K Tejo. Relatório Final Técnico-Científico. Estudo de Viabilidade da. Captura e Armazenamento de CO2. na Central Termoeléctrica do PEGO.

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1 K Tejo Relatório Final Técnico-Científico Estudo de Viabilidade da Outubro 2010 Captura e Armazenamento de CO2 na Central Termoeléctrica do PEGO Entidades participantes Co- financiado por: UNIÃO EUROPEIA Fundo Europeu de Desenvolvimento Regional

2 Índice Índice... 1 Índice de Tabelas... 6 Preâmbulo... 8 Sumário Executivo Capitulo 2 O Projecto Motivações Objectivos e Estrutura Tarefas, Actividades e Cronograma Milestones do projecto e resultados atingidos Capítulo 3 - Trabalhos desenvolvidos Actividade 1 - Estudos Preliminares Tarefa 1.1 Instalação de equipamentos Tarefa 1.2 Situação actual da Central do Pego Tarefa 1.3 Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e geofísica Actividade 2 - Especificações técnicas Tarefa 2.1 Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Tarefa 2.2 Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à captura do CO Tarefa 2.3 Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública Tarefa 2.4 Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de armazenamento offshore Actividade 3 - Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades para o desenvolvimento Tarefa 3.1 Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos Tarefa 3.2 Caracterização hidrogeológica e estratigráfica Tarefa 3.3 Caracterização estrutural e neotectónica Tarefa 3.4 Estimativa da capacidade de armazenamento Tarefa 3.5 Caracterização sísmica, mecanismos de ruptura e modelos de velocidades. 85 Tarefa 3.6 Hierarquização dos potenciais locais de armazenamento

3 3.4. Actividade 4 - Testes e Ensaios Tarefa 4.1 Estudo dos tipos de carvão Tarefa 4.2 Análises petrofísicas Tarefa 4.3 Análise do CO 2 recuperado Tarefa 4.4 Monitorização da Central Actividade 5 - Promoção e divulgação Tarefa 5.1 Sessão de divulgação inicial Tarefa 5.2 Divulgação Científica Capítulo 4 - Estratégia de Valorização a Curto-Médio Prazo e a Longo termo Estratégia de valorização Impacto do projecto para as entidades participantes Tejo Energia PEGOP Capítulo 5 - Avaliação Ex-Post Capítulo 6 - Execução Financeira Capítulo 7 Bibliografia

4 Índice de Figuras Figura 1 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento Figura 2 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento no offshore Figura 3 Objectivos do projecto Figura 4 Equipamento de monitorização online de CO Figura 5 Imagem do gráfico de acompanhamento da medida online de CO 2 através do sistema de informação da Central Figura 6 - Layout da Central do Pego Figura 7- Ciclo simplificado de produção de energia eléctrica Figura 8- Valores de caudal, pressão e temperatura do vapor à entrada das turbinas Figura 9 - Evolução da produção de energia eléctrica na Central do Pego VS consumo de electricidade em PT (adaptado de REN) Figura 10 - Tendência da produção de electricidade em Portugal entre 2004 e Figura 11 - Imagem de alguns campos da base de dados Figura 12 Localização de um eventual sistema de captura por pós-combustão na Central do Pego Figura 13 - Pós-combustão. Adaptado de (Feron& Hendriks 2005a) Figura 14 Esquema simplificado da captura de CO 2 por pós-combustão Figura 15 - Modificações a realizar no layout da central devido à instalação de um sistema de captura por pós-combustão Figura 16 Consumo mensal de carvão (t/dia) conforme os três cenários de utilização da Central

5 Figura 17 - Custo anual que a Central terá pelas emissões de CO 2 no âmbito do CELE Figura 18 - Custo por tonelada de CO 2 emitido pressupondo a instalação de um sistema de captura, evitando pagar pelas emissões no âmbito do CELE Figura 19 - Definição espacial da zona de armazenamento no offshore, com indicação da Two-Way-Time (TWT). Pontos verdes indicam as sondagens existentes Figura 20 - Mapa de gradiente geotérmico e mapa de temperaturas a 1000m de profundidade Figura 21 - Sistema aquíferos e sequência estratigráfica na zona de estudo Figura 22 - Perfil lito-estratigráfico detalhado do Grés de Silves Figura 23 Fotografias de afloramentos da Formação de Castelo Viegas (topo) e da Formação da Conraria (base) Figura 24 Estruturas neotectónicas e relação entre alinhamentos e epicentros de sismos. 81 Figura 25 Subdivisão da Bacia Lusitaniana e zona de ocorrência do reservatório Grés de Silves Figura 26 Capacidade de armazenamento para as estruturas alvo Figura 27 Epicentros do inventário sísmico e simulação numérica de sismo na falha do vale inferior do Tejo Figura 28 Zona de maior estabilidade tectónica e resultados de simulação numérica de sismo Figura 29 Carvão consumido na central do pego entre 2005 e 2010 e previsão de consumo entre 2011 e Figura 30 - Distribuição por origem do carvão consumido em 2010 na Central do Pego Figura 31 - Distribuição do carvão consumido em 2011 na Central do Pego, por origem

6 Figura 32 - Variação mensal das emissões de CO 2 na Central do Pego entre 2005 e Junho de Figura 33 - Comparação entre as emissões de CO 2 registadas pelo analisador e as emissões calculadas com base nas características dos carvões queimados na Central Figura 34 - Comparação entre as emissões de CO 2 por electricidade registadas pelo analisador e as emissões por electricidade calculadas com base nas características dos carvões queimados na Central Figura 35 - Esquema das entradas e saídas dos sistemas de tratamento dos gases de combustão Figura 36 - Comparação das emissões de SO 2 e NO X antes e depois do início da operação das unidades FGD e SCR Figura 37 - Emissões de partículas antes e depois da melhoria de performance dos precipitadores electrostáticos Figura 38 Imagens das brochuras e apresentações preparadas para a sessão de Divulgação Inicial Figura 39 - Imagens das notícias sobre o publicadas em publicações internacionais sobre Captura e Armazenamento de CO Figura 40 - Apresentações por poster em congressos internacionais de Figura 41 Apresentação por poster em congressos internacionais de Figura 42 - Apresentação realizada na Alstom em Setembro de Figura 43 - Apresentação realizada no Workshop internacional - CCS in Portugal and Norway: Status and future prospects

7 Índice de Tabelas Tabela 1 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 1 do projecto Tabela 2 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 2 do projecto Tabela 3 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 3 do projecto Tabela 4 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 4 do projecto Tabela 5 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 5 do projecto Tabela 6 Milestones do projecto Tabela 7 Listagem de dados recolhidos Tabela 8 - Desafios da captura de CO 2 na Central do Pego Tabela 9 - Aspectos gerais relacionados com o retrofitting de centrais de produção de energia eléctrica Tabela 10 - Estimativa de custos de transporte de CO 2 ( /tco 2 ) para projectos de demonstração e para uma rede de transporte já desenvolvida Adaptado de (ZEP 2011) Tabela 11 - Preço a pagar pelas emissões de CO 2 consoante os diferentes cenários do preço das emissões de CO 2 no âmbito do CELE Tabela 12 - Estimativa de custos de transporte de CO 2 ( /tco 2 ) consoante os diferentes cenários de utilização da Central Termoeléctrica do Pego Tabela 13 Legislação Nacional relevante para o armazenamento geológico de CO Tabela 14 Estimativas de permeabilidade e capacidade de injecção para os reservatórios offshore Tabela 15 Comparação de custos entre armazenamento onshore e offshore Tabela 16 Diagrafias analisadas Tabela 17 Resultados da análise das diagrafias da sondagem Aljubarrota

8 Tabela 18 - Análise aos carvões utilizados na Central do Pego entre 2005 e Junho de Tabela 19 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em Tabela 20 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em Tabela 21 Análises e ensaios realizados sobre as amostras de afloramento Tabela 22 Principais Resultados do Estudo Petrográfico e Geoquímico Tabela 23 - Comparação das toneladas de CO 2 e das tco 2 /GWh com base no CO 2 medido e calculado Tabela 24 Valores máximos de emissão de SO 2, NO X e partículas (Tejo Energia, 2010) Tabela 25 - Caracterização das emissões gasosas na Central Termoeléctrica do Pego Tabela 26 - Emissões de CO 2, SO 2, NO X, partículas e cinzas entre 2005 e

9 Preâmbulo Ao longo deste relatório final do projecto são efectuadas diversas referências a uma plataforma online que contém informação detalhada sobre o trabalho desenvolvido. Recomenda-se que essa plataforma online seja acedida para se obterem detalhes sobre as tarefas ou para descarregar os Deliverables produzidos. A plataforma online é o Moodle_Projectos da Universidade de Évora, uma ferramenta colaborativa entre a equipa do projecto e onde se reúne a informação, dados e resultados produzidos. O acesso a esta plataforma faz-se através da página de internet do projecto (WIKI) ou do endereço: Na página de abertura deve-se digitar KTejo na caixa de pesquisa. Após localizar o projecto deve aceder-se na opção Entrar como visitante introduzindo a chave de acesso Feemiev3. 8

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11 Sumário Executivo As preocupações em matéria de segurança energética, a ameaça das alterações climáticas e a necessidade de atender a uma procura de energia crescente constituem grandes desafios para os decisores do sector energético. A captura e armazenamento geológico de CO 2, doravante designado por CCS (Carbon Capture and Storage) entra neste cenário como uma tecnologia que tem a capacidade de reduzir as emissões de CO 2, ao mesmo tempo que permite fazer face ao aumento das necessidades energéticas, traduzidas pela queima de combustíveis fósseis em centrais termoeléctricas. I. Captura de CO 2 Qual a tecnologia mais adequada ao Pego? Para se instalar um sistema de captura na Central Termoeléctrica do Pego é necessário seleccionar a tecnologia que melhor se adequa ao retrofitting da Central (adaptação de uma central e dos seus equipamentos a um novo modo de funcionamento) tendo em conta as condições actuais de operação desta. Verificou-se que a aplicação de um sistema de captura no Pego é tecnicamente possível, pois já existe tecnologia disponível e espaço suficiente na Central para instalar a unidade, apesar das desvantagens em termos de redução da energia debitada e da eficiência energética da central. Depois de abordadas as três tecnologias disponíveis para capturar o CO 2 (pós-combustão, oxi-combustão e pré-combustão), analisou-se quais podiam ser usadas para retrofitting desta Central. Concluiu-se que a captura por pós combustão poderá ser compatível com a Central do Pego, pela facilidade de retroffiting sem grandes modificações no processo normal de produção de energia na central. Na captura por pós-combustão, os gases resultantes da queima do combustível entram em contacto em altas colunas de absorção com um solvente líquido selectivo para o CO 2 que o dissolve e o transporta para outra coluna, a de regeneração, onde acontece a libertação do 10

12 fluxo de CO 2 por acção do aumento da temperatura. O calor necessário para promover este aumento de temperatura é retirado da central sob a forma de vapor causando uma penalização na potência debitada por esta( redução de 30%)assim como uma redução da sua eficiência de cerca de 10 pontos percentuais. Um dos grandes obstáculos à aplicação de sistemas de captura em centrais com as características da Central do Pego prende-se com os aspectos económicos do sistema de captura. Por se encontrarem ainda numa fase de demonstração, os sistemas de captura são bastante caros, contribuindo assim para o aumento do preço da electricidade produzida. O intervalo de valores indicado pelos diferentes estudos é bastante variável, mas grosseiramente rondam os 50 por tonelada de CO 2 capturado (incluindo os custos de compressão e excluindo custos de transporte e armazenamento) A médio/longo prazo, prevê-se que os preços por tonelada de CO 2 capturado desçam consoante maior penetração da tecnologia pelo aumento de projectos comerciais de larga escala, como de resto tem acontecido com a maior parte das tecnologias. Desafios à captura de CO 2 na Central Termoeléctrica do Pego No entanto a questão de avançar para a instalação de um sistema de captura de CO 2 na Central do Pego não depende só de aspectos económicos: - A instalação recente das unidades de tratamento de gases (FGD e SCR) é um aspecto importante no que respeita à implementação de uma unidade de captura de CO 2 no Pego, uma vez que são sistemas que contribuem para mitigar os problemas relacionados com a formação de compostos estáveis e irreversíveis, resultantes da reacção dos NO X e SO 2 com os solventes usados na captura. O investimento feito nestas tecnologias colocou a Central do Pego numa posição de liderança relativamente a questões ambientais, pois tornou-se numa Central moderna que reduziu significativamente o impacto decorrente da sua actividade no ambiente. - A aceitação pública da tecnologia é um aspecto importante que contribuirá (ou não) para o sucesso da instalação de sistemas de captura em centrais deste tipo. Neste campo os governos têm um papel a desempenhar: a promoção e divulgação da tecnologia pelos mais diversos meios, para além da regulamentação e dos apoios financeiros, e da inclusão do CCS 11

13 nas políticas governamentais, podem servir de impulsionadores à instalação de sistemas de captura nas unidades industriais, de tal forma que, poder-se-ia construir uma rede de transporte como a já existente para o gás natural, que transporte o CO 2 capturado das várias fontes até aos locais de armazenamento. - O papel que a Central do Pego a carvão vai ter no sistema electroprodutor Português no futuro pode ser determinante para avançar com a decisão de implementar a captura de CO 2 : apesar de barato, o carvão é uma matéria-prima cuja queima contribui para o aumento dos GEE. O contexto em que se insere a Central do Pego no sistema electroprodutor português (SEP) é hoje incerto. As previsões futuras para o SEP são para o aumento da energia produzida a partir das fontes de energia renováveis, e como as centrais de produção em regime especial (PRE- corresponde à produção de electricidade através da utilização de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e electricidade) e as centrais a fio de água têm um regime de funcionamento imprevisível pela dependências das condições meteorológicas, têm prioridade sobre todas as outras formas de produção entrando na base do diagrama de cargas. Esta tendência tem consequências na produção de energia eléctrica na Central do Pego, que tem vindo a diminuir ao longo dos anos. Por este motivo, é expectável que a produção no Pego continue a ter um regime instável, dependente das condições do meteorológicas, com a sua utilização cada vez mais a incidir em horas de picos de consumo ou quando a produção renovável tem valores mais baixos. - Os anos de funcionamento da Central podem condicionar o investimento num sistema de captura de CO 2 no Pego, pois prevê-se que a Central tenha mais dez anos de vida, apesar de se poder prolongar este tempo se o governo assim o desejar. - Uma vez que não é sustentável que um sistema electroprodutor obtenha energia apenas através das renováveis, pelo seu carácter aleatório e imprevisível, existe a necessidade de ter disponíveis formas de produção de energia que não dependam das condições meteorológicas, e que consigam produzir energia independentemente da altura do ano ou do dia. Estas centrais produzem energia quando solicitado pelo gestor da rede eléctrica. A Central do Pego insere-se nesta classe. Este é um dado importante no que respeita à 12

14 utilização da Central do Pego, na medida em que é uma Central importante no panorama energético pelo facto de poder ser utilizada a qualquer hora do dia. -A evolução do preço das emissões de CO 2 no âmbito do Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) é um factor que pode condicionar a implementação de um sistema de captura: foi importante avaliar se é mais vantajoso pagar pelas emissões produzidas no âmbito deste mercado, sujeito a variações diárias, ou evitá-las através do investimento num sistema de captura de CO 2, com um custo associado conhecido. Um preço elevado a cobrar pelas emissões do CO 2 neste mercado poderá tornar insustentável a produção eléctrica sem recorrer ao CCS, e o CELE poderá funcionar como um impulsionador ao uso alargado de tecnologias de captura e armazenamento de CO 2 na indústria. - Outra questão importante prende-se com o facto de Espanha ter nos seus planos implementar projectos de CCS. Numa altura em que a energia produzida tanto em Portugal como em Espanha circulam no MIBEL 1, será que Portugal não vai pagar pelo aumento dos custos de produção associados à energia produzida nas centrais espanholas? E uma vez a pagar por isso, valerá a pena não investir na tecnologia pelo aumento de custos da electricidade produzida, mas pagar na mesma esse aumento resultante da energia vinda de Espanha? - Apesar de a Central ter um contrato de exploração com a REN de fornecimento de energia por mais 10 anos (até 2021), este limite não é necessariamente estático. A decisão da continuidade da Central para produção de electricidade depende de estratégias delineadas pelos governos, e da evolução do sistema electroprodutor. Num contexto em que o tempo de vida desta Central se prolongaria, talvez a sua actividade tivesse que ser colmatada com um sistema de captura de CO 2. II. Transporte de CO 2 O transporte de substâncias a alta pressão por pipelines é um processo com maturidade usado principalmente no transporte de hidrocarbonetos na indústria de petróleo e do gás natural. 1 O Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) constitui uma iniciativa conjunta dos Governos de Portugal e Espanha, visando a construção de um mercado regional de electricidade. Com a concretização do MIBEL, passou a ser possível, a qualquer consumidor no espaço ibérico, adquirir energia eléctrica num regime de livre concorrência, a qualquer produtor ou comercializador que actue em Portugal ou Espanha. 13

15 Os custos associados ao transporte de CO 2 por pipelines estão directamente associados ao material constituinte destes, à espessura do pipeline, ao tipo de terreno que atravessam (áreas altamente povoadas, montanhas, rios ou regiões geladas etc.), à distância necessária percorrer e ao tipo de pipeline (onshore ou offshore). Tendo em conta os custos de transporte indicados num estudo da ZEP (2011), e partindo do princípio que o transporte de CO 2 do Pego para o local de armazenamento será feito por pipelines numa distância inferior a 100 km: - para projectos de demonstração cuja capacidade máxima de transporte de CO 2 é de 2,5 Mt, (independentemente da Central produzir mais que 2,5 Mt de CO 2 ) os custos de investimento associados ao transporte podem ir até aos 13,5M no caso da utilização de pipelines onshore e até os 23M para pipelines offshore; - para a segunda geração de projectos os custos variam consoante a utilização da Central do Pego. Assim, e para o transporte de CO 2 por pipelines onshore os custos de investimento associados ao transporte podem variar entre os 2,4 e os 6,4 M, enquanto que para pipelines offshore este intervalo varia entre os 6 e os 10M. III. Armazenamento geológico Entre os objectivos do projecto constava a identificação de locais em que o armazenamento geológico do CO 2 pudesse ser efectuado de forma segura, com capacidade de armazenamento adequada para as emissões da Central do Pego e, tanto quanto possível, na proximidade da Central do Pego para minimizar os custos de transporte do CO 2. Foram seguidos os critérios recomendados internacionalmente para a selecção de locais de armazenamento de CO 2 (Bachu, 2003; CO2CRC, 2008; Chadwick et al., 2008), entre os quais se salienta a necessidade do reservatório geológico estar a mais de 800 m de profundidade, garantindo que CO 2 é armazenado em estado de elevada densidade, e ainda que existam camadas de muito baixa permeabilidade que impeçam o CO 2 de ascender para a superfície. Foram identificadas quatro zonas que reúnem as condições para serem utilizadas como reservatório do CO 2 produzido na Central do Pego (Figura I). As quatro zonas situam-se a uma distância mínima de 50 km da central do Pego, em linha recta, e localizam-se em: 14

16 Zona A - S. Mamede/Batalha, a zona de maior interesse para a Central do Pego, por se encontrar a menor distancia, estar numa zona sismicamente mais estável e ter maior capacidade de armazenamento; Zona B Alcobaça; Zona C Caldas da Rainha; Zona D - S. Pedro de Moel. Zona D (30-60 Mt) Zona B (40-80 Mt) Zona A ( Mt) PEGO Zona C (10-15 Mt) Figura 1 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento. O reservatório geológico encontra-se regra geral, naquelas zonas, a profundidades variando entre os 2000 m e 3000 m, e está sobreposto por espessos níveis de sal-gema, argilas e margas que isolam o reservatório de formações sobrejacentes e da superfície. Estima-se, para as zonas seleccionadas, uma capacidade de armazenamento total entre 170 e 335 Milhões de toneladas de CO 2. Tomando por referência as 3Mt de CO 2 emitidas pela Central do Pego em 2009, o reservatório identificado tem capacidade para armazenar o CO 2 emitido pela Central do Pego durante cerca de 55 a 110 anos. Face à profundidade do reservatório e à permeabilidade relativamente reduzida que é esperada, os custos associados à implementação de um sistema de armazenamento à escala 15

17 industrial são consideráveis. Utilizando custos de referência do ano de 2010, e para um cenário de armazenamento de 2 Mt por ano durante 30 anos, antecipam-se custos de investimento entre 77 M e 104 M, e custos anuais de Operação e Manutenção entre 3M e 3.8M, considerando que seriam necessários pelo menos quatro furos de injecção. Riscos associados ao armazenamento A injecção de CO 2 em formações geológicas é efectuada pela indústria petrolífera desde a década de 1970, como metodologia para recuperação assistida de hidrocarbonetos, sem que sejam conhecidos quaisquer incidentes para a segurança de pessoas, património e ambiente. Também o armazenamento geológico como metodologia de combate às alterações climáticas é efectuado desde 1996, em vários pontos do globo, tendo até ao momento sido injectadas cerca de 56 milhões de toneladas sem que tenha sido detectada qualquer fuga de CO 2. Apesar deste registo positivo, e de o CO 2 não ser inflamável ou tóxico, o armazenamento geológico de CO 2, como qualquer actividade humana, não é isento de riscos. A ocorrência de blow-outs no furo de injecção por deficiente controlo da pressão, a libertação de metais pesados em aquíferos de água potável por reacção com o CO 2, ou a asfixia por acumulação de fugas de CO 2 em locais não ventilados, são riscos reais que importa identificar e minimizar (IPCC, 2005). Nesse sentido foi efectuada uma análise dos principais riscos associados ao armazenamento de CO 2 nas zonas identificadas no. De um modo geral, os riscos identificados são muito reduzidos, mas ainda assim, importa tê-los em consideração, pois terão que ser abordados se for considerada a injecção de CO 2 como uma prática industrial. Face às condições locais, os riscos identificados são: i. Contaminação de aquíferos de água potável existem importantes aquíferos de água potável nas zonas mais superficiais da área de interesse. Estudos recentes efectuados pela Agência Ambiental dos EUA, indicam que a fuga de CO 2 para aquíferos pode induzir, através de reacções químicas, ao aumento da acidez das águas e à libertação de metais pesados prejudiciais à saúde. Este efeito seria sempre localizado e o modo de o minimizar é garantindo que as formações impermeáveis (o selante) sobrejacentes ao reservatório, 16

18 possuem as características adequadas para impedir a ascensão do CO 2 e que os aquíferos são monitorizados adequadamente. Nos locais seleccionados no projecto, o selante do reservatório é de excelente qualidade, quer em termos da sua espessura, continuidade e características, pelo que este risco é considerado mínimo, sobretudo se for implementada uma rede de monitorização das águas subterrâneas; ii. Fugas de CO 2 em furos abandonados de modo inadequado furos pré-existentes que interceptem o reservatório e tenham sido abandonados de modo inadequado ou que se tenham deteriorado, constituem percursos preferenciais para ocorrência de fugas de CO 2, diminuindo a eficácia do armazenamento e constituindo um risco para o meio ambiente e para os seres vivos. Porém, na zona seleccionada o número de furos que intercepta o reservatório é muito reduzido (3) pelo que é fácil efectuar a sua monitorização, minimizando consideravelmente este risco; iii. Sismicidade induzida o processo de injecção de um fluido impõe pressões adicionais sobre as formações geológicas, podendo induzir actividade microsísmica. A experiência existente na injecção de CO 2 e em processos similares ligados à geotermia mostram que, normalmente, a sismicidade induzida não é perceptível pelos seres humanos, tendo magnitude inferior a 1. Ainda assim, este é um risco para o qual a opinião pública revela sempre maior atenção; iv. Sismicidade natural Portugal Continental é uma zona sismicamente activa e a selecção das zonas de interesse levou em conta essa realidade, de modo a minimizar o risco de o reservatório e a estruturas de transporte e injecção serem afectados pela ocorrência de sismos. A zona de maior capacidade de armazenamento e de maior interesse para o Pego, Zona A, é bastante estável, não se antecipando grandes riscos de sismicidade natural. As outras áreas, sobretudo as Zonas B e D, situadas mais a Oeste encontram-se na zona da falha activa da Nazaré, e por conseguinte apresentam um maior risco de ser afectadas por sismos que possam causar ruptura das infra-estruturas de injecção ou de transporte; v. Fugas de CO 2 em fracturas não detectadas fracturas profundas (falhas geológicas) que afectem o reservatório, podem, se não estiverem seladas naturalmente, constituir um percurso de ascensão e fuga do CO 2 para a superfície. Na área estudada, por estar muito 17

19 fracturada, este é um risco real, que só pode ser minimizado por uma caracterização geológica e geofísica detalhada em fases posteriores; Assim, dos principais riscos identificados, aqueles que em fases posteriores deverão merecer uma atenção mais cuidada são a sismicidade natural nas zonas B e D, a poluição de aquíferos, e a ocorrência de fugas de CO 2 em falhas não detectadas. Estes riscos podem ser minimizados por uma caracterização detalhada dos locais de injecção. Potenciais conflitos de interesse Foram identificados alguns potenciais conflitos de interesse na utilização do espaço superficial e sub-superficial, que devem ser tidos em conta no desenvolvimento de uma estratégia para aplicação de CCS na Central do Pego. i. Prospecção de hidrocarbonetos as características de uma formação geológica para armazenar o CO 2 são, na essência, as mesmas que lhe permitem albergar hidrocarbonetos. Assim, quer a zona de estudo, quer o próprio reservatório identificado pelo vêm desde há alguns anos a ser alvo de pesquisa por hidrocarbonetos. Actualmente, e de acordo com a imprensa, a empresa Mohave Oil&Gas Co. encontra-se a realizar prospecção geofísica e furos de pesquisa na zona de estudo do. Caso sejam identificados hidrocarbonetos em condições economicamente rentáveis, haverá um conflito de interesses entre a exploração desses hidrocarbonetos e o armazenamento de CO 2. A existência e eventual extensão desse conflito de interesses só poderá ser avaliada através de contactos directos com a Mohave Oil&Gas Co. e/ou com a Divisão de Exploração e Pesquisa de Petróleos (DPEP) da DGEG. Note-se, porém, que esta interligação entre a exploração de petróleos e o armazenamento de CO 2 pode também encerrar oportunidades de cooperação com uma empresa com conhecimento extenso sobre a zona de interesse, e know-how sobre as tecnologias de perfuração e injecção de fluidos a grandes profundidades e, eventualmente, sobre utilização do CO 2 para a recuperação assistida de hidrocarbonetos; ii. Zonas protegidas a Zona A, de maior interesse para a Central do Pego, está em parte subjacente ao Parque Natural da Serra de Aire /Candeeiros. É necessário confirmar se transposição da Directiva Comunitária sobre Armazenamento de CO 2 para o Direito Nacional impõe restrições ao armazenamento de CO 2 em zonas ambientalmente protegidas; 18

20 iii. Aproveitamento hidrotermais e geotérmicos as zonas identificadas possuem algum potencial hidrotermal e geotérmico, como se comprova pela existência de algumas nascentes e aproveitamentos hidrotermais. Embora não se antecipe a existência de grandes investimentos nessa área, não se pode afastar a ocorrência de alguns conflitos de interesses. Outras opções de armazenamento Os diversos projectos de captura e armazenamento a nível europeu têm, em anos recentes, deparado com dificuldades de aceitação pública, motivadas, na essência, por receios que eventuais fugas de CO 2 possam constituir um risco substancial para a saúde e segurança, e um factor de desvalorização do património imobiliário situado à superfície dos locais de armazenamento. Embora estes receios sejam em larga medida infundados e resultantes de falta de informação, estas reacções levaram à suspensão de projectos importantes na Holanda e Alemanha. Como consequência destas reacções públicas, alguns países europeus encaram a possibilidade do armazenamento de CO 2 ser efectuado apenas em formações geológicas imersas pelo oceano, no chamado offshore, em que os problemas de aceitação públicas são bem menores, mas os custos associados são muito superiores Face a esta conjuntura, entendeu-se no âmbito do efectuar uma análise das possibilidades de efectuar o armazenamento do CO 2 no offshore nacional, na plataforma continental situada entre Figueira da Foz e Peniche. Foram identificados diversos locais com potencial de armazenamento (Figura II). Estima-se que as áreas seleccionadas, situadas entre os 800 m e os 2500 m de profundidade em relação ao nível médio das águas, possuam uma capacidade de armazenamento total de cerca de 3800 milhões de toneladas, ou seja mais de 10 vezes superior ao máximo esperado para a área emersa (o onshore). Verificou-se ainda que os reservatórios geológicos ocorrem no offshore a menores profundidades e com maiores permeabilidades, pelo que seria necessário um número menor de furos de injecção, e com menor comprimento, para injectar a mesma quantidade de CO 2. Assim, e apesar dos custos de execução dos furos serem quase cinco vezes superiores aos custos na área onshore, para o mesmo cenário de injecção de 2Mt por ano durante 30 anos, os custos de investimento estimados seriam de 143 M e os custos anuais de Operação e manutenção ascenderiam a 3.6M. Para uma comparação mais detalhada entre as duas 19

21 opções recomenda-se a leitura dos resultados da tarefa 2.4, também incluídos neste relatório. PEGO Figura 2 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento no offshore (Fonte: projecto COMET) Factores de Incerteza Embora no projecto se tenha procurado utilizar as metodologias e conhecimentos mais exigentes do ponto de vista técnico e científico para identificação dos reservatórios, a interpretação da geologia profunda está sempre sujeita a um nível de incerteza que importa clarificar. O conhecimento que é possível obter sobre as condições geológicas existentes a profundidades tão elevadas é sempre incompleto e o resultado de informações pontuais (sondagens mecânicas) ou indirectas (prospecção geofísica, efectuada à superfície, ou ao longo de sondagens mecânicas). Os locais de armazenamento foram identificados recorrendo sobretudo a informação proveniente da prospecção petrolífera efectuada na zona até ao final da década de 1990 e constando, essencialmente, de 3 sondagens mecânicas profundas que interceptam o reservatório, de sísmica de reflexão realizada à 20

22 superfície e de ensaios geofísicos realizados nas sondagens. Embora esta informação seja suficiente para alcançar os objectivos definidos pelo, não se deve pensar que a estrutura do reservatório, as capacidades de armazenamento estimadas ou os constrangimentos existentes, estão identificados de um modo definitivo e sem incertezas. Pelo contrário, a estrutura do reservatório foi interpretada exclusivamente com informação indirecta (a sísmica de reflexão), rectificada pela informação pontual das sondagens. Estudos posteriores devem incidir especificamente sobre o refinamento da estrutura e, sobretudo, sobre a localização de falhas geológicas que possam constranger lateralmente a zona de injecção. Mais relevante ainda, é a incerteza sobre a porosidade e permeabilidade do reservatório. Por ausência de informação estas propriedades, essenciais para estimar a capacidade de armazenamento e a taxa de injecção do CO 2, foram avaliadas com recurso a informação sobre a mesma formação geológica, mas a profundidades muito inferiores àquelas que importam para o armazenamento. O aumento da profundidade implica, normalmente, uma diminuição da porosidade e da permeabilidade das formações geológicas. Assim, as estimativas aqui apresentadas, necessitariam, em fase posterior, de ser reavaliadas através da execução de testes hidráulicos às profundidades antecipadas para o armazenamento. Não se exclui, de todo, que a estas profundidades as permeabilidades possam ser muito inferiores, podendo inviabilizar economicamente o armazenamento, por implicarem um maior número de furos de injecção para armazenar o mesmo volume de CO 2. Estas incertezas só poderão ser resolvidas mediante a realização de uma fase de caracterização detalhada do reservatório. Antecipa-se que o custo dessa fase de caracterização, com execução de prospecção sísmica adicional e um furo de teste, poderia ascender a valores entre 9M a 14M. Condicionantes Legais O Conselho de Ministros de 12 de Maio de 2011, aprovou o Decreto-Lei que estabelece o regime jurídico da actividade de armazenamento geológico de CO 2 e transpõe a Directiva Comunitária para o Direito nacional. Porém, e até à data de submissão deste relatório, o respectivo Decreto-lei ainda não foi publicado em Diário da República, e não é conhecida a 21

23 sua redacção final. Em qualquer caso, e uma vez que a Directiva foi transposta, o enquadramento legal da actividade de armazenamento de CO 2 em Portugal passará a ser efectuada ao abrigo do mesmo. O elaborou uma revisão exaustiva dos aspectos legais e jurídicos que culminou numa análise SWOT (Strengths, Weaknesses, Opportunities, Threaths) sobre a aplicação da legislação existente ao eventual licenciamento de um projecto industrial de injecção de CO 2. Conclusões e Recomendações 1. A aplicação de um sistema de captura no Pego é tecnicamente possível, pois existe tecnologia disponível e espaço suficiente na Central para instalar a unidade. 2. A captura por pós combustão recorrendo ao uso de solventes é compatível com a Central do Pego, pela facilidade de retroffiting, apesar de apresentar desvantagens em termos de redução da energia debitada e da eficiência energética da central. 3. Os custos relacionados com a captura por pós-combustão, e tendo em conta o estado actual da arte, rondam os 50 por tonelada de CO 2 capturado, valor que inclui os custos de compressão do gás capturado para transporte. 4. Apesar de a Central ter um contrato de exploração com a REN de fornecimento de energia por mais 11 anos (até 2021), este limite poderá ser estendido se o governo assim o desejar. Num contexto em que o tempo de vida desta Central se prolongaria, julgamos que a sua actividade terá que ser colmatada com um sistema de captura de CO A evolução do preço das emissões de CO 2 no CELE vai ter um papel importante a partir de 2013: uma vez que o sector eléctrico terá que adquirir a totalidade das licenças de emissão de CO 2 em leilão (ao contrário do que acontece actualmente onde parte das licenças são atribuídas às instalações industriais gratuitamente) a produção eléctrica sem recorrer ao CCS poderá ser insustentável, e o CELE poderá funcionar como um impulsionador ao uso alargado de tecnologias de captura e armazenamento de CO 2 na indústria. 22

24 5. Partindo do princípio que o transporte de CO 2 do Pego para o local de armazenamento será feito por pipelines numa distância inferior a 100 km, para projectos de demonstração cuja capacidade máxima de transporte de CO 2 seja de 2,5 Mt/ano, os custos de investimento e manutenção associados ao transporte podem ir até aos 13,5M (pipelines onshore) e 23M (pipelines offshore); para a segunda geração de projectos os custos são variáveis: o transporte de CO 2 por pipelines onshore terá custos de investimento e manutenção que podem variar entre os 2,4 e os 6,4 M e para pipelines offshore os custos poderão variar entre os 6 e os 10M (valores correspondentes à utilização da Central de 34 ou 95%). 6. No projecto foram identificados reservatórios onshore com capacidade para armazenar pelo menos seis décadas das emissões de CO 2 da Central do Pego; 7. A área de maior interesse, por se situar mais próxima do Pego, ser sismicamente mais estável e ter maior capacidade de armazenamento, situa-se na zona de S.Mamede/Batalha, com capacidade de armazenamento estimada entre 90 Mt e 180 Mt de CO 2 ; 8. Outras três zonas, situadas mais a Oeste, possuem uma capacidade de armazenamento equivalente à de S. Mamede/Fátima, mas estão situadas a maior distância e em zonas de menor estabilidade sísmica; 9. Um cenário de injecção de 2 Mt/ano de CO 2 durante 30 anos, implica custos de investimento entre 77 M e 104 M, e custos anuais de Operação e Manutenção entre 3M e 3.8M, dependendo do número de furos de injecção que se puderem efectuar numa mesma área de injecção; 10. Os maiores riscos associados ao processo de injecção são as fugas de CO 2 ao longo de falhas não detectadas e que não estejam naturalmente seladas, podendo conduzir à contaminação local de aquíferos superficiais e/ou acumulação de CO 2 em zonas restritas à superfície, com consequências ambientais e para saúde. Nas zonas localizadas mais a Oeste, sobretudo nas zonas B e D, a sismicidade natural constitui um risco que pode conduzir à ruptura de infra-estruturas de injecção e transporte; 23

25 11. A exploração de hidrocarbonetos pode constituir um conflito de interesse, mas também uma oportunidade para estabelecer cooperação com uma empresa que detém profundo conhecimento sobre a zona de estudo e know-how sobre as tecnologias necessárias para armazenar o CO 2 ; 12. A área de maior interesse para armazenar o CO 2 da Central do Pego situa-se, em parte, sob o Parque Natural da Serra de Aire/Candeeiros. É necessário verificar se transposição da Directiva Comunitária poderá constituir um impedimento para a utilização daquela área; 13. A capacidade de armazenamento offshore é muito superior à do armazenamento onshore, mas com custos de investimento de 143 M e custos anuais de Operação e manutenção de 3.6M, a que acrescem custos adicionais de transporte; 14. A aceitação pública do armazenamento offshore é provavelmente muito mais favorável do que para a zona onshore, e riscos como a contaminação de aquíferos superficiais são inexistentes; 15. Face à capacidade de armazenamento offshore e aos investimentos implicados (nomeadamente para o transporte no offshore), uma opção por armazenamento no offshore deveria ponderar um investimento conjunto com outras instalações energéticas e industriais nacionais com elevadas taxas de emissão de CO 2 e situadas na mesma área geográfica; 16. A caracterização detalhada de potenciais reservatórios, extravasando o âmbito do, implica investimentos avultados, de pelo menos 9M a 14M na zona onshore. Essa fase de caracterização é indispensável para resolver algumas das incertezas persistentes; 17. Os investimentos na fase de caracterização poderiam ser minimizados acedendo aos resultados da prospecção actualmente a ser efectuada pela empresa Mohave oil & gas Co.. Porém, esses dados estarão sobre embargo durante vários anos após a sua obtenção. Contactos poderiam ser efectuados com a Divisão de Pesquisa e Exploração de Petróleo (DPEP) da DGEG, e com a própria empresa Mohave, no sentido de procurar mecanismos para aceder àquela informação. 24

26 Capitulo 1 Identificação do Consórcio O consórcio é constituído por duas empresas que asseguraram as operações técnicas e científicas na Central do Pego e os estudos económicos e financeiros, e por duas entidades do SCT que foram responsáveis pela vertente científica do projecto. O consórcio formou-se tendo por base a complementaridade das competências e é composto por: 1. Tejo Energia 2. Pegop 3. Universidade de Évora 4. Laboratório Nacional de Energia e Geologia A empresa Tejo Energia Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A (empresa promotora) é a proprietária da Central Termoeléctrica do Pego, a qual foi adquirida em 24 de Novembro de 1993 e tem por actividade a produção e distribuição de energia eléctrica. O seu capital social está distribuído pelos seguintes accionistas: - EDP participações SGPS (11,1% das acções); - Internacional Power (50% das acções); - Endesa Generatión (38,9% das acções). A Central Termoeléctrica foi construída entre 1988 e 1995, tendo vindo a reforçar o sistema electroprodutor nacional em resposta ao crescimento do consumo na década de 90 e à necessária diversificação das fontes energéticas. A compra da central em 1993 por um consórcio internacional representou um enorme avanço, introduzindo o sector privado numa parte significativa da produção eléctrica nacional. Desde então, a Tejo Energia tornou-se num projecto inovador que se mantém como referência nos mercados eléctricos a nível mundial. A Central do Pego significou também o primeiro grande Project Finance no Sul da Europa, envolvendo os accionistas bem como os maiores bancos portugueses e internacionais. Para 25

27 dar uma ideia da importância desta operação, esta foi a maior transferência transfronteiriça realizada na Europa em O Project Finance deu origem a três empresas relacionadas com a central do Pego: - A Tejo Energia (proprietária); - A Pegop (empresa criada especificamente para operar e manter a Central do Pego, trabalhando em exclusivo para a Tejo Energia); - A Carbopego (Responsável pelo fornecimento de carvão). A concretização deste projecto permitiu reunir as condições para a Tejo Energia levar a cabo o seu objectivo: transformar carvão em electricidade. A missão da Tejo Energia consiste em Produzir energia eléctrica de modo competitivo, seguro e respeitando o meio ambiente.a fim de gerir as suas obrigações, a Tejo Energia mantém implementado um Sistema de Gestão Ambiental e um Sistema de Gestão de Segurança e Saúde no trabalho certificados segundo as normas ISO e OHSAS respectivamente. A Pegop (empresa criada especificamente para operar e manter a Central do Pego, trabalhando em exclusivo para a Tejo Energia); A Central do Pego foi a primeira entidade em Portugal registada no EMAS (Sistema Comunitário de Ecogestão e Auditoria) com o número P-S O facto de estar registada no EMAS implica que a instalação possui um sistema de gestão ambiental que cumpre com os requisitos do mesmo e com a legislação ambiental aplicável. Possui ainda um laboratório químico de ensaios para análises de carvão e cinza acreditado pelo Instituto Português de Acreditação (certificado L.235) com base na norma NP EN ISO/IEC 17025:2005. Além de cumprir os requisitos da legislação e licenças, mantendo o compromisso de melhorar continuamente o desempenho em termos de segurança, saúde e ambiente, e a 26

28 implementação de novas tecnologias que permitiram reduzir as emissões de dióxido de enxofre (SO 2 ), de óxidos de azoto (NO x ) e de partículas. No entanto, as medidas ambientais tomadas apesar de suficientes até agora não respondem às exigências impostas pela União Europeia para os próximos anos, sendo por isso importante tomar novas medidas a fim de reduzir as emissões de CO 2. A Universidade de Évora foi fundada em 1559, a partir do Colégio do Espírito Santo fundado em 1551 e coordenado pela ordem dos jesuítas. A Universidade foi extinta em 1759 na sequência da expulsão das ordens religiosas; em 1973 foi reconstituída como Instituto Universitário dando lugar, em 1979, à Universidade de Évora. A Universidade, localizada a 130 km a Este de Lisboa, tem cerca de 8000 alunos e 539 docentes (doutorados, não doutorados, de nomeação definitiva e provisória) distribuídos por seis áreas departamentais (Artes, Ciências Exactas, Ciências da Natureza, Ciências Agrárias, Ciências Económicas e Empresariais e Ciências Sociais e Humanas). Os departamentos, constituindo unidades científico-pedagógicas, são responsáveis por todo o ensino e investigação e outros serviços especializados à comunidade oferece 33 cursos de graduação e 41 pós-graduações. A Universidade tem uma longa experiência em colaborações e consórcios de investigação com instituições de ensino superior e investigação portuguesas e internacionais. A missão da Universidade consiste (i) na leccionação dos seus alunos ao mais alto nível teórico e prático e (ii) na condução de actividades de investigação actualizada e original. Para manter a sua posição entre as universidades portuguesas e europeias, é imperativo que a universidade aumente de forma constante a qualidade da actividade de investigação, os seus requisitos standards educacionais e maximize a sua eficiência com o apoio do pessoal administrativo e académico e em cooperação com parceiros nacionais e estrangeiros. Para cumprir a sua missão, a universidade adoptou e implementou um conjunto de prioridades com o objectivo de: (i) (ii) Promover o crescimento, transferência e aplicação de conhecimento; Estabelecer centros de excelência em ensino e aprendizagem; 27

29 (iii) Contribuir para a realização do Espaço Europeu de Investigação (Processo de Bolonha) no sentido de promover uma maior compatibilidade e comparabilidade dos sistemas de ensino superior e realçar a atractividade e competitividade das instituições de ensino superior europeias; (iv) Promover um aumento substancial da mobilidade de funcionários e discentes, assim como da qualidade da mesma mobilidade; (v) Desenvolver programas integrados, incluindo o uso da aprendizagem à distância, de licenciatura, mestrado e doutoramento; (vi) Continuar a internacionalização do processo de aprendizagem e da actividade de investigação; (vii) Intensificar o intercâmbio de funcionários através da promoção de visitas a universidades parceiras e da recepção de visitantes estrangeiros; (viii) Desenvolver a cooperação com empresas que proporcionem aos alunos estágios profissionais; (ix) Procurar novas formas de financiamento internacional e nacional da actividade de investigação e (x) Acompanhar futuras iniciativas oferecidas pela comunidade europeia, integrando-as nos curricula e nos processos administrativos. A Universidade de Évora promove: (i) Igualdade de oportunidades entre mulheres e homens; (ii) Igualdade de oportunidades para pessoas portadoras de deficiências; (iii) A coesão económica e social (iv) O desenvolvimento económico e social sustentável (vi) As tecnologias da comunicação e informação na educação e ensino à distância e (vii) O desenvolvimento de medidas que acompanhamento dos desafios na aprendizagem ao longo da vida. No projecto, participaram investigadores de três Centros de Investigação sediados na Universidade: - Centro de Geofísica de Évora (CGE); - Centro de Química de Évora (CQE); 28

30 - Centro de Engenharia Mecatrónica (CEM). Em 2010 decorreu a fase terminal do processo de fusão do Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação, IP (INETI, IP) através da conclusão do procedimento de fusão, a reafectação do pessoal aos organismos integradores. Assim, no processo relativo ao Laboratório Nacional de Energia e Geologia, IP (LNEG, IP) foram aprovadas as listas de actividades e procedimentos a assegurar, as listas de postos de trabalho considerados necessários e bem assim, o mapa comparativo entre os postos de trabalho necessários e os efectivos existentes no INETI, IP, afectos à prossecução daquelas actividades. Em 11 de Outubro de 2010, tornou -se pública a Lista de Reafectação do Pessoal do INETI ao LNEG, aprovada pela deliberação nº 8/2010, de 1 de Outubro de 2010, do Conselho Directivo do LNEG. O Laboratório Nacional de Energia e Geologia (LNEG) tem por missão, impulsionar e realizar acções de investigação, de demonstração e transferência de conhecimento, de assistência técnica e tecnológica e de apoio laboratorial, dirigidas às empresas, nos domínios da energia e geologia e apoiar e implementar as políticas públicas no âmbito da energia e geologia. O LNEG pretende assumir um papel de interface entre os resultados decorrentes das actividades relacionadas com os Programas de I&D e a sua integração tecnológica junto do sector privado, no âmbito das competências estratégicas e políticas para o desenvolvimento económico e social que lhe estão cometidas pelo Ministério da Economia e do Emprego. Para além disso, é relevante o seu papel enquanto agente de internacionalização pela sua participação como parceiro em numerosos projectos internacionais, contribuindo por isso também como uma relevante fonte de informação especializada nos domínios científicos em que desenvolve as suas actividades. O LNEG, I.P. estrutura as suas actividades com foco nas efectivas necessidades das empresas através de três linhas de acção complementares: 29

31 Projectos de I&D financiados, integrados designadamente em Programas de Apoio à União Europeia e outros Programas de Investigação e Desenvolvimento Tecnológico, nacionais e internacionais; Prestação de serviços, através de contrato, tanto com o sector privado como com entidades do sector público nacional; Representação do Estado Português a nível internacional, através da disponibilização de competências científicas e tecnológicas no âmbito das políticas sectoriais, domínios científicos transversais e suas interfaces, bem como a avaliação do seu impacto na perspectiva social. A estrutura do LNEG, I.P. assenta na composição dos serviços centrais que compreendem: o Laboratório de Energia, o Laboratório de Geologia e Minas, o Museu Geológico, o Departamento de Gestão e Organização e o Departamento de Planeamento e Informação. As actividades de âmbito científico, designadamente nos Laboratórios, desenvolvem-se mediante a organização das suas competências em Unidades de Investigação, coordenadas por investigadores designados pelo Conselho Directivo do LNEG, I.P. Ao LEN, Laboratório de Energia, compete desenvolver actividades científicas e técnicas na área da Energia (recursos endógenos renováveis de energia, eficiência energética nos diferentes sectores e as novas tecnologias inovadoras e estratégicas, com vista à sustentabilidade energética), actividades de apoio ao Estado ao nível do desenvolvimento e aplicação de Políticas Públicas e à Economia em geral. A Unidade de I&D+I do Laboratório de Energia que participou neste projecto foi a Unidade de Emissões Zero. Papel dos co-promotores no projecto 1. Tejo Energia, empresa promotora, proprietária da Central do Pego, foi responsável pela coordenação do projecto e por todos os estudos de viabilidade económica e financeira, relacionados com a adaptação da Central do Pego às tecnologias de CCS. A Tejo Energia, para além dos recursos humanos já existentes, recrutou três técnicos, com dedicação 30

32 integral ao projecto e tendo por função fazer a ligação com a vertente técnica e científica assegurada pelas entidades do SCT nacional; 2. PEGOP, empresa parceira, responsável pela operação da Central do Pego, foi responsável pelas actividades técnicas na própria Central, como a monitorização e instalação de equipamentos, e pelo levantamento da situação actual da Central em termos de layout e equipamentos disponíveis; 3. Universidade de Évora, interveio sobretudo a nível de identificação de locais de armazenamento geológico, desenvolvendo os estudos de gabinete e laboratoriais necessários, nas vertentes de geologia, geofísica, hidrogeologia e química. A Universidade ainda forneceu complemento às actividades do LNEG no âmbito da captura do CO 2, debruçando-se sobre a possibilidade de adaptação da Central aos métodos de captura; 4. LNEG, assegurou sobretudo as componentes relacionadas com as metodologias de captura do CO 2 e respectivos custos, levantamento da situação actual da Central em termos de layout e a identificação do método de transporte mais eficiente. Equipa de Projecto Cada uma das entidades do consórcio procurou alocar ao projecto os técnicos com a experiência e as valências necessárias para executar com eficiência as tarefas em que intervêm: A Tejo Energia assegurou a participação de um Gestor do topo da sua hierarquia que assegurou a Direcção do Projecto e, conjuntamente com um técnico do sector Financeiro, foi responsável pelos estudos económicos e financeiros que avaliaram a viabilidade da tecnologia de captura e armazenamento de carbono na Central do Pego. Adicionalmente, a Tejo Energia contratou três técnicos de elevada qualificação: i) um investigador contratado, na área da Energia, assegurou a elaboração do levantamento dos aspectos legais, jurídicos e de opinião pública, bem como a organização de algumas das acções de promoção e divulgação. ii) dois bolseiros de investigação a 100% foram recrutados de entre os alunos de mestrado em Energia e Ambiente e/ou Ciências da Terra, e que completaram a sua 31

33 dissertação de mestrado em ambiente empresarial. Os bolseiros trabalharam sob orientação científica dos investigadores das duas instituições de SCT; A PEGOP assegurou a participação de dois técnicos superiores cujo conhecimento profundo dos equipamentos e funcionamento da Central foram cruciais para o projecto, pois permitiram efectuar o levantamento da situação actual da Central e instalar os equipamentos de monitorização contínua das emissões de CO 2 ; A Universidade de Évora possibilitou a participação de dez investigadores enquadrados em três centros de investigação: Centro de Geofísica de Évora, Centro de Química de Évora e Centro de Engenharia Mecatrónica. Todos os elementos dessa equipa são doutorados e têm vasta experiência nos respectivos domínios de especialidade, compreendendo a geologia, hidrogeologia, geofísica, sismologia, química, combustão e energia. A equipa da Universidade da Universidade de Évora foi responsável pelos estudos referentes à identificação de formações geológicas com potencial para armazenar o CO 2 e participará ainda nos estudos relativos à possibilidade de retrofitting da Central. Embora a equipa tenha vasta experiência nos respectivos domínios de especialidade, o facto de ser a primeira vez que participa num estudo de captura e armazenamento de CO 2 motivou a Universidade de Évora a solicitar a assistência técnica da Schlumberger Carbon Services, que possui uma considerável experiência neste domínio e aconselhou a equipa da Universidade de Évora nos aspectos relativos ao armazenamento de CO 2 ; O LNEG assegurou a participação de dois investigadores doutorados, especialistas na área da Engenharia Química e da Combustão, que estiveram envolvidos nas actividades e tarefas relacionadas com a metodologia de captura e transporte do CO 2 com a avaliação da possibilidade de adaptação da Central à tecnologia CCS. 32

34 Tabela 1 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 1 do projecto Actividade 1: Estudos preliminares Técnico Entidade Tarefa Conteúdo funcional Felicíssimo Matos Pegop Instalação de equipamentos Instalação de medidor de CO 2 Francisco Grazina Pegop Situação actual da Central do Pego Recolha e fornecimento de informação sobre o layout e equipamentos Quantificação das emissões de CO 2, Dulce Boavida LNEG Situação actual da Central do Pego por tratamento estatísticos dos dados adquiridos com o equipamento de monitorização instalado Análise do layout actual e caracterização de equipamentos Monteiro Marques UÉvora Situação actual da Central do Pego existentes, como análise preliminar à sua adequação e adaptabilidade a processos de captura de CO 2 Análise aos carvões utilizados, ou de Dulcínea Santos LNEG Situação actual da Central do Pego potencial utilização, visando definir as características de combustão mais favoráveis para a captura de CO 2 Construção de uma base de dados Nadine Pereira Recolha bibliográfica e de dados relativa à informação geológica e Tejo sobre geologia, hidrogeologia e geofísica preexistente, com vista à Energia geofísica selecção de lugares para armazenamento de CO 2 Tabela 2 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 2 do projecto Actividade 2: Especificações Técnicas Técnico Entidade Tarefa Conteúdo funcional Dulce Boavida Monteiro Marques António Lopes da Silva Oksana Turchanina LNEG UÉvora Tejo Energia Tejo Energia Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à captura do CO 2 Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública Avaliação das alterações técnicas implicadas pelas diferentes tecnologias de captura de CO 2 Avaliação de alternativas e sequente impacto no balanço termodinâmico implicado pelas diferentes tecnologias de captura de CO 2 Análise dos custos económicos e financeiros da adaptação da Central a cada uma das metodologias de captura de CO 2 Análise da legislação nacional e comunitária pertinente. Realização de inquéritos de opinião e acções de contacto com populações locais José Luís Gutierres Tejo Energia Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de armazenamento Análise dos custos económicos e financeiros da adopção dos sistemas de transporte e injecção de CO 2 33

35 Isabel Malico UÉvora Peter Carrot UÉvora João Nabais UÉvora Actividade 2: Especificações Técnicas Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Avaliação de alternativas e subsequente impacto no balanço termodinâmico implicado pelas diferentes tecnologias de captura de CO 2 Avaliação das oportunidades técnicas de diferentes tecnologias de separação de gases e captura de CO 2 Avaliação das oportunidades técnicas de diferentes tecnologias de separação de gases e captura de CO 2 Tabela 3 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 3 do projecto Actividade 3: Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades para o desenvolvimento Técnico Entidades Tarefa Conteúdo funcional António Lopes da Silva António Correia Nadine Pereira Mourad Bezzeghoud Júlio Carneiro Alexandre Araújo Tejo Energia UÉvora Tejo Energia UÉvora UÉvora UÉvora José Borges UÉvora Rui Namorado Rosa UÉvora Identificação do processo com melhor custo/benefício para o transporte do CO 2 Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos Caracterização hidrogeológica e estratigráfica Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos Caracterização hidrogeológica e estratigráfica Estimativa de capacidades de armazenamento Caracterização estrutural e neotectónica Caracterização sismica, mecanismos de ruptura e modelos de velocidades Hierarquização dos potenciais locais de armazenamento Comparação técnico económica entre soluções de transporte de CO 2 Interpretação de diagrafias (estimativas de permeabilidade, porosidade e salinidade) e determinação de gradientes geotérmicos Integração em Sistemas de Informação Geográfica da informação geológica, geofísica e hidrogeológica sobre potenciais locais de armazenamento Interpretação de perfis sísmicos de reflexão Determinação da sismicidade e tipo de mecanismos de ruptura com base dos dados sismologicos. Elaboração de mapas de sismicidade e definição do risco sísmico. Identificação de aquíferos e salinidade das águas subterrâneas. Modelação numérica de armazenamento de CO 2 Definição da estrutura geológica e principais falhas activas com base na informação geofísica preexistente Determinação da estrutura superficial através da tecnica MASW Hierarquização dos locais estudados com base nas implicações técnicas, financeiras e ambientais 34

36 Tabela 4 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 4 do projecto Actividade 4: Testes e Ensaios Técnico Entidade Tarefa Conteúdo funcional João Nabais UÉvora Análises petrofísicas Determinação de porosidades em laboratório Júlio Carneiro UÉvora Análises petrofísicas Determinação de permeabilidades em laboratório Mariana Tejo Análise do CO 2 recuperado Avaliação dos gases emitidos actualmente pela Sardinha Energia Estudo dos tipos de carvão Central. Determinação da composição e dos gases emitidos por múltiplos tipos de carvão Dulce Boavida LNEG Monitorização da Central Análise dos ensaios de monitorização da Central Rui Namorado Rosa UÉvora Análises petrofísicas Selecção de métodos e modelos de caracterização de porosidades e permeabilidades Tabela 5 Distribuição de tarefas relativas à Actividade 5 do projecto Actividade 5: Promoção e Divulgação Técnico Entidade Tarefa Conteúdo funcional Rui Namorado Rosa Felicíssimo Matos Mariana Sardinha UÉvora Divulgação Científica Coordenação da preparação e submissão de artigos científicos em revistas internacionais sobre a definição dos potenciais locais de armazenamento e sobre os métodos de captura; Pegop Sessão de divulgação inicial Organização de sessão de divulgação Tejo Energia Nadine Pereira Tejo Energia Seminário com entidades nacionais. Divulgação Internacional Divulgação Internacional Organização do seminário e contactos com entidades nacionais. Divulgação Internacional. Posters Divulgação Nacional e Internacional 35

37 Capitulo 2 O Projecto 2.1 Motivações A Central Termoeléctrica do Pego é uma central de produção de electricidade essencial para Portugal, com uma produção anual que representa cerca de 11 % da energia eléctrica consumida no país. No entanto, por se tratar de uma central termoeléctrica alimentada a carvão, emite para a atmosfera volumes consideráveis de CO 2, um dos gases que contribui para o aumento do efeito de estufa, responsável em larga medida pelas alterações climáticas. A TEJO ENERGIA, proprietária da Central do Pego e promotor líder do projecto, assumiu, desde sempre, um inequívoco «compromisso com o ambiente»; um compromisso no sentido da sustentabilidade ambiental e no pressuposto de que esta constitui, em conjunto com a competitividade económica e a coesão social, uma indissociável trilogia. A procura de soluções aos impactos ambientais derivados da sua actividade constitui uma linha de acção fundamental na estratégia de desenvolvimento da empresa. Neste sentido, é importante para a Tejo Energia encontrar soluções para os problemas ambientais provocados pela emissão de CO 2 na Central do Pego, contribuir para o desenvolvimento sustentável e apresentar uma solução que possa servir de exemplo a outras centrais similares e até mesmo a outras actividades industriais. O projecto teve por motivação estudar a viabilidade de aplicação de uma tecnologia de redução de emissões de CO 2, a Captura e Armazenamento de CO 2 (doravante designada por CCS, do inglês Carbon Capture and Storage), em que se pretende capturar o CO 2 na Central Termoeléctrica do Pego e efectuar o seu transporte e armazenamento em formações geológicas. A Tejo Energia, proprietária da Central, pretende assim dar resposta às exigências impostas pela União Europeia a nível de emissões de CO 2 e aumentar a competitividade da empresa assentando a sua estratégia no desenvolvimento sustentado da actividade. 36

38 2.2 Objectivos e Estrutura Objectivos O projecto abordou as diversas componentes associadas à aplicação da tecnologia de Captura e Armazenamento de CO 2, nomeadamente a metodologia de captura do CO 2, o modo de transporte e a identificação das formações geológicas, com vista a uma redução efectiva das emissões de CO 2. O projecto permitiu responder às seguintes questões: A Central do Pego pode ser adaptada para a captura do CO 2? Em centrais em operação, como a Central Termoeléctrica do Pego, o processo de captura necessita de conjugar o layout existente com as opções de captura este processo de adaptação da central designa-se por retroffitting. O avaliou em termos técnico e económicos se a Captura do CO 2 poderia ser efectuada na Central do Pego, e quais as melhores opções. O papel desta central no panorama energético nacional e as políticas energéticas nacionais foram tidos em conta na análise final. Quais as formações geológicas com capacidade para armazenar o CO 2? Dada a inexistência de reservatórios de hidrocarbonetos explorados em Portugal, as possibilidades de armazenamento geológico de elevados volumes de CO 2 circunscreveramse a reservatórios profundos saturados com água de elevada salinidade, vulgarmente designados por aquíferos salinos. A Central Termoeléctrica do Pego está situada a uma distância relativamente reduzida de uma bacia sedimentar, a Orla Meso-Cenozóica Ocidental, na qual o projecto identificou as formações geológicas mais adequadas, quer na zona emersa (onshore) quer na zona imersa (offshore) Qual o processo de transporte de CO 2 mais adequado? Foram estudadas as alternativas de transporte do CO 2, nomeadamente através de gasodutos, e as implicações de ocupação de solo e de definição dos corredores mais favoráveis para a implementação do sistema de transporte. 37

39 Definir a tecnologia de captura de CO 2 com o melhor rácio custo/benefício para centrais equivalentes à central do Pego Determinar a viabilidade de utilização da metodologia de Captura e Armazenamento do CO 2 na Central termoeléctrica do Pego Definir a tecnologia de transporte de CO 2 com o melhor rácio custo/benefício para centrais equivalentes à central do Pego Definir a tecnologia de armazenamento de CO 2 identificando os aquíferos relevantes e quantificando a capacidade de armazenamento Figura 3 Objectivos do projecto Estrutura O corporiza um Projecto em Co-Promoção ao abrigo do programa QREN Quadro de Referência Estratégico Nacional As fontes de financiamento do assumiram duas modalidades em todas as entidades do consórcio: financiamento próprio dos co-promotores e incentivos do QREN. O projecto foi liderado pela empresa Tejo Energia (proprietária da central) e foi realizado em parceria com a PEGOP (empresa que assegura a operação e a manutenção da Central) e com duas entidades do SCTN 2 com competências científicas e técnicas perfeitamente adequadas: (LNEG laboratório Nacional de Energia e Geologia e Universidade de Évora). O Consórcio teve ainda o apoio de uma empresa internacional com grande experiência e prestigio no âmbito da execução de projectos de armazenamento de CO 2, a Schlumberger Carbon Services. O projecto abordou as diversas componentes de um sistema CCS. 2 Sistema Científico e Tecnológico Nacional 38

40 Captura do CO 2 Os estudos referentes à captura do CO 2 incidiram sobre três aspectos fundamentais: i. A avaliação da possibilidade de capturar o CO 2 com uma percentagem muito reduzida de outros gases ou impurezas, tal como exigido na Directiva Comunitária aprovada pelo Conselho Europeu em Dezembro de 2008; ii. iii. A selecção do método de captura, confrontando as alternativas de pré-combustão, oxi-combustão e pós-combustão, em função da possibilidade de adaptação dos sistemas existentes; A viabilidade de efectuar o retrofitting da Central do Pego, isto é a adaptação da Central e dos seus equipamentos e espaços, comparando as alternativas existentes do ponto de vista técnico e económico. Transporte de CO 2 Embora o peso económico do sistema de transporte nos custos de uma operação de captura e armazenamento de CO 2 seja relativamente reduzido, a necessidade de analisar a componente intermédia do sistema, o transporte do CO 2, justifica-se pela própria localização da Central do Pego. A Central está situada no limite NE da bacia do Tejo-Sado, a alguma distância da Orla Meso-Cenozóica Ocidental em que se encontram as formações geológicas que permitem o armazenamento do CO 2. Foi, por isso, necessário: i. Confrontar as alternativas de transporte do CO 2 em termos de viabilidade económica e de operacionalidade e segurança do sistema; ii. Estudar as implicações em termos de ocupação de solo da eventual construção de pipelines ou de outras estruturas dedicadas ao transporte do CO 2 e definir os corredores mais favoráveis para a implementação desse sistema de transporte. Armazenamento de CO 2 O estudo das formações geológicas e locais de potencial armazenamento do CO 2 debruçouse sobre a identificação de aquíferos salinos que ocorram a profundidades superiores a 800 m, de modo a assegurar que o CO 2 está num estado de elevada densidade e não se 39

41 comporta como um gás, e que estejam sobrepostos por formações de muito baixa permeabilidade que impeçam a ascensão do CO 2. Procurou-se não só identificar os locais com melhores características de segurança, mas também quantificar a capacidade de armazenamento e os custos associados a esse eventual armazenamento. Foi ainda abordada a possibilidade da existência de zonas de armazenamento no offshore nacional. A necessidade de estudar o offshore nacional deveu-se a duas razões: 1) algumas formações geológicas reconhecidas como aquíferos de água potável no onshore apresentam água com elevada salinidade no offshore devido aos maiores tempos de residência das águas subterrâneas; 2) a aceitação pública poderá ser mais positiva em zonas offshore do que em zonas onshore. Alguns países europeus têm concentrado os seus esforços no offshore, precisamente porque se admite que essa opção é de mais fácil aceitação pública. 2.3 Tarefas, Actividades e Cronograma O trabalho realizado enquadrou-se em cinco das Actividades de I&D definidas para projectos de Co-promoção do QREN. Actividade 1 Estudos Preliminares, em que se previu a realização de três tarefas: 1. Instalação do equipamento de monitorização de emissões de CO 2 ; 2. Caracterização das condições de operação da Central do Pego; 3. Recolha de informação Geológica e Geofísica. As três tarefas foram realizadas de acordo com o inicialmente previsto, não se tendo produzido desvios significativos. Os resultados são descritos no item 3.1. Actividade 2 Especificações Técnicas agrupando quatro tarefas: 1. Avaliação das alterações implicadas pelas tecnologias de captura de CO 2 ; 2. Análise económica e financeira da adaptação da Central do Pego à captura do CO 2 ; 3. Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública; 4. Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de armazenamento offshore. 40

42 As tarefas foram conduzidas de modo satisfatório e de acordo com o acordado inicialmente. A tarefa 4 foi desenvolvida com maior relevância do que o previsto na proposta devido à troca de informação com outros projectos similares em curso e em face de alguns desenvolvimentos relevantes em termos de opinião pública internacional. Os resultados destas tarefas são apresentados no item 3.2. Actividade 3 Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades para o desenvolvimento, em que se previu a realização de sete tarefas: 1. Análise e interpretação dos dados relativos à prospecção geofísica; 2. Caracterização hidrogeológica e estratigráfica; 3. Caracterização estrutural e neotectónica; 4. Estimativa de capacidades de armazenamento; 5. Determinação da sismicidade da zona de estudo; 6. Identificação do método com melhor custo/benefício para o transporte do CO 2 ; 7. Hierarquização dos locais de armazenamento estudados. O planeamento das tarefas revelou-se adequado e as sete tarefas foram cumpridas sem desvios significativos. A única alteração relevante em relação ao previsto refere-se à não utilização de modelos numéricos para as estimativas de capacidade de armazenamento efectuadas na tarefa 4, tendo estas estimativas sido efectuadas apenas analiticamente. Esta alteração foi motivada pela ausência de informação suficiente sobre a geologia profunda da zona de estudo que permitisse a implementação de modelos numéricos detalhados. Ainda assim, as estimativas de capacidade de armazenamento apresentadas são consideradas fiáveis e seguem as metodologias indicadas internacionalmente para estudos de cariz similar. Os resultados desta actividade são apresentados no item 3.3. Actividade 4 Testes e Ensaios, compreendendo quatro tarefas: 1. Estudo dos tipos de carvão; 2. Análises petrofísicas das formações com capacidade de armazenamento; 41

43 3. Análise do CO 2 recuperado; 4. Ensaio de monitorização contínua do funcionamento da Central. O planeamento inicial desta actividade revelou-se ajustado, tendo as tarefas sido realizadas de acordo com o plano inicial. A tarefa 2, de caracterização petrofísica de potenciais reservatórios geológicos, foi realizada com maior detalhe e envolvendo metodologias laboratoriais que não estavam inicialmente previstas. Os resultados da Actividade 4 apresentam-se no item 3.4. Actividade 5 Promoção e Divulgação, em que se previu inicialmente a realização de sete tarefas: 1. Divulgação Científica; 2. Sessão de divulgação inicial; 3. Simpósio nacional; 4. Divulgação pública local; 5. Simpósio internacional de encerramento do projecto; 6. Seminário com entidades nacionais; 7. Sessão de divulgação final. Esta Actividade regista alguns desvios em relação ao plano inicial, fruto de opções tomadas pelos co-promotores durante o projecto. Assim, as tarefas 1 Divulgação Científica; 2 Sessão de Divulgação Inicial e; 6- Seminário com entidades nacionais - desenvolveram-se de acordo com o planeado, tendo esta última sido concretizada no âmbito de um workshop Luso-Norueguês efectuado a 15 de Dezembro de A tarefa 7 - Sessão de Divulgação final que reportará os resultados do projecto, será realizada em Novembro de 2011, na Universidade de Évora, não tendo sido possível realizá-la anteriormente por dificuldades de agendamento dos co-promotores. Por decisão dos co-promotores não se realizou a tarefa 4 - Divulgação Pública local. Face a desenvolvimentos internacionais, nomeadamente na Holanda e Alemanha, em que a divulgação de planos de armazenamento geológico de CO 2 conduziu a problemas de aceitação pública que resultaram no cancelamento dos projectos, entenderam os copromotores que apenas deveriam avançar para contactos de base local após ser enunciada 42

44 uma política nacional em que se inclua o armazenamento geológico de CO 2 como uma aposta do sector energético português. Optou-se ainda por não realizar a tarefa 5 - o Simpósio Internacional - pois o elevado número de eventos relacionados com CCS que ocorreram durante 2011 fazia recear uma participação muito reduzida e, consequentemente, um desperdício de recursos. Finalmente a tarefa 3 - Simpósio Nacional - foi cancelada pois a divulgação efectuada no âmbito do um workshop Luso-Norueguês efectuado em Dezembro de 2010, permitiu atingir os objectivos a que esta tarefa se propunha. Considera-se que a não realização dos Simpósios Nacional e Internacional não resultam em qualquer prejuízo para a disseminação de resultados pois o projecto é actualmente bem conhecido quer dos potenciais parceiros nacionais quer internacionalmente. Os resultados da Actividade 5.1 são descritos no item

45 Cronograma desvios e justificação

46 A calendarização original do projecto estruturava o projecto para iniciar em Julho de Porém, a necessidade de resolver aspectos administrativos relacionados com a situação da empresa líder do consórcio e com o estatuto dos bolseiros a contratar conduziu a que o contrato de concessão de incentivos só tenha sido assinado entre os promotores e a AdI em Fevereiro de Nesse contexto, e porque os promotores necessitavam de adquirir algum equipamento para dar início às actividades do projecto, a maioria das tarefas só se iniciou após a assinatura daquele contrato. Também a contratação dos dois bolseiros de investigação, absolutamente centrais para o projecto pois em larga medida seriam responsáveis pelas tarefas preliminares e recolha de dados, só foi efectivada após a existência do contrato de concessão de incentivos. Saliente-se, no entanto, que ainda antes da assinatura do contrato com a AdI, os promotores deram início a algumas das tarefas do projecto, tendo decorrido em Setembro de 2009 a sessão de Divulgação Inicial. Foi também implementada em Novembro de 2009 a página de internet do projecto e contratado o investigador doutorado responsável pela tarefa de Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e de opinião pública do projecto. Em Novembro de 2009 foi também iniciada a tarefa de Caracterização Estratigráfica e Hidrogeológica da zona de estudo, mas que decorreu a um ritmo muito menor do que o pretendido até à contratação dos bolseiros de investigação e da empresa consultora Schlumberger, só efectivada após assinatura do contrato de concessão de incentivos. O relatório técnico-científico relativo à execução do projecto até Agosto de 2010 identificava os principais desvios ao cronograma inicial e propunha uma nova calendarização das tarefas ainda não desenvolvidas. Este novo cronograma foi seguido até à conclusão do projecto, em Junho de 2011, sem que se tenham registado desvios significativos, excepto na Actividade 5 Promoção e Divulgação, pelas razões acima aduzidas. Todas as outras tarefas foram desenvolvidas de acordo com o cronograma revisto proposto no 1º Relatório Técnico-Científico. 45

47 2.1 Milestones do projecto e resultados atingidos O projecto contemplava 8 milestones, listados na Tabela 6, distribuídos pelas cinco Actividades do projecto. Todos os milestones técnicos e científicos foram atingidos, embora a calendarização inicial para os mesmos tenha sido diferida no tempo de acordo com os desvios ao cronograma acima identificados. Apenas o milestone de divulgação, M8 - comunicações e apresentações do Simpósio Internacional - não foi atingido, por se ter optado pela não realização do Simpósio Internacional face ao elevado número de eventos sobre CCS que foram realizados na Europa durante 2011 e que faziam antecipar uma capacidade reduzida de atrair participantes internacionais. Os meios de verificação dos milestones estão identificados na Tabela 6 e são constituídos pelos relatórios produzidos para as respectivas tarefas, por mapas ou por ficheiros digitais que se compilam no Moodle do projecto sempre que as tarefas relacionadas com esses milestones se referem a compilação e/ou tratamento de dados. O modo de aceder ao Moodle é detalhado no preâmbulo a este relatório. 46

48 Tabela 6 Milestones do projecto Actividade Tarefa Milestones Meios de verificação 1 Situação actual da Central do Pego Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e geofísica M1 - Definição da situação actual. Permitirá o início das tarefas de avaliação da possibilidade de retroffiting da Central M2 - Construção de base de dados com informação existente, que permitirá o início das actividades relativas à identificação dos potenciais locais de armazenamento Realizado. Relatório sobre situação actual (Moodle) Realizado. Ficheiros de base de dados em formato digital (Moodle) 2 Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à captura do CO 2 Caracterização hidrogeológica e estratigráfica M3 - Avaliação das possibilidades de adaptar a Central. É essencial para a análise económica e financeira subsequente M4 - Relatório final congregando os resultados não só desta fase, mas também das actividades relativas à selecção dos locais de armazenamento, bem como da melhor metodologia de transporte M5 - Definição dos potenciais reservatórios para armazenamento de CO 2. Permitirá início das actividades de estimativa da capacidade de armazenamento. Realizado. Desenhos e quadros de síntese sobre alterações requeridas (Moodle) Realizado. (Moodle) Realizado. Relatório sobre características de potenciais reservatórios (Moodle) 3 Estimativa de capacidades de armazenamento M6 - Estimativa da capacidade de armazenamento, permitirá o início da tarefa de hierarquização dos potenciais locais. Realizado. 1- Relatórios com quantificação de capacidade de armazenamento; 2- produção de mapas com localização de reservatórios e indicação de capacidade de armazenamento. (Moodle) 4 Monitorização da Central M7 - Resultados da monitorização são fundamentais para a prossecução do objectivo de definição das vantagens e desvantagens dos métodos de captura de CO 2 Realizado. Base de dados digitais com resultados dos ensaios de monitorização (Moodle) 5 Simpósio internacional M8 Compilação das comunicações e apresentações técnico- científicas Não efectuado

49 Capítulo 3 - Trabalhos desenvolvidos Neste capítulo apresenta-se uma síntese das acções desenvolvidas e resultados obtidos em cada uma das tarefas. Não se pretende descrever exaustivamente o trabalho desenvolvido, mas tão-somente identificar os factores que se revestiram de maior impacto para o projecto, em cada uma das tarefas. Os relatórios detalhados e o suporte documental das diferentes tarefas podem ser encontrados no Moodle do projecto. O capítulo está organizado de modo a apresentar os resultados desagregados pelas Actividades do projecto e, dentro de cada Actividade, reportam-se os resultados por tarefa Actividade 1 - Estudos Preliminares Tarefa 1.1 Instalação de equipamentos Esta tarefa foi concluída de acordo com a proposta inicial. Tal como previsto foi adquirido um sistema de monitorização online, para caracterização das emissões de CO 2. Foram seleccionados analisadores ABB série AO 2040 tendo em conta a compatibilidade com outros analisadores instalados na chaminé e com os sistemas de tratamento de informação e comando da instalação. Figura 4 Equipamento de monitorização online de CO 2 48

50 A baixa e intermitente utilização da Central na primeira parte do ano originou que só a partir do 2º semestre de 2010 fosse possível finalizar os testes de funcionamento dos equipamentos e a sua colocação em serviço contínuo. Chaminé CO \\pi_se rve r\10hne30fq057_xj01 13,000 % \\pi_se rve r\20hne30fq057_xj01 12,435 % :00:00 24,00 horas G1 CHAMINE CO2 G2 CHAMINE CO :00:00 Figura 5 Imagem do gráfico de acompanhamento da medida online de CO 2 através do sistema de informação da Central 49

51 Tarefa 1.2 Situação actual da Central do Pego Esta tarefa foi executada com a duração prevista inicialmente e com os resultados esperados. Nesta tarefa pretendeu-se caracterizar das condições actuais de operação da Central do Pego. Fez-se o levantamento do layout das instalações e a caracterização dos equipamentos, base de partida para a avaliação da adaptabilidade da Central. Esta tarefa comportou ainda a identificação dos compostos reactivos que podem influenciar o processo de captura. No âmbito desta tarefa foi realizada uma visita às instalações da central e procurou-se descrever o processo de produção eléctrica na Central do Pego, assim como os valores de produção de electricidade nos últimos anos. Figura 6 - Layout da Central do Pego A central utiliza como combustível carvão Colombiano, Norte-Americano e Sul-Africano que chega ao porto de Sines e daí é transportado via caminho-de-ferro até à Central do Pego, onde é queimado, emitindo volumes substanciais de CO 2 para a atmosfera. A Central Termoeléctrica do Pego tem dois grupos produtores de energia eléctrica, com uma potência unitária de 314 MW, cada um equipado com um grupo gerador de vapor, um grupo turbina-alternador e um transformador principal. Em plena carga, cada grupo tem a capacidade de queimar por hora na caldeira cerca de 108 toneladas de carvão pulverizado, produzindo aproximadamente 950 toneladas de vapor, a 167 bar e 535 C. Em 2009, a central queimou cerca de 1,2 milhões de toneladas de carvão 50

52 para produzir 3073 GWh de energia eléctrica, representando 6% do consumo eléctrico em Portugal, que nesse ano totalizou os 49,9 TWh. Após a expansão do vapor nas turbinas, que se encontram ligadas a um gerador que converte a energia mecânica em energia eléctrica, o vapor passa pelo condensador, para ser transformado novamente em água que é enviada para a caldeira para se reiniciar o ciclo. Figura 7- Ciclo simplificado de produção de energia eléctrica A caldeira é um equipamento formado por tubulares metálicos soldados entre si por onde circula a água, que é aquecida pelo calor que se liberta durante a queima do combustível. A água utilizada na central provém do rio Tejo e é extraída por uma torre de captação, que pode recolhê-la a três cotas diferentes, consoante o nível do rio. A caldeira é de circulação natural, o que implica a existência de um reservatório que reúna as fases líquida e gasosa da água, o barrilete. Na caldeira podem-se queimar até 108 toneladas de carvão por hora com uma capacidade de produção de vapor de 264 kg/s a 167 bar e 535 C. O vapor produzido na caldeira é entregue às turbinas que têm a função de transformar a energia potencial do vapor, em energia mecânica, que transmitida ao gerador se transforma em energia eléctrica. Cada grupo é constituído por quatro turbinas - uma de alta pressão, uma de média pressão e duas de baixa pressão - todas colocadas sobre o mesmo veio, e a este associado um alternador que converte a energia mecânica em energia eléctrica, produzida a 18kV, que é depois transformada em 400 kv, por um transformador principal com a potência nominal de 340 MVA. 51

53 Figura 8- Valores de caudal, pressão e temperatura do vapor à entrada das turbinas O alternador, ou gerador, faz a transformação da energia mecânica transmitida pelas turbinas, em energia eléctrica que vai ser entregue à rede através do transformador. Na Plataforma online poderá ser consultado um relatório detalhado acerca do processo de produção de energia eléctrica na Central do Pego. Histórico da produção de electricidade na Central do Pego A produção de energia eléctrica na Central Termoeléctrica do Pego tem vindo a diminuir ao longo dos anos, apesar de não ser esta a tendência do consumo de electricidade em Portugal, Figura 9. Produção de energia eléctrica no Pego (GWh) Produção de energia eléctrica no Pego VSconsumo de energia eléctrica em PT Consumo de energia eléctrica em PT (TWh) Produção: Pego Consumo total em PT Figura 9 - Evolução da produção de energia eléctrica na Central do Pego VS consumo de electricidade em PT (adaptado de REN) 52

54 O gráfico da Figura 10 evidencia o comportamento do sistema electroprodutor português nos últimos anos, permitindo-nos observar que a produção de energia eléctrica a partir de fontes endógenas tem aumentado, enquanto a produção a partir dos combustíveis fósseis diminuído. 35 Tendência da produção de electricidade em PT TWh Renováveis e Hidroeléctrica Térmicas Figura 10 - Tendência da produção de electricidade em Portugal entre 2004 e 2010 O comportamento descrito no gráfico apresentado é reflexo da gestão da rede eléctrica: o princípio básico de gestão da rede é que a oferta de energia eléctrica tem que igualar a procura em tempo real. Ora, como a produção a partir dos recursos naturais endógenos tem um regime de funcionamento imprevisível, tem prioridade sobre todas as outras formas de produção entrando na base do diagrama de cargas. Hoje em dia Portugal tem um regime de acesso à rede eléctrica que dá prioridade à produção a partir das fontes renováveis de energia, quer ao nível do planeamento e desenvolvimento da rede, quer ao nível da gestão da rede, sendo obrigatória a sua entrada prioritária na rede de transporte ou de distribuição. Assim, e devido ao aumento da potência endógena renovável em Portugal, a produção de electricidade nas centrais termoeléctricas é variável e dependente das condições meteorológicas, sendo que este tipo de produção tem cada vez mais a tendência em ficar para segundo plano porque não convém desperdiçar recursos energéticos como o vento ou a precipitação. 53

55 Mais pormenores sobre esta análise podem ser consultados nos relatórios disponíveis na plataforma online do projecto. Tarefa 1.3 geofísica Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e Esta tarefa foi executada com a duração prevista inicialmente e com os resultados esperados. Foi efectuada uma recolha bibliográfica de artigos científicos sobre a Bacia Lusitaniana, objecto da investigação para identificar locais de armazenamento. Estes artigos contêm informações de carácter geológico, estrutural, hidrogeológico e geofísico. Para além de informação bibliográfica foram recolhidos e compilados dados que constituem a base de dados digital de informação relativa à área de estudo. Foram recolhidos dados, maioritariamente, de carácter posicional no web site do Laboratório Nacional de Energia e Geologia (LNEG) (LNEG, 2010) e na base de dados online do Sistema Nacional de Informação de Recursos Hídricos (SNIRH) (INAG, 2010). Na Divisão de Pesquisa e Exploração de Petróleos (DPEP) foram recolhidos dados referentes à localização das sondagens petrolíferas de maiores profundidades e que se situam no raio de abrangência do estudo. Foi ainda reunida informação relativa a ensaios geofísicos (diagrafias) realizados nos respectivos poços petrolíferos (DPEP, 2010).. Na Tabela 7 encontra-se uma listagem dos dados recolhidos, considerados essenciais para o projecto. Tabela 7 Listagem de dados recolhidos Informação Fonte Sondagens petrolíferas DPEP Recursos Geotérmicos LNEG Pontos de Água LNEG Ocorrências Geotérmicas LNEG Furos e pontos de água INAG Sismos Ints. Meteo Diagrafias em poços de petróleo DPEP Análises águas poços petróleo DPEP Inf. DST DPEP Mapa geológico 1/ Mapa neotectónico Fontes emissoras de CO2 Mapa de Grad. Geotérmico Perfis sísmicos de reflexão DPEP Amostras de sondagens LNEG 54

56 Na Figura 11 apresenta-se uma imagem das tabelas com os resultados compilados, sendo que alguns dos dados são propriedade da DPEP e não podem ser disponibilizados publicamente. Os dados recolhidos foram implementados numa Base de Dados em MS EXCEL e num Sistema de Informação Geográfica (SIG) desenvolvido com o recurso ao software ArcGis da ESRI e com a ferramenta ArcInfo, a mais completa disponível. Inclui todas as funcionalidades do ArcView e do ArcEditor e acrescenta avançadas análises espaciais, manipulação de dados, e ferramentas de cartografia. Figura 11 - Imagem de alguns campos da base de dados Todos os dados que fazem parte da base de dados estão no SIG, colocados como layers de modo a permitir a sua edição e análise, bem como interpolações e cálculos de grandezas física. Para além disso permite produzir mapas com informação composta por vários elementos, possibilitando a análise da interacção entre variáveis que compõem cada um dos 55

57 layers. Todos os mapas ilustrados neste relatório, e nos relatórios detalhados, foram produzidos a partir deste SIG. Importa salientar que a base de dados e o SIG resultantes desta tarefa constituíram as ferramentas primordiais para identificar os locais de armazenamento e quantificar a capacidade disponível para sequestrar o CO 2 emitido pela Central do Pego. As bases de dados e a informação básica do ARCGIS podem ser consultadas na plataforma Moodle, com excepção dos dados cedidos sob confidencialidade pela DPEP Actividade 2 - Especificações técnicas Tarefa 2.1 Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central Esta tarefa foi executada com a duração prevista inicialmente e com os resultados esperados. A tarefa compreendeu a avaliação das alterações técnicas recorrentes da instalação de uma unidade para captura de CO 2 na Central do Pego, onde se estudaram as alternativas existentes no mercado em termos de tecnologias disponíveis para aplicação no Pego a curto/médio prazo. Os principais resultados desta análise apresentam-se de seguida. Sugerimos ainda a consulta do relatório completo sobre este assunto na plataforma online do projecto. Na combustão convencional do carvão (tal como acontece na Central do Pego) o CO 2 está presente nos gases de combustão em concentrações muito pequenas (entre 13% v/v) e baixas pressões (entre 1 e 1,7 bar), o que implica o tratamento de grandes volumes de gases com baixa concentração de CO 2 sendo a tarefa da captura dificultada. Na Tabela 8 apresentamos os principais desafios inerentes à captura de CO 2 na Central do Pego. Tabela 8 - Desafios da captura de CO 2 na Central do Pego Desafios da separação de CO 2 por pós-combustão Grande volume de gases a tratar CO 2 diluído nos gases de combustão (13% v/v) Gases à pressão atmosférica Presença de impurezas (SO 2 e NO X ) Compressão do CO 2 capturado para cerca de bar para transporte 56

58 Dos três tipos de captura disponíveis actualmente consideramos que a captura por póscombustão por absorção química através de solventes é a que mais se adequa à Central Termoeléctrica do Pego pela facilidade de retroffiting, uma vez que não é preciso fazer modificações significativas no processo de produção de electricidade, sendo o sistema de captura adicionado à central como um sistema independente, posterior à passagem dos gases pelos sistemas de redução de NO X (SCR) de partículas (PE) e de SO 2 (FGD), Figura 12. Figura 12 Localização de um eventual sistema de captura por pós-combustão na Central do Pego A captura por pós-combustão A separação do CO 2 através do processo de captura por pós-combustão acontece quando o CO 2 é separado dos gases de combustão após a queima do combustível na presença de ar. Figura 13 - Pós-combustão. Adaptado de (Feron& Hendriks 2005a) Numa central a carvão com características idênticas à do Pego, os gases resultantes da queima do combustível entram em contacto em altas colunas de absorção com o solvente líquido selectivo para o CO 2, que o absorve e o transporta para outra coluna, a de regeneração, onde acontece a libertação do fluxo de CO 2 por acção do aumento da temperatura (Herzog 2009b). Um esquema simplificado deste processo pode ser observado na Figura

59 Figura 14 Esquema simplificado da captura de CO 2 por pós-combustão Na eventualidade de instalação de um sistema de captura no Pego, as modificações mais significativas teriam que ver com a necessidade de instalar novas tubagens que permitissem retirar vapor à saída da turbina de média pressão e canalizá-lo para o sistema de captura para manter as condições ideais de temperatura para regeneração do solvente. Teria também que se desviar os gases de combustão entre o sistema FGD e a chaminé, para os gases passarem primeiro pelo sistema de captura antes de serem expelidos para a atmosfera. Consideramos que a instalação recente das unidades de tratamento de gases (FGD e SCR) na Central do Pego a colocou numa posição favorável à implementação de uma unidade de captura de CO 2 por pós-combustão, uma vez que seria um investimento que se teria que realizar de qualquer forma no caso de se optar por instalar um sistema de captura na Central em causa, pois são sistemas que contribuem para mitigar os problemas relacionados com a formação de compostos estáveis e irreversíveis, resultantes da reacção dos NO X e SO 2 com os solventes usados na pós-combustão. As necessidades energéticas associadas a um sistema de captura de CO 2 afectarão a eficiência da Central e o output desta: o vapor para regenerar o solvente, as necessidades energia eléctrica para operar bombas e ventiladores, e ainda a energia necessária para comprimir o CO 2 recuperado para transporte são exemplos de gastos extraordinárias de energia que vão contribuir para um significativo efeito da unidade de captura no desempenho da central, o que poderá representar uma redução na eficiência até 12 pontos 58

60 percentuais e uma redução da potência debitada a rondar os 30 a 40 %, apesar das emissões poderem ser reduzidas entre os 94 e os 85%. É também relevante notar que a aplicação de uma unidade de captura no pego não depende apenas da disponibilidade de tecnologias de captura: o espaço em redor da Central para implementação desta unidade, a disponibilidade de água e as zonas para armazenamento num raio de cerca de 100 km de distância da Central são importantes parâmetros a ter em consideração. A Tabela 9 evidencia importantes aspectos relacionados com o retrofitting de centrais com as características da Central Termoeléctrica do Pego. Tabela 9 - Aspectos gerais relacionados com o retrofitting de centrais de produção de energia eléctrica Aspectos relacionados com o retrofitting de centrais de produção de energia eléctrica Custos com aquisição do equipamento de captura Aumento dos custos de operação e de manutenção da central Aumento dos custos da electricidade produzida Redução da energia produzida pela central aumento das necessidades energéticas para a unidade de captura Diminuição da eficiência da central Proximidade com locais de armazenamento Áreas disponíveis para implementação da unidade de captura perto da central Design, idade da central e perspectivas de funcionamento futuro Grau de pureza do CO 2 produzido para transporte Disponibilidade de água Também é importante referir que na Central do Pego são utilizadas grandes quantidades de água com o objectivo de arrefecimento e de produção de vapor na caldeira. A instalação de um sistema de captura aumentará as necessidades de água disponível para produção de electricidade, não só porque sistema de captura e compressão do CO 2 utiliza água para diminuir a temperatura dos gases à entrada da coluna de absorção, mas também pela necessidade extra de vapor para usar na coluna de regeneração. Neste sentido, é importante averiguar se os limites de extracção de água do rio Tejo vão representar um significativo obstáculo na implementação de uma unidade de captura no Pego. A Figura 15 esquematiza sucintamente as modificações a realizar no layout da Central do Pego decorrentes da instalação de um sistema de captura por pós-combustão. 59

61 Figura 15 - Modificações a realizar no layout da central devido à instalação de um sistema de captura por pós-combustão Em suma, é importante reter que a aplicação de um sistema de captura na Central Termoeléctrica a carvão do Pego é tecnicamente possível, pois existe a tecnologia disponível a ser testada em unidades piloto de demonstração, apesar do efeito que uma unidade de captura pode ter a nível da redução da eficiência e do output da Central. Poderá ser consultado na plataforma Moodle um relatório com a análise detalhada feita relativamente às tecnologias para capturar o CO 2 da Central Termoeléctrica do Pego. Tarefa 2.2 Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à captura do CO 2 Esta tarefa foi executada com a duração prevista inicialmente e com os resultados esperados. Nesta tarefa procurou-se analisar os custos, económicos e financeiros, da adaptação da Central a cada uma das metodologias de captura de CO 2, tendo em conta as perspectivas de desenvolvimento do mercado energético. 60

62 Realizou-se um levantamento dos custos inerentes à tecnologia de captura de CO 2 e aos custos de transporte, e elaborou cenários de evolução da produção de electricidade na Central do Pego. Fez-se ainda a análise do impacto que o Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) poderá ter no desenvolvimento dos sistemas CCS. Custos de Captura e Transporte Com as tecnologias de captura disponíveis actualmente, o retrofitting de uma Central a carvão pode significar uma penalização na eficiência da central até 12 pontos percentuais, um aumento do consumo de combustível na ordem dos 20 a 30% por electricidade produzida (IEA, 2010) e representar custos por CO 2 evitado em média de 55 USD/tCO 2 (Finkenrath, 2011). Os custos relacionados com a aquisição de equipamentos, com o combustível usado, com a energia necessária para fazer funcionar a unidade de captura, a redução do output energético da central, a distância aos locais de armazenamento, a operação e manutenção da Central e a diminuição da energia debitada para a rede são apenas alguns exemplos de variáveis que podem influenciar os custos da captura (WorleyParsons 2009, Herzog 2009c e DOE/NETL 2010). É ainda relevante referir que pelo facto do CCS ser uma tecnologia emergente os custos associados a esta terão tendência para diminuir. Segundo a ZEP (2011), os custos por CO 2 evitado rondarão os 30 a 40 /tco 2 capturado para a primeira geração de sistemas comerciais mais avançados que os actuais. Relativamente aos custos de transporte o mesmo estudo (ZEP 2011) aponta para os valores evidenciados na Tabela

63 Tabela 10 - Estimativa de custos de transporte de CO 2 ( /tco 2 ) para projectos de demonstração e para uma rede de transporte já desenvolvida Adaptado de (ZEP 2011) Distância 180 km 500 km 750 km 1500 km Maturidade da rede de transporte Projectos Demons. 2,5MtCO 2 anuais Projectos Comer. 10MtCO 2 anuais Projectos Demons. 2,5MtCO 2 anuais Projectos Comer. 10MtCO 2 anuais Projectos Demons. 2,5MtCO 2 anuais Projectos Comer. 10MtCO 2 anuais Projectos Demons. 2,5MtCO 2 anuais Projectos Comer. 10MtCO 2 anuais Pipelines Onshore* 5,4 1,5 n.d. 3,7 n.d. 5,3 n.d. n.d. [ /tco 2 ] Pipelines Offshore* 9,3 3,4 20,4 6,0 28,7 8,2 51,7 16,3 [ /tco 2 ] Navio (incluindo liquefacção do CO 2 ) 13,5 11,1 14,8 12,2 15,9 13,2 19,8 16,1 [ /tco 2 ] *os custos apresentados excluem os custos inerentes à compressão de CO 2 nos locais de captura A análise da Tabela 10 permite-nos observar que a diferença de custos esperados é grande entre os projectos de demonstração e aos primeiros projectos comerciais, para o transporte de CO 2 via pipelines. Já relativamente ao transporte por navios, os custos indicados não apresentam grandes diferenças para projectos de demonstração ou comerciais. Tal como era de esperar a tabela anterior também nos permite ver que os custos de transporte por pipelines aumentam com a distância entre as fontes de emissão e as zonas de armazenamento. Já quanto aos custos de transporte por navios o aumento não é tão grande, apesar de também aumentarem com a distância. O papel do Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) no desenvolvimento do CCS e cenários de utilização futura da Central do Pego CELE - O CELE constitui o primeiro instrumento de mercado intracomunitário de regulação das emissões GEE. Esta medida a destina-se a controlar a emissão destes gases baseando-se no sistema cap-and-trade. Neste sistema é atribuída uma quantidade fixa de licenças de emissão a cada um dos Estados-membros da UE, definindo os limites globais de emissão (cap). Estas licenças são transaccionáveis (trade), sendo que os agentes que ultrapassarem o seu limite de emissão de CO 2 terão de comprar no mercado licenças de emissão aos agentes que possuírem excedente de licenças. 62

64 A primeira fase do CELE iniciou-se a 1 de Janeiro de 2005 e durou três anos, constituindo uma fase de aprendizagem e preparação para o segundo período do comércio, que está actualmente a decorrer (2008 a 2012). Nestes dois períodos as licenças foram atribuídas às instalações industriais gratuitamente. No entanto, para a terceira fase deste comércio (que começa em 2013) é relevante referir que o sector de produção de energia eléctrica irá ter um aumento de custos inerentes ao seu funcionamento, uma vez que terá que adquirir a totalidade das licenças de emissão de CO 2 em leilão, ao contrário do que acontece actualmente onde as licenças são atribuídas às instalações industriais gratuitamente (UE 2010d). O preço a pagar pelas emissões de CO 2 no âmbito do CELE pode ter um efeito positivo no desenvolvimento das tecnologias de redução de emissões como o CCS. Se dentro de alguns anos o preço das emissões de CO 2 neste mercado ultrapassar o preço de capturar uma tonelada de CO 2, julgamos que as empresas vão escolher entre pagar pelas emissões no âmbito do CELE estando sujeito às variações dos mercados, ou anular as emissões de CO 2 para a atmosfera pela captura e armazenamento geológico do CO 2 em locais apropriados. Cenários de utilização futura da Central do Pego Tendo em conta dados históricos de consumo de carvão procurou-se construir cenários de utilização da Central do Pego no futuro de 35%, 64% e 95% e obtiveram-se os perfis de consumo mensal de carvão apresentados na Figura

65 Figura 16 Consumo mensal de carvão (t/dia) conforme os três cenários de utilização da Central A partir dos dados apresentados na Figura 16 construíram-se cenários de custos que a central irá ter no futuro tendo em conta o preço esperado a pagar por tonelada de CO 2 a partir de 2013 no âmbito do CELE. Partindo das estimativas de emissões de CO 2 para os três regimes de utilização (35, 64 e 95%) construiu-se a Tabela 11 que evidencia o preço a pagar pelas emissões de CO 2 consoante a utilização da Central assumindo que as licenças de emissão no âmbito do CELE serão transaccionadas a 16 /tco 2 (A) e a 30 /tco 2 (B). O terceiro cenário (C) assume a instalação de um sistema de captura na central, com um preço de 50 por tonelada de CO 2 capturado (excluindo custos de transporte e armazenamento), valor médio dentro do intervalo de custos em vários estudos analisados. Tabela 11 - Preço a pagar pelas emissões de CO 2 consoante os diferentes cenários do preço das emissões de CO 2 no âmbito do CELE Utilização da central 35% 64% 95% Carvão anual consumido (ton) Emissões de CO 2 anuais (ton) Cenários Cada licença vale 16 /ton CO 2 26M 46 M 69 M Cada licença vale 30 /ton CO 2 49 M 87 M 129 M Pós-combustão a 50 /ton CO 2 81 M 145 M 215 M 64

66 O gráfico da Figura 17 pretende evidenciar os custos anuais a pagar por tonelada de CO 2 emitido pela Central nos diferentes cenários de utilização da Central Termoeléctrica do Pego. Figura 17 - Custo anual que a Central terá pelas emissões de CO 2 no âmbito do CELE No entanto, e uma vez que de qualquer forma a Central vai ter que pagar pelas suas emissões no âmbito do CELE a partir de 2013, o valor a pagar por tonelada de CO 2 emitido no caso da implementação de uma unidade de captura, vai ser a diferença entre os custos por tonelada de CO 2 capturado e os custos das emissões no âmbito do CELE: [2] Custo por tonelada CO 2 emitido = /t CO2 com CCS - /t CO2 com CELE O resultado do custo por tonelada de CO 2 emitido descrito pela equação [2] pode ser observado na Figura 18, que evidencia o papel que o CELE pode vir a desempenhar no investimento em tecnologias que permitam reduzir as emissões gasosas de centrais termoeléctricas. 65

67 Figura 18 - Custo por tonelada de CO 2 emitido pressupondo a instalação de um sistema de captura, evitando pagar pelas emissões no âmbito do CELE Assim, nota-se que no caso de ser implementado um sistema de captura com o custo de 50 por tonelada de CO 2 capturado, o preço a pagar pelas emissões de CO 2 não vai ser, por exemplo para o caso A, de 49 M (se as licenças de emissão forem transaccionadas a 30 /t) mas sim de 32M de forma a evitar o pagamento das emissões no âmbito do CELE. Este efeito ilustra a importância que o CELE vai ter no desenvolvimento do CCS: num cenário em que o preço a pagar pelas licenças de emissão de CO 2 compense o preço a pagar pela tecnologia de captura, transporte e armazenamento vai ser aliciante implementar um sistema de captura, não só pela diminuição de custos de funcionamento inerentes à actividade desenvolvida, mas também pela boa imagem passada no que respeita às preocupações ambientais. Uma vez que as previsões de futuro para o sistema electroprodutor português são para o aumento da energia produzida a partir das fontes de energia renováveis (MEID 2010), espera-se que a produção de electricidade no Pego irá provavelmente ter um regime instável dependente das condições meteorológicas, com a utilização cada vez maior da produção termoeléctrica nas horas de picos de consumo ou quando a produção renovável tiver valores que não permitam satisfazer o consumo. Este é um importante condicionante de toda a estratégia de investimentos em infra-estruturas novas na Central do Pego. 66

68 Sugerimos a consulta do relatório completo relativo a este assunto na plataforma Moodle do Projecto. Custos de transporte de CO 2 da Central do Pego aos locais de armazenamento consoante os cenários de utilização da Central. A análise dos custos de transporte teve em conta que os locais de armazenamento têm que estar a uma distância máxima de 100 km da Central, condição que foi desde o início acordada entre a toda a equipa para formular uma solução que não fosse excessivamente cara, e que permita que o armazenamento de CO 2 seja feito a uma distância relativamente curta do Pego Posto isto, e a partir dos dados recolhidos da ZEP (2011) da estimativa de custos de transporte de CO 2 ( /tco 2 ), calculámos um intervalo de valores relativos aos custos de transporte do CO 2 da Central do Pego para locais de armazenamento a uma distância até 100 km,tabela 12, consoante os cenários apresentados anteriormente de utilização da Central do Pego. Tabela 12 - Estimativa de custos de transporte de CO 2 ( /tco 2 ) consoante os diferentes cenários de utilização da Central Termoeléctrica do Pego Utilização da Central Pipelines Onshore* 1,5 /tco 2 Pipelines Offshore* 3,4 /tco 2 Pipelines Onshore* 5,4 /tco 2 Pipelines Offshore* 9,3 /tco 2 Projectos comercialização Transporte de 10 MtCO 2 anuais 35% ( tco 2 emitidas) 64% ( tco 2 emitidas) 95% ( tco 2 emitidas) 2,4 M 4,4 M 6,5 M 6 M 10 M 15 M Projectos de demonstração Transporte de 2,5Mt CO 2 anuais Para uma utilização de 35%, 9 M Para captura de 2,5 Mt CO 2, 13,5 M Para uma utilização de 35%, 15 M Para captura de 2,5 Mt CO 2, 23M Tendo como ponto de partida os valores indicados pela ZEP (2011) de custos de transporte de CO 2 (Tabela 10): - para projectos de demonstração cuja capacidade máxima de transporte de CO 2 é de 2,5 Mt, independentemente da Central produzir mais que 2,5 Mt de CO 2, os custos associados ao transporte podem ir até aos 13,5M, no caso da utilização de pipelines onshore, e até os 23M para pipelines offshore; 67

69 - para projectos de comercialização os custos variam consoante a utilização da Central do Pego. Assim, e para o transporte de CO 2 por pipelines onshore os custos associados ao transporte podem variar entre os 2,4 e os 6,4 M, enquanto que para pipelines offshore este intervalo é entre os 6 e os 10M. Tarefa 2.3 Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública Para realização do Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública foi feito um estudo de legislação Europeia relevante ao Projecto de Captura e Armazenamento de Carbono (CCS) e a possibilidade da sua transferência para a legislação nacional tendo em conta as especificidades da política nacional de meio ambiente. Os resultados de recolha dos Decretos-lei de legislação nacional aplicáveis para o Projecto CAC são apresentados na Tabela 13. Estes documentos legais foram distribuídos por cada fase do projecto. Tabela 13 Legislação Nacional relevante para o armazenamento geológico de CO 2 Fase do Projecto CAC Fase 1 Avaliação Prévia Fase 2 Pesquisa DL X/2010 (DL CCS não está disponível) Legislação nacional DL X/2010 (DL CCS não está disponível) DL 88/90 - Regime Jurídico de Exercício das Actividades de Prospecção, Pesquisa, e Exploração dos Recursos Geológicos Fase 3 Construção e Operação DL X/2010 (DL CAC não está disponível) DL 88/90 - Regime Jurídico de Exercício das Actividades de Prospecção, Pesquisa, e Exploração dos Recursos Geológicos DL 26/ Regime Jurídico de Urbanização e Edificação DL 197/ Regime Jurídico de Avaliação de Impacte Ambiental DL 232/ Regime Jurídico de AIA das Planos e Programas DL 173/2008-Regime Jurídico de Prevenção e Controlo Integrados da Poluição DL 254/ Regime Jurídico de Prevenção de Acidentes Graves DL 178/ Regime Jurídico de Operações de Gestão de Resíduos DL 226-A/ Regime Jurídico de Utilização dos Recursos Hídricos DL 209/ Regime Jurídico de Actividade Industrial DL 41-A/ Regime Jurídico do Transporte Terrestre, Rodoviário e Ferroviário de Mercadorias Perigosas DL 147/ Regime Jurídico de Responsabilidade Ambiental DL 154/ Comércio de Licenças de Emissão de GEE DL 127/ Protocolo sobre Registos de Emissões e Transferências de Poluentes (Protocolo PRTR) 68

70 Fase 4 Pós-encerramento Fase 5 Pós-encerramento DL X/2010 (DL CCs não está disponível) DL 147/ Regime Jurídico de Responsabilidade Ambiental DL 154/ Comércio de Licenças de Emissão de GEE DL X/2010 (DL CCS não está disponível) DL 154/ Comércio de Licenças de Emissão de GEE Paralelamente conduziu-se uma análise rigorosa das condicionantes legais impostas pela Directiva Comunitária para o Armazenamento de CO 2. A revisão da dos aspectos legais e jurídicos culminou numa análise SWOT (Strengths, Weaknesses, Opportunities, Threaths) sobre a aplicação da legislação existente ao eventual licenciamento de um projecto industrial de injecção de CO 2. Essa análise apresenta-se em relatório individual que pode ser consultado na plataforma Moodle do projecto. Posteriormente à conclusão da tarefa, foi tornado público que o Conselho de Ministros aprovou a transposição da Directiva Comunitária para o Direito nacional. Porém, e até à data de submissão deste relatório, o respectivo Decreto-lei ainda não foi publicado em Diário da República, e não é conhecido o seu texto. Em qualquer caso, e uma vez que a Directiva foi transposta, o enquadramento legal da actividade de armazenamento de CO 2 em Portugal passa a ser efectuada ao abrigo do respectivo Decreto-lei. Tarefa 2.4 Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de armazenamento offshore A opção por soluções de armazenamento no offshore português foi considerada tendo em vista a capacidade de armazenamento que existe, mas sobretudo face à possibilidade da aceitação pública ser mais favorável para o armazenamento em zona oceânica do que no território emerso. Pretendia-se nesta tarefa estimar os custos associados ao armazenamento offshore, por comparação com os custos de armazenamento onshore. A identificação dos locais com capacidade e armazenamento no offshore foi efectuada no âmbito do projecto COMET, em que também participam os co-promotores do, e circunscreveu-se à área situada entre a Figueira da Foz e Peniche, no prolongamento para plataforma continental da Bacia Lusitaniana. Note-se que foi na zona emersa desta mesma bacia sedimentar que se identificaram reservatórios geológicos adequados e se quantificou 69

71 capacidade de armazenamento suficiente para as necessidades da Central do Pego (tarefa 3.4). A capacidade de armazenamento na zona offshore é consideravelmente superior à encontrada onshore, não só porque a área de ocorrência dos sedimentos é maior, mas sobretudo porque existem mais formações com potencial de armazenamento. Assim, na zona offshore foram identificadas dois pares reservatório/selante: i. A Formação de Torres Vedras, datada do Cretácico Inferior, e composta essencialmente por níveis siliciclásticos com intercalações argilosas, constitui um excelente reservatório, com selante garantido pelas margas e argilas da Formação do Cacém imediatamente sobrejacente; ii. A Formação do Grés de Silves, do Triásico Superior, composta por arenitos e conglomerados com cimento argiloso e ferruginoso, e com selante assegurado pelos níveis de sal-gema, margas e argilas da Formação da Dagorda. Na zona offshore foi adoptado o critério de profundidade do reservatório entre os 800 m e 2500 m de profundidade, tendo-se definido oito áreas com potencial de armazenamento na Formação de Torres Vedras, e cinco zonas na Formação do Grés de Silves (Figura 19). 70

72 PEGO Figura 19 - Definição espacial da zona de armazenamento no offshore, com indicação da Two-Way-Time (TWT). Pontos verdes indicam as sondagens existentes (fonte: projecto COMET). A capacidade de armazenamento total, calculada pelo método volumétrico descrito na tarefa T3.7 foi estimada em 3800 Mt de CO 2, ou seja cerca de 10 vezes superior à capacidade de armazenamento no onshore, contribuindo a Formação de Torres Vedras com 2900 Mt e a Formação do Grés de Silves com 900 Mt. A Formação de Torres Vedras na zona offshore tem não só maior capacidade de armazenamento do que Formação do Grés de Silves, como ocorre a menores profundidades e, por ter permeabilidade mais elevada, com maior capacidade de injecção por furo. Assim, incontestavelmente a Formação de Torres Vedras que apresenta melhores características para o armazenamento do CO 2. Os estudos hidrogeológicos efectuados (ver tarefa 3.3) apontam para os valores de permeabilidade e capacidade de injecção indicados na Tabela

73 Tabela 14 Estimativas de permeabilidade e capacidade de injecção para os reservatórios offshore (fonte: projecto COMET) Reservatório Permeabilidade k (md) Mínimo Mediana Máximo Capacidade de injecção (Mt CO 2 /furo/ano) Formação de Torres Vedras Formação de Grés de Silves Face a estes valores de permeabilidade e capacidade de injecção, em regra a injecção do mesmo volume de CO 2 requer o dobro dos furos no Grés de Silves do que na Formação de Torres Vedras. Este factor, associado ao facto de Formação de Torres Vedras ocorrer a menores profundidades do que o Grés de Silves, tem implicações na viabilidade económica do armazenamento offshore. A Tabela 15 compara os custos de injecção offshore versus onshore para três cenários de exploração da Central do Pego (ver tarefa 2.1): cenário 1 emissão de 1.6 Mt CO 2 /ano; cenário 2 - emissão de 2.9 Mt CO 2 /ano e; cenário 3 emissão de 4.3 Mt CO 2 /ano. Em todos os cenários assumiu-se que o armazenamento decorreria durante um período de 30 anos. O número de furos necessários foi calculado com base na capacidade de injecção ilustrada na Tabela 14, e sem considerar a existência de furos de reserva. No offshore, num cenário minimalista seriam necessários pelo menos dois furos com um comprimento mínimo de 800 m, correspondendo a um investimento total de cerca de 143 M, e custos de Operação e Manutenção de 3.6 M /ano. No cenário de exploração mais ambicioso, seriam necessários cinco furos de injecção, com custos de investimento de 231 M e custos de Operação e Manutenção de 11.6 M /ano No onshore, e em função da menor permeabilidade e profundidade de ocorrência do Grés de Silves, para o cenário de menores emissões anuais, seriam necessários pelo menos 4 furos, com profundidade mínima de 2000 m. O investimento total seria nesse caso de cerca de 103 M, com custos Operação e Manutenção de 3 M /ano. Para o cenário mais ambicioso, seriam necessários um mínimo de nove furos, e os custos de investimento seriam de 215 M, enquanto os custos de Operação e Manutenção ascenderiam a 11.3 M /ano 72

74 Tabela 15 Comparação de custos entre armazenamento onshore e offshore Formação Formação Torres Vedras (offshore) Grés de Silves (onshore) Formação Torres Vedras (offshore) Grés de Silves (onshore) Formação Torres Vedras (offshore) Grés de Silves (onshore) Cenário de emissões da Central 1.6 Mt/ano 2.9 Mt/ano 4.3 Mt/ano Nº de furos Tempo de vida (anos) Custos de investimentos totais (M ) Custos anuais O&M (M /ano) ,1 7, ,7 3, ,3 8, ,8 6, ,2 11, ,8 11,3 Por conseguinte, e apesar dos custos de furação por metro no offshore ser cerca de 5 vezes superiores à furação onshore, a diferença de custos totais não é tão elevada. Na verdade, se para o cenário com menores necessidades de armazenamento (1.6Mt CO 2 /ano), o armazenamento onshore é claramente mais económico, para valores de emissão mais elevados, com necessidade de maior número de furos de injecção, a diferença de custos entre as opções offshore e onshore é relativamente reduzida. Assim, e apesar de a opção onshore ser para os três cenários economicamente mais favorável que o armazenamento offshore, a diferença de custos é menor do que antecipada, razão pela qual, face à provável maior aceitabilidade pública e menores riscos, não será de descartar de todo a opção pelo armazenamento no offshore, sobretudo para cenários mais ambiciosos de exploração da Central do Pego Actividade 3 - Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades para o desenvolvimento Tarefa 3.1 Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos No conjunto das tarefas relacionadas com a identificação de locais de armazenamento de CO 2, a análise dos elementos de prospecção geofísica assumia um papel preponderante. Era nesta tarefa que se procurava obter informação sobre as características dos reservatórios a 73

75 profundidades similares às que se pretende armazenar o CO 2. Por contraposição às análises petrofísicas (tarefa 6.2), ensaios laboratoriais efectuados em amostras colhidas à superfície, nesta tarefa utilizaram-se os dados de prospecção geofísica coligidos durante a execução de furos de prospecção petrolífera para obter valores de salinidade das águas do reservatório, porosidades e temperatura do reservatório. A tarefa consistiu na interpretação de diagrafias (prospecção geofísica efectuada ao longo dos furos de sondagens) reunidas na DPEP e referentes às sondagens petrolíferas listadas na Tabela 16. Tabela 16 Diagrafias analisadas Sondagem Tipo de diagrafia Run # Profundidade (m) Aljubarrota-1 ALAT-MSFL-GR-SP Aljubarrota-1 Accel. Porosity (APS-DSI-CALI-GR) Aljubarrota-1 ELAN Aljubarrota-1 DSI (Sonic)-GR Aljubarrota-2 LDL-CNL-GR Aljubarrota-2 DLL-MSFL-SP-GR Aljubarrota-2 Long Spaced Sonic-GR Samora-1A Microlog , Samora-1A GR/Neutron Samora-1A Temperature log São Mamede-1 Microlog São Mamede-1 Gamma Ray - Neutron São Mamede-1 Temperature log A Tabela 17 apresenta uma síntese dos resultados obtidos nas diagrafias da sondagem Aljubarrota-2, a de maior qualidade de informação. A análise efectuada permitiu calcular valores de salinidade e, pela primeira vez, definir a zona de ocorrência de aquíferos salinos profundos em território nacional, comprovando-se que podem correr salinidades da ordem dos 35 g/l, isto é, similar à salinidade da água do mar. Os valores de porosidade obtidos estão, nesta sondagem, no limite inferior dos valores usualmente admitidos como limite inferior para o armazenamento de CO 2. Porém, a restante 74

76 informação coligida aponta para valores médios de porosidade de 13%. Finalmente, a análise das diagrafias permitiu ainda obter valores de Net-to-Gross, isto é permitiu quantificar a percentagem do reservatório (Grés de Silves) que é composta por material de maior permeabilidade, onde efectivamente se pode armazenar o CO 2. Tabela 17 Síntese dos resultados da análise das diagrafias da sondagem Aljubarrota-2 Profundidade (m) Porosidade (%) Temperatura (ºC) Salinidade (kppm) Os valores de porosidade e de Net-to-Gross são essenciais para a quantificação da capacidade de armazenamento, entrando como parâmetros na equação volumétrica aplicada na tarefa 3.4. A interpretação das diagrafias permitiu ainda definir o gradiente geotérmico da zona de estudo através da correcção das Temperaturas de Fundo de Furo, obtidas em relatórios de sondagens efectuadas para pesquisa petrolífera para todo o relatório nacional. Em conjunto com outros dados publicados e compilados na tarefa 1.3 foi possível construir, usando metodologias de interpolação no ambiente ARCGIS, mapas de gradientes geotérmicos na zona de estudo (Figura 20). 75

77 Figura 20 - Mapa de gradiente geotérmico e mapa de temperaturas a 1000m de profundidade A temperatura do reservatório é utilizada no cálculo da densidade do CO 2, necessária na equação volumétrica aplicada na tarefa 3.4. O relatório detalhado desta tarefa pode ser consultado na plataforma Moodle. Tarefa 3.2 Caracterização hidrogeológica e estratigráfica Esta tarefa, conjuntamente com a tarefa caracterização estrutural e neotectónica - constituem o núcleo da investigação destinada a definir os reservatórios e locais mais adequadas para efectuar o armazenamento de CO 2, na área de estudo. Em particular nesta, tarefa procurava-se por um lado identificar os pares reservatório/selante mais adequados e definir os aquíferos de água doce que não podem ser impactados por eventuais fugas de CO 2. No que concerne aos riscos de contaminação de reservas de água subterrânea, foi possível identificar e transferir para o SIG todos os aquíferos existentes na zona de estudo (Figura 21A) e que não devem ser afectados pela eventual injecção de CO 2. Também se efectuou a inventariação dos pontos de água subterrânea e das ocorrências de furos hidrotermais que constituem referências sobre a qualidade química da água subterrânea. 76

78 Relativamente à identificação de formações reservatórios, isto é os aquíferos salinos profundos,, numa primeira fase, a bacia Lusitaniana (Kullbeg, 2000; Kullberg et al. 2006) na zona de estudo foi subdividida em sete sub-bacias: i) sub-bacia de Arruda; ii) sub-bacia de Alcobaça/Bombarral; iii) sub-bacia de Turcifal; iv) sub-bacia Monte Real/ Serra da Boa Viagem; v) Diapiro de Soure /Mondego, vi) sub-bacia Penela/Ourém e vii) Maciço calcário. Esta subdivisão permitiu definir os constrangimentos estratigráficos e hidrogeológicos na área de cada sub-bacia. Nesse sentido foi elaborada uma sequência estratigráfica genérica da bacia Lusitaniana (Figura 21B) e identificados os potenciais pares reservatórios/selantes, a saber: Reservatório Grés de Silves / selante Formação da Dagorda; Reservatório Formação da Abadia, com selantes no topo da própria formação; Reservatório Formação de Alcobaça, com selantes no topo da própria formação; Reservatório Arenitos Superiores + Arenitos de Torres Vedras / selante Margas do Jurássico Médio As condições de ocorrência de cada par reservatório/selante foram estudadas para as sete sub-bacias, com o objectivo de percepcionar quais as áreas que efectivamente poderiam constituir reservatório para o CO 2 emitido pela Central do Pego. Por razões de estrutura geológica e de profundidade de ocorrência, apenas o Reservatório Grés de Silves / selante Formação da Dagorda foi considerado com condições de permitir o armazenamento de CO 2, e apenas nas sub-bacias Maciço Calcário, Monte Real/Serra da Boa Viagem e parcialmente na sub-bacia Bombarral/Alcobaça. 77

79 A B Figura 21 - Sistema aquíferos e sequência estratigráfica na zona de estudo Considerou-se que os outros potenciais pares reservatórios/selantes não reúnem as condições adequadas porque são aflorantes ou se encontram a profundidades reduzidas, não permitindo atingir o estado super-crítico do CO 2, ou porque não parecem reunir as condições de porosidade e permeabilidade necessárias. Nalgumas zonas comprovou-se ainda que ocorrem nascentes de água de elevada salinidade associadas a falhas que afectam os potenciais reservatórios do Jurássico e do Cretácico, pelo que não seria possível garantir condições de estanqueidade adequadas para o armazenamento. Após ter sido definido que apenas o Grés de Silves na zona de estudo pode constituir um reservatório, foi efectuada uma análise da estratigrafia detalhada dessa formação, com o intuito de definir as zonas de maior porosidade/permeabilidade e de permitir a recolha de amostras em afloramento. A Figura 22 ilustra a divisão do Grés de Silves adoptada em tarefas subsequentes, do mais antigo para o mais recente: Formação da Conraria, composta predominantemente por arenitos e conglomerados de cor avermelhada, com matriz argilosa e ferruginosa. Normalmente muito compacta, mesmo em afloramento, com permeabilidade e porosidade muito reduzida em profundidade; 78

80 Formação de Castelo Viegas, composta essencialmente por níveis arenosos e siltosos de cor esbranquiçada e onde é esperado maior potencial de armazenamento; Formação de Pereiros, composta por níveis argilosos e margosos, e com propriedades de selante do sistema. Assim, dentro do Grés de Silves, é na Formação de Castelo Viegas que se antecipa existir potencial para injecção. Figura 22 - Perfil lito-estratigráfico detalhado do Grés de Silves (fonte:miranda et al. 2010) A Figura 23 ilustra afloramentos da Formação da Conraria e da Formação de Castelo Viegas. 79

81 Relatório Técnico-Científico Final do Projecto KTejo A selecção do par reservatório/selante mais adequado e das sub-bacias em que apresenta as condições requeridas para o armazenamento do CO2, constitui, quando complementado pela análise da estrutura geológica (tarefa 3.3) um dos principais resultados do projecto. Figura 23 Fotografias de afloramentos da Formação de Castelo Viegas (topo) e da Formação da Conraria (base) 80

82 Tarefa 3.3 Caracterização estrutural e neotectónica Nesta tarefa dividiu-se em duas actividades bem distintas. Uma primeira actividade incidiu sobretudo sobre a identificação das características neotectónicas (Cabral et al., 1998) de toda a zona de estudo, num raio de 100 km da Central do Pego, procurando identificar as principais falhas activas na zona de estudo e, através da correlação com os dados de sismicidade histórica, identificar as zonas mais instáveis, na proximidade dos quais não se deverá procurar injectar CO 2. Na Figura 24 ilustram-se as estruturas neotectónicas na zona de estudo (A), bem como as falhas activas mais instáveis (B), que importa evitar na selecção de locais de armazenamento. Figura 24 Estruturas neotectónicas e relação entre alinhamentos e epicentros de sismos Dada a ligação estreita entre os resultados desta actividade e a análise sobre a sismicidade natural realizada na tarefa 3.5, optou-se por apresentar os seus resultados no relatório específico àquela tarefa. A segunda actividade desenvolvida nesta tarefa decorreu após a selecção dos reservatórios e selantes adequados e procurou definir a estrutura geológica da zona com maior potencial para o armazenamento do CO 2. Procurou-se sobretudo definir as profundidades de ocorrência e espessuras do reservatório Grés de Silves e do selante Margas da Dagorda, 81

83 definir a existência de falhas influenciando aquelas formações, a continuidade lateral das formações e identificar armadilhas estruturais e estratigráficas capazes de assegurar a contenção do CO 2. Para estes efeitos foram utilizados os mapas dos horizontes sísmicos resultantes das campanhas de reflexão sísmica 2-D efectuadas no âmbito do projecto MILUPOBAS (Rasmussen et al., 1998; DPEP, 2010) e no âmbito da pesquisa petrolífera desenvolvida pela empresa Mohave Oil&Gas Co. (Mohave O&G., 1996) e de que se ilustram alguns exemplos na Figura 25. Foram produzidos cortes geológicos representativos da zona de estudo () e, recorrendo ao SIG implementado, definiram-se as zonas em que o reservatório se encontra entre as profundidades 800 m e 3000 m, assim definindo as zonas em que o CO 2 pode ser armazenado em estado super-crítico (Figura 27). Desta análise, em particular dos mapas de espessuras da formação reservatório, resultou ainda uma avaliação do volume rochoso disponível para o armazenamento (essencial para o cálculos efectuados na tarefa 3.4) e o mapeamento das principais falhas que afectam as zonas recomendadas para injecção do CO 2 (Figura 25A). Constatou-se invariavelmente que a fracturação é intensa, levantando questões sobre a continuidade lateral do reservatório. Porém, o facto dessas mesmas fracturas não terem sido detectadas no selante, composto por níveis de grande plasticidade com tendência para fechar as fracturas, transmite alguma confiança relativamente à capacidade do selante para reter o CO 2. 82

84 Os resultados detalhados desta tarefa são descritos em relatório específico que pode ser consultado na plataforma Moodle. A) B) Figura 25 Mapas de profundidade do topo do reservatório (A), e de espessura do selante (B) Selante Reservatório Figura 26 Perfis geológicos na zona de estudo (orientação indicada no mapa). 83

85 Tarefa 3.4 Estimativa da capacidade de armazenamento A quantificação da capacidade de armazenamento constituía, de certo modo, o culminar das tarefas relacionadas com a identificação de locais armazenamento. Procurava-se utilizar formulação analítica e modelos numéricos para estimar a capacidade de armazenamento nos aquíferos salinos, tendo por base a estrutura das formações (tarefa 3.3), a sua porosidade e permeabilidade (tarefas 3.1 e 5.2), e a sua heterogeneidade (tarefa 3.1 e 3.2). No decurso do projecto optou-se por utilizar apenas formulação analítica, pois não foi possível reunir informação geológica suficiente para construir um modelo numérico estático tri-dimensional. Assim, recorreu-se à bem estabelecida formulação analítica adoptada em projectos internacionais como o GEOCAPACITY (Geocapacity, 2009): M S CO 2 = A h G φ ρco 2r eff Em que: M CO2 : capacidade de armazenamento regional A: área do reservatório (aquifero) h: espessura média do reservatório NG: valor médio net-to-gross φ: porosidade média das formações geológicas reservatório ρ CO2r : densidade do CO 2 à pressão e temperatura do reservatório S eff : Factor de eficiência de armazenamento Uma vez definidas as zonas de interesse, através da análise estrutural documentada na tarefa 3.3, os cálculos foram efectuados no ambiente ARCGIS, utilizando as porosidades e net-togross obtidos nas tarefas 3.1 e 4.2, a espessura média das áreas identificadas na tarefa 3.3. Para cálculo da densidade do CO 2 foi programada uma macro em Visual Basic e Fortran que implementa as tabelas de densidade do CO 2 do software TOUGH2, em função da temperatura e pressão à profundidade do topo do reservatório. A temperatura foi calculada a partir dos mapas de gradiente geotérmico construídos na tarefa 3.1 e de mapas de temperatura média da superfície. Na ausência de informação sobre a pressão no reservatório, esta foi assumida como hidrostática. 84

86 Foi adoptado um factor de eficiência de armazenamento variando entre 1% e 2%, prática comum no caso de estruturas de armazenamento fechadas, como as identificadas neste projecto. Com base nestes pressupostos quantificou-se uma capacidade de armazenamento total entre 170 Mt e 335 Mt CO 2 (Figura 27), isto é capacidade para armazenar entre 60 a 110 anos das emissões de CO 2 da Central do Pego em 2009 Figura 27 Capacidade de armazenamento para as estruturas alvo. Tarefa 3.5 Caracterização sísmica, mecanismos de ruptura e modelos de velocidades A sismicidade natural da zona de estudo foi avaliada com base no registo sísmico histórico da zona de estudo. Para esse efeito foram utilizadas as bases de dados do Instituto de Meteorologia para definir o risco sísmico da zona de estudo. 85

87 Foi avaliada não só a sismicidade induzida localmente, nas falhas activas mais importantes identificadas na tarefa 3.3, e que se verifica serem sismos de menor magnitude, e sismos induzidos a maior distância, na fronteira de placas entre as placas tectónicas Euroasiática e Africana, que se situa a pouco mais de uma centena de km do sul de Portugal e que é responsável pelos sismos de maior magnitude sentidos no território continental. Recorreu-se ao cluster computacional do Centro de Geofísica de Évora para elaborar modelos numéricos de simulação da ocorrência de sismos nas falhas activas mais importantes da zona de estudo e da fronteira inter-placas. Estas simulações permitiram fazer o zonamento das velocidades e acelerações de ondas sísmicas na zona de estudo e serão utilizadas na tarefa Hierarquização dos locais de armazenamento para classificar os locais de armazenamento em função do maior risco sísmico natural a que estarão sujeitos. A Figura 28 ilustra o inventário dos sismos registados na zona de estudo (A) e os resultados da simulação numérica da ocorrência de um sismo na Falha do Vale Inferior do Tejo (B). 86

88 A B Figura 28 Epicentros do inventário sísmico e simulação numérica de sismo na falha do vale inferior do Tejo O relatório detalhado (consultar a plataforma Moodle) descreve as actividades efectuadas em cada uma das tarefas, integrando a recolha de dados sobre o resisto sísmico histórico na zona de estudo, a identificação das principais falhas activas através da localização e profundidade dos hipocentros dos sismos. Descrevem-se ainda a metodologia para definir o risco sísmico e a modelação numérica efectuada. De entre os resultados mais significativos apresentados cumpre salientar a definição de zonas de maior estabilidade tectónica, em que a sismicidade natural, capaz de afectar as infraestruturas de injecção e o próprio reservatório, é menor (Figura 28A), bem como as velocidades e acelerações sísmicas esperadas devido a sismos com epicentro localizados nas zonas do Vale Inferior do Tejo e no Banco de Gorringe (Figura 28B), as duas principais zonas de actividade sísmica que afectam o território nacional. A tarefa reflecte aspectos de segurança que devem ser respeitados para a implementação de locais de armazenamento subterrâneo face ao risco sísmico existente no território nacional. Os resultados desta tarefa foram tidos em conta na hierarquização dos locais de armazenamentos identificados, através da aplicação de um critério desigando distância a zonas sismicamente activas (ver tarefa 3.6). 87

89 A B Figura 29 Zona de maior estabilidade tectónica e resultados de simulação numérica de sismo Tarefa 3.6 Hierarquização dos potenciais locais de armazenamento Esta tarefa tinha por objectivo seriar as estruturas e reservatórios identificados em com base nas implicações técnicas, financeiras e ambientais. Foram adoptados os seguintes critérios: i. Profundidade do reservatório maiores profundidades estão associadas a custos de furação mais elevados. Adoptou-se como critério apenas definir como aceitáveis zonas em que o topo do reservatório se situa entre 800 m (para assegurar que o CO 2 está em estado supercrítico) e 3000m de profundidade; ii. iii. iv. Distância à Central do Pego - maiores distâncias implicam maiores custos de transporte; Volume da estrutura maiores estruturas permitem injecção de maior volume de CO 2 induzindo menos pressões no reservatório e, consequentemente, menor risco de fracturação do reservatório e selante; Capacidade de armazenamento favorecendo-se a maior capacidade de armazenamento; 88

90 v. Distância a zonas sismicamente activas - áreas com actividade sísmica relevante (tarefa 3.5) ou com falhas activas importantes (tarefa 3.2) induzem maiores riscos; vi. Conflitos de uso - áreas em que potenciais conflitos de uso possam existir, como ocorrência de armazenamento de gás natural ou possível existência de hidrocarbonetos, devem ter uma preferência menor; vii. Características ambientais zonas de parques naturais ou em que ocorram aquíferos de água doce importantes têm uma classificação inferior. Cada um destes critérios foi avaliada com um índice numérico inteiro, entre 1(menos favorável) e 3 (mais favorável). Com base na ponderação destes critérios, aos quais foram atribuídos pesos diferenciados (cujo somatório é 1), foram seleccionadas as quatro estruturas indicadas na Figura 27 e na Tabela 18, em que a cor indica a respectiva hierarquia, diminuindo do verde, para o amarelo e para o laranja. Para a classificação global recomendase a consulta do relatório detalhado na plataforma Moodle. Tabela 18 - Tabela resumo dos resultados da hierarquização Designação Capacidade de armazenamento Índice hierarquização (máximo 3) Zona A S. Mamede / Batalha Mt CO Zona B Alcobaça Mt CO Zona C Caldas da Rainha Mt CO Zona D S. Pedro Moel Mt CO

91 3.4. Actividade 4 - Testes e Ensaios Tarefa 4.1 Estudo dos tipos de carvão Nesta tarefa pretendia-se fazer a caracterização dos carvões actualmente utilizados pela Central do Pego. A tarefa iniciou-se com a recolha de dados sobre os carvões usados junto da Tejo Energia e da Pegop. Fez-se um levantamento histórico do carvão consumido pela central nos últimos anos, e teve-se acesso à previsão dos consumos de combustível até Carvão utilizado na Central do Pego A Central do Pego queima carvão proveniente da Colômbia, Estados Unidos da América e da África do Sul, que é transportado por ferrovia desde o porto de Sines até ao Pego. O consumo de carvão desde 2005 até 2010, e a previsão de consumo até 2012 estão evidenciados no gráfico da Figura 30. Figura 30 Carvão consumido na central do pego entre 2005 e 2010 e previsão de consumo entre 2011 e 2012 (Tejo Energia) O consumo de combustível tem vindo a diminuir desde 2005, sendo que a previsão até 2012 é que esta tendência se continue a verificar. Uma vez que tivemos acesso aos dados relativos à previsão de consumo de carvão entre 2010 e 2012, foi possível comparar no decorrer do projecto o consumo esperado e o efectivo, sendo relevante referir que a previsão de 90

92 consumo do carvão em 2010 não foi coincidente com os valores reais, situação que se repetiu nos primeiros seis meses de No laboratório que tivemos oportunidade de visitar no âmbito de uma visita técnica à Central, fazem-se a análises mensais dos carvões queimados. Na Tabela 19 apresentamos os valores médios anuais das principais características dos carvões utilizados nas caldeiras. Tabela 19 - Análise aos carvões utilizados na Central do Pego entre 2005 e Junho de 2011 Ano Toneladas de carvão consumidas PCS 3 [GJ/t] PCI 4 [GJ/t] Humidade Cinzas Materiais voláteis C H S O ,88 24,72 10,39 11,65 29,06 65,24 4,08 0,67 6, ,82 24,64 11,42 10,83 30,63 64,82 4,24 0,62 7, ,09 24,93 10,46 10,96 30,84 65,12 4,23 0,61 7, ,97 24,84 10,01 11,46 29,98 64,55 4,15 0,61 7, ,88 24,79 9,30 12,39 28,86 63,44 4,06 0,65 8, ,87 24,69 11,64 9,57 31,17 64,03 4,20 0,62 8, * ,52 25,22 10,27 10,74 30,24 64,81 4,20 0,66 8,14 *Até Junho de 2011 Uma vez que as emissões de GEE resultam dos carvões queimados é importante estudar as características destes. A qualidade dos carvões pode ter um grande impacto na performance da Central pois o teor em carbono, humidade, cinzas, enxofre e conteúdo energético influenciam muito as emissões gasosas. A maioria do conteúdo energético de um carvão prende-se com a quantidade de carbono presente, na medida em que carvões com maiores quantidades de carbono têm um poder calorífico superior (MIT, 2007). Geralmente, as emissões de SO 2 estão relacionadas com o teor em enxofre (S) dos carvões (Pisupati). A quantidade de S presente num determinado tipo de carvão implica uma diminuição na eficiência, uma vez que é necessário manter altas a temperaturas fora da caldeira para evitar a condensação de ácido sulfúrico nos equipamentos (MIT, 2007). Isto implica que alguma energia térmica não seja aproveitada para produzir electricidade assim como contribui para que a unidade FGD tenha maiores necessidades energéticas. 3 Poder calorífico superior 4 Poder calorífico inferior 91

93 Também é relevante relembrar que a presença de SO 2 nos gases de combustão pode influenciar a unidade de captura, pela interacção deste composto com o solvente usado na captura (Herzog et al., 2009a), que pode causar uma diminuição da eficiência do solvente para capturar o CO2 devido à formação de compostos estáveis e irreversíveis. Carvões com maiores teores em cinzas podem aumentar a corrosão das estruturas por onde passam, enquanto carvões com alto teor de humidade podem reduzir a eficiência na produção de electricidade (MIT, 2007). Os dados da Figura 31 pretendem evidenciar a origem do Carvão consumido na Central Termoeléctrica do Pego e as emissões mensais resultantes da produção de electricidade em Energia produzi da [GWh] Emissões [tco 2 /GW h] Proveniência do carvão utilizado África do Sul Colômbia Janeiro % 0% Fevereiro % 0% Março % 14% Abril % 45% Maio % 21% Junho % 46% Julho % 51% Agosto % 41% Setembro % 18% Outubro % 39% Novembro % 76% Dezembro % 92% Figura 31 - Distribuição por origem do carvão consumido em 2010 na Central do Pego Como se pode ver a partir da figura anterior, a origem do carvão utilizado na Central do Pego em 2010 foi relativamente repartida entre o carvão colombiano e o sul-africano, com uma quantidade usada ligeiramente maior do segundo (Figura 31 b). Na Tabela 20 podemos ver as características médias determinadas no laboratório da Central dos carvões colombianos e sul-africanos queimados no Pego no ano em análise. Tabela 20 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em

94 Proveniência do Carvão Toneladas de Carvão consumidas PCS [GJ/t] PCI [GJ/t] Humidade Cinzas Materiais Voláteis C H S O África Sul ,5 25,62 24,50 11,10 11,40 28,70 63,59 4,00 0,62 7,78 Colômbia ,6 26,05 24,81 12,50 8,50 34,10 64,29 3,90 0,63 9,22 Os dados da Tabela 20 evidenciam que em 2010 o carvão colombiano usado na Central do Pego tinha um poder calorífico superior relativamente ao carvão sul-africano, assim como menor teor de cinzas e maior conteúdo de carbono. Em 2011 para além da utilização de carvão sul-africano e colombiano houve a introdução de carvão de origem norte-americana que apresenta um poder calorífico maior, Figura 32. Energia Proveniência do carvão utilizado Emissões 2011 produzida [tco [GWh] 2 /GW] África do Colômbia EUA Sul Janeiro ,4% 52,3% 2,3% Fevereiro ,3% 43,3% 35,4% Março % 68,3% 31,7% Abril ,2% 91,5% 2,3% Maio % 54,7% 12,3% Junho ,4% 4% 47,6% (a) (b) Figura 32 - Distribuição do carvão consumido em 2011 na Central do Pego, por origem Entre Janeiro e Junho de 2011 mais de metade do carvão usado teve origem na Colômbia, e a utilização de carvão sul-americano passou para cerca de metade, pois foi sendo substituído pelo carvão norte-americano. Na Tabela 21 podemos ver as características médias dos carvões queimados no Pego entre Janeiro e Junho de 2011, determinadas no laboratório da Central. Tabela 21 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em

95 Proveniência do Carvão Toneladas de Carvão consumidas PCS [GJ/t] PCI [GJ/t] Humidade Cinzas Materiais Voláteis C H S O África Sul ,701 24,71 8,17 11,18 25,38 64,83 3,78 0,64 7,07 Colômbia ,718 24,71 12,96 7,30 33,37 63,27 4,26 0,65 8,91 EUA ,060 26,93 7,93 10,92 31,45 68,22 4,88 0,79 9,55 Neste sentido, e pela análise da Tabela 20, nota-se que o carvão norte-americano tem características vantajosas relativamente aos outros pelo maior poder calorífico que apresenta e maior teor em carbono. Comparando ainda a média das emissões de CO 2 por electricidade produzida nos primeiros seis meses de 2010 e 2011, a média das emissões de 2011 foi mais baixa relativamente a 2010: 922 tco 2 /GWh em 2011 versus 963 tco 2 /GWh em O facto de a central também ter produzido mais electricidade em 2011, a par da utilização de um carvão com um PCS superior, podem ter contribuído para a melhoria da performance da central no que respeita a emissões de CO 2. Tarefa 4.2 Análises petrofísicas Esta tarefa tinha originalmente por objectivo determinar em laboratório valores de porosidade e permeabilidade dos potenciais reservatórios. Porém, no decurso do projecto, entendeu-se alargar o âmbito desta tarefa e foram efectuados os seguintes estudos ( Tabela 22): i. Petrografia (microscópio óptico) de rochas máficas; ii. Análises geoquímicas de rochas máficas; iii. Petrografia (microscópio óptico) do Grés de Silves; iv. Granulometrias do Grés de Silves; v. Porosidade (método volumétrico) do Grés de Silves vi. Difracção de raios-x de fracção fina do Grés de Silves. 94

96 Tabela 22 Análises e ensaios realizados sobre as amostras de afloramento Amostra Microscopia Granulometria Porosidade Difração Raios-X FC1 X FCV2 X FC1 X FC2 X FC2a FC3 X X FC4 X X FC5 X FC6 X X X FCV2 (arada) X X FCV3 X X No decorrer da tarefa Recolha bibliográfica e de dados (tarefa 1.3) foi identificada na zona da central do Pego a ocorrência de rochas ígneas máficas, isto é com minerais com ricos nos elementos químicos Fe 2+, Mg 2+, Ca 2+. Estudos recentes em vários locais do globo apontam para que estas rochas podem ter um papel importante para a sequestração definitiva do CO 2, pois tendem a precipitar o CO2 na forma de carbonatos como calcite, aragonite ou siderite, por reacção do CO 2 com os minerais ricos em Fe 2+, Mg 2+, Ca 2+. Esta possibilidade não estava contemplada na proposta inicial, mas dada a localização dessas rochas nas proximidades da Central entendeu-se que seria de todo o interesse recolher algumas amostras dessas rochas e fazer o seu estudo petrográfico e geoquímico com o objectivo de determinar a sua mineralogia e composição química e assim avaliar da sua adequação para o sequestro do CO 2. Esse estudo foi efectuado recorrendo ao estudo microscópico de lâminas delgadas e a análises laboratoriais, cujos resultados sucintos se encontram na Tabela 23. Porém, verificou- 95

97 se que as concentrações de Fe 2+, Mg 2+, Ca 2+ são demasiado baixas para o fim pretendido, tendo-se abandonado esta linha de investigação. Tabela 23 Principais Resultados do Estudo Petrográfico e Geoquímico Amostras Peso Volume (ml) Abs.1 C.1 (mg/l) Diluição FD C Final C Final Amostra (g) extracção HNO 3 (4M)+H 2 O lida final (mg/kg) % FERRO KT1 0, ,325 7, , ,27 8,95 KT4 0, ,197 4, , ,06 5,36 Core Ref. CÁLCIO KT1 0, ,128 3, , ,46 3,98 KT4 0, ,079 2, , ,89 2,48 MAGNÉSIO KT1 0, ,090 0, ,0 899,79 0,09 KT4 0, ,165 0, ,0 2243,48 0,22 As restantes análises petrofísicas foram efectuadas já para a caracterização detalhada dos níveis arenosos do Grés de Silves, mais especificamente sobre amostras recolhidas em afloramento da Formação da Conraria e da Formação de Castelo Viegas. Embora na proposta do constasse a realização de análises em amostras dos testemunhos de sondagens existentes na DPEP constatou-se que não seria possível utilizar essas amostras sem recorrer a um processo destrutivo. Dada a importância documental dos testemunhos de sondagens essa hipótese foi descartada. A Formação de Castelo Viegas e da Conraria foram estudadas através de microscopia óptica para determinar os principais minerais que as compõem, com particular destaque para a percentagem relativa de quartzo e feldspatos, que impõem evoluções muito diversas do CO 2 injectado. Realizaram-se análises granulométricas sobre duas amostras (Figura 33A), visando essencialmente definir qual a percentagem de fracção fina e, a partir desse valor, estimar por 96

98 métodos empíricos a permeabilidade das amostras, tendo-se obtido valores de 8.1 m/ e de 11.4 m/dia para Formação de castelo Viegas e de acordo com a formulação de Hazen. Quanto à porosidade, recorreu-se ao método volumétrico (ISRM, 1972), sobre oito amostras, tendo-se obtido uma porosidade média de 18% para Formação de castelo Viegas e de 15% para a Formação da Conraria. Finalmente, e para determinar a composição química da fracção fina (<200 µm) que compõe as amostras, foi efectuada Difracção de Raios-X sob duas amostras (Figura 33B). Pretendia-se sobretudo conhecer a percentagem de ferro e de argilas existente no cimento rochoso, pois estes exercem uma influência muito grande no comportamento a longo prazo do CO 2. Em ambos os casos se concluiu que quartzo, feldspatos e argilas (ilite e caolinite) dominam a fracção fina. A Counts B FCV Position [ 2Theta] Figura 33 Exemplos de análise granulométrica (A) e difractograma (B) efectuados sobre a amostra FCV2. Tarefa 4.3 Análise do CO 2 recuperado Esta tarefa previa que se analisassem as emissões de CO 2 resultantes da queima de carvão na Central Termoeléctrica do Pego e foi realizada durante mais tempo do que a duração prevista inicialmente e com mais resultados do que os esperados. Começou-se por realizar um histórico das emissões de CO 2 emitidos para a atmosfera, que são calculados na central, com base no tipo de carvão queimado. Pelo facto de se ter instalado um analisador online de CO 2 no âmbito do, foi possível contabilizar em tempo real as emissões da Central, e um dos objectivos a que nos propusemos foi a confrontação dos dados das emissões calculados e dos dados medidos pelo analisador. 97

99 As emissões de CO 2, calculadas com base nos carvões queimados desde 2005 até Junho de 2011 estão evidenciadas na Figura 34. Figura 34 - Variação mensal das emissões de CO 2 na Central do Pego entre 2005 e Junho de 2011 Os dados do gráfico referente às emissões de CO 2 apresentadas figura anterior resultam de valores calculados com base nos carvões consumidos entre 2005 e 2010, e os valores de 2011 resultam dos dados obtidos pelo analisador instalado recentemente na chaminé. A comparação das emissões de CO 2 calculadas com as emissões medidas pelo analisador na chaminé recentemente instalado, esta análise é apresentada de seguida. De salvaguardar este estudo foi feito entre Novembro de 2010 e Junho de 2011, apesar do analisador ter sido instalado em data anterior, mas problemas relacionados com a calibração do aparelho impediram que se pudesse fazer uma análise das emissões a todo o ano de Para determinar a existência de discrepâncias significativas entre as emissões medidas pelo analisador de CO 2 e as emissões calculadas com base nos carvões queimados, fez-se um gráfico comparativo onde se pode ver esta variação, Figura