de
transferência da operação do equipamento para outros sítios.
Outra opção de transporte fluvial que vem sendo estudada no exterior é o
emprego de navios com tanques de armazenamento operando a apenas 100 bar e a –
20oC, o que permite reduções significativas em energia mecânica de compressão, além
de aumento do rendimento de compressão, aspectos que trazem grandes reduções de
custo operacional. Quanto ao custo de investimento, esses navios teriam valores inferiores
aos de tecnologia Coselle, ainda que com menor escala de transporte de gás.
Os referidos sistemas apresentam a vantagem de serem modulados, permitindo
aumentos de capacidade de modo gradual. Ressalte-se que oportunidades semelhantes
ocorrem em relação a diversas outras cidades próximas de Manaus, permitindo atender
desde postos de GNV até instalações industriais e comerciais, passando também pelo
seu emprego residencial.
Resumindo, além de ser o principal modal de transporte na região amazônica,
o transporte fluvial amplifica as possibilidades de emprego do GNC, com um raio
comercial de até 2.000 km, em função dos custos agregados que se reduzem pela
maior escala de transporte das embarcações. Para efeito de comparação, enquanto
que para um sistema de transporte rodoviário (incluindo compressão por acionamento
elétrico, transporte e alimentação) a elevação de custo do gás natural em relação ao
gás distribuído por dutos é da ordem de 30%, para o transporte fluvial se reduz para
15% a 20%. De qualquer forma, em ambas as situações o GNC concorreria com
vantagem em relação ao GLP, óleo diesel e gasolina, comparando-se seus custos
específicos em US$/MMBtu.
5.8.9.1 Estimativas Técnicas e Econômicas para
uma Instalação de GNC em Itacoatiara
O município de Itacoatiara apresenta uma área de 9.000 km² e se localiza no
estado do Amazonas, contando com 72.000 habitantes, sendo 46.000 na sua região
urbana, situando-se a 204 km de distância fluvial e a 286 km de distância rodoviária
da cidade de Manaus. O atendimento local com energia elétrica se dá através da geração
termelétrica a partir de um conjunto gerador com capacidade de 12.227 kVA (9.782
kW), operando com óleo diesel com uma geração média de eletricidade de 82.000
kWh/dia (média de 54 kWh/habitante.mês), considerando uma operação com fator de
carga de 70% durante 12 horas/dia. Nestas condições, o consumo correspondente de
óleo diesel é da ordem de 23.500 l/dia, equivalendo em gás natural a 22.900 m³/dia.
Considerando a operação de motores duais operando com 75% de gás natural e 25%
de óleo diesel, o consumo de gás natural estimado seria de 17.175 m³/dia, com uma
parcela restante de 5.900/dia de óleo diesel. Admitindo-se um crescimento econômico
local de 3% ao ano até 2020 e uma demanda elétrica proporcional a essa taxa, estima-se
para 2015 um consumo de gás natural de 19.910 m³/dia e para 2020 de 23.076 m³/dia.
Tomando como referência alguns dados reais de operação da instalação de
GNC em São José do Rio Preto, apresentados anteriormente, aplicados numa estimativa
de atendimento da cidade de Itacoatiara (demanda prevista de 17.725 m³/dia) por via
fluvial, a partir da extração de gás natural em Manaus no “city gate” de Mauá, o custo
de investimento envolvido no projeto seria da ordem de R$ 3,0 milhões (compressores,
reboques, cilindros e cavalos mecânicos). Nesta avaliação, considerou-se percurso
fluvial (204 km), com carretas de feixes de cilindros transportadas por embarcações
fluviais. O sistema de extração de gás natural do gasoduto teria nesse caso uma capacidade
semelhante à de um posto de GNV, com compressores com potência de acionamento da
ordem de 150 a 200 cv e capacidades de abastecimento de 800 a 1.000 m³/h, que
demandariam tempos de 5 a 6 horas para reabastecimento de cada carreta.
Diante dos meios de acesso a Itacoatiara a partir de Manaus, considera-se que
o modal fluvial apresentaria custos de transporte menores que o modal rodoviário. As
carretas com cestos de cilindros de GNC transportadas por barcaças levariam cerca
5,5 horas para a etapa de enchimento (pressurização) dos cilindros, 7 horas para descer
o rio Amazonas de Manaus até Itacoatiara, 0,5 hora para desembarcar e deixar o
reboque na instalação consumidora e cerca de 13 horas para subir o rio de volta a
Manaus, completando um ciclo (abastecimento, ida, descarregamento e volta) de cerca
de 26 horas. Cada carreta tem a capacidade de transportar cerca de 5.000 m³ e a
demanda local estimada é de 17.175 m³/dia. Desta forma, prevê-se que a operação do
sistema de fornecimento se dê através de quatro reboques e dois cavalos mecânicos
(um em Manaus, para embarcar e outro em Itacoatiara para desembarcar) a um custo
total estimado de R$ 3,0 milhões, mas com custo operacional bem inferior ao do
modal de transporte rodoviário. Considerando um lucro líquido de 10%, equivalente
a uma renda mensal de R$ 94.033,00, o prazo de retorno simples do investimento
seria de 32 meses.
Considerando os mesmos valores de custo de extração do gás natural e
impostos, o prazo de retorno do investimento no projeto com modal fluvial seria
inferior em cerca de 20%, comparativamente ao modal rodoviário, dados os menores
valores de custo operacional e de manutenção dos equipamentos.
5.8.9.2 Estimativas Técnicas e Econômicas para
uma Instalação de GNC em Maués
O município de Maués apresenta uma área de 40.000 km² e se localiza na
mesorregião central do estado do Amazonas, contando com 48.800 habitantes, sendo
23.000 na sua região urbana. O município situa-se a 267 km de distância em linha reta
de Manaus e a 356 km em distância por via fluvial, demandando cerca de 30 horas de
viagem por barco. O atendimento da população urbana local com energia elétrica se
dá através de geração termelétrica a partir de um conjunto gerador com capacidade
estimada de 6.000 kVA (4.800 kW), operando com óleo diesel com uma geração
média de eletricidade de 41.000 kWh/dia (média de 53 kWh/habitante.mês),
considerando uma operação com fator de carga de 70% durante 12 horas/dia. Nestas
condições, o consumo correspondente de óleo diesel é da ordem de 11.750 l/dia,
equivalendo em gás natural a 11.450 m³/dia. Considerando a operação de motores
duais operando com 75% de gás natural e 25% de óleo diesel, o consumo de gás
natural estimado seria de 8.588 m³/dia, com uma parcela restante de 2.969 l/dia de
óleo diesel. Admitindo-se um crescimento econômico local de 3% ao ano até 2020 e
uma demanda elétrica proporcional a essa taxa, estima-se para 2015 um consumo de
gás natural de 9.956 m³/dia e para 2020 de 11.542 m³/dia.
Tomando como referência o transporte de GNC em feixes de cilindros em
carretas embarcadas por via fluvial, a partir da extração de gás natural em Manaus no
“city gate” de Mauá, o custo de investimento envolvido no projeto seria da ordem de
R$ 3,0 milhões (compressores, reboques, cilindros e cavalos mecânicos). Nesta
avaliação, considerou-se percurso fluvial (356 km) com tempo de duração de 30 horas
de viagem de Manaus a Maués. À semelhança do tratado para Itacoatiara, o sistema
de extração de gás natural do gasoduto teria nesse caso uma capacidade semelhante à
de um posto de GNV, com compressores com potência de acionamento da ordem de
150 a 200 cv e capacidades de abastecimento de 800 a 1.000 m³/h, que demandariam
tempos de 5 a 6 horas para reabastecimento de cada carreta.
As carretas com cestos de cilindros de GNC transportadas por barcaças
levariam cerca de 66 horas de viagem ida e volta Manaus-Maués-Manaus, já
considerando o tempo de carregamento e descarregamento nos portos. Cada carreta
tem a capacidade de transportar cerca de 5.000 m³ e a demanda local estimada é de
8.588 m³/dia. Desta forma estima-se que haja necessidade de operação do sistema de
fornecimento através de três reboques e dois cavalos mecânicos (um em Manaus,
para embarcar e outro em Maués para desembarcar) a um custo total estimado de R$
2,5 milhões. Tal sistema operaria com sobre-capacidade de 16%, permitindo atender
a novos clientes ou à taxa de crescimento dos próximos cinco anos. Considerando um
lucro líquido de 10% no empreendimento, baseado num preço final de venda de R$
1,50/m³, permitindo uma renda mensal de R$ 38.646, o prazo de retorno simples do
investimento seria de 65 meses. Este valor poderia ser aumentado com a possibilidade
de comercialização adicional do gás natural para a indústria local de guaraná (300 t/
ano), responsável por mais da metade da produção amazônica do produto. Para a
operação da referida indústria, considerando valores médios estimados de consumo
específico de energia de 700 kcal/kg (combustível para torra) e 180 kWh/t (eletricidade
para acionamento mecânico e iluminação), estima-se uma demanda de gás natural da
ordem de 150 m³/dia, demanda que poderia ser suprida, sem problemas, pelo sistema
logístico proposto. Por fim, vale destacar a possibilidade de atendimento de novos
projetos industriais de pequena monta, previstos para implantação nos próximos anos.
Dentre estes, plantas de produção de mandioca, câmaras de refrigeração para estocagem
de frutas e polpas, processamento de pescado, fabricação de sabonetes e oficinas de
marchetaria, todos estes previstos em um amplo programa incentivado por uma grande
empresa nacional de bebidas e refrigerantes.
5.8.10 Conclusão
· O custo inicial dos sistemas de extração, compressão, transporte e descarga
de GNC é elevado, levando a um processo de amortização mais lento, sendo cerca de
quatro vezes mais elevado, em média, do que os custos vivos (operacional, manutenção
e impostos). No custo operacional está incluindo o custo com combustível, que
raramente ultrapassa 10%, destacando que os sistemas mais rentáveis são os que
envolvem distâncias até 100 km, permitindo aumento da freqüência de viagens,
aumento do volume diário transportado e melhor aproveitamento da capacidade
instalada de transporte, situação em que o custo do combustível consumido tem sua
participação minorada.
· O decréscimo de custo com combustível em conseqüência do emprego de
materiais mais leves fica restrito a uma faixa de ganhos muito limitada, ainda mais
levando em conta que a redução do peso total transportado não seria maior que 20%
de seu valor total, já que a estrutura metálica de todo o reboque de transporte não
poderia sofrer reduções de peso (chassis, suspensão, material rodante etc.). Além disso,
a introdução de um sistema mais leve com materiais caros traria custos iniciais mais
elevados e portanto, custos de amortização com acréscimos equivalentes.
· Dentre os sistemas logísticos possíveis no transporte de gás natural na Região
Norte, destaca-se o modal fluvial pela grande possibilidade de redução de custos de
operação e manutenção, ainda mais se a embarcação for acionada por motores duais
(gás natural/óleo diesel), destacando que as embarcações não demandarão adaptações
para o transporte das carretas de GNC.
· Uma forma opcional que permitiria a redução do custo inicial dos
equipamentos seria a pressurização do gás até 60 bar, permitindo o uso de reservatórios
soldados e de grande volume, nos quais o uso de materiais leves não seria necessário,
com uma escala de volume transportado mais ampla.
· Os sistemas de extração de gás natural entre 40 e 60 bar em gasodutos de
transporte representam economicamente a situação mais viável, considerando o custo
da commodity, comparando-se com as possibilidades de obtenção do gás natural na
rede de distribuição, onde o custo tende a ser mais elevado e com pressões disponíveis
inferiores a 5 bar.
· No atendimento do setor industrial, em geral em baixa pressão, em unidades
consumidoras envolvendo demandas de gás natural em escala média ou inferior e
localizadas a menos de 50 km do ponto de extração, pode valer a pena prescindir de
uma base de compressão no ponto de extração, caso esta se dê em pressões entre 40
e 60 bar, ficando a eventual necessidade de compressão para armazenamento de maior
massa de gás natural por conta da instalação consumidora. Com esta estrutura logística,
o investimento inicial é minimizado, assim como seus custos operacionais.
· No atendimento ao setor industrial em distâncias maiores que 50 km ou
envolvendo grandes demandas de gás natural é forçosa a necessidade de operação
através de uma base de compressão de gás natural no ponto de extração. Os custos
operacionais nesse caso se elevam. Mesmo assim permanecem viáveis, principalmente
nos casos em que o gás natural substitui combustíveis de custo energético mais elevado,
como o GLP e o óleo diesel.
· Nos processos de abastecimento acima de 200 bar, a temperatura do gás se
eleva muito, ainda mais quando o processo de enchimento é rápido, no caso de grandes
demandas. Para atenuar este efeito, é preciso aumentar o tempo de operação de
enchimento dos cilindros, o que irá interferir no aproveitamento da capacidade instalada
de transporte e, em conseqüência, no período de amortização do investimento realizado.
· Fatores como o tipo e qualidade das estradas, assim como freqüência de
congestionamentos no percurso interferem na qualidade, confiabilidade e custo do
serviço de transporte e, portanto, no custo final e nos volumes diários de GNC
transportado.
· As bases de compressão, quando necessárias nos pontos de extração, podem
operar com motores a gás natural (menor custo operacional), apesar dos maiores
custos inicial e de manutenção envolvidos, em comparação com os motores elétricos,
tornando a escolha dependente da relação das tarifas do gás natural e da eletricidade.
· Nos casos de instalações industriais de grande consumo de gás natural
comprimido, existe a possibilidade de operação com cilindros pressurizados acima
de 300 bar, permitindo o transporte de maiores massas de gás natural por viagem. Em
contrapartida, os cilindros devem ser sobredimensionados e, portanto, envolvendo custo
mais elevado. Mesmo assim, em muitos casos, seria uma solução interessante e viável.
· Com relação à tecnologia de materiais leves (alumínio, compósitos e
sintéticos) de cilindros de armazenamento em carretas de transporte de GNC,
dependendo do material empregado, seu custo poderia se tornar de duas a três vezes
mais elevado que com reservatórios convencionais de aço. Este aumento do valor do
investimento inicial teria como contrapartida a redução de perdas de desempenho,
segurança dinâmica, consumo de combustível e emissões poluentes dos gases de exaustão.
Tabela 5.8.3 Estimativa da evolução do mercado do GNC na Região Norte
(Itacoatiara e Maués)
(*) admitindo preço final de venda do GNC de R$ 1,50/m³.
GNC em Itacoatiara, após descomprimido, de US$ 6/MMBtu, cotação do dólar a R$ 2,10/US$ e
relação de 28,4 m³ de GN por MMBtu. Admitiu-se taxa de crescimento da oferta de GNC nas
duas cidades de 3% ao ano.
ANP – www.anp.gov.br
ASPRO – www.aspro.com.br
COSELLE – www.coselle.com
EPE, Plano Nacional de Energia 2030 – Oferta de Gás Natural, página 45, EPE/
MME, 2007.
GASBRASIL – www.gasbrasil.com.br
GASMIG – www.gasmig.com.br
PRAXAIR – www.praxair.com
REDEGASENERGIA – www.redegasenergia.com.br
SAFE – www.safe-ita.com
STEMAC – www.stemac.com.br
5.9 Gas-to-Liquids - GTL
Autoras: Daniele da Fonseca e Vera Lucia Maia Lellis
5.9.1 Antecedentes
1923 - Na década de 20, Franz Fisher e Hans Tropsch, cientistas alemães,
desenvolveram um processo quimico único para produzir combustiveis sinteticos
(synfuls) derivados do carvão. Em 1923, Fisher e Tropsch publicaram os resultados
da produção de sintese de gás (syngas) do carvão a partir da catalise de ferro-alcalino,
conhecido como síntese de Fisher Tropsch - FT.
1934 – A primeira planta piloto com maior escala surgiu em 1934, na
localidade de Oberharusen-Holtem. O sucesso do funcionamento dessa planta e o
desenvolvimento da síntese FT levaram a construção de mais quatro plantas no ano seguinte.
1955 - O Primeiro complexo industrial de combustíveis sintéticos entrou em
operação no final do ano de 1955, na cidade de Sasolburg (80 km a sul Johannesbourg,
capital da África do Sul), convertendo carvão com baixa taxa de poluentes em
combustíveis sintéticos, como gasolina e diesel, a uma taxa diária de 8.000 barris por
dia. Este complexo pertence à empresa Sasol, estatizada em 1950 pelo governo sulafricano após um programa industrial para a redução da dependência da importação
de matéria-prima (óleo cru, aço e outros) decorrente do embargo econômico sofrido.
Década de 1980 - Durante os anos 80, após a crise do petróleo ocorrida durante
a década de 70, ressurgiram os estudos dos processos de conversão química de
compostos de carbono e hidrogênio líquido em combustíveis e lubrificantes,
estimulando os investimento de empresas como a ExxonMobil e Shell nesse setor.
1990 - A partir dos anos 90, e com base no processo de Fischer-Tropsch, o
GTL, gás-to-liquid, que tem como base o gás natural, vem despertando o interesse de
várias empresas. Como analisado adiante em maiores detalhes, países como África,
Nigéria, Qatar, Austrália, Alasca e Venezuela, entre outros, vêm realizando efetivos
investimentos em plantas de produção GTL. A Figura 5.9.1 registra alguns desses
marcos históricos.
Figura 5.9.1 Histórico do GTL
Fonte: Gaffney, Cline & Associates
5.9.2 GTL ou Gas-to-Liquid
GTL ou Gas-to-liquidss é um combustível líquido obtido a partir do gás natural
sendo o Processo de Fischer-Tropsch (FT) a tecnologia mais empregada. O processo
condensa moléculas de gás natural e as agrega em longas cadeias, gerando um óleo
cru sintético. A partir do refino do óleo outros produtos podem ser obtidos à
semelhança do óleo diesel, nafta, ceras e outros líquidos de petróleo (Conoco Philips,
2003). Essencialmente baseado em reações catalíticas, os desafios técnicos são maiores
quando a biomassa e o carvão são os produtos de base empregados.
Há duas categorias principais de tecnologia de processamento gas-toliquids, baseadas no processo de Fischer-Tropsch: a temperaturas elevadas e à
baixa temperatura.
· A alta temperatura, processo Fischer-Tropsch para obtenção do GTL permite,
numa etapa seguinte, a produção de combustíveis tais como a gasolina (gasolina) e
gasóleo com características equivalentes aos dos produzidos pela refinação de óleo
cru convencional. Os produtos resultantes de GTL estão virtualmente livres do enxofre,
mas contêm compostos aromáticos.
· Em de baixa temperatura, entretanto, produz uma fração sintética
extremamente limpa do combustível chamado gasóleo de GTL, virtualmente livre do
enxofre e dos compostos aromáticos
5.9.3 Etapas do Processo de Obtenção de GTL
O processo de conversão do gás natural em GTL acontece em três etapas:
1. Conversão do gás natural em gás síntese (Syngas);
2. Através do processo de Fisher-Tropsch, conversão do gás de síntese em
cadeia de hidrocarbonetos;
3. Hidroprocessamento e acabamento para que os produtos alcancem a
qualidade exigida pelo mercado
A Figura 5.9.2 sintetiza as principais etapas do processo.
Figura 5.9.2 Etapas do GTL
Fonte: Gaffney, Cline & Associates
5.9.3.1 Geração de Gás Síntese (Syngas)
É uma mistura combustível de gases, produzida a partir de processos de
gaseificação, ou seja, de combustão incompleta de combustíveis sólidos, biomassa ou
outros combustíveis, geralmente ricos em carbono, usando oxigênio insuficiente para
a queima completa e (em alguns casos) vapor de água.
A geração de Syngas é a etapa mais importante do processo de obtenção de
GTL. Esta etapa representa cerca de 50% do investimento total de uma planta de
GTL. Todas as tecnologias utilizadas para a obtenção de Syngas operam a altas
temperaturas e pressões. (VIEIRA,2007).
Atualmente dentre as principais tecnologias disponíveis para obtenção de
Syngas, segundo DUNHAM (DUNHAM et all, 2006), destacam-se:
· Reforma do metano a vapor (SMR)
· Oxidação parcial (POX)
· Oxidação parcial catalítica e/ou reforma com CO2
· Reforma autotérmica
· Reforma com membrana catalítica
· Geração de gás de síntese por reator de plasma.
Segundo ARCHILLA (ARCHILLA, 2007), além das diferentes condições de
operação e dos tipos de catalisadores empregados, a principal diferença entre os
processos é a fração de H2/CO obtida. Ainda segundo ARCHILLA, na Tabela 5.9.1
vantagens e desvantagens de alguns destes processos.
Tabela 5.9.1 Processos de Obtenção do Gás de Síntese - Vantagens X
Desvantagens
Fonte: Adaptado de Archila, 2007
O gás de síntese também é a matéria-prima utilizada para a produção de
metanol e amônia. Por isso, existem alguns projetos que visam à construção de plantas
GTL aproveitando plantas de metanol já existentes ou a construção de plantas novas
para produzir tanto metanol quanto combustíveis sintéticos. (WILHELM, 2001 apud
VIEIRA, 2007).
5.9.3.2 Fisher-Tropsch - FT
A reação de FT é a etapa do processo de obtenção de GTL baseada na conversão
catalítica. Nela o gás de síntese entra como insumo e é convertido em uma mistura de
hidrocarbonetos, que pode ser identificado como petróleo sintético, no qual estão
presentes produtos equivalentes aos derivados convencionais, desde as ceras até a
gasolina, o querosene e o gasóleo. A natureza e proporção dos produtos depende do
tipo de reator e catalisador empregados. (COSTA, 2007).
5.9.3.3 Hidroprocessamento
Nesta etapa o produto da reação de FT passa pela fase de Hidrotratamento
(HDT), que é um processo de refino, no qual o petróleo sintético é hidrogenado visando
adequar os sub-produtos nele presentes às necessidades e exigências do mercado. A
hidrogenação das olefinas e dos compostos oxigenados, além do hidrocraqueamento
(HCC) da cera, podem ser realizado em condições não muito severas, para a produção
de nafta e óleo Diesel. (VIEIRA, 2007)
Na Figura 5.9.3 está sintetizada a cadeia de obtenção do GTL a partir do gás
natural, bem como da biomassa e do carvão.
Figura 5.9.3 Cadeia de Obtenção do GTL e Outros Derivados do Gás de Síntese
Fonte: adaptado de VIEIRA (VIEIRA, 2007)
5.9.4 NON –FT GTL
Em 2005, pesquisadores da Texas A & M University, publicaram um artigo
sobre um processo revolucionário de obtenção do GTL que, tendo como base a
produção de etileno, é um processo diretor que não exige a produção de syngas,
tornando-se muito menos dispendiosa. O processo é licenciada pela Synfuels
International, Inc. e envolve a separação e hidrogenação de acetileno para formar
etileno usando catalisador desenvolvido pela Synfuels1..
Shizari (2007) considera como vantagens do processo Non-FT-GTL:
. diversidade de tecnologias licenciadas para todas as etapas do processo em
diferentes níveis tecnológicos;
. variedade de produtos com qualidade superior, que garantem rentabilidade
em diferentes situações de mercado;
. redução da emissão de CO2 comparado a conversão de outros gases;
. menor investimento de capital por barril de produto;
. produtos com ausência de enxofre.
Devido à expectativa de uma rigidez crescente na definição de políticas e no
controle da regulamentação ambiental, a procura mundial por combustíveis limpos
tende a crescer rapidamente, sobretudo nos países desenvolvidos como o Japão e
países europeus. No médio prazo esta tendência deverá estimular o aprimoramento
da tecnologia Non-FT GTL visando sua comercialização em larga escala. A Figura
5.9.4 compara dados de produção e custos de plantas Non-FT GTL e FT GTL.
Figura 5.9.4 Tecnologias FT e Non-FT de Obtenção de GTL – Dados Comparativos
Fonte: SHIRAZI, 2007
1
http://www.synfuels.com/technology.html
5.9.5 Outras Referências de Processos para
Produção de GTL
O número de registro de patentes de processo para obtenção de GTL vem
aumentando significativamente desde 1973. A seguir dados de referência de processos
patenteados por algumas empresas:
5.9.5.1 Davy Process Technology
O processo licenciado pela Davy Process Technology é aplicado na produção
de um produto isento de enxofre, a partir de gás associado. (Callari 2002, apud
FLEISCH; SILLS; BRISCOE).
A Davy Process Technology atua apenas no desenvolvimento tecnológico
para produção dos produtos GTL, não sendo considerada, propriamente, como uma
empresa de energia. (Callari, 2007)
O processo, adequado para uso em instalações offshore nas quais existam
restrições de peso e de espaço, é composto das seguintes passos:
a) Pré-aquecimento do gás natural para remoção do enxofre;
b) Adição de vapor e gases de reciclo;
c) Conversão de hidrocarbonetos mais pesados em metano, com adição de
vapor seguido de aquecimento;
d) Resfriamento do gas que deixa a unidade de reforma gerando vapor
suficiente para satisfazer as necessidades de aquecimento, com remoção do
excesso de condensado;
e) Compressão e separação do gás de síntese seco obtido com recuperação
do excedente de hidrogênio, que pode ser reutilizado como combustível;
f) Reciclagem do gás de síntese não convertido que será utilizado como
carga para a unidade compacta de reforma;
g) Hidrocraqueamento dos produtos parafínicos oriundos da seção de
conversão de modo a gerar uma corrente fluida.
A Figura 5.9.5 sintetiza esses passos.
Figura 5.9.5 Processo GTL Davy Process
Fonte: Callari, 2007
5.9.5.2 Processo Gas- to- Liquids da Syntroleum
Licenciado pela Syntroleum Corporation, o proceso aplica-se a produção de
combustíveis sintéticos ultra-limpos como querosene, GPL e nafta, a partir do gás
natural. Os combustíveis são isentos de enxofre, aromáticos e metais pesados e o
processo pode ser desenvolvidos em unidades onshore e offshore.
O processo se desenvolve misturando o ar com vapor e gás natural, que reagem
em unidade de reforma autotérmica, na presença de catalisador a base de cobalto
(Figura 5.9.6).
A utilização direta do ar, dispensa a necessidade de uma unidade separadora
(ASU), o que dá a este processo um diferencial em relação aos demais utilizados.
Sem a ASU, que ocupa uma área significativa das instalações offshore, as instalações
podem ser construídas em embarcações de pequeno porte, economizando espaço.
Figura 5.9.6 Processo Syntroleum de Produção de GTL
Fonte: Fonte: Callari, 2007
O gás de síntese produzido tem uma relação de hidrogênio/monóxido de
carbono de 2:1. O monóxido de carbono é hidrogenado gerando hidrocarbonetos
sintéticos e o gás de síntese remanescente pode ser utilizado como combustível para
turbinas, aquecedores e outros equipamentos. As correntes dos produtos gerados são
refinadas de modo a se obter os combustíveis ultra-limpos.
Em comparação aos processos convencionais de refino de petróleo, este
processo é menos severo, consome menos hidrogênio, as temperaturas e pressões são
menores. Dada a ausência de enxofre, metais pesados e aromáticos, o catalisador tem
a sua vida útil aumentada, tornando o processo mais econômico. (CALLARI, 2007
apud FLEISCH; SILLS; BRISCOE, 2002)
5.9.5.3 Processo Gas-To- Liquid – ConocoPhillips
O processo licenciado pela ConocoPhillips GTL consiste em três passos
principais:
a) No primeiro estágio o gás natural reage com o oxigênio produzindo o
syngas;
b) A seguir, o syngas é passado num reator FT,que sintetisa os catalisadores
transformando o gás de síntese em cadeias de hidrocarbonetos;
c) Dependendo da escolha do equipamento usado para o refinoe do processo
de seleção, o oleo sintético pode ser convetido em diesel, naphta, cera e-ou
outros tipos de produtos de hidrocarboneto. (CORKE, 2005)
As etapas desse processo estão esquematizadas na Figura 5.9.7.
Figura 5.9.7 Processo GTL ConocoPhillips
Fonte: (CORKE, 2005)
5.9.5.4 Shell Middle Destilate Synthesis - SMDS
A Shell detém o patenteamento das seguintes tecnologias de produção de
GTL:
. Shell Gasification Process (SGP)
. Paraffin Syntesis (HPS)
. Heavy Paraffin Conversion an distillation, and work-up to utilities
5.9.5.5 Processo Gas-to-liquids – Sasol/Chevron
A Sasol Chevron utiliza o processo Sasol Slurry Phase Distilate para converter
gás natural em combustíveis líquidos ecológicos Esse processo, conforme mostrado
na Figura 5.9.8 consiste de três principais passos:
. Transformação de gás natural (Natural Gás Reforming)
. Conversão de Fisher-Tropsch (Fischer-Tropsch Conversion)
. Finalização do produto (Upgrading Product)
Figura 5.9.8 Tecnologia GTL da planta Oryx
Fonte: Technology Sasol/Chevron
A inovação desse processo está associada à introdução da etapa de separação
do ar na reforma do gás natural.
A tecnologia Sasol foi concebida para ser executado em módulos de 15.000
bbl / dia (15.000 barris por dia). Para atingir este ritmo de produção, é necessário
manter a taxa de alimentação de gás natural em aproximadamente 150 MMscfd (150
milhões de pés cúbicos por dia standard).
Outras grandes empresas vêm desenvolvendo processos próprios para obtenção
de GTL, dentre as quais podem ser destacadas a Repsol, PDVSA e Petrobras.
5.9.5.6 Processo Gas-to-liquids da British
Petroleum
O Processo Gas-to-liquids da British Petroleum inicia-se com a passagem do
gás natural por um saturador e um reformador. Em seguida o gás é transferido para
um separador de membranas, onde o excesso de hidrogênio é retirado e este gás é
transformado em syngas. Em seguida o gás de síntese é levado ao reator, onde ocorre
a síntese de Fischer-Tropsch. Após esse processo, o gás passa novamente por um
separador, onde é extraída a água e os hidrocarbonetos líquidos são levados ao processo
de hidrocraqueamento, gerando os produtos GTL. A Figura 5.9.9 mostra as etapas de
produção do GTL pela British Petroleum.
Figura 5.9.9 Processo Gás to Liquid da British Petroleum
Fonte: CALARI, 2004
5.9.6 Produtos GTL
Comparativamente aos combustíveis convencionais, os gerados a partir do
GTL reduzem o nível das emissões produzidas por automóveis. Além disso,
comparados com produtos destilados de refinarias convencionais, possuem uma maior
fração de hidrogênio do que de carbono, o que significa redução das emissões de
material tóxico e óxidos de nitrogênio (NOx), e menor quantidade de enxofre e
aromáticos. Os principais produtos que podem ser gerados a partir do GTL são:
5.9.6.1 Diesel
O Diesel pode representar até 70% da produção de uma planta GTL. É incolor,
inodoro, de baixa toxidade, possui um conteúdo de enxofre menor de 5 ppm e aromáticos
com menos de 1%, e número de cetano superior a 70, características técnicas que
representam vantagens quando comparadas com as especificações do diesel convencional.
5.9.6.2 Nafta
É o segundo produto em quantidade que se pode produzir em uma planta
GTL, variando de 15% e 25 % da produção total. Apesar de sua qualidade elevada,
tem a desvantagem de apresentar baixa octanagem, em torno de 40, não sendo por
isto adequado ao uso em motores a gasolina, cujo índice de octanagem atinge 83. Por
outro lado, é ideal para a manufatura de etileno e parafina natural.
5.9.6.3 Outros Produtos
Uma planta GTL também pode produzir diversos outros produtos, tais como:
· Parafinas normais ( indústria alimentícia, velas)
· DME, substituto de clorofluorcarbonos e CFC fluidos de refrigerantes
· Ceras e lubrificantes, a base de óleo
· Dimetox-metano para aditivo intermediário para outros produtos da indústria
química
· Oxo-alcool para plastificante
· Fertilizantes
· Produtos oxigenados tais como etanol (para solvente industrial e
combustível), metanol (reagente para produção de biodiesel e derivados de
metanol, como formaldeído, ácido acético, solvente industrial, aditivo para
gasolina)
· n-propanol, n-butanol e cetona) que podem ser obtidas a partir da corrente
de água da reação
· Hidrogênio, para hidrogenação de alimentos tais como margarinas, sorvetes
e chocolates e outros processo industriais
· Ceras que, obtidas pelo processo de hidroprocessamento, podem ser
convertidas em grandes quantidades adicionais de querosene e solventes.
5.9.7 Demanda de GTL e Produtos Derivados
Quanto à evolução do mercado para os produtos GTL, analistas da WorldOil
Magazine (WorldOil Magazine, 2008) avaliam que, com os vários projetos em
andamento, a capacidade total de produção de GTL no mundo passaria dos cerca de
45.000 bbl / d observados em 2005 para cerca de 6 milhões de bbl / d em 2020.
Quanto aos principais produtos demandados, estudos realizados pela SASOL
(SASOL, 2008) indicam que o diesel, a nafta para uso petroquímico e o querosene de
aviação seriam os de maior relevância (Figura 5.9.10).
Figura 5.9.10 GTL – Principais Produtos Demandados
Fonte: Sasol. CSFB Global Oil Gas Conference, 2005
5.9.8 Vantagens e Desvantagens dos Produtos GTL
Rahmim e Tavares (2005) afirmam que as principais vantagens dos produtos
GTL são:
. Os produtos gerados em unidades GTL apresentam vantagens ambientais
importantes em relação aos derivados de petróleo produzidos em refinarias, o que os
torna de uso potencial em mistura com derivados provenientes do refino de petróleo.
. A nafta tem baixos teores de aromáticos e naftênicos, o que a torna bastante
adequada para produção de oleofinas. O querosene de aviação possui alto ponto de
ignição, o que leva a partidas rápidas de motores e turbinas.
. O diesel possui um elevado índice de cetanas, o que facilita a ignição do
combustível no motor e aumenta sua performance em partidas a frio. A ausência de
aromáticos e compostos de enxofre no diesel confere ao produto elevada qualidade
ambiental. De acordo com dados da PUC-Rio (PUC-RIO, 2008):
- 8% menos moéculas de NOX;
- 30% menos partículas;
- 38% menos HC;
- 46% menos CO (Figura 5.9.11).
Figura 5.9.11 Comparação do Nível de Emissões
Fonte: PUC, 2008
A principal desvantagem citada na literatura é a alta parafinidade da nafta
(RAHMIN, TAVARES, 2005)
5.9.9 Plantas GTL pelo Mundo
Desde 1993, ocasião em que companhias petrolíferas como a Shell começou
a fabricá-lo na Malásia, o combustível GTL tem sido produzido em escala industrial.
Dados da VOLKSWAGEN (VOLKSWAGEN, 2009) indicam que a Shell está
investindo cerca de 5 bilhões de dólares neste tipo de tecnologia na que hoje seria a
maior planta de produção de GTL do mundo, com capacidade para 6.5 bilhões de
toneladas cúbicas de Syngas por ano.
Comparativamente ao óleo diesel, ainda segundo a mesma fonte é estimado
que em 2015, entre projetos planejamento, desenvolvimento, construção e operação,
a capacidade mundial de produção alcance 28 milhões de toneladas métricas de óleo
equivalente, o que corresponderia ao consumo total de óleo diesel na Alemanha em
2003 (Figura 5.9.12).
Figura 5.9.12 Evolução Esperada da Capacidade de Produção de GTL no Mundo
Fonte: VOLKSWAGEN, 2009
Relativamente ao desenvolvimento tecnológico dos processos e à distribuição
das plantas, são quatro as principais empresas que atuam, no mundo, neste mercado
considerando não só os projetos em operação, como os em andamento e em estudo: a
Shell, a ExxonMobil, a Syntroleum e a Sasol (Tabelas 5.9.2, 5.9.3 e 5.9.4).
Tabela 5.9.2 Projetos Industriais de GTL em Operação
Fonte: Petrobras in PUC-RIO, 2008
Tabela 5.9.3 Projetos de GTL em Andamento
Fonte: Petrobras in PUC-RIO, 2008
Tabela 5.9.3 Projetos de GTL em Estudo
Fonte: Petrobras in PUC-RIO, 2008:
A análise dessas tabelas demonstra que as principais plantas de GTL em estudo
apresentam Cartar como principal local para instalação desse tipo de projeto o que
decorreria da junção de dois aspectos: 1) no final da década de noventa a Catar
Petroleum (QP) e a Sasol of South Africa assinaram carta de intenção para construir e
operar uma planta de GTL na região de Ras Laffan; 2) esta região, além de possuir
uma das maiores reservas de gás natural do mundo, perdendo apenas para a Rússia e
para o Irã, tem uma localização estratégica que viabiliza a comercialização de seus
produtos com os principais mercados da Europa e da Ásia, fatos que no conjunto
viabilizam a prática de preços mais atrativos para o gás natural.
5.9.10 Aspectos Econômicos e Tendências para as
Plantas de GTL
Alguns fatores mundiais, particularmente econômicos e ambientais,
reavivaram o interesse pelos processos de obtenção de combustíveis sintéticos, levando
a uma nova trajetória para a tecnologia gas-to-liquids (CALLARI, 2006).
· Disponibilidade de reservas de gás natural
· Recrudescimento da legislação ambiental
· Demanda por flexibilidade no transporte de gás natural
· Descontrole no preço da commodity petróleo
· Reservas mundiais remotas provadas de gás natural podem produzir mais
de 300 bilhões de barris de óleo sintético
· Custos elevados da redução de teor de enxofre na gasolina e no diesel
· Queima com baixíssima emissão de particulados e enxofre, produzindo
combustíveis mais limpos, o que reduz a os elevados custos necessários à
redução de teor de enxofre nos combustíveis
· Transformação química pode estar próxima ao local de origem do gás
Nos últimos anos a evolução unitária do capital em projetos GTL está
decrescendo significativamente, estando hoje seu custo situado entre US$ 20.000 –
US$ 40.000 por barril/dia. (GAFFENY, CLINE, ASSOCIATES).
Para estimar a composição dos custos dos investimentos, Callari (CALLARI,
2007) adotou US$ 28.000/bl como valor base de produção do GTL, para tal tomado
como referência dados da planta de GTL de Oryx inaugurada em 2006 no Catar,
construída e operada por uma join-venture entre a Qatar Petroleum (51%) e a SasolChevron (49%) e um fator de escala por capacidade de produção da planta. Para
neutralizar a dificuldade de modular alguns investimentos independente da capacidade
da planta, e de acordo com informações da ConocoPhilips, para projetos maiores que
34.000 bl/d foi aplicado um fator redutor de custo e um fator de crescimento de custo
para plantas com capacidades inferiores a 34.000 bl/d.
Com base nesses dados pode ser estimada a composição percentual dos
investimentos em uma planta de GTL (Figura 5.9.13), com a geração do gás de síntese
e do processo de Fischer-Tropsch somado cerca de 40% dos investimentos necessários.
Figura 5.9.13 Composição Percentual dos Investimentos em uma Planta de GTL
Fonte: ConocoPhilips, citado por Callari, 2007
Relativamente ao potencial de expansão da produção, dados Syntroleum
(SYNTROLEUM, 2005) indicam as regiões da África e Austrália como as que possuem
mais campos atraentes para a implantação de plantas GTL. É também na Austrália
que se concentra o maior número de reservas de gás (Tabela 5.9.4).
Tabela 5.9.4 Potenciais Reservas para Produção de GTL por Continente
Fonte: Syntroleum, 2005
Quanto às empresas produtoras, dados da Syntroleum (SYNTROLEUM, 2005)
indicam que a ExxonMobil possui a maior parte dos campos produtivos. Sua produção
alcança aproximadamente 20 bn/boe, seguida pela Shell e BP, com cerca de 15 bn/boe
cada e a Chevron Texaco, com uma produção em torno de 13.000 bn/bor (Figura 14).
Figura 5.9.14 Potencial de Reservas por Empresa
Fonte: Syntroleum, 2005
5.9.11 GTL no Brasil
Estudos realizados sobre GTL no Centro de Pesquisas da Petrobras indicam
que esta tecnologia GTL ainda é mais cara que uma refinaria tradicional, tendo, no
entanto, sua competitividade aumentada quando comparada com a de uma refinaria
moderna, onde o enxofre é eliminado do combustível.
Com bases nesses estudos é estimado que, no Brasil, a construção de uma
planta GTL com capacidade mínima de produção de cerca de 15.000 barris por dia
demoraria quatro anos para entrar em operação e custaria, pelo menos, US$ 350
milhões. (GASNET,2006).
Dados apresentados pela PEROBRAS/CENPES no Simpósio de Energia da
Biomassa em 2008 indicam a operação, em 2007, de uma planta piloto de 1bpd, com
previsão de entrada em operação de uma unidade demonstração em 2011, com
capacidade de 300 bpd (FONTES, 2008).
A perspectiva de exploração de gás em camadas de pré-sal tem levado a
PETROBRAS a cogitar a proposta de adotar tecnologia de transformação de gás natural
em óleo sintético como forma de melhor aproveitar o montante de gás existente nestes
campos. Essa alternativa reduziria de forma significativa a principal dificuldade para
utilização do gás do pré-sal que é a logística para transportá-lo para o mercado
consumidor, devido à distância dos reservatórios da costa, e o elevado custo para
liquefazer este gás em grandes proporções em alto mar.
Em artigo publicado na revista Oil & Gas Journal, RAHMIM (RAHMIM,
2005) estima que, para viabilizar um projeto de planta GLT, o gás de alimentação não
pode custar mais que US$ 0,50 centavos por milhão de BTU (British Thermal Units).
Em decorrência do estágio tecnológico no Brasil, bem como da maior
atratividade no curto prazo para outras formas de uso e transporte do gás natural, esta
tecnologia não foi considerada para efeito do desenvolvimento do Cenário para o
período 2015-2020.
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5.10 Setor Residencial
No Brasil, o uso de gás natural no setor residencial é ainda restrito, comparado
a outros países, apresentando uma forte concentração do consumo nas regiões
metropolitanas das cidades do Rio de Janeiro e São Paulo. Em outubro de 2007 os
dois estados representavam 91% do consumo total de gás natural do setor no país.
Considerando o gás natural distribuído por todas as companhias estaduais, o setor
residencial representa 1,6% do total distribuído no país, um valor muito baixo em
comparação com países de economias mais desenvolvidas, onde os percentuais de
participação do setor residencial ficam acima de 15%. Em outubro de 2007, as vendas
das distribuidoras estaduais de gás natural para o setor residencial ocorreram segundo
os dados da Tabela 5.10.1.
Tabela 5.10.1 Venda de gás natural pelas distribuidoras para o setor residencial
Fonte: Abegás, 2007
Com freqüência, a eletricidade e o GLP são os energéticos concorrentes mais
diretos do gás natural no setor residencial, apresentando eventuais vantagens e
limitações de ordem técnica, econômica e ambiental. De modo geral, o aspecto logístico
é o maior fator limitante para a expansão do gás natural. Enquanto a eletricidade e o
GLP apresentam uma ampla infra-estrutura nacional de atendimento, atingindo quase
todas as áreas do país, o gás natural conta com uma limitada rede de distribuição
urbana, além de apresentar elevados custos de implantação, limitando a velocidade de
expansão de sua infra-estrutura de atendimento.
O emprego do gás natural nas residências se destina, em geral, à cocção de
alimentos e ao aquecimento de água, em participações de ordem semelhante. Todavia,
muitas unidades residenciais, principalmente em áreas populares, apresentam
predomínio de uso de eletricidade para aquecimento de água em chuveiros elétricos,
restringindo o consumo de gás natural aos fogões, em função do menor custo de
instalação do equipamento.
Ao longo do ano, tanto no Rio de Janeiro, como em São Paulo, ocorre grande
variação sazonal da demanda de gás natural no mercado residencial, em função das
consideráveis mudanças de temperatura ao longo do ano nas referidas regiões. Assim,
no período do inverno a demanda de água quente se acentua, o que ocorre de modo
mais severo em São Paulo, onde as diferenças sazonais de demanda de gás natural
entre inverno e verão chegam a 25%, enquanto no Rio se aproximam de 20%.
Atualmente, a média de consumo residencial de gás natural no Brasil se
encontra próxima de 0,5 m3 / residência.dia (ABEGAS, 2008), o que permite deduzir
a partir do consumo total de GN do setor residencial (705.700 m3 /dia) que no país
cerca de 1.400.000 residências consomem GN, número equivalente ao atendimento
de uma população de cerca de 5 milhões de habitantes. No Brasil, o setor residencial
apresenta os seguintes dados referenciais (IBGE, 2008 e ABEGAS, 2008):
· População do Brasil: 185.000.000 habitantes;
· Relação média de habitantes por residência (IBGE, 2008): 3,5 hab./residência;
· Número estimado de residências no país: 52.857.000 residências;
. Número de residências atendidas com gás natural: ~1.400.000 residências;
· Número aproximado de habitantes atendidos com gás natural no setor
residencial: 4.900.000 habitantes ou 2,65 %;
· Consumo de gás natural no setor residencial (out./2007): 705.700 m³/dia;
· Consumo médio de gás natural por residência: 0,50 m³/residência.dia;
· Consumo médio de gás natural por habitante: 0,14 m³/habitante.dia;
Ainda que permaneça concentrada nas duas grandes cidades, a distribuição
de gás natural para o setor residencial vem sendo gradativamente ampliada em outras
regiões, em função do processo de abertura do mercado distribuidor e da privatização
do setor de gás natural. Nesse processo, diversas distribuidoras de gás natural colocaram
em prática uma política de expansão de atendimento com a ampliação de suas redes
de distribuição, o que tem levado ao atendimento pioneiro a diversas cidades de médio
porte no interior, mesmo que em escalas ainda limitadas.
5.10.1 Perspectivas do Uso do Gás Natural no Setor
Residencial em Manaus
Diante do quadro nacional, verifica-se que na região norte apenas a cidade de
Manaus apresenta perspectivas de possível emprego em curto prazo do gás natural no
setor residencial. Isto se deve à sua densidade demográfica e à implantação possível
de uma rede de distribuição de gás natural em sua área urbana, ainda que a malha de
distribuição prevista vise atender com maior destaque aos outros setores da economia
local, como as áreas comercial, industrial, transportes e geração elétrica. Em prazo
mais extenso, poderá ainda se estabelecer o uso de GNC transportado por via rodoviária
ou fluvial em pequenas e médias distâncias para cidades do interior e GNL transportado
por via fluvial para cidades como, Parintins, Santarém e Belém. Extrapolando os
dados anteriores para o mercado residencial de Manaus, tem-se:
· População de Manaus: 1.600.000 habitantes (IBGE, 2008);
· Número estimado de residências: 457.143 residências (considerando a relação
média de 3,5 hab/residência);
· Potencial máximo estimado de consumo de gás natural no setor residencial
de Manaus, considerando a média de consumo da região sudeste (0,5 m³/
residência.dia): 228.571 m³/dia;
· Mesmo potencial, agora considerando uma média de consumo específico
por residência de 0,3 m³/dia, considerando o uso restrito para cocção: 137.142 m3/dia;
· Potencial anterior, com a restrição de apenas 10% da área urbana atendida
pela rede de distribuição de gás natural: ~13.700 m³/dia. Com esse volume estimado,
Manaus seria hoje a terceira cidade do país em consumo de GN
para o setor residencial.
· Supondo a distribuição do referido volume (13.700 m³/dia), seriam atendidas
cerca de 45.700 residências. Se as mesmas estivessem numa mesma avenida, todas
elas em prédios residenciais, cada um com 100 apartamentos, seriam 457 prédios.
Estimando-se todos eles com 30 metros de fachada, dispostos dos dois lados da avenida,
seriam aproximadamente 7 km de tubulação de gás natural ao longo da avenida.
Supondo uma tubulação exclusiva para este atendimento ao custo de US$ 30/m.pol,
admitindo-se diâmetro de 10", o custo da distribuição de GN nessa avenida seria de
R$ 2,5 milhões, sem incluir os custos de obras internas nos prédios e o custo da
distribuição até a chegada na avenida. Por outro lado, a referida tubulação poderá
atender a outros consumidores na região, antes e depois da referida avenida. Em
contraposição, se nessa avenida forem montados apenas três postos de GNV ou se
fossem três instalações de médio porte de cogeração em shopping center/hospital etc.
a demanda de GN seria o triplo da considerada para o caso do atendimento residencial,
envolvendo uma maior rapidez na implantação geral de toda a cadeia de distribuição
e consumo do gás natural. Vale lembrar que o caso hipotético mencionado para o
atendimento residencial está distante da situação real, que não costuma encontrar
tamanha concentração de prédios consumidores numa só avenida, além de não terem
necessariamente a preparação interna nos apartamentos para uso do GN, que só deverá
ocorrer com as novas construções.
Considerando a população total da cidade de Manaus (cerca de 1,6 milhão de
habitantes), a razão média nacional de 3,5 habitantes por residência (IBGE, 2008) e
os índices médios de consumo de gás natural por unidade residencial do Rio de Janeiro
e de São Paulo, mencionados anteriormente, verifica-se que o consumo máximo de
gás natural do setor residencial na cidade seria hoje da ordem de 230 mil m³/dia.
Todavia, considerando o uso limitado de aquecimento de água nas residências
em Manaus, estimado em menos de 5% das unidades residenciais, o referido valor de
consumo potencial máximo seria da ordem de 127 mil m³/dia. Além disso, a rede de
distribuição deverá contemplar prioritariamente as áreas de grande consumo potencial,
como as zonas industriais, áreas comerciais de grande capacidade de consumo
(shoppings centers, grandes hotéis, postos de GNV etc.), além de zonas residenciais
de elevado poder aquisitivo, o que permite prever um limitado alcance de atendimento
da rede residencial de gás natural, ao menos até 2012. Caso o percentual de áreas
atendidas atinja em médio prazo um valor da ordem de 10% do total das unidades
residenciais existentes na cidade, o horizonte de consumo de gás natural no setor seria
da ordem de 13 mil m³/dia, montante equivalente à demanda de apenas dois postos de
GNV, considerando a média comercializada no sudeste, ainda que remunerando em
nível bem mais elevado o insumo comercializado pela distribuidora de GN. Vale
registrar também que o referido nível de consumo, mesmo que restrito, tornaria a
cidade de Manaus a terceira cidade do país em consumo residencial de gás natural.
Tendo em conta o tradicional comportamento de lenta expansão das redes de
atendimento residencial nas capitais dos estados, mesmo no Rio de Janeiro e São
Paulo, diante de seus custos elevados de expansão, acima de US$ 30/ m.pol, considerase que o mesmo processo também deverá ocorrer em Manaus. Esta perspectiva pode
ser alterada por algum estímulo estatal local (redução de impostos, financiamentos
específicos etc.), estabelecido fora das condições usuais, que permita e estimule uma
rápida expansão da rede residencial e viabilize uma imediata incorporação de grande
número de unidades consumidoras.
Para uma perspectiva preliminar de introdução do gás natural no setor
residencial, estimou-se, para efeito de cálculos, a possibilidade de fornecimento do
combustível para o período 2010-2020, sob as seguintes condições:
. na primeira fase (2010), o consumo residencial seria aproximadamente 2%
do consumo industrial, seguindo a média nacional;
. considerou-se um consumo médio diário de 0,5m3/dia por residência;
. o custo de investimento foi estimado a partir do custo médio do conjunto
tubulação, medidores, válvulas, entre outros, realizado pela companhia
distribuidora;
. o custo da tubulação representou 35% do custo total do investimento, tendo
sido baseado no índice de custo específico de US$ 30/m.pol. (R$ 2,10/ US$).
A partir desses dados, estimou-se para o período 2010-2020 a evolução de
consumo de gás disposta na Tabela 5.10.1.1.
Tabela 5.10.1.1 Evolução Estimada do Consumo de Gás Natural para o Setor
Residencial
Obs.: O investimento considerado envolve apenas a rede de ligação da tubulação principal da via
pública à edificação.
6. CENÁRIOS
ALTERNATIVOS PARA USO
DO GÁS NA REGIÃO NORTE
(2010–2020) – UMA
ANÁLISE INTER-SETORIAL
6. CENÁRIOS ALTERNATIVOS PARA O USO DO GÁS NA REGIÃO
NORTE (2010 – 2020) – Uma análise inter-setorial
Autores: Sandra de Castro Villar, Marcelo R. V. Schwob, Patrícia Dresch e
A partir da evolução esperada da oferta e demanda de gás, neste caso
considerando os segmentos e as tecnologias anteriormente discutidas, buscou-se avaliar
alguns cenários de atendimento às demandas estimadas para o período 2010-2020.
6.1 Aspectos Metodológicos e Pressupostos
Para a obtenção dos cenários a seguir apresentados foi desenvolvido um
ferramental que, a partir da entrada dos dados de oferta e demanda de gás, gera os
cenários eletronicamente.
Para cada alternativa de uso do gás natural, os resultados relativos à sua
participação em cada um dos cenários deriva não só da demanda esperada, mas também
hierarquização geral obtida a partir da atribuição de valores de magnitude, variando
de 1 a 10, para diferentes indicadores ambientais e sociais e do peso, este variando de
1 a 5, atribuído ao fator econômico bem como aos dois conjuntos de indicadores,
sociais e ambientais.
Nos cenários, a geração de empregos, a fixação homem área, a geração de
renda, o aumento da mobilidade e a melhoria da saúde da população foram os
indicadores sociais considerados. No campo ambiental, buscou-se estimar a
contribuição de cada tecnologia de uso do gás natural para a redução da poluição
local, da contaminação local, da emissão de CO2, bem como para reduzir a pressão
sobre as florestas. Para o indicador econômico considerou-se apenas a taxa interna de
retorno, conforme Tabela 6.1.
Tabela 6.1 Taxas Internas de Retorno Obtidas nos Cenários
Nota: as TIRs para o usoindustrial térmico são superiores às da indústria para a geração de frio
porque os sistemas existentes, no primeiro caso, exigiriam somente investimentos de pequeno
porte para a conversão de equipamentos.
Desses dados alguns aspectos merecem destaque. Para a maioria dos projetos
os investimentos foram distribuídos equitativamente nos 3 períodos considerados,
implicando numa mesma taxa interna de retorno para cada período. A exceção dos
casos do GNL e GNC, onde a maior parcela do investimento foi considerada para o
primeiro período, resultando para o mesmo em uma taxa interna de retorno menor
comparativamente aos períodos subseqüentes.
O critério de cálculo da taxa interna de retorno considerou como taxa de
atratividade do capital no mercado financeiro o valor de 12%, o que significa que os
projetos com valores inferiores foram considerados de menor relevância econômica.
No entanto, considerando os aspectos sociais e ambientais, tais projetos puderam
ainda ser contemplados.
Para a oferta de gás natural no estado do Amazonas considerou-se que em
2010 e 2015 os volumes ofertados ficariam em 5,5 milhões de m3/dia, valor já
contratado junto à Petrobras. Para 2020, admitiu-se que em resposta à consolidação
do mercado local de gás natural, a oferta de gás chegaria a 10 milhões de m3/dia
(Tabela 6.2).
Tabela 6.2 Evolução Esperada da Oferta de Gás Natural em Manaus
Para a demanda, das premissas adotadas em cada uma das tecnologias de uso
e transporte do gás natural, tem-se o quadro geral de evolução da demanda registrado
na Tabela 6.3.
Tabela 6.3 Evolução Esperada da Demanda de Gás Natural em Manaus
Quantidade (m3/dia)
É importante destacar que sendo a ordem de grandeza da demanda de alguns
setores muito menor do que de outros, nos cenários a seguir discutidos, a demanda
desses setores poderá não ser registrada por ser inferior à 1%. No caso da demanda
para a geração de energia elétrica, os valores absolutos decrescem com o tempo em
razão da oferta de energia hidrelétrica de Tucuruí a partir de 2012.
6.2 Análise dos Cenários – Período 2010-2020
Em cada ano avaliou-se os efeitos do equilíbrio entre os fatores social (S),
ambiental (A) e econômico (E) na tomada de decisão (p.ex. SAE 4,4,4)
comparativamente à uma eventual proposta de uma maior ênfase nos aspectos social
e ambiental (SAE 4,4,1).
6.2.1 Em 2010
Figura 6.1 Cenário SAE – 4,4,4 para 2010
Nestas simulações, como em outras alternativas para 2010, constatou-se que
a demanda total será sempre atendida independentemente, no caso estudado, da eventual
maior ênfase em políticas sociais e ambientais. Isso se deve ao fato de que a
demanda total de gás natural (4,90 milhões m3/dia) seria inferior à oferta total
(5,5 milhões m3/dia), o que seria natural dado que o mercado local de gás estaria
em fase inicial de evolução.
Como era de se esperar, dada a taxa de atratividade do investimento, e de
acordo com o planejamento energético local, a maior demanda de gás (98%) deverá
ser destinada à geração elétrica.
Em complemento, 1% poderia ser destinada ao setor de transporte e 1% ao
GNC, segmentos também com grande impacto também nos aspectos social e ambiental.
6.2.2 Em 2015
Ainda considerando uma oferta total de 5,5 milhões m3/dia, e as mesmas
atribuições de pesos consideradas em 2010, a demanda total (7,0 milhões de m3/dia)
passa a não ser mais atendida, ficando os setores de comércio, gás química e transporte
via GNL, não atendidos em sua totalidade (Figuras de 6.3 a 6.6).
Figura 6.4 Cenário SAE – 4,4,4 para 2010- Demanda não Atendida
Para 2015 é ainda importante observar que uma maior ênfase nas políticas sociais
alavancará uma maior participação do GNL, alternativa que, como anteriormente
discutido, permitiria a entrada do gás natural em outras regiões não localizadas ao longo
do gasoduto, viabilizando novas alternativas para geração de emprego e renda. Neste
caso, a demanda não atendida se concentraria no setor gás químico (Figuras 6.7 e 6.8).
Comparativamente à 2010 observa-se outros setores contemplados, o que
retrata o processo de consolidação da infra estrutura necessária à diversificação da
estrutura de consumo de gás natural na cidade de Manaus.
6.2.3 Em 2020
Da mesma forma que em 2010, dado que a oferta de gás natural (10 milhões
de m3/dia) supera a demanda total (7,73 milhões de m3/dia), independente das
ênfases ambiental e social, todos os segmentos seriam atendidos em sua totalidade
(Figuras 6.9 e 6.10).
Figura 10 Cenário SAE – 4,1,4 para 2020
Esse cenário gera a perspectiva de sobra de gás em cerca de 2,27 milhões de
3
m /dia, fato que abre a possibilidade de exportação deste excedente para a unidade de
GNL em Pecém/CE, uma nova alternativa de renda para a região.
Além disso, há ainda que se considerar outras aplicações anteriormente
discutidas e não contempladas nos cenários estudados, como a da introdução do uso
residencial do gás e o atendimento das cidades ao longo do percurso do gasoduto.
7. COMENTÁRIOS
FINAIS E
CONCLUSÕES
7. COMENTÁRIOS FINAIS E CONCLUSÕES
Mauricio F. Henriques Jr. e Sandra de Castro Villar
A perspectiva de utilização do gás natural como substituto do óleo diesel por
si só já traz inúmeras vantagens do ponto de vista da melhor qualidade para o meio
ambiente. Para a Região Norte, particularmente para a cidade de Manaus, os resultados
e impactos que o uso do gás traz são ainda muito mais relevantes tendo em conta as
características locais de geração de energia elétrica e a crescente de demanda deste
insumo energético motivada por uma atividade industrial em franca expansão e que,
em sua maioria, nela se baseia.
Além dos aspectos ligados à substituição dos derivados de petróleo, como
visto nos estudos setoriais, a chegada do gás natural em Manaus traz outras inúmeras
possibilidades para melhoria da qualidade de vida da região via geração de novos
empregos e aumento da renda da população. Neste aspecto, a implantação de uma
infraestrutura que garanta a expansão sustentável do uso do GNV e o pólo gás químico,
bem como o uso da tecnologia do GNL, são exemplos relevantes desta proposta.
Destaca-se que o GNL traz ainda, conforme discutido, o viés para uma proposta de
interiorização do desenvolvimento, meta do poder público e das diversas representações
sociais da Região.
Foi com base nestas considerações que a equipe que desenvolveu o presente
estudo procurou contribuir para a discussão das alternativas para uso do gás natural na
Região Norte. Para tal, os trabalhos focaram a cidade de Manaus, ponto de chegada
do gasoduto que dará início à produção comercial em larga escala do gás natural
naquela região, inicialmente originário das reservas de Urucu.
Os cenários estudados, entretanto, considerando maior ou menor ênfase nos
impactos econômicos e sócio-ambientais, mostram resultados distintos. No curto prazo
(2010), diante de uma demanda ainda limitada, a oferta de gás natural atende
perfeitamente bem todos os mercados maduros já existentes. A situação em 2015 é
distinta. O mercado já seria maior e a oferta não o atenderia plenamente, mesmo
estando menos pressionado pela demanda do segmento de geração de energia elétrica,
pois que a energia de Tucuruí já estaria disponibilizada. Neste horizonte de tempo, a
oferta de gás não atenderia as demandas para a gás química, para o fornecimento de
GNL para outras localidades, nem para o setor comercial. Porém, se considerados
indicadores sociais, poderia haver uma priorização e atendimento parcial para o GNL,
tendo em vista sua contribuição com a geração de renda, dentre outros benefícios para
algumas localidades.
Para os cenários mais distantes (2020), o quadro novamente se modifica. A
oferta de gás natural deve ser duplicada, e todos os mercados potenciais consumidores
devem ser atendidos, proporcionando importantes ganhos econômicos, sociais e
ambientais para a região. Uma sobra de gás em 2020 poderia ser destinada à ampliação
do uso na gás química ou na exportação de GNL para outras regiões no Brasil.

Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte

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