Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais Termelétricas Brasileiras a Gás Natural Ano Base 2013

Transcrição

1 UNIVERSIDADE FEDERAL DE JUIZ DE FORA CURSO DE ENGENHARIA SANITÁRIA E AMBIENTAL Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais Termelétricas Brasileiras a Gás Natural Ano Base 2013 Silas de Oliveira Coelho Juiz de Fora 2014

2 Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais Termelétricas Brasileiras a Gás Natural Ano Base 2013 Silas de Oliveira Coelho

3 Silas de Oliveira Coelho Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais Termelétricas Brasileiras a Gás Natural Ano Base 2013 Trabalho Final de Curso apresentado ao Colegiado do Curso de Engenharia Sanitária e Ambiental da Universidade Federal de Juiz de Fora, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Sanitarista e Ambiental Área de concentração: Engenharia Sanitária e Ambiental. Linha de pesquisa: Geração de energia e Emissões atmosféricas. Orientador (a): Aline Sarmento Procópio. Juiz de Fora Faculdade de Engenharia da UFJF 2014

4 Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais Termelétricas Brasileiras a Gás Natural Ano Base 2013 SILAS DE OLIVEIRA COELHO Trabalho Final de Curso submetido à banca examinadora constituída de acordo com o artigo 9 da Resolução CCESA 4, de 9 de abril de 2012, estabelecida pelo Colegiado do Curso de Engenharia Sanitária e Ambiental, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Sanitarista e Ambiental. Aprovado em 07 de fevereiro de Por: Prof a. Dra. Aline Sarmento Procópio - Orientadora. Prof. Dr. Otavio Eurico de Aquino Branco. Prof. Dr. Danilo Pereira Pinto.

5 AGRADECIMENTOS Agradeço a minha família por ser meu suporte, me dando apoio nos momentos difíceis e fazendo com que eu sempre seguisse em frente na busca dos meu objetivos e sonhos. A todos os professores que participaram da minha formação, os quais compartilharam não somente seus conhecimentos, mas também valores éticos que carregarei pela resto da minha vida. À minha orientadora Aline, que além de ter um vasto conhecimento, é um exemplo de profissional, sendo para mim uma honra ser seu orientado. Sem o seu cuidado e dedicação a realização desse trabalho não seria possível! Aos meus amigos de turma, futuros colegas engenheiros, que juntos compartilhamos momentos de alegria e dificuldade, os quais guardarei com muito carinho, sejam pelas risadas dadas ou pelo alívio de cada desafio superado com muito esforço e companheirismo. A Faculdade de Engenharia, em especial ao departamento de Engenharia Sanitária e Ambiental da UFJF, que me proporcionaram o privilegio de estudar nessa instituição e realizar o sonho de ser um engenheiro. Em fim, agradeço a todos que contribuíram de alguma forma na minha caminhada até aqui e possibilitaram a realização desse trabalho. Obrigado!. i

6 RESUMO A energia elétrica é fundamental para a sociedade atual, sendo imprescindível no desenvolvimento das forças produtivas de um país e para a qualidade de vida da população. Entretanto, a geração de energia elétrica, por qualquer fonte, de alguma forma produz impactos no meio ambiente, sendo de fundamental importância a incorporação de aspectos ambientais no planejamento de desenvolvimento do setor elétrico, levando-se em consideração as mais diversas formas de geração e seus impactos durante todo o ciclo de vida da atividade, englobando a construção, a operação e o descomissionamento das instalações. Dentro desse contexto está incluída a geração através de usinas termelétricas, que são importante fonte de impactos ambientas, especialmente associado a emissão de poluentes atmosféricos. Portanto o objetivo principal desse trabalho foi de quantificar as emissões atmosféricas de CO 2, CH 4, N 2 O, NO x, CO, SO x e material particulado de 28 usinas termoelétricas a gás natural durante o ano base de 2013, utilizando a metodologias de estimativa proposta no documento AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors da U.S. Environmental Protection Agency USEPA. Através dessa metodologia encontrou-se valores significativos de emissões de CO 2, NO x e CO para termoelétrica a gás natural, com valores de emissões vinculados ao aumento ou diminuição da geração, sendo que no ano de 2013, em função de situações hidrológicas desfavoráveis, foi observado um maior acionamento das termoelétricas. ii

7 SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS... IV LISTA DE TABELAS... V 1 INTRODUÇÃO OBJETIVOS OBJETIVO GERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS REVISÃO DA LITERATURA A CRISE ENERGÉTICA DE 2001 E ALGUMAS DE SUAS CONSEQUÊNCIAS PARQUE TERMOELÉTRICO BRASILEIRO ATUAL PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2021 E PERSPECTIVAS DE GERAÇÃO PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO TERMOELÉTRICA A GÁS NATURAL Termoelétricas de ciclo simples Termoelétricas de ciclo combinado PRINCIPAIS POLUENTES ATMOSFÉRICOS Emissões de Óxidos de Nitrogênio NO x Emissões de Monóxido de Carbono CO Emissões de Material Particulado MP Emissões de Óxidos de Enxofre - SO x Emissões de Gases de Efeito Estufa - GEE METODOLOGIA AS USINAS TERMOELÉTRICAS AVALIADAS METODOLOGIA DE ESTIMATIVA DAS EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DA U.S. ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY EPA CENÁRIOS DE ESTIMATIVA DE EMISSÕES ATÉ RESULTADOS E DISCUSSÕES GERAÇÃO DAS TERMOELÉTRICA A GÁS NATURAL ESTUDADAS EM EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DURANTE O ANO DE Emissões de Gases de Efeito Estufa GEE Emissões de Óxidos de Nitrogênio NO x Emissões de Monóxido de Carbono CO Emissões de Material Particulado MP e Óxidos de Enxofre - SO x EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES ATÉ ESTUDO DE CASO E COMPARAÇÃO DE RESULTADOS UEG ARAUCÁRIA CONCLUSÕES...49 REFERÊNCIAS...51 ANEXOS...56 ANEXO I...57 APÊNDICES...63 APÊNDICE A...64 APÊNDICE B...89 APÊNDICE C iii

8 LISTA DE FIGURAS Figura 3.1: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração Figura 3.2: Participação na matriz de geração de energia elétrica Figura 3.3: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2000/ Figura 3.4: Evolução da Demanda de Energia no Sistema Interligado Nacional em 2001/ Figura 3.5: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração Figura 3.6: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração Figura 3.7: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2012/ Figura 3.8: Participação das Diversas Fontes na Geração de Energia Elétrica em Figura 3.9: Comparação da Geração Termoelétrica no Brasil em 2012 e Figura 3.10: Previsão de Geração de Energia Termoelétrica por Fonte até Figura 3.11: Fluxograma de uma Turbina a Gás de Ciclo Combinado...22 Figura 4.1: Relação entre custo e confiabilidade das diversas metodologias de estimativa de emissões...31 Figura 5.1: Geração de energia elétrica das usinas estudadas em Figura 5.2: Evolução das Emissões de CO 2 das Termoelétricas a Gás Natural em Figura 5.3: Evolução das Emissões de CH 4 das Termoelétricas a Gás Natural em...38 Figura 5.4: Evolução das Emissões de N 2 O das Termoelétricas a Gás Natural em Figura 5.5: Evolução das emissões de NO x das termoelétricas a gás natural em Figura 5.6: Evolução das emissões de CO das termoelétricas a gás natural em Figura 5.7: Evolução das emissões de MP das termoelétricas a gás natural em Figura 5.8: Evolução das emissões de SO x das termoelétricas a gás natural em iv

9 LISTA DE TABELAS Tabela 3.1: Instituições constituintes do Setor Elétrico...7 Tabela 3.2: Usinas a gás natural do PPT em operação ou construção em maio de Tabela 3.3: Matriz de geração de Energia Elétrica Dezembro de Tabela 3.4: Matriz de geração de Energia por Fonte e Tipo de Combustível Utilizado...14 Tabela 3.5: Distribuição das Usinas Termoelétricas a Gás natural por Regiões no Brasil...15 Tabela 3.6: Previsão da evolução da capacidade instalada hidrotérmica por tipo de fonte até Tabela 4.1: Usinas Termoelétricas a Gás Natural Contempladas na estimativas de Emissões Atmosféricas...28 Tabela 4.2: Fatores de Emissões de NO x e CO em t de poluente por TJ de combustível...33 Tabela 4.3: Fatores de Emissões de CO 2, N 2 O, CH 4, SO x e MP em t de poluente por TJ de combustível consumido...33 Tabela 4.4: Eficiência Térmica em Função do Combustível Utilizado e do Ciclo Térmico Empregado...34 Tabela 4.5: Resumo do calculo da energia gerada anualmente para cada tecnologia de geração em cada um dos cenários...35 Tabela 5.1: Evolução das emissões de GEE s no Brasil por setor 1990 a Tabela 5.2: Gases de efeito estufa e seus respectivos GWPs...40 Tabela 5.3: Emissão de GEE s em CO 2 eq...41 Tabela 5.4: Resumos das estimativas de emissão até 2021 para ambos os cenários...46 Tabela 5.5: Fatores de Emissões de CO em t de poluente por TJ de combustível consumido...49 Tabela I.1: Relações entre Unidades...58 Tabela I.2: Coeficientes de Equivalência Calórica...59 v

10 Tabela I.3: Fatores de Conversão para Massa...60 Tabela I.4: Fatores de Conversão para Volume...61 Tabela I.5: Fatores de Conversão para Energia...62 Tabela A.1: Energia Gerada MWmed JAN 2013/ Tabela A.2: Energia Gerada MWmed JAN 2013/ Tabela A.3: Energia Gerada MWmed FEV 2013/ Tabela A.4: Energia Gerada MWmed FEV 2013/ Tabela A.5: Energia Gerada MWmed MAR 2013/ Tabela A.6: Energia Gerada MWmed MAR 2013/ Tabela A.7: Energia Gerada MWmed ABR 2013/ Tabela A.8: Energia Gerada MWmed ABR 2013/ Tabela A.9: Energia Gerada MWmed MAI 2013/ Tabela A.10: Energia Gerada MWmed MAI 2013/ Tabela A.11: Energia Gerada MWmed JUN 2013/ Tabela A.12: Energia Gerada MWmed JUN 2013/ Tabela A.13: Energia Gerada MWmed JUL 2013/ vi

11 Tabela A.14: Energia Gerada MWmed JUL 2013/ Tabela A.15: Energia Gerada MWmed AGO 2013/ Tabela A.16: Energia Gerada MWmed AGO 2013/ Tabela A.17: Energia Gerada MWmed SET 2013/ Tabela A.18: Energia Gerada MWmed SET 2013/ Tabela A.19: Energia Gerada MWmed OUT 2013/ Tabela A.20: Energia Gerada MWmed OUT 2013/ Tabela A.21: Energia Gerada MWmed NOV 2013/ Tabela A.22: Energia Gerada MWmed NOV 2013/ Tabela A.23: Energia Gerada MWmed DEZ 2013/ Tabela A.24: Energia Gerada MWmed DEZ 2013/ Tabela B.1: Emissões atmosfércas por usina (t) JAN Tabela B.2: Emissões atmosfércas por usina (t) FEV Tabela B.3: Emissões atmosfércas por usina (t) MAR Tabela B.4: Emissões atmosfércas por usina (t) ABR Tabela B.5: Emissões atmosfércas por usina (t) MAI vii

12 Tabela B.6: Emissões atmosfércas por usina (t) JUN Tabela B.7: Emissões atmosfércas por usina (t) JUL Tabela B.8: Emissões atmosfércas por usina (t) AGO Tabela B.9: Emissões atmosfércas por usina (t) SET Tabela B.10: Emissões atmosfércas por usina (t) OUT Tabela B.11: Emissões atmosfércas por usina (t) NOV Tabela B.12: Emissões atmosfércas por usina (t) DEZ Tabela C.1: Resumo das emissões Atmosférica em 2013 (t) viii

13 1 INTRODUÇÃO A energia elétrica é fundamental para a sociedade atual. No atual modelo de organização social humana ela desempenha um papel imprescindível no desenvolvimento das forças produtivas, sendo indispensável para a vida humana e para o desenvolvimento socioeconômico de um país. Atualmente no Brasil, de acordo com o ATLAS de Energia Elétrica da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL (2008), a energia elétrica é o segmento da infraestrutura mais universalizado. Sendo que, em 2008, aproximadamente 95% da população brasileira tinha acesso à rede elétrica, representando cerca de 85% dos mais de 61,5 milhões de unidades consumidores espalhados em 99% dos municípios brasileiros. Mesmo sendo um serviço com percentual de atendimento relativamente alto, o nível desse atendimento varia de acordo com as características regionais do Brasil. As regiões mais desenvolvidas do país em termos econômicos e sociais, o Sudeste e o Sul, são as que também apresentam maiores densidades populacionais, sendo que a universalização seria mais facilmente atingida através de pequenas intervenções na expansão da rede. Em contra partida, regiões como a Norte e Nordeste, têm o seu processo de universalização comprometido, visto que possui densidades populacionais menores e uma concentração de população com baixo poder aquisitivo (ANEEL, 2008). Apesar dessas disparidades regionais, o numero de ligações e o consumo vem crescendo, alavancado por programas sociais e pelo desenvolvimento econômico do país, sendo que de 2006 para 2007 foram realizadas mais de 1,8 milhões de ligações residenciais (ANEEL, 2008). Essa tendência de aumento no número de ligações e no aumento do consumo permanece, sendo que, de acordo com o Balanço Energético Nacional BEN de 2013 (EPE, 2013), o consumo final em 2012 foi de 498,4 TWh, sofrendo um acréscimo de 3,8% em comparação com De 2011 para 2012, o consumo do setor residencial apresentou crescimento de 2,1%, sendo que o setor industrial registrou uma ligeira alta de 0,3%, o setor energético cresceu 12,7% e os demais setores público, agropecuário, comercial e transportes juntos apresentaram variação positiva de 6,9% (EPE, 2013). 1

14 No horizonte até 2021, as projeções do Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 indicam que haverá incremento de 52% no consumo per capta no Brasil, sendo que haveria um acréscimo de 4,9% ao ano no consumo total de energia elétrica (EPE, 2012). Para suprir essa demanda no fornecimento energético e evitar possíveis crises energéticas, com prejuízos para o desenvolvimento do país, será necessária a construção de novos empreendimentos e operação eficiente dos que já se encontram em funcionamento. Esse aumento, entretanto, de alguma forma produz impactos no meio ambiente, sendo que, o equacionamento dessas questões passa necessariamente pela implementação de políticas e programas de estimulo a geração da energia mais limpa, de forma mais eficiente e com qualidade ambiental. Diante desse cenário, é de fundamental importância a incorporação de aspectos ambientais no planejamento de desenvolvimento do setor, levando-se em consideração as mais diversas formas de geração e seus impactos durante todo o ciclo de vida da atividade, englobando a construção, a operação e o descomissionamento das instalações. A realização de estudos e pesquisas sobre os impactos ambientais de empreendimentos existentes no setor elétrico, podem fornecer importante subsídio no planejamento do setor e na escolha de qual tipologia de geração será priorizada ou implementada, compatibilizando, assim, a expansão do setor com os princípios do desenvolvimento sustentável. Conforme discutido acima, as centrais termelétricas são importante tipologia de geração de energia elétrica e hoje possuem uma participação significativa na matriz brasileira. Na operação dessas termelétricas são emitidos vários poluentes gasosos e materiais particulados, efluentes líquidos, efluentes sólidos, rejeitos térmicos, ruídos e efeitos estéticos, os quais podem variar em função de diversos fatores, que vão desde o tipo de combustível utilizado, a idade dos equipamentos até a tecnologia empregada (XAVIER, 2004). Aliado a isso, o aumento da importância de questões relacionada com as emissões atmosféricas e, particularmente, com aspectos ligados às emissões de gases de efeito estufa GEE, indicam à necessidade da realização de estimativas das atuais emissões atmosféricas de termoelétricas brasileiras e da elaboração de cenários para projeções futuras. 2

15 2 OBJETIVOS 2.1 Objetivo geral O objetivo principal desse trabalho é quantificar as emissões atmosféricas de CO 2, CH 4, N 2 O, NO x, CO, SO x e material particulado de 28 usinas termoelétricas a gás natural durante o ano base de 2013, procurando proporcionar uma ordem de grandeza de emissões de cada poluente para essa tipologia. 2.2 Objetivos específicos Os objetivos específicos são: Quantificar e avaliar a evolução da geração de energia elétrica por essas usinas em Realização de um estudo de caso utilizando resultados da UEG Araucária, afim de validar a metodologia utilizada. Comparar os resultados obtidos com outros inventários nacionais desenvolvidos por entidades oficiais. Realizar uma estimativa futura de emissões para parque termelétrico até 2021 através da elaboração de um panorama, objetivando verificar tendências das emissões em relação a

16 Capacidade Instalada (GWh) 3 REVISÃO DA LITERATURA 3.1 A crise energética de 2001 e algumas de suas consequências Diferentemente de grande parte do mundo, historicamente, a geração de energia elétrica no Brasil é predominantemente hidráulica, em virtude do grande potencial hidráulico presente no país (XAVIER, 2004). A partir da década de 60, a energia hidráulica ganhou impulso através da construção de grandes aproveitamentos hidrelétricos, com fortes investimentos estatais (XAVIER, 2004). Além disso, as crises do petróleo de 1973 e 1979 corroboraram para que o Brasil adotasse a opção estratégica de dar prioridade à geração hidrelétrica, mesmo ela necessitando de alto investimento na fase de implantação (XAVIER, 2004). Conforme mostra a Figura 3.1, nas década de 70, 80 e 90 houve significativa expansão da geração de energia hidroelétrica, com evolução da capacidade instalada de 13,72 GW para 24,24 GW de 1974 até 1979 (acréscimo de 76,68 %), de 27,65 GW para 44,80 GW na década de 80 (acréscimo de 62,03%) e de 45,56 GW para 59,00 GW (acréscimo de 29,5 %) (EPE, 2013). Evolução da Capacidade Instalada por tipo de Geração ,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 13,72 24,24 44,80 59,00 HIDRO TERMO EÓLICA NUCLEAR 0,00 Ano Figura 3.1: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração Fonte: Adaptado de BEN, De acordo com as Figuras 3.1 e 3.2, nesse período houve marcante predominância da geração hidroelétrica em relação as demais fontes, sendo que nos finais da década de 70, 80 e 90 ela 4

17 Participação (%) representava, respectivamente, 80,2 %, 87,0 % e 87,4 % da capacidade instalada no país (EPE, 2013). Participação na Matriz de Geração de Energia Elétrica ,0% 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% 80,2% 87,0% 87,4% 19,8% 13,0% 12,6% HIDRO TERMO EÓLICA NUCLEAR Ano Figura 3.2: Participação na matriz de geração de energia elétrica Fonte: Adaptado de BEN, Somente a partir do final da década de 90 que a participação da energia hidráulica na matriz brasileira vêm decrescendo (EPE, 2013), já que outras formas de geração, especialmente a termoelétrica, ganharam importância estratégica diante do cenário de crise e racionamento de energia elétrica em A crise de 2001 e a subsequente expansão termoelétrica teve relação intrínseca com a reforma do setor elétrico que ocorreu na década de 90. Até essa reforma, no Brasil, os investimentos e controle desse setor eram dominados pelo Estado, que detinha o controle desde a geração, passando pela transmissão e até a distribuição (LEME, 2010). Seguindo tendência do processo de liberalização dos países ocidentais na década de 90, essa reforma propunha que o Estado tivesse maior participação na porção política e de regulamentação do setor, transferindo as funções de investimento e operação dos empreendimentos para a inciativa privada (XAVIER, 2004). Esse novo modelo tornaria o 5

18 setor mais horizontal, com geradores independentes, distribuidores independentes e transmissão mista (LEME, 2005). Já a partir de 1993 inicia-se o processo de reforma com a promulgação da Lei Federal de 1993 (BRASIL,1993), que eliminou o sistema anterior de tarifas elétricas uniformes para todo o Brasil e estabeleceu mecanismos para que as tarifas fossem condizentes com os custos de cada concessionária. Nos anos seguintes outras mudanças importantes ocorreram, como a promulgação das Leis de Dezembro de 1996 (BRASIL, 1996), que criou o órgão regulamentador do setor, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, e de 27 de Maio de 1998 (BRASIL,1998), que criou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica MAE e o Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. Além disso, foi criado pela Lei nº 9.478, de 6 de Agosto de 1997 (BRASIL, 1997), o Conselho Nacional de Política Energética CNPE e em 1999, duas portarias do Ministério de Minas Energia MME, Portaria nº 150 de 10 de Maio de 1999 (MME, 1999 a ) e Portaria nº 485 de 16 de Dezembro de 1999 (MME, 1999 b ), criaram o Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos CCPE. Sendo assim, no final da década de 90 e início dos anos 2000, o setor elétrico possuía a sua organização conforme a Tabela 3.1. Essas mudanças refletiram de forma imediata nos Estados, promovendo uma onda de privatizações das companhias estatais de energia elétrica (XAVIER, 2004). Entretanto, essas privatizações no setor elétrico ocorreram com o objetivo de equilibrar o balanço de pagamentos dos governos e não para solucionar a crise iminente, já anunciada por diversos especialistas (LEME, 2010). Mesmo ocorrendo essas privatizações no setor e consequente abertura ao mercado, os investimentos para o aumento da capacidade instalada ocorreram em uma velocidade inferior a necessária (XAVIER, 2004). 6

19 ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica ANP Agência Nacional do Petróleo CNPE Conselho Nacional de Política Energética CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos Tabela 3.1: Instituições constituintes do Setor Elétrico. Agentes Reguladores e Fiscalizadores 1 Tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal. Autarquia integrante da Administração Pública Federal tem como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, em conformidade com os interesses do País. Agentes de Planejamento 1 Determina a Política Energética Nacional, através da formulação de políticas e diretrizes destinadas a promover o aproveitamento racional dos recursos, assegurar o suprimento de insumos e rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do País. Entidade responsável pelo planejamento da expansão do sistema elétrico. Substitui o GCPS. Agentes de Operação e Comercialização 1 ONS - Operador Nacional do Entidade privada responsável pela coordenação e controle da operação das Sistema Elétrico instalações de geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados brasileiros, assegurando a qualidade e a economicidade do suprimento de energia elétrica e o livre acesso à rede básica (através da contratação e administração dos serviços de transmissão). MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica (1) Quadro institucional em vigor no final de Fonte: (XAVIER, 2004) Ambiente onde se processa a compra e venda de energia, através de contratos bilaterais e de contratos de curto prazo. Entre os participantes do MAE estão os titulares de concessão ou autorização, que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, e titulares de concessão ou autorização para exercício de atividades de comercialização, com mercado igual ou superior a 300 GWh/ano. O Plano Decenal 1999/2008, realizado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A ELETROBRÁS, indicava que haveria um déficit de energia elétrica até 2006, se fossem mantidas as taxas históricas de crescimento da demanda sempre superiores ao PIB, o incremento da população e reduções de investimentos públicos na implantação de novas fontes geradoras (ELETROBRÁS,1999 apud XAVIER, 2004). As projeções feitas nesse plano previam a necessidade de investimentos anuais da ordem de R$ 8 bilhões de 1999 a 2008 para fazer frente a uma taxa de crescimento do consumo de cerca de 5,0% 7

20 ao ano, num cenário de crescimento econômico de cerca de 2,0% ao ano (ELETROBRÁS apud XAVIER 1999). Para tentar fazer frente a eminente crise e resolver o provável problema de escassez de energia elétrica, foi criado o Programa Prioritário de Termeletricidade - PPT pelo Decreto Federal de 24 de fevereiro de 2000 (BRASIL, 2000). O PPT tinha como objetivo criar incentivos ao setor privado para construir usinas termoelétricas a gás natural, com suprimentos de gás a preços subsidiados pela PETROBRÁS e com financiamento especial do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES (XAVIER, 2004). Muitas Usinas Termoelétricas a Gás Natural foram implantadas em função desse programa, conforme mostrado na Tabela 3.2. Tabela 3.2: Usinas a gás natural do PPT em operação ou construção em maio de USINA EMPRESA COMBUSTÍVEL UF ESTÁGIO POTÊNCIA (MW) W. Arjona GERASUL Gás Natural MS Operação 120 W. Arjona (Ampl.) GERASUL Gás Natural MS Operação 63 Canoas PETROBRAS Gás Natural RS Operação 160 Eletrobolt SOC. FLUM. LTDA Gás Natural RJ Operação 350 Juiz de Fora JUIZ DE FORA S/A Gás Natural MG Operação 103 Macaé Merchant EL PASO Gás Natural RJ Operação 870 Termobahia TERMOBAHIA LTDA Gás Natural BA Construção 190 Termoceará TERMOCEARÁ LTDA Gás Natural CE Operação 220 Fafen PETROBRAS Gás Natural BA Operação 54 Ibirité IBIRITERMO S/A Gás Natural MG Operação 240 Termopernanbuco TERMOPER. S/A Gás Natural PE Construção 500 Araucária U.G.E. ARAUC. LTDA Gás Natural PR Operação 480 Nova Piratininga PETROBRÁS Gás Natural SP Construção 400 Norte Fluminense N. FLUMINENSE S/A Gás Natural RJ Construção 778 Três Lagoas PETROBRÁS Gás Natural MG Construção 240 Camaçari CHESF Gás Natural BA Operação 350 Termorio TERMORIO S/A Gás Natural RJ Construção 1036 Fortaleza CGT FORT. S/A Gás Natural CE Construção 307 Corumbá TERMOCOR. LTDA Gás Natural MS Construção 90 Fonte: Adaptado de CCPE, 2002 apud Medeiros, Total

21 Percentual da Capacidade Máxmia (%) Mesmo com o PPT, os investimento continuaram insuficientes e para o agravamento da situação, o período de 2000 e 2001 foi marcado por escassez de chuvas e baixa nos reservatório das hidrelétricas (Figura 3.3), sendo que no final de 2001 os reservatórios nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste se encontravam, respectivamente, com 20,61% e 7,84% da capacidade de armazenamento máxima (ONS, 2013 a ). Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2000/ ,61 7,84 Energia Armazenada - SE/CO Energia Armazenada - Nordeste Mês Figura 3.3: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2000/2001. Fonte: Adaptado de ONS, 2013 a. Mediante tal cenário, o governo foi forçado a estabelecer diversas medidas afim de buscar alternativas para solucionar o problema. Em março de 2001, iniciou o programa de racionamento (XAVIER, 2004), criando também, em 22 de maio de 2001, a Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica e, através da Medida Provisória nº , de 24 de Agosto de 2001 (BRASIL, 2001), instituiu-se a Câmara de Gestão da Crise de Energia (CGCE). De março de 2001 a fevereiro 2002, período de racionamento, diversos mecanismos de redução de consumo foram implementados, gerando reduções significativas na demanda tanto industrial, quanto residencial (XAVIER, 2004). Nesse período, a demanda por energia elétrica foi reduzida em relação aos anos anteriores na média de MWh/mês, representando uma redução de 15% 9

22 Demanda de Energia no SIN (GWh) da demanda mensal média de 2001 (ONS, 2013 b ). Essa redução em função do racionamento fica clara na Figura 3.4 a seguir. Evolução da Demanda de Energia no Sistema Interligado Nacional em 2001 e ,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Periodo do Racionamento Demanda (MWh) mês Figura 3.4: Evolução da Demanda de Energia no Sistema Interligado Nacional em 2001 e Fonte: Adaptado de ONS, 2013 b. A partir da redução do consumo observada em função do racionamento, era necessário verificar as causas da crise e propor soluções que corrigissem os erros do sistema, sendo essas as atribuições da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica e da Câmara de Gestão da Crise de Energia. A Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica tinha como objetivo avaliar, no prazo de sessenta dias, a política de produção energética e identificar as causas estruturais e conjunturais do desequilíbrio entre a demanda e a oferta de energia. Essa comissão identificou diversas causas para esse desequilíbrio, sendo que algumas delas foram (BRASIL, 2001, pags. 5, 6, 7, 9, 11 e 14): A hidrologia desfavorável precipitou uma crise que só poderia ocorrer, com a severidade que ocorreu, devido à interveniência de outros fatores. A hidrologia adversa, por si só, não teria sido suficiente para causar a crise. 10

23 O aumento do consumo de energia correspondeu aos valores previstos e não teve qualquer influência na crise de suprimento. Houve desequilíbrio entre oferta e demanda na partida da implementação do novo modelo para o Setor. A energia não aportada ao sistema devido à combinação do atraso de geração programada e à não implementação de novas usinas previstas para o período teria evitado o racionamento em A não implementação de obras responde por quase dois terços da energia não aportada, sendo o fator predominante para a ocorrência da crise de suprimento. Houve falhas no processo de transição do modelo anterior que identificou a necessidade de novos investimentos nos estudos de planejamento de expansão para o novo modelo setorial. No novo ambiente, as Distribuidoras não tiveram razões para promover a expansão porque os Contratos Iniciais cobriram 100% do consumo previsto, sem que existisse respaldo físico adequado. Por sua vez, as Geradoras, embora expostas a perdas financeiras, tampouco investiram. A regulação não se caracterizou por regras estáveis, claras e concisas de forma a criar um ambiente de credibilidade que tivesse propiciado o investimento contemplando, ao mesmo tempo, o interesse do consumidor. O fator principal para o insucesso das iniciativas governamentais para amenizar a crise, em particular o PPT, foi a ineficácia da gestão intragovernamental. Houve falhas de percepção da real gravidade do problema e de coordenação, comunicação e controle. Conforme indicado pela Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica, o novo modelo do setor elétrico possuía falhas e limitações, implicando na necessidade de sua reavaliação e na redução no ritmo das privatizações (XAVIER, 2004). Com isso, o CGCE, no inicio de 2002, publicou um pacote com 18 propostas de mudanças profundas em todas as áreas do setor: geração, transmissão, distribuição e comercialização da energia elétrica (XAVIER, 2004). No âmbito dessas propostas, a continuidade do PPT fazia parte do novo modelo, com estímulos a geração termoelétrica, em especial a geração a partir do gás natural (XAVIER, 2004). 11

24 Capacidade Instalada (GWh) Esses fatos contribuíram significativamente para uma maior diversificação da matriz de energia elétrica brasileira. A partir da crise de 2001, conforme pode ser observado na Figura 3.5, houve um incremento da capacidade instalada das usinas termoelétricas, que passou de 10,83 GWh em 2001 para 32,78 GWh em 2012, ou seja, mais do que triplicando nesse período (EPE, 2013). 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Evolução da Capacidade Instalada por tipo de Geração ,29 62,41 32,78 10,83 HIDRO TERMO EÓLICA NUCLEAR Ano Figura 3.5: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração Fonte: Adaptado de BEN, Essa evolução pós 2001 fez com que a geração termoelétrica ganhasse mais importância na matriz de geração de energia elétrica no Brasil, tendo a sua participação percentual, em termos de capacidade instalada, aumentada de 14,8 % em 2001 para 27,6% em 2012 (EPE, 2013). Em contra partida a participação da energia hidroelétrica, historicamente predominante, sofreu redução, o que pode ser observado na Figura 3.6 a seguir. 12

25 Participação (%) 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% Participação na Matriz de Geração de Energia Elétrica ,2% 14,8% 70,9% 27,6% HIDRO TERMO EÓLICA NUCLEAR Ano Figura 3.6: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração Fonte: Adaptado de BEN, Parque Termoelétrico Brasileiro Atual Conforme apresentado anteriormente, a geração termoelétrica apresenta significativa participação na matriz de geração de energia elétrica brasileira, representando, em dezembro de 2013, 28,71 % da capacidade instalada no Brasil, conforme apresentado na Tabela 3.3 (ANEEL, 2013 a ). Tabela 3.3: Matriz de geração de Energia Elétrica Dezembro de Tipo Quantidade Empreendimentos em Operação Potência Outorgada (kw) Potência Fiscalizada (kw) % (1) CGH ,21 EOL ,75 PCH ,65 UFV UHE ,1 UTE ,71 UTN ,58 Total Nota : (1) Os valores de porcentagem são referentes a Potência Fiscalizada. Fonte: ANEEL, 2013 a. 13

26 Dentre todas as usinas termoelétricas, as geradoras a gás natural representam a maior parte, com capacidade instalada de aproximadamente 12,17 GW, o que corresponde a 33,6 % de toda a capacidade instalada termoelétrica e 9,06 % do total no Brasil (Tabela 3.4) (ANEEL, 2013 b ). Tabela 3.4: Matriz de geração de Energia Elétrica por Fonte e Tipo de Combustível Utilizado Tipo Dezembro de Empreendimentos em Operação Capacidade Instalada % N. de N. de (kw) Usinas Usinas Total (kw) Hidro , ,8 Gás Petróleo Biomassa Natural ,06 Processo ,25 Óleo Diesel ,61 Óleo Residual ,02 Bagaço de Cana ,95 Licor Negro ,14 Madeira ,31 % , , ,49 Biogás ,06 Casca de Arroz ,03 Nuclear , ,48 Carvão Carvão Mineral Mineral , ,52 Eólica , ,64 Importação Fonte: ANEEL, 2013 b. Paraguai ,46 Argentina ,17 Venezuela ,19 Uruguai , ,08 Total Essas usinas a gás natural se localizam predominantemente na região sudeste, que atualmente possui 62 das 113 térmicas a gás natural, as quais correspondem a 49% de toda a capacidade instalada dessa tipologia no Brasil (ANEEL, 2013 c ). A divisão das termoelétricas a gás Natural por regiões no Brasil é apresentada na Tabela 3.5 a seguir. 14

27 Tabela 3.5: Distribuição das Usinas Termoelétricas a Gás natural por Regiões no Brasil. Região Número de Usinas Capacidade Total (kw) % Total Sudeste % Sul % Nordeste % Norte % Centro Oeste % Total % Fonte: ANEEL, 2013 c. Como o sistema brasileiro é predominantemente hidroelétrico, as usinas térmicas funcionam como energia de reserva, podendo inclusive ficar grandes períodos sem gerar energia (EPE, 2012). As variações da geração dessas térmicas se dão em função de diversos fatores, que vão desde situações climáticas adversas, custo maior da energia elétrica e ainda aumento da demanda de energia, seja ele em períodos diários pontuais ou em sazonalidades maiores. No período de 2012 e 2013 ocorreu uma situação hidrológica desfavorável para os reservatório das hidroelétricas brasileiras, sendo que em novembro de 2012 os reservatórios do sudeste e do nordeste se encontravam, respectivamente, com 28,86 % e 32,17 % da capacidade máxima e, em 2013, o nível dos reservatórios permaneceu baixo conforme pode ser observado na Figura 3.7 (ONS, 2013 a ). Essa situação já teve reflexos na geração termoelétrica de 2012, que teve um aumento de 5%, em detrimento de uma diminuição de 4,9% na geração hidroelétrica (EPE, 2013). Conforme pode ser observado na figura 3.8, dentre as tipologias termoelétricas, o maior aumento ocorreu na geração a gás natural, que passou de 4,4 % de toda a geração em 2011 para 7,9% em 2012, representando um incremento de 3,5% (EPE, 2013). Em 2013 a geração termoelétrica foi ainda maior que 2012, totalizando ,55 GW, aproximadamente 57 % maior que em 2012, sendo que a geração de 2013 foi menor apenas nos meses de novembro e dezembro, conforme pode ser observado na figura 3.9 (ONS, 2013 c ). 15

28 Percentual da Capacidade Máxmia (%) Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2012/ ,17 28,86 41,62 22,19 Energia Armazenada - SE/CO Energia Armazenada - Nordeste Mês Figura 3.7: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2012/2013. Fonte: Adaptado de ONS, 2013 a. Figura 3.8: Participação das Diversas Fontes na Geração de Energia Elétrica em Fonte: BEN,

29 Figura 3.9: Comparação da Geração Termoelétrica no Brasil em 2012 e Fonte: ONS, 2013 c. 3.3 Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 e Perspectivas de Geração Em termos de perspectivas futuras, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2021, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética EPE (EPE, 2012), prevê, que até 2021, a expansão da capacidade instalada do sistema hidrotérmico brasileiro será de MW, partindo de aproximadamente 116 GW em dezembro de 2011 para cerca de 182 GW no final de 2021, representando um acréscimo de 57% na oferta de eletricidade disponível no Sistema Interligado Nacional SIN durante esse período. A previsão de expansão de energia elétrica por tipo de fonte pode ser observada na Tabela 3.6 a seguir. No que diz respeito ao gás natural, existe a previsão de que a expansão até 2021 será de MW na sua capacidade instalada, representando um acréscimo de 28,34% no período retratado (EPE,2012). Nesse mesmo período do plano, a expectativa de geração de energia termelétrica a partir dos despachos realizados por solicitação do ONS, incluindo a geração das usinas nucleares, pode ser observada no Figura 3.10 (EPE, 2012). 17

30 Tabela 3.6: Previsão da evolução da capacidade instalada hidrotérmica por tipo de fonte até 2021 Fonte: EPE, (GWh). FONTE HIDRO IMPORTAÇÃO PCH BIOMASSA EÓLICA URÂNIO GÁS NATURAL CARVÃO ÓLEO COMBUSTÍVEL ÓLEO DIESEL GÁS DE PROCESSO Total¹ Figura 3.10: Previsão de Geração de Energia Termoelétrica por Fonte até Fonte: EPE, Nessas previsões da EPE, de todas as tipologias de geração termoelétrica, as usinas a óleo diesel e combustível são as que apresentam menor fator de utilização, gerando, respectivamente, apenas 1% e 3% da sua capacidade instalada. Para as demais termoelétricas, as previsões foram de 28% para as usinas a gás natural, de 40% para as usinas a carvão mineral, de 82% para as usinas a gás de processo e de 87% para as centrais nucleares (EPE,2012). 18

31 3.4 Principais Tecnologias de Geração Termoelétrica a Gás Natural A transformação de diversas fontes de energia, desde a energia química contida nos combustíveis até o potencial hidráulico de cursos d água, em energia elétrica, só é atingida através de processos elaborados e de equipamentos desenvolvidos pela humanidade (NETO, 2001). Especificamente, a energia produzida nas Usinas Termoelétricas depende de vários fatores e características dos ciclos térmicos empregados nos seus processos. Em termos práticos essas usinas utilizam ciclos termodinâmicos que buscam uma aproximação com o Ciclo Carnot (ciclo teórico que representa o limite máximo de operação de qualquer máquina térmica, se não ocorresse perdas de energias nas suas transformações). Os ciclos teóricos utilizados na concepção dos equipamento de transformação de energia das termoelétricas são os Ciclos Otto, Diesel e Joule ou Brayton para sistemas de combustão interna e o Ciclo Rankine para combustão externa (XAVIER, 2004). Esses ciclos são constituídos pelas transformações termodinâmicas básicas cujas variáveis são a pressão, volume específico, temperatura absoluta, energia interna específica, entalpia e entropia específica. As variáveis ou propriedades termodinâmicas do fluido de trabalho se modificam constantemente, em cada estado e em cada ponto, na medida em que elas evoluem na máquina. (XAVIER, 2004 apud SANTOS, 2000). Particularmente, a transformação da energia das ligações químicas do combustível em energia térmica, mecânica e finalmente em elétrica é um processo complexo e de extrema importância. Nas termoelétricas a gás natural, essas transformações são realizados por diferentes equipamento, que se baseiam em dois dos diversos ciclos termodinâmicos: Ciclo Brayton e o Ciclo Rankine (NETO, 2001). No Brasil, utiliza-se predominantemente três tipos de tecnologia para a geração de energia elétrica em termoelétricas a gás natural: Usinas de Ciclo Simples, que utilizam combustão interna para geração de energia elétrica (Ciclo Brayton); Usinas de Ciclo combinado, que, além da combustão interna, aproveitam a energia dos gases efluentes para geração em sistemas térmicos a 19

32 vapor (Ciclo Rankine); e a Cogeração, caracterizada como a geração combinada de energia eletromecânica e calor (EPE, 2007). É importante destacar que cada uma dessa tecnologias possui desempenhos energéticos diferentes, sendo que dentro da mesma tecnologia de geração há variações de eficiência do processo. A qualidade das máquinas térmicas empregadas é fundamental nessa variação, podendo ser avaliada pelo conhecimento do seu consumo específico e rendimento térmico, os quais dão indicações das reais condições operacionais e de manutenção no processo de geração de energia nas termoelétricas (XAVIER, 2004). Apesar das vantagens e desvantagens dos dois ciclos (simples e combinado), no Brasil ambas as tecnologias são amplamente utilizadas, possuindo funções distintas na geração termoelétrica. Enquanto as de ciclo combinado são amplamente utilizadas em geração contínua e com menor custo, as de ciclo simples são utilizadas nos horários de pico, para suprir as variações de demanda no sistema Termoelétricas de ciclo simples As turbinas a gás são maquinas motrizes de combustão interna para geração de energia elétrica (NETO, 2001). Essa geração utiliza os princípios termodinâmicos do Ciclo Brayton e consiste na mistura do ar atmosférico comprimido com o combustível na câmara de combustão, resultando em gases com alta temperatura, que são utilizados tanto na fase de compressão do ar, quanto na movimentação da turbina, que por sua vez possui seu eixo acoplado a um gerador. Os gases efluentes desse processo sofrem expansão e, no caso de sistemas de ciclo aberto (onde o ar não retorna ao início do ciclo), são lançado diretamente na atmosfera (EPE, 2007). As turbinas de combustão classificam-se em dois tipos principais: aeroderivativas e industriais (heavy duty). As turbinas aeroderivativas são aplicações industriais das turbinas aeronáuticas e apresentam maior desenvolvimento tecnológico do que as turbinas industrias (NETO, 2001). Ambas possuem caminhos de desenvolvimento tecnológico distintos, entretanto a competitividade entre elas trouxe vários benefícios para o setor (NETO, 2001). De forma geral, as turbinas aeroderivativas são mais eficientes e as heavy duty possuem menores custos e maior durabilidade, sendo que a escolha de uma ou outra depende das características de cada 20

33 empreendimento, como o custo e qualidade do combustível e ainda o nível de utilização da usina (NETO, 2001). Em se tratando do emprego dessas tecnologias em usinas a gás de ciclo simples, o estágio de desenvolvimento tecnológico está avançado, sendo que esses equipamentos apresentam alta confiabilidade e eficiência, que pode atingir 38,7% em modelos mais recentes (EPE, 2007). Além do domínio tecnológico, as centrais térmicas de ciclo simples apresentam uma série de vantagens, como o baixo custo de investimento, o curto prazo de entrega dos equipamentos, o curto período de construção, a segurança na operação e principalmente a flexibilidade operacional (TOLMASQUIM, 2005). Entretanto, esses empreendimentos apresentam desvantagens, como o número reduzido de fabricantes de turbinas, a sua baixa eficiência em relação a outras tecnologias, como as de ciclo combinado, e o alto custo do combustível (TOLMASQUIM, 2005) Termoelétricas de ciclo combinado A tecnologia de ciclo combinado possui desenvolvimento relativamente recente (TOLMASQUIM, 2005). Nessa forma de geração, o princípio do funcionamento é a utilização conjunta dos ciclos Brayton e Rankine, e consiste na combinação de turbinas a gás e a vapor, de modo que a energia térmica contida nos efluentes atmosféricos da turbina a gás seja aproveitada para a geração de vapor em caldeiras. Esses vapores são posteriormente utilizados para a geração de energia elétrica em turbinas a vapor (EPE, 2007). Conforme apresentado anteriormente a eficiência das mais modernas turbinas a gás em ciclo simples pode chegar a 38,7%; em contrapartida, as unidades de ciclo combinado podem apresentar eficiências superiores a 50 %, chegando até a 60 % em programas de desenvolvimento tecnológico avançado de unidades desse tipo (EPE, 2007). A elevada eficiência das térmicas de ciclo combinado faz com que esta tecnologia seja bastante atrativa, pois quando o combustível é o principal componente do custo total, a eficiência se torna aspecto fundamental na opção de qual ciclo utilizar (EPE, 2007). Diversas configurações podem ser utilizadas na construção de usinas de ciclos combinado (TOLMASQUIM, 2005). A figura 3.5 ilustra um exemplo de configuração no qual o ar é 21

34 comprimido e injetado na câmara de combustão, onde é misturado com o combustível. Após isso ocorre a combustão, que provoca expansão dos gases, girando a turbina, que por sua vez tem seu eixo acoplado a um gerador, o qual produzirá energia elétrica. Os efluentes atmosféricos, ainda em alta temperatura (550ºC), não são lançados na atmosfera e são direcionados para uma caldeira de recuperação, que produzirá vapor para mover uma turbina, gerando cerca de metade da energia elétrica produzida pela turbina a gás. O vapor resultante da turbina é condensado e reconduzido à caldeira de recuperação concluindo assim o ciclo Rankine (EPE,2007). Figura 3.11: Fluxograma de uma Turbina a Gás de Ciclo Combinado. Fonte: Principais Poluentes Atmosféricos Para turbinas a gás, os principais poluentes emitidos são os óxidos de nitrogênio (NO x ) e o monóxido de carbono (CO) e, em menores proporções, os compostos orgânicos voláteis (COVs) e o material particulado (fortemente vinculado a queima de combustíveis líquidos) (EPA, 2000). Cada um desses poluentes possuem rotas distintas de formação e são provenientes de aspectos diferentes dos processos de uma termoelétrica. A formação de óxidos de nitrogênio, por exemplo, é fortemente vinculada às elevadas temperaturas na câmara de combustão, enquanto o monóxido de carbono, os COVs, e o material particulado são o resultado de uma combustão incompleta. 22

35 Ainda existem outros compostos que podem ser formados em função do combustível, como as emissões de compostos de enxofre, principalmente o dióxido de enxofre (SO 2 ), que está diretamente relacionado com o teor de enxofre do combustível (EPA, 2000). Além desses poluentes, são produzidos durante a queima do gás natural em turbinas gases de efeito estufa (GEE), como dióxido de carbono (CO 2 ), óxido nitroso (N 2 O) e metano (CH 4 ). O CO 2 representa a maior quantidade de emissão dentre os GEE, visto que quase a totalidade do carbono do combustível é convertida em CO 2 durante o processo de queima (EPA, 2000) Emissões de Óxidos de Nitrogênio NO x O óxido nítrico (NO) e o dióxido de nitrogênio (NO 2) são os óxidos mais abundantes nas áreas urbanas, sendo designados genericamente como NO x. Estes compostos são extremamente reativos e na presença de oxigênio (O 2 ), ozônio e hidrocarbonetos, o NO se transforma em NO 2. Por sua vez, NO 2 na presença de luz do sol, reage com hidrocarbonetos e oxigênio formando ozônio (O 3 ), sendo um dos principais precursores deste poluente fotoquímico na troposfera. A formação de óxidos de nitrogênio ocorre por três mecanismos fundamentalmente diferentes: a formação do NO x térmico; a formação do chamado NO x rápido; e a formação do NO x pela conversão química do nitrogênio presente no combustível (XAVIER, 2004). O primeiro e principal mecanismo de formação em turbinas a gás é o NO x térmico. Esse tipo surge a partir da dissociação térmica e subsequente reação de nitrogênio (N 2 ) e oxigênio (O 2 ) das moléculas do ar de combustão. Esse fenômeno ocorre na zona de maior temperatura da chama, próxima dos queimadores das turbinas (EPA, 2000). O segundo mecanismo, chamado de NO x rápido, é formado a partir de reações iniciais de moléculas de nitrogênio do ar e os radicais de hidrocarbonetos do gás natural. Essa forma de produção de NO x é geralmente insignificante quando comparado com a quantidade de NO x térmico formado (EPA, 2000). 23

36 O terceiro mecanismo, NO x proveniente do combustível, decorre da reação de compostos de nitrogênio ligado ao combustível com o oxigênio atmosférico durante a queima. Esse mecanismo possui pouca significância no NO x gerado, já que o gás natural tem poucas concentrações de nitrogênio combustível quimicamente ligado, embora uma pequena parcela de nitrogênio molecular esteja presente (EPA, 2000). Portanto essencialmente a grande maioria do NO x formado a partir da combustão do gás natural é NO x térmico. Essa formação ocorre em maiores quantidades quando há uma condição de mistura pobre, com excesso de oxigênio disponível para reação, sendo assim o controle da estequiometria é fundamental para alcançar reduções de NO x térmico (EPA, 2000). Além do controle estequiométrico, o NO x térmico pode ser reduzido através do controle da temperatura de combustão. Nesse caso, pode ser injetado água ou vapor, que funcionariam como dissipadores de calor, reduzindo a temperatura na zona de combustão e, consequentemente, a formação do NO x térmico (EPA, 2000). As condições ambientais também afetam as emissões de NO x e a produção de energia em turbinas a gás. Essas condições ambientais externas (temperatura e umidade) podem influenciar em variações de emissões de 30 % ou mais (EPA, 2000). A presença de gotículas de vapor age para absorver o calor na zona de chama devido à conversão do teor de água em vapor. Como há consumo de calor sensível na mudança de fase da água em vapor, a temperatura na zona da chama diminui, resultando numa diminuição da formação de NO x térmico. Para uma dada taxa de queima de combustível, temperaturas ambientes inferiores diminuem o pico de temperatura na chama, reduzindo o NO x térmico significativamente (EPA, 2000). É importante ressaltar que, de forma de geral, as turbinas a gás natural possuem dispositivos (trocadores de calor por exemplo) que controlam esse fatores ambientais, fazendo com que o funcionamento dela ocorra dentro dos parâmetros projetados, sendo assim a interferência nesses fatores estaria associada a situações ambientais extremas (temperaturas muito acima da normal por exemplo), que ocasionalmente produziriam variações. 24

37 Da mesma forma, as cargas de operação de turbinas a gás afetam as emissões de NO x. As emissões mais elevadas são esperadas para cargas operacionais elevados, devido ao maior pico de temperatura na zona de chama, resultando em maior NO x térmico (EPA, 2000) Emissões de Monóxido de Carbono CO As emissões de CO estão associadas a processo de combustão incompleta. Esse poluente é formado quando existe baixo tempo de residência do combustível na câmara de combustão, temperatura de combustão reduzida ou uma mistura insuficiente de oxigênio e combustível para oxidação completa do carbono (EPA, 2000). É importante ressaltar também que as emissões de monóxido de carbono são dependentes da operação das turbinas a gás. Por exemplo, uma turbina a gás operando a plena carga possuirá uma maior eficiência de combustão, o que resultará em redução na formação de CO. Em contrapartida, a operação de turbinas a gás com potências inferiores à sua capacidade máxima, proporcionarão redução de eficiência e maior índice de combustão incompleta, aumentando assim a formação desse poluente (EPA, 2000). No caso das termoelétricas a formação de CO também está diretamente associada ao tipo de equipamento empregado na usina, ao nível tecnológico dos processos, à idade da instalação, manutenção e qualidade operacional (XAVIER, 2004). As emissões desse poluente podem ser incrementadas significativamente se as instalações forem operadas deficientemente ou sem uma boa manutenção. Além disso, a idade e o tamanho da usina podem se outros fatores que interferem na maior ou menor emissão de CO. Nas instalações menores e mais velhas, a combustão é menos controlada e, consequentemente, as emissões são provavelmente mais altas do que em plantas maiores e mais novas (XAVIER, 2004) Emissões de Material Particulado MP Nas termelétrica, o material particulado é produzido no processo de combustão e são resultantes da parcela inorgânica presente no combustível. Dentre as tipologias de geração termoelétrica, as usinas a carvão e com biomassa se destacam na produção do MP (XAVIER, 2004). Em 25

38 contrapartida, em função do baixo teor de material inorgânico no gás natural, as térmicas a gás natural possuem emissão relativamente pequena de material particulado (EPA, 2000) Emissões de Óxidos de Enxofre - SO x Os combustíveis fósseis contêm enxofre, com teores distintos, na forma de sulfetos inorgânicos ou como compostos orgânicos (RAHMAN et al., 2000 apud XAVIER, 2004). Nas usinas termelétricas, as emissões de óxidos de enxofre são geradas durante a combustão devido à oxidação do enxofre presente no combustível, sendo que nos sistemas de combustão convencionais a forma predominantemente é SO 2 (XAVIER, 2004). Especificamente nas usinas que utilizam turbina a gás, as emissões de SO 2 são pequenas devido aos baixos teores de enxofre no gás. Entretanto, odorantes contendo enxofre são adicionados ao gás natural para detecção de vazamentos, provocando a emissão de pequenas quantidades de SO 2 (XAVIER, 2004). As emissões antropogênicas de SO 2 no mundo todo são da ordem de 70 a 80 milhões de toneladas por ano (Mt/ano), contra 18 a 70 Mt/ano de emissões naturais (IPCC, 2006). Vale ressaltar que mais que 80% do SO 2 antropogênico é proveniente da combustão de combustível, com três quartos destes provenientes do carvão mineral (IPCC,1996). Estima-se que cerca de 10Mt/ano deixam de ser lançados na atmosfera devido à utilização de tecnologia de dessulfurização dos gases de exaustão, após combustão do carvão (IPCC, 2006) Emissões de Gases de Efeito Estufa - GEE O dióxido de carbono (CO 2 ) é o GEE mais produzido pelas atividades antropogênicas, possuindo também a maior representatividade das emissões em termoelétricas a gás natural. A quantidade de CO 2 emitida na queima de combustível fóssil ou biomassa nas fontes estacionárias são dependentes, principalmente, do tipo e da quantidade de combustível consumido, da concentração do carbono no combustível e da fração de combustível que é efetivamente oxidado (XAVIER, 2004). No processo de combustão, quase a totalidade dos compostos de carbono presentes no combustível é oxidada instantaneamente em CO 2 no processo de combustão. Essa conversão 26

39 é relativamente independente da configuração de queima. Entretanto, pequena parte do carbono é emitida como monóxido de carbono (CO), como metano (CH 4 ), ou como compostos voláteis diferentes do metano (NMCOVs), que são subprodutos da combustão incompleta (XAVIER, 2004). Outro importante GEE é o metano, sendo que depois do vapor d água e do CO 2, é o gás indutor do efeito estufa de maior importância. É o principal constituinte do gás natural e, como tal, é uma importante matéria-prima na produção de outros compostos orgânicos, bem como insumo principal na geração termoelétrica a gás natural (XAVIER, 2004). Em função disso, as emissões de CH 4 nas turbinas a gás natural tem sua origem principal no gás natural não queimado na câmara de combustão (EPA, 2000). Na queima de combustíveis fósseis o N 2 O é produzido diretamente e seus mecanismos de formação são governados por uma série de diferentes reações de redução catalítica. A taxa de formação de N 2 O depende, entre outros fatores, da temperatura de combustão e a quantidade de N 2 O formada é pequena em comparação com os óxidos de nitrogênio NO x (IPCC, 2006). Para todos os tipos de combustíveis, inclusive o gás natural, as emissões de N 2O são desprezíveis quando as temperaturas de combustão estão acima de C e quando o excesso de ar é mantido mínimo (menos que 1%), para todos os tipos de combustível (EPA, 2000). 27

40 4 METODOLOGIA 4.1 As Usinas Termoelétricas Avaliadas Conforme mencionado anteriormente a geração termoelétrica foi maior nos anos de 2012 e 2013, sendo que a participação da geração a gás natural sofreu significativo incremento em Por essa razão o estudo em questão procurou realizar a estimativa das emissões atmosféricas de termoelétricas a gás natural. Para o presente estudo foram contempladas 28 usinas a gás natural, sendo que o combustível utilizado, a potência instalada e a tecnologia de geração de cada uma delas estão representados na tabela 4.1. Tabela 4.1: Usinas Termoelétricas a Gás Natural Contempladas na estimativas de Emissões Atmosféricas. Usinas Código BDT Potência Instalada (kw) Tecnologia¹ B.L.SOBRINHO RJUTEB C. Combinado CAMPOS RJUSCP C. Simples CELSO FURTADO BAUTA C. Simples FER.GASPARIAN SPNPI C. Simples GOV.L.BRIZOLA RJUTTR C. Combinado JUIZ DE FORA MGUTJF C. Simples L.C.PRESTES MSTLA C. Simples MARIO LAGO RJUTME C. Simples NORTE FLUMINENSE RJUTNF C. Combinado ROMULO ALMEIDA BAUTFA C. Simples TERMOCEARÁ CEUSCJ C. Combinado SANTA CRUZ RJUSSC C. Combinado SEPE TIARAJU RSUTCA C. Combinado TERMOCABO PEGCSP C. Simples U. W.ARJONA MSUTWA C. Simples U.ARAUCARIA PRARC C. Combinado U.URUGUAIANA RSUTUR C. Combinado U.CAMACARI BAUTC C. Simples U. PERNAMBUCO PEUTPE C. Combinado U. FORTALEZA CEUTFO C. Combinado JE.SO.PEREIRA RNUJSP ,15 C. Combinado U. AURELIANO CHAVES MGUTIB C. Simples U. CUIABA MTUSCU C. Combinado 28

41 Tabela 4.1: Usinas Termoelétricas a Gás Natural Contempladas na estimativas de Emissões Atmosféricas (Continuação). EUZEBIO ROCHA SPCUB C. Combinado TERMONORTE II ROTN C. Combinado LINHARES ESUTLI C. Simples MARANHÃO IV MAUTM C. Simples MARANHÃO V MAUTM C. Simples 1 : Dados de tecnologia obtidos de Plano de Expansão de Energia 2030 (ANEEL, 2007). Fonte: ANEEL, Essas 28 usinas representam apenas 24,78 % do total de unidades desse tipo (113 usinas), entretanto em termos de capacidade instalada somam juntas 11,23 GW (ANELL, 2013 c ), compondo 92,17 % de toda a capacidade instalada das térmicas a gás natural no Brasil. Dentre as usinas estudadas, 50 % são termoelétricas de Ciclo Simples e 50% são Termoelétricas de Ciclo Combinado. No entanto, as termoelétricas de Ciclo combinado apresentam maior parte da capacidade instalada, com 7,31 GW, o que representa 65,20 % do total, sendo que as de ciclo simples apresentam os demais 34,8 %. 4.2 Metodologia de Estimativa das emissões atmosféricas da U.S. Enviromental Protection Agency EPA As metodologias de cálculo de fatores de emissão e inventários têm sido ferramentas fundamentais para a gestão da qualidade do ar. As estimativas realizadas através desses modelos são importantes ferramentas para o desenvolvimento de estratégias de controle de emissões, determinando até a necessidade de medidas de controle ainda durante o processo de licenciamento. Essas metodologias também possibilitam verificar os efeitos das emissões de determinadas fontes, subsidiando a adoção de medidas mitigadoras. Além disso, elas servem para as mais variadas finalidades, podendo ser utilizadas por órgãos de controle, de pesquisa e até pela indústria, se tornando base para indicadores de qualidade ambiental (EPA, 2000). Essas metodologias procuram quantificar as emissões de poluentes atmosféricos a partir de dados de operação de empreendimentos e fatores de emissão específicos para cada poluente em 29

42 cada tipologia industrial, associados sempre a aspectos tecnológicos do processo e de mecanismos de controle de poluentes. O fator de emissão é um valor representativo que tenta relacionar a quantidade de um poluente liberado para a atmosfera com uma atividade produtora desse poluente em determinado processo. Esses fatores são geralmente expressos como a massa do poluente dividida por uma unidade de massa, volume ou energia da atividade emissora do poluente (por exemplo, quilogramas de partículas emitidas por tonelada de carvão queimado). Tais fatores facilitam a estimativa das emissões provenientes de várias fontes de poluição do ar e, na maioria casos, estes fatores são simplesmente a média de todos os dados disponíveis de determinada fonte, considerando dados de longo prazo para todas as instalações na categoria (EPA, 2000). De forma geral, dados obtidos em testes de emissões específicos da fonte ou de sistemas de monitoramento continuo de emissões, são melhores e mais precisos na estimativa das emissões atmosféricas, visto que esses dados fornecem a melhor representação das emissões da fonte testada (Figura 4.1). Entretanto, os dados de teste das fontes individuais nem sempre estão disponíveis, possuem maiores custos e podem não refletir a variabilidade das emissões reais ao longo do tempo. Sendo assim, a utilização de fatores de emissões, apesar de suas limitações, é muitas vezes o melhor ou único método disponível para estimar lançamentos de poluentes atmosféricos (EPA,2000). Para as termoelétricas estudadas foram realizadas as estimativas para os principais poluentes atmosféricos e gases de efeito estufa emitidos nessa tipologia, que são: CO 2, CH 4, N 2 O, NO x, CO, SO x e material particulado. 30

43 Figura 4.1: Relação entre custo e confiabilidade das diversas metodologias de estimativa de emissões Fonte: XAVIER, Para a estimativa das emissões foi utilizada a metodologia descrita na 5ª Edição da AP-42 - Compilation of Air Pollutant Emission Factors da U.S. Environmental Protection Agency USEPA (EPA, 2000). Essa metodologia possui a seguinte equação para este fim: ( ) Equação 1 Onde: E ij = Emissões de determinado poluente (j) para determinada usina (i) [t]; A i = Combustível consumido em determinada usina (i) [TJ]; EF j = Fator de emissão de determinado poluente (j) [t/tj]; ER j = Eficiência de redução do sistema de controle de determinado poluente (j) [%]. 31

44 Neste trabalho não foram obtidos dados de combustível, mas sim os dados finais de geração de energia elétrica, sendo portanto necessário transformar a energia gerada em energia de combustível consumida. Isso pode ser feito através da equação 2, se a eficiência térmica do processo for conhecida. Equação 2 Onde: A i = Combustível consumido em determinada usina (i) [TJ]; EG i = Energia gerada em determinada usina (i) [MWh]; e i = Eficiência térmica de determinada usinas (i) [%]; f = Constante de conversão de MWh para TJ [TJ/MWh]. Portanto, substituindo-se a Equação 2 na Equação 1 obtemos a equação 3 abaixo: ( ) Equação 3 Onde: E ij = Emissões de determinado poluente (j) para determinada usina (i) [t]; EG i = Energia gerada em determinada usina (i) [MWh]; e i = Eficiência térmica de cada usina em função do tipo de geração (i) [%]; f = Constante de conversão de MWh para TJ [TJ/MWh]. EF j = Fator de Emissão de Determinado Poluente (j) [t/tj]; ER j = Eficiência de Redução do Sistema de Controle de Determinado Poluente (j) [%]. Em se tratando dos fatores de emissão, foram utilizados fatores apresentados na AP-42 da USEPA (EPA, 2000). A opção pelos fatores da EPA aconteceu devido a escassez de fatores de emissões regionais calculados com a base de dados brasileira, sendo que os poucos fatores disponíveis não possibilitariam avaliar todos os poluentes apresentados neste trabalho. Nos casos dos poluentes CO 2, CH 4, N 2 O, SO x e material particulado foram utilizados os fatores de emissão considerando a ausência de sistemas de controle, visto que para esse poluentes não há 32

45 mecanismos de controle ou a suas emissões são reduzidas em termoelétrica a gás natural. Os fatores de emissões utilizados Em virtude da escassez de dados sobre os mecanismos de controle das usinas estudadas e de posse da informações de que as turbinas a gás empregadas no Brasil possuem algum tipo de controle de emissões de NO x (GT CONAMA, 2013), para a quantificação das emissões de NO x e o CO, foram realizadas duas estimativas utilizando os fatores de emissão que consideram medidas de controle apresentados na metodologia da USEPA. Portanto os fatores de emissão utilizados estão para esse poluentes estão resumidos nas tabela 4.2 e 4.3 abaixo: Tabela 4.2: Fatores de Emissões de NO x e CO em t de poluente por TJ de combustível consumido Poluentes NO x CO Injeção Dry Low Injeção Dry Low Tecnologias de Controle de água NOx de água NOx Fatores de Emissão por Controle Utilizados (t/tj) 0,0559 0,0426 0,0129 0,0065 Fonte: Adaptado EPA, Tabela 4.3: Fatores de Emissões de CO 2, N 2 O, CH 4, SO x e MP em t de poluente por TJ de combustível consumido Poluentes CO 2 N 2 O CH 4 SO x MP Tecnologias de Controle Fatores de Emissão por Controle (t/tj) Fatores de Emissão Utilizados(t/TJ) Sem Controle Sem Controle Sem Controle Sem Controle Sem Controle 47,3365 0,0015 0,0028 0,0013 0, ,3365 0,0013 0,0037 0,0015 0,0028 Fonte: Adaptado EPA, Para as estimativas das emissões usando a Equação 3, além dos fatores de emissões foram necessários: Dados de geração para quantificação das emissões, obtidos do boletim diário de despacho térmico do ONS durante todo o ano de 2013 (ONS, 2013 d ) (Apêndice A); 33

46 Constantes de conversão de unidades, obtidas do Anexo VIII do Balanço Energético Nacional de 2013 (BEN, 2013), apresentadas no Anexo A; Eficiências térmicas médias das termoelétrica brasileiras, obtidas em Xavier (2004), apresentadas da tabela 4.4 a seguir. Tabela 4.4: Eficiência Térmica em Função do Combustível Utilizado e do Ciclo Térmico Empregado Fonte: (XAVIER, 2004) 34

47 4.3 Panorama de estimativa de emissões até 2021 Conforme apresentado anteriormente o ano de 2013 foi um ano com forte geração termoelétrica, em especial a geração a gás natural. As térmicas a gás natural tiveram um fator de utilização de 58 % da sua capacidade instalada total. Para os estabelecimento de panoramas de emissões atmosféricas de termoelétricas a gás natural até 2021, foi utilizada a mesma metodologia apresentada anteriormente, sendo que adicionalmente foram considerados aspectos como a previsão de evolução da capacidade instalada apresentada na tabela 3.6, fatores de utilização previstos no plano de decenal de expansão de energia 2021 e verificados em 2013 e o percentual da capacidade instalada em usinas de ciclo combinado (65,2%) ou simples (34,8%) encontrados para as usinas estudadas nesse trabalho. Dessa forma serão realizado dois panoramas de emissões atmosféricas até 2021, sendo um calculado utilizando o fator de utilização de 28 % previsto no PDEE 2021 e outro utilizando o fator de 58% observado em Esses valores foram escolhidos para tentar representar as emissões nas condições previstas pelos órgão de planejamento do setor elétrico e também estimar emissões caso situações mais extremas ocorram (2013). A tabela 4.5 abaixo mostra o resumo da estimativa em ambos os cenários. Tabela 4.5: Resumo do calculo da energia gerada anualmente para cada tecnologia de geração em cada um dos cenários. Panorama 1 2 Capacidade Instalada em cada ano (MWh) Capacidade Instalda Gás Natural PDEE 2021 (CI) Capacidade Instalda Gás Natural PDEE 2021 (CI) Nº de Horas por Ano Fator de Utilização (%) Energia Gerada Prevista (MW) CI *8670 * 28% CI *8670* 58% Energia Gerada Por tipo de ciclo (MW) SIMPLES COMBINADO SIMPLES COMBINADO CI * 8670 * 0,28 * 0,348 CI * 8670* 0,28 *0,652 CI * 8670 * 0,58 * 0,348 CI * 8670* 0,58 * 0,652 35

48 Geração de Energia Elétrica (GWh) 5 RESULTADOS E DISCUSSÕES 5.1 Geração das Termoelétrica a Gás Natural estudadas em 2013 As usinas a gás natural estudadas representam parte significativa dessa geração, já que em 2013 a geração delas foi de ,53 GWh, representando 61,09 % de toda a geração termoelétrica daquele ano. Conforme pode ser observado na Figura 5.1 abaixo, a geração foi alta durante o ano inteiro, sendo que houve uma pequena redução nos últimos meses. Essa pequena redução certamente refletirá nas emissões atmosféricas, sendo que os maiores valores estarão nos primeiro meses de Geração de Energia Elétrica Termoelétricas a Gás Natural , , , , , , , , , , , , Mês Figura 5.1: Geração de energia elétrica das usinas estudadas em Emissões Atmosféricas durante o ano de 2013 Nessa seção do trabalho serão apresentados os resultados das estimativas das emissões das termoelétricas a gás natural estudadas. Concomitantemente, serão realizadas comparações dessa emissões com emissões apresentadas em inventários nacionais. Para isso serão utilizados os 36

49 Emissões (t) dados de emissões disponíveis no documento Estimativas anuais de emissões de gases de efeito estufa no Brasil, elaborado pelo Ministério de Ciência e Tecnologia MCT em Além disso, todos os resultados, tanto de geração como de emissões de cada usina se encontram disponibilizados nos apêndices desse trabalho, bem como uma tabela resumo das emissões atmosféricas discutidas a seguir Emissões de Gases de Efeito Estufa GEE Os Gases de Efeito Estufa GEE representam a maior parte das emissões atmosféricas das termoelétricas estudadas. Isso ocorre em função da grande quantidade de CO 2 produzido como resultado final da combustão nas turbinas. Em 2013, as emissões atmosféricas de CO 2 das usinas a gás natural estudadas foi de t CO 2. Conforme pode ser observado na Figura 5.2, nos últimos meses do ano houve uma redução das emissões, reflexo da menor demanda pela energia das termoelétrica, sendo que o menor valor se deu em outubro com total de t CO , ,00 Emissões CO 2 Usinas Termoelétricas a Gás Natural , , ,00 0,00 Mês Figura 5.2: Evolução das Emissões de CO 2 das Termoelétricas a Gás Natural em

50 Emissões (t) O segundo gás de efeito estufa mais significativo em termos de emissões em termoelétrica a gás natural é o metano CH 4. Em 2013 foram emitidas pelas termoelétricas a gás natural 1.667,54 t CH 4, valor muito inferior as emissões de CO 2. Essa diferença já era esperada, visto que as emissões de CH 4 em termoelétricas a gás natural basicamente são oriundas do combustível não queimado durante o processo, o que potencialmente produziriam valores pequenos. A evolução das emissões de CH 4 é apresentada na Figura 5.3 a seguir. 200,00 Emissões CH 4 Usinas Termoelétricas a Gás Natural ,00 100,00 50,00 0,00 Figura 5.3: Evolução das Emissões de CH 4 das Termoelétricas a Gás Natural em 2013 Mês O N 2 O foi o GEE que apresentou as menores emissões nesse setor, totalizando 581 t N 2 O em 2013, o que condiz com as indicações da literatura de que as emissões desse poluente são insignificantes. As emissões desse poluente foram relativamente baixas durante o ano todo, tendo o maior valor, de 57,50 t N 2 O, ocorrido em maio (Figura 5.4). 38

51 Emissões (t) Emissões N 2 O Usinas Termoelétricas a Gás Natural ,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Mês Figura 5.4: Evolução das Emissões de N 2 O das Termoelétricas a Gás Natural em 2013 A tabela 5.1 apresenta as emissões brasileiras de gases de efeito estufa por setor, em CO 2 eq (dióxido de carbono equivalente), para o período de 1990 a 2010 (MCTI, 2013). O setor de energia corresponde aos GEE emitidos por combustão de combustíveis fósseis e às emissões fugitivas da indústria de combustíveis fósseis e totalizou, em 2010, a emissão de 399,3 Mt de CO 2 eq. Vale ressaltar que tanto a combustão de fontes estacionárias (produção de energia e uso nos processos de combustão industrial) quanto a de fontes móveis (setor de transporte), inseremse nesse setor. Em termos da participação de cada setor no ano de 2010, a energia vem em segundo lugar, com 32% da participação total. A maior participação é do setor da agropecuária, com 35%; em terceiro lugar, o uso do solo e florestas, com 22%; na sequência, os processos industriais, com 7%; e, finalmente, o tratamento de resíduos sólidos e esgoto, com 4%. Para fins de comparação com os valores apresentados acima, as emissões dos gases de efeito estufa encontradas nesse trabalho foram convertidas a CO 2 eq através da mesma métrica utilizada pelo MCTI (2013), usando o Potencial de Aquecimento Global (Global Warming Potential GWP) como fator de ponderação (tabela 5.2), para se chegar à unidade comum de carbono equivalente. 39

52 Tabela 5.1: Evolução das emissões de GEE s no Brasil por setor 1990 a 2010 Fonte: MCTI, Tabela 5.2: Gases de efeito estufa e seus respectivos GWPs. Fonte: Adaptado de MCTI (2013). Dentro do setor de energia estão as centrais elétricas de serviço público, onde estão inseridas as termelétricas avaliadas nesse estudo. A tabela 5.3 apresenta as emissões de cada gás de efeito estufa estimadas nesse trabalho (convertidas para a unidade comum) e as emissões do setor de energia e de seu subsetor de centrais elétricas de serviço público (gás natural, carvão mineral e óleo combustível) em 2010 (MCTI, 2013), assim como uma estimativa dessas emissões para Dessa forma, tem-se um indicativo de que as principais termoelétricas a gás natural no Brasil contribuíram para aproximadamente 90% do total das emissões de GGEs pelas centrais elétricas de serviço público, no ano de

53 Setores Tabela 5.3: Emissão de GEE s em CO 2 eq. Gases [Mt de CO 2 eq] CO 2 CH 4 N 2 O Total Termoelétricas a gás natural ano base ,329 0,035 0,180 21,544 Centrais elétricas de serviço público estimado para 23,5 0, , a Energia estimado para 431,7 13,6 5,1 450, a Centrais elétricas de serviço público 20,8 0, ,826 ano base 2010 b Energia ano base 2010 b 382,7 12,1 4,5 399,3 a Fonte: Adaptado de MCTI (2013), assumindo a taxa de crescimento do setor de energia para o período de (21,4%), com base em um aumento anual linear na emissão até 2013, o que correspondeu a 12,8% de aumento em relação aos valores de b Fonte: MCTI (2013) Emissões de Óxidos de Nitrogênio NO x Dos demais poluentes avaliados, o NO x apresentou as emissões mais significativas. Como a emissão desse poluente é bastante dependente da tecnologia de controle utilizada em cada termoelétrica, informação cujo acesso não é de fácil obtenção, trabalhou-se com dois possíveis cenários. No primeiro, assumiu-se que todas as termoelétricas estudadas possuem sistemas de injeção de água para controle de NO x. No segundo, admitiu-se que todas as térmicas possuem sistema Dry Low NO x - DLN. A escolha desses cenários teve como fundamento o fato de não existir turbinas a gás natural sem controle de emissões de NO x, sendo que essas duas tecnologias são amplamente utilizadas (GT CONAMA, 2013). Para o cenário com 100% das usinas utilizando injeção de água, mais pessimista visto que o controle é menos eficaz, as emissões para 41

54 Emissões (t) esse poluente t NO x, e para o cenário com 100% empregando DLN t NO x. Conforme pode-se perceber, a variação das emissões foi de 31%, de uma tecnologia para outra, mostrando como a tecnologia de controle de DLN é bem mais eficiente. A evolução das emissões de NO x e variação entre as duas tecnologias de controle podem ser observadas na Figuras ,00 Emissões NOx Usinas Termoelétrica a Gás Natural , , ,00 Emissões NOx Termoelétricas a Gás Natural (Injeção de Água) 500,00 0,00 Emissões NOx Termoelétricas a Gás Natural (DRY LOW) Mês Figura 5.5: Evolução das emissões de NO x das termoelétricas a gás natural em Apesar da falta de disponibilidade acerca das tecnologias de controle de NO x empregadas nas usinas estudas, os resultados obtidos mostraram que as emissões de NO x das termoelétricas a gás natural são representativas em relação aos demais poluentes analisados. Esses resultados são compatíveis com o esperado, já que em processos de combustão a altas temperaturas esse poluente é substancialmente formado, constituindo um dos principais objetos de controle de emissões em termoelétricas a gás natural Emissões de Monóxido de Carbono CO As emissões de CO, depois do CO 2 e NO x, foram as que apresentaram os maiores valores. Apesar disso, os valores encontrados das emissões foram baixos, se comparados com as emissões de CO 2 e NO x. As emissões de CO também são dependentes do tipo de controle utilizado na combustão, visto que ela poderá ser mais completa, gerando menos CO, ou menos completa, gerando mais CO. Os mesmos cenários assumidos para as emissões de NO x foram utilizados para 42

55 Emissões (t) as emissões de CO. No cenário de injeção de água as emissões totalizaram t CO, e para o cenário DLN, 2.908,5 t CO. Diferentemente do NO x, a variação entre ambos os cenários de estimativa para o CO foi bem mais significativa, sendo as emissões do Dry Low mais uma vez menor que as de injeção, porém agora com uma diferença percentual de 50%. Tanto a evolução, quanto essa variação são apresentados na Figuras ,00 500,00 Emissões CO Usinas Termoelétrica a Gás Natural ,00 300,00 200,00 100,00 0,00 Emissões CO Termoelétricas a Gás Natural (Injeção de Água) Emissões CO Termoelétricas a Gás Natural (DRY LOW) Mês Figura 5.6: Evolução das emissões de CO das termoelétricas a gás natural em Os resultados de CO foram os que apresentaram maiores variações em relação à tecnologia de controle empregada. Uma justificativa para essa grande variação dos resultados de CO entre as tecnologias de controle, seria a imprecisão dos fatores de emissão utilizados, que de acordo com a própria EPA apresentaram valores inesperado (EPA, 2000). Entretanto para a realização de uma estimativa e na ausência de outra fontes mais precisas, esses resultados servem como um indicativo das ordem de grandeza das emissões desse poluente para termoelétricas a gás natural Emissões de Material Particulado MP e Óxidos de Enxofre - SO x As emissões de material particulado (MP) e óxidos de enxofre (SO x ), juntamente com as emissões de N 2 O, apresentaram os menores valores de emissões. Em termos de material particulado foram emitidas 1279,74 t durante todo ano de 2013, e para o SO x as emissões 43