GRUPO II GRUPO DE ESTUDO DE PRODUÇÃO TÉRMICA E FONTES NÃO CONVENCIONAIS (GPT)

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1 GPT/ a 26 de Outubro de 2001 Campinas - São Paulo - Brasil GRUPO II GRUPO DE ESTUDO DE PRODUÇÃO TÉRMICA E FONTES NÃO CONVENCIONAIS (GPT) ESTRATÉGIAS PARA UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL NA AMAZÔNIA PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Affonso Vianna FUNDAÇÃO PADRE LEONEL FRANCA Marcos V. G. Nascimento Leonardo dos S. R. Vieira Nelson Martins* Evandro Camelo CEPEL José Carlos de P. M. Costa ELETROBRÁS RESUMO O Setor Elétrico Brasileiro está atualmente em busca de novas alternativas de suprimento de energia elétrica para as localidades isoladas na Amazônia, onde a integração ao sistema interligado encontra barreiras técnicas e econômicas pelas características do ambiente Amazônico. Os custos atuais de geração para estas localidades são altos em decorrência do uso do óleo Diesel como combustível para acionamento das unidades de geração existentes. Com o propósito de minimizar o impacto destes custos sobre a tarifa de energia elétrica paga pelo consumidor final, as concessionárias da região atualmente se utilizam da Conta de Consumo de Combustível (CCC) para cobrir os dispêndios com a compra do óleo Diesel, o que lhes tem acarretado gastos anuais elevados. A geração distribuída através de fontes diversificadas de suprimento, como gás natural, por exemplo, é uma das alternativas estratégicas de curto e médio prazo para atendimento, de forma confiável, às regiões isoladas criando possibilidades de minimização dos dispêndios atuais com a CCC e uma transição mais suave para a sua completa extinção prevista para o ano de O uso do gás natural ocorre na forma gasosa, mas a sua manipulação (transporte e armazenamento) pode ser realizada tanto na forma gasosa como na forma liquefeita. Na forma gasosa, o transporte pode ser realizado através de gasodutos, comprimido em cilindros de alta pressão para transporte em barcaças ou caminhões. Na forma liquefeito, o transporte é feito em vasos criogênicos à temperatura 161 o C negativos. O gás liquefeito ocupa um volume 600 vezes inferior ao gás na forma gasosa à pressão atmosférica A escolha da alternativa mais viável depende de questões de logística e de demanda do mercado. Este trabalho tem por objetivo analisar a viabilidade técnica e econômica do uso do gás natural comprimido e liquefeito, como combustível alternativo na geração elétrica em sistemas isolados. Com esta finalidade foram realizados dois estudos. O primeiro para uma localidade ribeirinha típica da Amazônia utilizando gás natural comprimido e transportado em barcaças e o segundo utilizando o gás natural liquefeito para o atendimento a um grupo de localidades próximas entre si. PALAVRAS-CHAVE : Gás Natural; Gás Natural Comprimido; Gás Natural Liquefeito; Geração Termoelétrica INTRODUÇÃO A possibilidade de aproveitamento do gás natural produzido em Urucu no Amazonas abre perspectivas de desenvolvimento auto-sustentável para toda a região norte. A disseminação do uso do gás natural como fonte de energia para uso industrial, doméstico e automotivo teria um forte impacto sobre os custos industriais, logísticos e ambientais em decorrência da substituição do óleo Diesel, gasolina e gás de uso doméstico por uma fonte primária de mais baixo custo e menores níveis de emissões. Com a finalidade de mostrar a viabilidade do uso do gás natural no atendimento às localidades isoladas da * CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica Av. Um s/n Cidade Universitária CEP Rio de Janeiro RJ Brasil - Tel (021) Fax (021)

2 2 região Amazônica foram elaborados dois estudos, um envolvendo o atendimento de uma comunidade típica ribeirinha com gás natural comprimido transportado fluvialmente e o outro o atendimento a três comunidades (Itacoatiara, Parintins e Tefé), com uma necessidade de energia elétrica anual de MWh, utilizando gás natural liquefeito em pequenas plantas. 2.0 GÁS NATURAL COMPRIMIDO 2.1 Descrição Geral A análise de viabilidade do uso do gás natural comprimido transportado em barcaças baseou-se em uma instalação de uma planta térmica em Codajás, com dois grupos geradores de 300 kw cada (Total = 600 kw) alimentados a uma pressão de 4 bar. No estudo, considera-se que o gás natural é obtido do terminal do gasoduto proveniente de Urucu, localizado na cidade de Coari, a 180 km de Codajás. O gás é armazenado a 200 bar em cilindros de alta pressão e transportado até Codajás através do rio Solimões. 2.2 Especificações dos principais equipamentos a) Cilindro de alta pressão Diâmetro externo: 559 mm Comprimento: 11 m Peso cheio: aproximadamente 3100 kg Pressão de operação: 200 bar Volume de gás natural: 569 m 3 Os cilindros são transportados na forma de skids com 12 cilindros cada um e capacidade total de 6828 m 3 de gás natural. A ligação dos skids fixados nas balsas, com os compressores e unidades de geração localizadas em terra, é realizada através de mangueiras flexíveis de alta pressão que possibilitem a acomodação das variações de deslocamento que ocorrem em função do movimento da balsa e do nível do rio. b) Compressor para abastecimento dos cilindros Quantidade: 2 Vazão: 230 m3/h (total de 460 m3/h) Variação de pressão: de 80 bar até 200 bar c) Grupo gerador a gás Quantidade: 2 Potência: 300 kw (total de 600 kw) Consumo total: 3646 m 3 /dia d) Balsas transportadoras A serem adquiridas e) Rebocadores A serem alugados 2.3 Premissas para obtenção do custo de geração O cenário avaliado apresenta as seguintes características: Instalação em Codajás de uma planta com capacidade de 600 kw (2 x 300 kw) Instalação em Coari de dois compressores com capacidade de 230 m 3 /h cada um, elevando a pressão de 80 bar nos terminais do gasoduto até a pressão de armazenamento de 200 bar nos cilindros. Cada balsa tem uma capacidade de m 3 o que corresponderá à fixação de 3 skids cada um com 12 cilindros (36 cilindros). O tempo estimado para o enchimento dos skids é de 1,8 dias. O tempo de viagem de ida e volta Coari Codajás Coari é de 1,5 dias A estratégia de operação deverá contemplar o uso de 2 balsas da seguinte forma: uma balsa em Codajás alimentando a planta com autonomia para aproximadamente 5,6 dias em condições normais (o que resulta em uma margem de segurança de 2,3 dias) e uma balsa em trânsito. Custos Estimados de Investimento: 1) Grupos geradores a gás : US$ ) Balsas: 2 x US$ = US$ ) Compressores: US$ ) Skids: 6 x US$ = US$ ) Atracador em Codajás: US$ ) Transformador (750 kva 380 Volts/13,8 kv): US$ ) Obras civis e outros: US$ Total: US$ ou US$ 3.008/kW Custo Estimados de Operação 1) Aluguel do rebocador: US$ /mês 2) HH + peças de reposição: US$ 6.000/mês 3) Preço total do gás: US$ 3938/mês Total: US$ /mês 2.4 Análise Financeira (Programa ANAFIN) A análise financeira detalhada do cenário proposto foi realizada através do programa ANAFIN, levando-se em consideração, impostos de acordo com a legislação brasileira em vigor e depreciação. Os dados utilizados na análise pelo programa ANAFIN são os seguintes: Custo de investimento: US$ Custo de O&M: US$ /mês = US$ /ano (recursos humanos + peças de reposição + aluguel) Fator de capacidade da planta de geração: 85% Rendimento térmico: 35% (baseado no PCI do gás) Densidade do gás: 0,69 kg/m3 PCI: kcal/kg

3 3 Preço do gás: US$ 1/MMBTU Taxa de retorno de capital: 12% (100% capital próprio) Vida contábil: 15 anos Impostos: PIS = 0,65% CONFINS = 3% CPMF = 0,30% Imposto de renda = faixa 1 (15%) Imposto de renda = faixa 2 (25%) Contribuição Social = 9% Depreciação: 10 anos Custo de Geração (US$/MWh) Diesel Potência Instalada (kw) O custo de geração obtido foi de US$ 158/MWh. Foi realizada também uma análise de sensibilidade para determinados parâmetros financeiros, conforme indicado na Tabela 1 abaixo. TABELA 1 Análise de Sensibilidade para depreciação em 10 anos Vida contábil (anos) 2.5 Análise dos Resultados Comparando os custos de geração obtidos no cenário considerado em relação aos custos da geração dieselétrica, conforme é mostrado na Tabela 2, pode-se observar que o custo de geração obtido para a planta térmica piloto em Codajás operando com Gás Natural Comprimido (GNC) é próximo ao obtido com Diesel. TABELA 2 Comparativo de Custos de Geração (Análise Simplificada) Cenário Relação capital próprio/ empréstimo (% / %) Investimentos US$/MWh Taxa aplicada ao capital próprio/ Taxa aplicada ao recurso de terceiros (% / %) O&M (combustível incluso) US$/MWh US$/ MWh Custo de geração (US$/MWh) % / - 12% / % / - 12% / % / - 15% / % / - 15% / % / 70% 12% / 15% 160 Total RS$ /MWh Escolhido Diesel Avaliando-se adicionalmente o comportamento da variável custo de geração em relação à potência instalada, obteve-se os resultados apresentados no gráfico da Figura 1 abaixo: FIGURA 1 Potência Instalada x Custo de Geração Nota-se que para potências acima de 600 kw, o custo de geração com gás natural comprimido é inferior ao com Diesel, mesmo considerando os investimentos de uma planta piloto que são superiores aos de uma planta convencional. É de se esperar que com o desenvolvimento deste projeto e a ampliação da base de geração a gás natural na região, os custos de investimento e, principalmente, os de operação, diminuam tornando a alternativa a gás natural comprimido ainda mais atrativa. Para minimização adicional do custo de geração obtido deve-se levar em consideração também o efeito de outras variáveis tais como capacidade dos compressores, número de cilindros, número de balsas e número de skids. 3 GÁS NATURAL LIQUEFEITO O estudo com gás natural liquefeito para atendimento a um grupo de localidades próximas entre si baseou-se nas seguintes características: 3.1 Sistema para Gás Natural Liquefeito Um sistema de GNL é constituído basicamente pelos seguintes componentes: unidade de liquefação, unidades de transporte (navios), terminal de regaseificação e distribuição através de cilindros. O principal componente do sistema é a unidade de liquefação, onde a temperatura do gás é reduzida para 161 o C negativos e consistem de unidades de tratamento do gás, compressores, trocadores de calor e tanques de armazenagem. Uma instalação típica estacionária do terminal de regaseificação do gás liquefeito apresenta como componentes principais tanque criogênico com acessórios, vaporizador e bomba criogênica. Neste caso, não há necessidade da bomba criogênica uma vez que o tanque criogênico é mantido pressurizado a uma pressão superior à pressão de injeção no motor a gás. Atualmente o custo de uma instalação de liquefação de gás de grande porte é de aproximadamente US$250

4 4 por tonelada de capacidade anual. A composição média do custo de um sistema de GNL é a seguinte, indicada na Tabela 3 ( TABELA 3 Composição média do custo de investimento de um sistema GNL Instalações menores apresentam custos específicos maiores conforme indicado na Figura 2 seguinte, excluídos custos de instalação e comissionamento, fundações e obras civis, tanques de armazenamento de GNL, fretes e impostos e incluídos terminal de gaseificação ( US$/ (ton/ano) Unidade % Reservatórios de gás 24,8 Unidade de liquefação 28,9 Navios 29,8 Terminal de regaseificação 16,5 Total Y = Ae ton/ano FIGURA 2 Custo específico estimado de pequenas unidades de liquefação Estes dados foram utilizados na determinação do custo do gás liquefeito conforme detalhado no item seguinte. 3.2 Metodologia de Avaliação 2 ( ln( X ) B) C A=208 B=11.46 C=10.27 Neste trabalho, em função da baixa capacidade elétrica instalada das localidades na região Amazônica com potencial para geração a gás natural comprimido, foram consideradas apenas as pequenas unidades de liquefação de gás (de 3 a 70 ton/ano), além dos seguintes dados: preço do óleo Diesel: R$ 0,50/litro (8,86 US$/MMBTU) poder calorífico do gás: kcal/kg (inferior) eficiência dos grupos geradores Diesel baseado no poder calorífico inferior: 30% taxa média de retorno do investimento: 15% operação e manutenção das unidades de liquefação: 8 % do investimento inicial por ano (ref. Kryopac) consumo de gás natural no processo: varia de 10% para plantas de ton/ano e 26% para plantas de 1800 ton/ano de GNL. Tomando-se como base o preço do gás natural no estado gasoso, determinou-se inicialmente o custo do gás natural liquefeito, excluindo-se os custos de operação de transporte e impostos e incluindo-se os custos anualizados do investimento da planta de liquefação e de regaseificação (investimento básico). Os custos foram levantados para vários preços do gás na forma gasosa. O custo total calculado de produção do GNL é, portanto, composto das seguintes parcelas: custo total do gás natural gasoso transformado em líquido e utilizado no processo de liquefação, custo anualizado do investimento da planta de liquefação e do terminal de regaseificação, custo anual de operação e manutenção da planta de liquefação. Os custos calculados foram comparados aos preços do Diesel, identificando-se preliminarmente qual a capacidade mínima instalada necessária para que a alternativa de suprimento com GNL se tornasse viável. Os cálculos foram realizados considerando-se um prazo para retorno do investimento de 15 anos e 3 anos. Em seguida, os cálculos foram refinados para contemplar também os investimentos referentes aos reservatórios de gás e navios (investimento total) não considerados no cálculo inicial, porém previstos na Tabela 3. Ao final, fez-se uma estimativa do custo operacional do transporte, a ser também adicionado ao custo total do GNL. 3.3 Resultados Obtidos Os resultados das análises são apresentados nas Figuras 5 a 8, nas quais são comparados os custos de produção de GNL, em várias condições, com o custo do Diesel em US$/MMBTU. A Figura 3 apresenta o custo de produção do GNL em função do tamanho da planta de GNL para vários preços do gás na forma gasosa, considerando-se apenas o investimento básico. Observa-se que a viabilidade econômica da utilização de GNL depende não apenas do preço do gás na forma gasosa, mas também do tamanho da planta de liquefação, aqui identificado pela capacidade média de geração elétrica equivalente (abscissa), admitindo-se a utilização do gás natural liquefeito em um motor de combustão interna com eficiência de 30%, baseado no poder calorífico inferior.

5 5 16,0 14,0 12,0 8,0 6,0 4,0 2,0 GN 1.46 GN 0.03 GN 3 GN 5 Diesel FIGURA 3 Custo de produção do GNL (investimento básico, retorno em 15 anos) Tomando-se como referência à potência firme (energia anual média - MW) das localidades a serem atendidas com gás natural comprimido correspondente a aproximadamente 10 MW, observa-se que para obter custos inferiores ao Diesel, o preço máximo a ser pago na aquisição do gás natural na forma gasosa, obtido por extrapolação das curvas, é de cerca de 6,0 US$/MMBTU. Para sistemas com 2 MW, o preço máximo do GN correspondente é de 3,0 US$/MMBTU. Resultado análogo ao da Figura 3 é apresentado na Figura 4 simulando-se um investimento 2,2 vezes superior para incluir os custos adicionais de armazenamento e equipamentos para transporte, perfazendo o valor total apresentado na Tabela 3. Na análise anterior (investimento básico) o investimento considerado consistiu dos itens unidade de liquefação e terminal de regaseificação da Tabela 3, ou seja, 45% do total em um sistema de distribuição com GNL. Contudo, neste investimento total ainda permanecem exclusos os custos referentes a impostos diversos, em particular aos impostos de importação e os custos operacionais do transporte. Nestes cálculos foram mantidos o tempo de retorno do investimento em 15 anos e a taxa de retorno de 15%. 25,0 2 15,0 5,0 GN 1.46 GN 0.03 GN 3 GN 5 Diesel FIGURA 4 Custo de produção do GNL (investimento completo, retorno em 15 anos) Observa-se na Figura 4 que para geração de 10 MW o preço máximo a ser pago pelo combustível gasoso é de. aproximadamente 3,5 US$/MMBTU, desconsiderandose os custos operacionais do transporte do GNL Para geração de 2 MW, não há como produzir GNL a um custo inferior ao do Diesel mesmo considerando o GN gasoso a custo zero. Refazendo-se os cálculos para retorno do investimento em 3 anos obtém-se as Figuras 7 e 8, respectivamente para investimento básico e investimento total. 25,0 2 15,0 5,0 GN 1.46 GN 0.03 GN 3 GN 5 Diesel FIGURA 5 Custo de produção do GNL (investimento básico, retorno em 3 anos) A Figura 5 acima mostra que para um sistema de 10 MW, o preço máximo a ser pago para o gás natural na forma gasosa é de aproximadamente 4,0 US$/MMBTU e para um sistema de 2 MW não há como produzir GNL a um custo inferior ao do Diesel. Considerando-se o investimento completo e retorno do investimento em três anos (Figura 6) observa-se que mesmo para sistemas de 10 MW não é viável a produção de GNL, ainda que o gás natural gasoso seja obtido a custo zero. 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 5,0 GN 1.46 GN 0.03 GN 3 GN 5 Diesel FIGURA 6 Custo de produção do GNL (investimento completo, retorno em 3 anos) Finalmente, vale ressaltar que ao custo final do GNL deve ainda ser acrescentado aproximadamente 0,5 a 2 US$/MMBTU referentes ao transporte ( Neste caso, os preços máximos a serem pagos pelo gás natural gasoso

6 6 de forma que o gás liquefeito ainda permaneça mais barato que o Diesel são os indicados na última coluna da Tabela 4, que apresenta também um resumo das informações obtidas nas Figuras 5 a 9. Tamanh o do sistema MW TABELA 4 Preços máximos do GN gasoso Investiment o Retorno Invest. anos Preço GN s/transporte US$/MMBTU Preço GN c/transporte US$/MMBTU 2 Básico 15 3,0 1,0 a 2,5 2 Básico Básico 15 6,0 4,0 a 5,5 10 Básico 3 4,0 2,0 a 3,5 2 Completo Completo Completo 15 3,5 1,5 a 3,0 10 Completo Os dados da Tabela 4 acima indicam que, considerando-se o investimento completo, a viabilidade do uso do GNL só ocorre para sistemas na faixa de 10 MW e com um prazo de retorno do investimento de 15 anos. Considerando-se o investimento básico (apenas unidade de liquefação e de gaseificação), a viabilidade do GNL já é observada para sistemas de 2 MW com prazos de retorno de investimento de 15 anos, ou para sistemas de 10 MW com prazos de investimento de 3 anos. Finalmente vale ressaltar que estes resultados não levam em consideração impostos diversos. Portanto, os custos determinados representam um limite inferior dos custos esperados na realidade. 4 CONCLUSÕES Os estudos apresentados nos itens 2 e 3 mostram a viabilidade da utilização do gás natural na região Amazônica em pequena escala, tanto na forma gasosa como na forma líquida. A opção quanto a estratégia a ser utilizada irá depender do potencial de mercado e das facilidades de logística que poderão ser criadas. Quanto ao gás natural comprimido o estudo mostrou que os custos de geração para a planta térmica piloto em Codajás são semelhantes aos obtidos com o Diesel, mesmo levando em consideração os elevados investimentos decorrentes do fato de ser uma planta experimental. Através de estudos de otimização é possível a redução destes custos, tomando a opção pela utilização do gás natural comprimido com transporte fluvial uma alternativa economicamente viável para a geração de pequenos blocos de energia na região Amazônica. Deve-se ressaltar ainda que os resultados obtidos se baseiam em dados estimados. Para uma avaliação mais precisa é necessário levar em consideração alguns outros pontos essenciais tais como: a) A questão da segurança tanto na instalação como na operação b) Análise de risco e de impacto ambiental. c) Otimização dos estoques de suprimento da planta (consumo e segurança) bem como dos tempos de transporte e enchimento. No que se refere ao gás natural liquefeito os dados apresentados mostram preliminarmente que, considerando o investimento necessário para um sistema de liquefação completo de gás natural, a opção pelo gás natural liquefeito é viável, em comparação a opção do Diesel para atendimento à região desde que a potência média equivalente seja em base annual superior a 10 MW, que o preço a ser pago pelo gás natural gasoso seja inferior a 1,5 US$/MMBTU, que o custo de investimento no Brasil não seja acrescido de taxas de importação e que o retorno do investimento desejado seja no período de 15 anos. A opção pela alternativa por GNL contudo, depende ainda de estudos estratégicos da distribuição deste combustível e da avaliação técnica e econômica da implementação de uma planta de liquefação na região e plantas de regaseificação em cada uma das unidades escolhidas. Estes estudos poderiam, por exemplo, ser aprofundados através da implantação de projetos piloto na região Amazônica. 5 BIBLIOGRAFIA (1) VIANNA, A., VIEIRA, L., MARTINS, N., COSTA, J.C., NASCIMENTO, M. Projeto conceitual de uma planta térmica piloto a gás natural comprimido em Codajás versão 1, relatório técnico CEPEL ADG- A/PER-649/00. (2) VIEIRA L., VIANNA, A. Avaliação Preliminar do custo do gás natural liquefeito para atendimento energético a comunidades isoladas da Amazônia com acesso fluvial, relatório técnico CEPEL ADG-A/PER- 605/00. (3) SMITH, W. H. Gas-electric power growth markets offer opportunities for E&D firms, Oil & Gas Journal, feb 7, 2000