DOCUMENTO PROTEGIDO PELA LEI DE DIREITO AUTORAL · • Descrever o tratamento e processamento do...
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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU IAVM MELHORIA NA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL E SUA EXPANSÃO Por: Ricardo Augusto Marcos Orientador Prof. Luiz Cláudio Lopes Alves Rio de Janeiro 2013 DOCUMENTO PROTEGIDO PELA LEI DE DIREITO AUTORAL
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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU
IAVM
MELHORIA NA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL E SUA
EXPANSÃO
Por: Ricardo Augusto Marcos
Orientador
Prof. Luiz Cláudio Lopes Alves
Rio de Janeiro
2013
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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU
IAVM
MELHORIA NA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL E SUA
EXPANSÃO
Apresentação de monografia ao instituto a Vez do Mestre
Universidade Candido Mendes como condição prévia para
a conclusão do Curso de Pós-Graduação “Lato Sensu”
em Engenharia de Produção.
Por: Ricardo Augusto Marcos
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AGRADECIMENTOS
Primeiramente a DEUS que nos momentos, mas difíceis
sempre me fortaleceu espiritualmente, mentalmente e sempre
se fez presente em minha vida me ajudando a superar os
obstáculos em toda trajetória do curso.
A Minha Família em especial Esposa e Filho,
A UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES,
Ao nosso Orientador, Luiz Cláudio Lopes Alves
A todos os professores do curso de Pós Graduação em
Engenharia de Produção - IAVM
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DEDICATÓRIAS
Dedico este trabalho a todos os meus familiares e em
especial minha esposa Viviane de Jesus S. Marcos e meu
filho Breno de Jesus S. Marcos que nos momentos de
minha ausência durante o curso, teve paciência e
dedicação junto ao meu filho.
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RESUMO
O objetivo deste trabalho é demonstrar as etapas pelas quais o gás natural passa até
chegar ao seu ponto final para o consumo dos comércios, residências e etc, além de
demonstrar as diferentes formas de transportes, tanto no estado gasoso, através dos gasodutos,
quanto na forma comprimida, utilizando-se da tecnologia do chamado “Gasoduto Virtual”, e
na forma liquefeita para transportes através dos mares e oceanos aonde não há viabilidade de
construção de gasodutos. E assim oferece maior opções para o crescimento na distribuição do
gás natural e sua expansão .
Para descrever informações, características e evolução da utilização do gás natural
como fonte alternativa de energia foi pesquisado em empresas distribuidoras de gás-natural,
além da PETROBRÁS, Agência Nacional do Petróleo – ANP, INTERNET, livros
especializados e periódicos publicados em congressos.
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Metodologia
OBJETIVO GERAL
Apresentar as principais formas de expansão da rede de gás e mostrar os mecanismos de
transporte, armazenamento e distribuição do gás natural para suas diversas aplicações e
as sua importância no cenário mundial .
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Descrever o tratamento e processamento do gás natural pós-extração.
• Explicar o controle de qualidade do gás natural para comercialização.
• Explicar a importância da odorização, quanto às questões de segurança no transporte e
utilização do produto.
• Identificar os principais tipos e formas de transporte e distribuição em diferentes fases.
• Apontar os benefícios da utilização do gás natural para o meio-ambiente.
• Demonstrar o transporte e distribuição de gás natural para localidades que não
possuem rede de gasodutos, “Gasoduto Virtual”.
• Mostra o conjunto de forças vem moldando a cadeia de valor do gás natural no
mundo.
• Aplica estimativa na demanda e produção mundial de gás, transporte e movimentação
no mundo.
• Mostra as reservas Nacionais de gás natural e suas perspectivas.
• Expansão da Rede de Gás natural para os lugares com difícil .
• Oferecer opções para que o Gás chegue a todos os consumidores possíveis .
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SUMÁRIO
Capítulo I – INTRODUÇÃO P.15
Capítulo II – TRATAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL P.20
2.1. Tratamento do Gás Natural P.20
2.2. Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) P.21
Capítulo III – CONTROLE DE QUALIDADE PARA COMERCIALIZAÇÃO P.24
3.1. Composição do Gás Natural Comercial P.24
3.2. Análise do Gás Natural P.28
3.3. Odorização P.29
Capítulo IV – TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO P.32
4.1. Transporte P.32
4.2. Distribuição P.33
Capítulo V – MEIO AMBIENTE P.34
5.1. Legislação Ambiental P.34
5.2. O Gás Natural e o Meio Ambiente P.35
Capítulo VI _ CENÁRIO DO GÁS NATURAL P.36
6.1.A conta do novo cenário P.36
6.2 Lições da indústria de gás natural na Européia P.37
6.3 Demanda e produção Mundial ,transporte e movimentação P.40
6.4 Produção de gás natural P.41
6.5Reserva de gás natural P41
6.6 Produção nacional de gás natural P.42
Capítulo VII_POLÍTICA ENERGÉTICA DO GÁS NATURAL E SUA PARTICIPAÇÃO
NA EXPANSÃO. P.43
7.1 Política Energética do Gás Natural no Brasil P.43
7.2 Os Entraves ao aproveitamento econômico de reservas de Gás P.43
7.3 Qual o papel da política energética Nacional naquele momento P.44
7.4 A Década de 90 e a tentativa de “ancorar a demanda”. P.44
7.5 Dependência Versus Vulnerabilidade P.47
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Capítulo VIII _ PROBLEMAS NA CAPACITAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL P.49 8.1 Aspecto logístico como facilitação na distribuição de gás natural .P.49 8.2 Aplicação do problema de localização P.52 8.3 Conclusões gerais P.54 Capítulo IX_ OPÇÕES PARA SOLUÇÕES DOS PROBLEMAS DAS DISTRIBUIÇOES DO GÁS NATURAL P.56
9.1 Gás Natural Liquefeito (GNL) P.56 9.2 Características do Sistema GNL P.57 9.3 Unidade de Liquefação de GNL P.58 9.4 Gasoduto Virtual . P.60 9.5 Benefício P.62 9.6 Funcionamento do gasoduto virtual P.64 9.7 Minidistrito Industrial do gás Natural P.65
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CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
O que é gás natural?
O gás natural é um combustível fóssil encontrado em rochas porosas no subsolo,
podendo estar associado ou não ao petróleo. O gás natural é a porção de petróleo que existe
na fase gasosa ou em solução no óleo, nas condições originais de reservatório, e que
permanece no estado gasoso nas condições atmosférica de pressão e temperatura.
• Associado - É aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo. Neste caso, a
produção de gás é determinada diretamente pela produção do óleo. Caso não haja
condições econômicas para a extração, o gás natural é reinjetado na jazida ou
queimado, a fim de evitar o acúmulo de gases combustíveis próximos aos poços de
petróleo. O gás natural não associado é mais interessante do ponto de vista econômico,
devido ao grande acúmulo de propano e de hidrocarbonetos mais pesados.
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• Não Associado - É aquele que, no reservatório, está livre ou junto a pequenas
quantidades de óleo. Neste caso, só se justifica comercialmente produzir o gás. As
maiores ocorrências de gás natural no mundo são de gás não
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associado.
Sua formação é o resultado da degradação da matéria orgânica de forma anaeróbica (fora do
contato com o ar), matéria orgânica esta oriunda de quantidades extraordinárias de
microorganismos que, nos tempos pré-históricos, se acumulavam nas águas litorâneas dos
mares da época. Essa matéria orgânica foi soterrada a grandes profundidades e, por isto, sua
degradação se deu, normalmente, fora do contato com o ar, a grandes temperaturas e sob
fortes pressões. É composto por gases inorgânicos e hidrocarbonetos saturados, predominando
o metano e, em menores quantidades o propano e o butano, entre outros.
Geralmente apresenta baixos teores de contaminantes como o nitrogênio, dióxido de
carbono, água e compostos de enxofre. O gás natural permanece no estado gasoso, sob
pressão atmosférica e temperatura ambiente.
Semelhante ao petróleo, o gás natural precisa ser tratado e processado para enquadrá-
lo às especificações técnicas para sua comercialização.
Uma vez extraído do subsolo, o gás natural deve ser transportado até as zonas de
consumo, que podem estar perto ou bastante distantes. O transporte, desde as jazidas até estas
zonas, é realizado através de tubulações de grande diâmetro, denominados gasodutos. Quando
o transporte é feito por mar e não é possível construir gasodutos submarinos, o gás é
carregado em navios metaneiros. Nestes casos o gás é liquefeito a 160ºC abaixo de zero
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reduzindo seu volume 600 vezes para poder ser transportado. No porto receptor, o gás é
descarregado em plantas ou terminais de armazenamento e regaseficação.
Mais leve que o ar, o gás natural dissipa-se facilmente na atmosfera em caso de
vazamento. Para que se inflame, é preciso que seja submetido a uma temperatura superior a
620°C. A título de comparação, vale lembrar que o álcool se inflama a 200°C e a gasolina a
300°C. Além disso, sua queima produz uma combustão limpa, melhorando a qualidade do ar,
pois substitui formas de energias poluidoras como carvão, lenha e óleo combustível. Por
questões de segurança, o gás natural comercializado é odorizado por substâncias contendo
enxofre.
O gás natural é usado como combustível para fornecimento de calor, geração de
eletricidade e de força motriz; como matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química,
petroquímica e de fertilizantes. Na área de transportes é utilizado como substituto do óleo
diesel, gasolina e álcool. Tais fatores permitem a utilização quase irrestrita do produto em
vários segmentos, atendendo as determinações ambientais e contribuindo de forma eficaz e
eficiente no controle dos processos, segurança e qualidade. Desta forma, o gás natural
participa direta ou indiretamente da vida de toda a população.
Entre as principais vantagens destaca-se a econômica: para obter o mesmo
desempenho de qualquer quantidade de gás, o gasto em dólares é 10% maior com óleo
combustível e 85% maior com óleo diesel industrial, desconsiderando nesses valores os custos
de transporte, estocagem e distribuição, que no caso do gás natural são bem mais baixos.
Embora exista no Brasil desde 1940, foi apenas na década de 80, com a exploração da
Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro, que o país entrou de fato na era do gás natural.
Disponível por meio de uma rede de gasodutos em franca expansão, o gás natural vem
galgando um espaço cada vez mais relevante na matriz energética brasileira.
Por ser um combustível fóssil, formado a milhões de anos, trata-se de uma energia não
renovável, portanto finita.
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O GN tem um amplo espectro de aplicações. Suas principais utilizações tem sido
como combustível industrial, comercial, domiciliar e residencial, e na recuperação secundária
de petróleo em campos petrolíferos, através de sua reinjeção. Também é utilizado como
matéria-prima nas indústrias petroquímica (plásticos, tintas, fibras sintéticas e borracha) e de
fertilizantes (uréia, amônia e seus derivados), e para redução do minério de ferro na indústria
siderúrgica.
Uma outra forma de utilização de GN é como combustível na geração de eletricidade,
seja em usinas termelétricas, seja em unidades industriais, instalações comerciais e de
serviços, em regime de cogeração (produção combinada de vapor e eletricidade). O gás
natural é a terceira maior fonte de energia primária no mundo, somente superado pelo petróleo
e pelo carvão.
O uso do GN nas residências, seja para cocção, seja para calefação, além da
segurança e praticidade, tem a vantagem de substituir o GLP (derivado de petróleo importado
pelo Brasil), que exige complexa infra-estrutura de transporte e armazenamento.
Nos segmentos de transporte coletivo e de cargas, a utilização do GN assume
importância na redução de agentes poluentes.
Produção de gás
O gás produzido é o resultado da composição de três partes. Uma parte e
proveniente dos hidrocarbonetos que, nas condições de temperatura e pressão do reservatório,
já se encontram no estado gasoso e que tem o nome de gás livre. A Segunda parte é o gás que
sai de solução do óleo , isto é , os hidrocarbonetos que se encontram dissolvidos nos óleo nas
condições do reservatório e se vaporizam quando a mistura é levada para as condições de
superfície. A terceira parte é o gás que se encontra dissolvido na água nas condições do
reservatório. Normalmente essa última parcela tem volume desprezível, não entrando nos
cálculos das produções.
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Reservatório de gás viável economicamente.
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CAPITULO II
TRATAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL
2.1. Tratamento do Gás Natural
O gás natural extraído em poços, normalmente encontra-se associado com outras
substâncias, apresentando assim uma composição, que depende da região em que está sendo
produzido.
Normalmente, é feito o tratamento para eliminar as substâncias indesejáveis ou para
adequar o gás natural as características técnicas especificadas para o consumo. Este
procedimento tem como objetivo evitar que ocorram problemas na produção, no transporte ou
no próprio uso do produto.
O tratamento pode ser feito diretamente no poço de produção ou em plantas
centralizadas e específicas. No caso de gases altamente ácidos, o tratamento é feito
diretamente no poço, onde são desidratados, para evitar danos ao duto.
As principais substâncias indesejáveis que devem ser eliminadas são:
• Água - O condensado de água forma hidratos sólidos, que junto aos hidrocarbonetos
ou gás sulfídrico, causam perdas de pressão no duto e um inclusive haja a corrosão do
mesmo.
• Hidrocarbonetos Pesados - Se o gás natural contém elevada concentração de
hidrocarbonetos C2+, a retirada do gás liquefeito de petróleo GLP e do condensado
são economicamente importantes, pois possuem melhor valor de mercado. Sob o
aspecto técnico, poderá haver a necessidade de que seja feita a redução na
concentração destes elementos, para se adequar o índice Wobbe e o valor calorífico,
aos valores especificados. Os hidrocarbonetos pesados, mesmo em baixa
concentração, podem condensar-se nos dutos, vindo a causar problemas nas
tubulações, principalmente as de polietileno, ou nas peças internas dos dispositivos de
controle e de medição.
• Gás Sulfídrico - A combinação gás sulfídrico com a água pode acarretar a corrosão
do duto, contribuindo para que haja o rompimento do mesmo. A remoção desta
substância, somente é conseguida em plantas de tratamento.
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• Dióxido de Carbono - A combinação do dióxido de carbono com a água pode causar
danos a tubulações de aço carbono. Gás natural com quantidade significativa de CO2
deve ser tratado, aumentando a concentração do metano e conseqüentemente o seu
poder calorífico.
• Enxofre - Gases que contém gás sulfídrico também pode conter enxofre em forma de
vapor. Os gases obtidos em determinadas regiões, tais como no Canadá, Alemanha e
Estados Unidos, possuem alto teor de enxofre, que dependendo da pressão,
temperatura e da própria composição do gás, pode se precipitar e conseqüentemente
bloquear o duto. A combinação enxofre + água causa corrosão em duto metálico.
• Mercúrio - O gás natural normalmente contém vários miligramas de mercúrio por
metro cúbico, o que são considerados excessivos, pois atacam os metais não ferrosos
dos trocadores de calor das plantas criogênicas, dos medidores e das válvulas de
controle, e também são tóxicos, o que exige a retirada deste elemento.
• Outros Componentes - Substâncias tais como o nitrogênio e os hidrocarbonetos
cíclicos devem ser retirados, para que o gás torne-se adequado para o consumo.
2.2. Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)
O GN é previamente separado da fase líquida (condensado de gás natural) e da água
livre presente na corrente de hidrocarboneto no equipamento específico para essa operação de
separação chamado coletor. Após a primeira separação, o gás recebe a injeção de um produto
químico, cujo objetivo é retirar a água presente na fase vapor através de um processo de
absorção. No caso de uma UPGN, o produto usado é o monoetilenoglicol (MEG). A solução
aquosa de glicol é separada e vai então alimentar o sistema de regeneração de glicol. O gás,
agora isento de água livre e água na fase vapor, é refrigerado no sistema de refrigeração a
propano, quando ocorre então aproximadamente metade da condensação total obtida na
unidade. A outra metade da condensação ocorre na torre de absorção, através do uso de um
liquido de absorção (solvente) em contracorrente com o GN resfriado. O que não é absorvido
constitui-se no gás residual que sai pelo topo da torre de absorção. O produto de fundo é o
óleo rico, constituído pelo liquido de absorção (chamado óleo de absorção) e pela fração do
GN que foi condensada na refrigeração ou absorvida na torre de absorção. Como na absorção,
um teor muito alto de etano é incorporado ao óleo rico, parte deste componente é retirado na
torre de desetanização, que fica após a torre de absorção, gerando então um gás residual rico
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em etano no topo e um óleo rico desetanizado no fundo. Em uma torre de destilação o óleo
rico é fracionado em liquido de gás natural (LGN) que sai pelo topo da torre e em óleo de
absorção isento de GN, chamado de óleo pobre, que sai pelo fundo da torre, após receber
calor no forno para utilização nos refervedores das torres da unidade. Após perder calor nos
refervedores das torres, e ser resfriado com água e óleo rico frio, o óleo pobre retorna às torres
de absorção e desetanização, num sistema fechado, para novamente absorver LGN do gás
natural. O LGN separado que sai pelo topo da torre fracionadora vai então alimentar a torre
desbutanizadora para ser separado em GLP, que sai pelo topo da torre, e gasolina natural, que
sai pelo fundo. Após a retirada de componentes que transmitem corrosividade ao GLP no
sistema de tratamento caustico e após a odoração necessária, o produto é então escoado para
as esferas de armazenamento, enquanto a gasolina natural vai para os tanques de C5+.
Figura – 04: Fluxograma simplificado da UPGN
GN
ÁGUA
CONDENSADO
C3
GRAP
ÓLEO RICO
ABSORÇÃO
GRSP
ÓLEO DESETANIZADO
ÓLEO POBRE
LGN GLP
C5+
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Esquema de produção gás natural
Poços de Produção
Separador Trifásico
Óleo + Gás + Água
Óleo
Água
Gás rico
UPGN
Gás pobre
Glp
Lgn
Coari/AM
Fortaleza/CE
Carmópolis/SE
Cubatão/SP
Guamaré/RN
São Mateus/ES
Macaé/RJ Duque de
Caxias/RJ
Candeias/BA
Localização das UPGNs no Brasil
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CAPÍTULO III
CONTROLE DE QUALIDADE PARA COMERCIALIZAÇÃO
3.1. Composição do Gás Natural Comercial
A composição comercial do gás natural é variada e depende da composição do gás
natural bruto, do mercado atendido, do uso final e do produto gás que se deseja. Apesar desta
variabilidade da composição, são parâmetros fundamentais que determinam a especificação
comercial do gás natural o seu teor de enxofre total, o teor de gás sulfídrico, o teor de gás
carbônico, o teor de gases inertes, o ponto de orvalho da água, o ponto de orvalho dos
hidrocarbonetos e o poder calorífico.
Será apresentado a seguir as normas para a especificação do Gás Natural a ser
comercializado no Brasil, de origem interna e externa, igualmente aplicáveis às fases de
produção, de transporte e de distribuição desse produto, determinadas pela Agência Nacional
do Petróleo – ANP na Portaria N.º 41, de 15 de Abril de 1998. O Gás Natural deverá atender a
especificações apresentadas na Tabela 1 (pág. 15).
Além de obedecer aos índices da Tabela 2 (pág.16), o produto deve estar sempre livre
de poeira, água condensada, odores objetáveis, gomas, elementos formadores de goma,
glicóis, hidrocarbonetos condensáveis, compostos aromáticos, metanol ou outros elementos
sólidos ou líquidos que possam interferir com a operação dos sistemas de transporte e
distribuição e à utilização pelos consumidores.
O gás natural pode ser transportado sem odorização, exceto quando requerido por
normas de segurança aplicáveis, porém, é obrigatória a presença de odorante na distribuição.
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A determinação das características do produto far-se-á mediante o emprego de normas
da American Society for Testing and Materials (ASTM) e da International Organization for
Standardization (ISO), segundo os Métodos de Ensaio listados a seguir:
• ASTM D 1945 - Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas
Chromatography;
• ASTM D 3588 Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density
(Specific Gravity) of Gaseous Fuels;
• ASTM D 5454 - Standard Test Method Water Vapor Content of Gaseous Fuels Using
Electronic Moisture Analyzers;
• ASTM D 5504 - Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in
Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Chemiluminescence;
• ISO 6326 - Natural Gas - Determination of Sulfur Compounds, Parts 1 to 5;
• ISO 6974 - Natural Gas - Determination of Hydrogen, Inert Gases and Hydrocarbons
up to C8 - Gas Chromatography Method;
Para adquirir as características comerciais desejadas o gás natural bruto passa por
tratamento em uma Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN, que efetua a retirada
de impurezas e a separação dos hidrocarbonetos pesados.
Como podemos ver na Tabela 2 – Produtos Comercializáveis, que apresenta os
principais produtos derivados dos hidrocarbonetos e sua classificação geral, os
hidrocarbonetos mais pesados originam produtos de alto valor comercial. Sendo assim, o gás
natural comercializado é composto basicamente por Metano e as quantidades de Etano e
Propano presentes são apenas suficientes para elevar o poder calorífico e alcançar o valor
desejado, uma vez que o poder calorífico do Etano 1,8 vez maior que o do Metano e o do
Propano é mais de 2,6 vezes superior ao do Metano.
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Tabela 1 – Especificação para o Gás Natural Comercializado no Brasil
Obs.: (1) - Limites especificados são valores referidos a 20ºC a 101,33 kPa (1 atm), exceto
onde indicado.
(2) - Para as Regiões Norte e Nordeste, admite-se o valor de 3,5.
(3) - Para as Regiões Norte e Nordeste, admite-se o valor de 6,0.
(4) - Para as Regiões Norte e Nordeste, admite-se o valor de - 39.
Fonte: Agência Nacional do Petróleo – ANP, Regulamento Técnico ANP N.º 001/98.
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Tabela 2 – Produtos
Comercializáveis
Fonte: GAS ENGINEERS HANDBOOK
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3.2. Análise do Gás Natural
A determinação do nitrogênio, dióxido de carbono e hidrocarbonetos C1 a C5 e C6+
presentes na composição do gás natural, é feita por cromatografia gasosa, utilizando um
arranjo com manobra/reversão de fluxo de três colunas, configurado conforme mostrado no
item 8.1.2. As três colunas são conectadas por meio de três válvulas de seis saídas para
manuseio da injeção da amostra e reversão de fluxo para um detector por condutividade
térmica (TCD), que é utilizado para quantificação, podendo também ser utilizado um detector
de condutividade térmica associado com um detector de ionização de chama. São usadas
colunas do tipo empacotadas ou micro-colunas que permitam análises rotineiras do composto
mencionado acima. O cromatógrafo possui duas entradas, uma para gás de ensaio e outra para
a mistura de gases de referência (gás padrão). O sistema analisa o gás para ensaio de forma
contínua e com amostragem automática em tempo pré-definido pelo operador, não podendo
esse intervalo entre as análises ser superior a 90 minutos. O cromatógrafo realiza calibração
automática uma vez por dia.
Esquemático do Cromatógrafo
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3.3 Odorização do Gás
Com relação ao odorante, devemos destacar a sua importância no gás. De acordo com
a regulamentação da ANP através da portaria nº 4 de 15 de abril 1998 que estabelece no seu
item 3.3 e 3.4 do anexo intitulado "Regulamento Técnico ANP no 01/98" que "o gás natural
pode ser transportado sem a odoração, exceto quando requerido por normas de segurança
aplicáveis. É obrigatório, no entanto, a presença de odorante na distribuição".
Portanto, a sua principal finalidade é, além de garantir a segurança do sistema e dos
consumidores, facilitar, através do seu odor característico, a identificação de um eventual
vazamento na rede e/ou em qualquer ponto de consumo.
De que consiste o odorante e quais são as suas principais características do produto?
Ele é basicamente constituído de compostos orgânicos sulfurados, formados pela
família das Mercaptanas, Sulfetos e Heterocíclico Sulfurado. Suas principais características
são:
• Possui um odor específico e persistente, que não se confunde com outros odores
encontrados;
• Fácil de manipular e de se homogeneizar ao gás;
• Não-tóxico nas concentrações adicionadas no gás;
• Ser miscíveis ao gás e volátil nas condições de distribuição;
• Ser quimicamente não reativo a vários tipos de solo e contaminantes.
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No Brasil, a Mercaptana é o composto químico mais utilizado e geralmente se usa
como mistura. Atualmente a composição empregada pela maioria das distribuidoras de gás
canalizado é constituída de três Mercaptanas com a predominância da t-butil Mercaptana, cuja
proporção é a seguinte: TBM ~77%, IPM ~14% e NPM ~5,5% respectivamente.
O quadro abaixo indica as propriedades físico-químico das Mercaptanas:
Mercaptanas Abreviação Formula PM PE °C PF °C
t-butil-Mercaptana TBM (CH3)3C-SH 90 64 1,10
i-propil-Mercaptana IPM (CH3)2CH-SH 76 52 -130
n-propil-Mercaptana NPM C3H7-SH 76 67 -113
A taxa de odorização no gás natural varia em cada país e, no Brasil, em função da
composição do gás, as concessionárias adotaram como taxa, uma concentração de 16 - 25
mg/Nm3 de odorante por m3 de gás.
Assim, pode-se observar que ele é um poluente que, na sua composição química, conta
com um teor de Enxofre.
Para fins de combustão, como ocorre na maioria dos casos, não há necessidade de
remoção, porém, para fins de produção industrial, dependendo de cada caso, talvez haja. O
processo de remoção é bastante complexo e requer grande investimento, sobretudo quando se
utiliza hidrogênio como absorvedor.
Na aplicação em GNV, o maior problema é a presença de umidade no gás que, sob
condições específicas, pode formar um ácido poderoso, que ataca os componentes internos
dos equipamentos e pode comprometer a vida útil dos mesmos. O ideal é dispor de um
desumidificador apropriado, à base de sílica que garantiria um gás seco e com mínimo de
custo. Isto na pratica não ocorre.
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Gás Úmido
Gás Seco
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CAPITULO IV
TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO
4.1. Transporte
O transporte por gasodutos é a solução mais amplamente utilizada. Gasoduto é um
duto (uma tubulação) para conduzir o gás natural. Que nele é introduzido sob pressão. Por
meio de compressores. Nos Estados Unidos. Por exemplo. Existem hoje cerca de 500 mil km
de dutos, atendendo a quase 50 milhões de clientes.
Por força do fluxo, há uma perda de energia por atrito, e a pressão vai caindo ao longo
da tubulação, sendo necessária uma estação de compressão (de distância em distância) para
elevar a pressão e permitir a continuidade do fluxo do produto.
Nos dutos de transporte de longa distância, as pressões usuais podem atingir de 100 a
150 kg/cm2 logo após a estação de compressão, caindo, ao longo do duto, até cerca de 30 a 40
kg/cm2, quando haverá uma outra estação de compressão. Este ciclo pode se repetir várias
vezes, permitindo atingir distâncias praticamente ilimitadas.
A operação do gasoduto é modernamente feita à distância, sendo monitorada por
instrumentos ao longo da tubulação, seja com a utilização de comunicação por satélites, seja
com fibras óticas na faixa de domínio do gasoduto (as quais são também utilizadas para
comunicação de interesse geral). Esta instrumentação acompanha a evolução da pressão na
tubulação (para identificar a eventual perda de gás para a atmosfera) e também mede o fluxo
que passa ao longo dela, inclusive as saídas nos pontos de entrega aos distribuidores (city-
gates), para fins de faturamento.
Nestas estações de medição e controle de pressão, normalmente não há operadores.
Através do sistema de comunicação à distância, tudo é controlado da estação central de
acompanhamento. No caso de um acidente, válvulas automáticas bloqueiam o trecho afetado.
Mesmo assim, continuamente, são feitas inspeções terrestres e aéreas ao longo dos
dutos, por pessoal especializado, para constatação de qualquer eventual ação de terceiros que
possa colocar em risco a integridade física das instalações. Também são realizadas periódicas
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inspeções internas por equipamentos instrumentados (pigs), que percorrem toda a tubulação,
registrando eletronicamente qualquer anomalia. As operações de recuperação de algum dano
nos dutos são relativamente fáceis, desde que a empresa responsável disponha de razoável
flexibilidade.
O espaçamento entre as estações de compressão resulta de avaliações econômicas, mas
varia na faixa de 150 a 600 km. Freqüentemente, adota-se um diâmetro grande, para o fluxo
inicial previsto, com um espaçamento maior das estações de compressão. À medida que o
volume a transportar cresce com o aumento da demanda, introduzem-se estações
intermediárias de compressão.
De acordo com a ANP - Agência Nacional do Petróleo, o transporte de gás natural
canalizado só pode ser realizado por empresas que não comercializam o produto, ou seja, que
não podem comprar ou vender GN, com exceção dos volumes necessários ao consumo
próprio. Desta forma, as transportadoras se responsabilizam exclusivamente pelos serviços de
transporte até os pontos de entrega.
Além dos gasodutos de transporte, existem os de transferência e de distribuição. Os
gasodutos de transferência são de uso particular do proprietário ou explorador das facilidades,
conduzindo a matéria-prima até o local de processamento ou utilização. De forma semelhante,
os gasodutos de distribuição levam o gás canalizado recebido das transportadoras até os
usuários finais.
4.2. Distribuição
A distribuição é a etapa final do sistema de fornecimento. É o momento em que o gás
chega ao consumidor para uso industrial, automotivo, comercial ou residencial. Nesta fase, o
gás já deve estar atendendo a especificação técnicas, conforme a Portaria ANP nº 104, de 8 de
Junho de 2002, com pressões reduzidas, entre 2 e 4 bar para o segmento industrial e
automotivo e 22 mbar para segmento comercial e residencial, odorizado e, praticamente,
isento de contaminantes, para não causar problemas aos equipamentos onde será utilizado
como combustível ou matéria-prima.
De acordo com a Constituição Federal e a Lei Nº 9.478, a distribuição de gás
canalizado com fins comerciais junto aos usuários finais é de exploração exclusiva dos
Estados, exercida diretamente ou através de concessões.
29
CAPÍTULO V
MEIO-AMBIENTE
5.1 Legislação Ambiental
Proteção ambiental é matéria tratada na Constituição Federal e na legislação da União,
dos Estados e dos Municípios. A Constituição Federal de 1988 em vigor estabelece, em seu
capítulo especial sobre meio ambiente, o direito das pessoas a um ambiente ecologicamente
equilibrado e saudável, estabelecendo ainda, como competência da União, dos Estados, do
Distrito Federal e dos Municípios, a proteção ao meio ambiente e o combate à poluição.
A primeira lei federal que disciplinou a matéria, de modo sistemático e moderno, foi a
de número 6.938/81, que estabeleceu uma Política Nacional de Meio Ambiente, a ser exercida
por um Sistema Nacional de Meio Ambiente, composto por agências federais e municipais, e
institucionalizou o CONAMA - Conselho Nacional de Meio Ambiente, responsável pela
elaboração das normas federais operacionais de controle ambiental.
Entre as novidades relevantes de 1981, surge o conceito de "responsabilidade
objetivo" ou "sem culpa", seguindo o exemplo dos Estados Unidos e de alguns países
europeus, bem como a atribuição ao Ministério Público de poderes e responsabilidades
específicas para o ajuizamento das chamadas ações civis públicas.
Em 1985, os poderes do Ministério Público foram significativamente ampliados para
efeito de condução direta das ações civis ou da atuação como fiscal da Lei, especialmente
quanto às ações relativas à responsabilidade por danos causados ao meio ambiente (Lei
7.347/85).
O Ministério Público pode exigir a recuperação do meio ambiente alterado, a
indenização por danos ambientais comprovados ou a cessação das atividades nocivas, o que
pode acarretar o fechamento da empresa poluidora ou a aplicação de multa diária enquanto
persistir a conduta lesiva.
O poluidor e seus sucessores, bem como qualquer um que tenha contribuído para o
dano, são considerados responsáveis perante a lei.
Trata-se do Princípio da Responsabilidade Solidária, consagrado no artigo 1.518 do
Código Civil, que especifica que os responsáveis responderão, individual ou conjuntamente
pelo pagamento do total da indenização devida.
30
No âmbito criminal, recentemente, o Governo Federal editou a Lei 9.065/98, que
dispõe sobre as sanções penais, bem como administrativas aplicáveis às condutas e atividades
lesivas ao meio ambiente, não revogando as demais leis que tipificam crimes ambientais.
5.2 O Gás Natural e o Meio-Ambiente
O gás natural está entre os energéticos que tem menor potencialidade para impactar o
meio ambiente. Sua sintonia ecológica é a maior entre os combustíveis. Seu estado natural
gasoso e sua baixa densidade proporcionam uma rápida dissipação na atmosfera sem
impregnar organismos minerais, vegetais ou animais. A ausência de compostos sulfurosos e
nitrogenados em sua composição proporciona uma combustão livre da emissão de SO2 e com
a menor taxa de emissão de NO2 entre os combustíveis. Como é um combustível no estado
gasoso sua combustão se processa da forma mais completa e a emissão de CO é baixíssima.
Além das reduzidas emissões destes compostos, a emissão de CO2 é reduzida relativamente
ao trabalho útil produzido devido à maior eficiência dos processos, o que garante ao gás
natural uma posição de destaque nos esforços pela redução da emissão de gases do efeito
estufa.
Sobre outro aspecto, o desenvolvimento de sistemas tecnológicos avançados atende
demandas de serviços diversos contribuindo para a redução dos impactos ambientais do
atendimento energético em geral devido à suas elevadas eficiências e economias, que reduzem
a relação combustível /produto final.
A alta qualidade do gás natural como energético é decorrente de suas propriedades
químicas e físicas. Como o produto comercial é limpo de impurezas os gases resultantes de
sua combustão podem entrar em contato direto com produtos e processos sem contaminá-los e
a evacuação dos gases de exaustão pode ser realizada com o máximo aproveitamento do calor
(temperaturas em torno de 100ºC) sem o risco de formação de ácidos. O estado gasoso
propicia um nível de controle nos processos de combustão que permite garantir a elevada
qualidade de produtos e processos mais sofisticados.
31
CAPÍTULO VI
CENÁRIO DO GÁS NATURAL
6.1 A conta do novo cenário
A divulgar em agosto a revisão do plano de negócios para o período 2006-2010, a
petrobras demonstrou, em números, o impacto das mudanças recentes no mercado de gás
natural brasileiro no que se refere ao futuro da companhia. O novo pacote abrange 298
projetos e soma US$56,4 bilhões, 63% a mais em relação ao plano antigo. Dos US$22 bilhões
complementares, a unidade de Gás e Energia recebeu a Segunda maior fatia US$3,9 bilhões ,
e passa a contar agora com US$6,5 bilhões, um salto de 150% sobre o volume previsto
anteriormente. A unidade de Exploração e Produção passou a Ter US$ 28 bilhões e aumentou
em 73% seus investimento, que também serão destinados a projetos de gás natural, sobretudo
nos blocos BS-400 (mexilhão) e BS-500, localizados na Bacia de Santos e previstos para
entrar em operação em 2008 e 2010, respectivamente.
No espaço de tempo de um ano e três meses que separam os dois planos de negócios, uma
grave crise política, econômica e social na Bolívia teve como objeto teve como objetivo
central as discussões no Congresso sobre a nova Lei de Hidrocarbonetos. O desfecho foi
aprovação , no final de abril deste ano, da cobrança de 50% entre royalties e impostos das
empresas que exploram e produzem gás natural no país, fornecedor de metade de
consumo brasileiro do produto. Na mesma época, surgiram rumores no mercado – logo
desmentidos pela Petrobras – sobre uma possível revisão das reservas de Mexilhão e do BS-
500 , estimadas de início em 419 bilhões de metros cúbicos.
A mudança no cenário traçado pelo novo plano para o mercado de gás natural em 2010
fornece uma clara indicação sobre a prioridade da estatal. A demanda total prevista passou de
77,6 milhões de m3/dia para 99,3 milhões de m3/dia . O segmento industrial teve uma
avaliação apenas 6,5% maior, com 39,1 milhões de m3/ dia. Outros usos, que incluem o gás
natural veicular (GNV),permaneceram estáveis com 13,8 milhões de m3/ dia. Ambos os
casos, não térmicos, passaram a ser vistos como mercados mais manejáveis. “ Estamos
prevendo uma diminuição de crescimento do mercado de gás natural não térmico. Dadas as
32
condições de oferta brasileira, uma demanda por gás não térmicos crescendo 20% ao ano,
incluindo o carro, requer o uso de alternativas, diz o presidente da Petrobras, José Sergio
Gabrielli, que não descarta a hipótese de medidas de desincentivo.
6.2 Lições da indústria de gás natural Européia
Em 2004, as duas forças dominantes na indústria de gás natural no mundo foram o forte
crescimento da demanda em 3,4 % ( uma aceleração em relação aos 2,7 % registrados em
2003) e um aumento nos preços internacionais em torno de US$ 5 milhões de BTU ( o dobro
de há dez e 30% mais do que em 2003). De maneira geral, esses preços acompanharam os do
óleo em função da predominância de sua indexação ao óleo combustível, mesmo em
mercados como os EUA e o Reino Unido, onde prevalecem condições competitivas.
Verificou-se, ainda, forte crescimento do gás natural liquefeito (GNL), que vem se
desenvolvendo a taxas de 7-8% a. a, o dobro do percentual do gás.
Este cenário mundial se refletiu também na indústria de gás na Europa, cujo consumo
cresceu 3,6%, mais do que a média mundial, apesar do fraco desempenho da maioria de seus
países. Seis deles são responsáveis por 87% deste consumo: Alemanha, França, Holanda ,
Itália, Reino Unido e Espanha. Neste , a demanda de gás pelas térmicas continua sendo uma
parcela dominante do consumo sendo uma parcela dominante do consumo, chegando a
representar 40% na Itália e 30% no Reino Unido e na Espanha .
A produção de gás na Europa, com declínio previsto a partir de 2008, está concentrada no
Reino Unido, Noruega e Holanda que, juntos, representam 83% do total produzido. Por esta
razão, o foco da indústria esta mudando da procura por novas reservas para o aumento da
produtividades dos campos existente e o desenvolvimento de campos antes deixados de lado,
por serem marginais. Neste quadro, grandes empresas, como BP e Shell, tem feito farma-out
(cessão parcial ou total de direitos de exploração e produção) de seus campos maduros,
facilitando a entrada de independentes como Apache, Talisman, Perenco e Palandium,
tendência vista pelo regulador britânico como forma de incrementar a atividade no setor em
um momento declínio da produção.
O aumento do consumo, associado ao declínio da produção interna, determina uma
crescente dependência de importações, que passarão dos atuais 38% para 78% em 2020. Esta
dependência externa do gás natural tem orientado um conjunto de políticas da União Européia
para diversificação das fontes de suprimento, hoje concentradas na Rússia e Argélia, e que
representam 88 % do total das importações.
33
O GNL já corresponde a 22% do total de gás importado, ou seja, mais de um quinto do
total – cuja capacidade de importação mais do que dobrará entre 2004 e 2008. Assim como na
Segunda Guerra Mundial, quando grandes batalhas se iniciaram nas praias da Europa, novos
combates são previstos agora, tendo como protagonista o GNL. Isto porque, apesar da
liberalização e desregulamentação dos mercados de gás natural, iniciada em 1998 , muitos
países continuam com altas barreiras de entrada, levando numerosas companhia a abandonar
suas ambições em terra e passar a competir nas praias com a importação de GNL.
Do ponto de vista regulatório, a União Européia tem trabalhado pela abertura e
desregulamentação dos mercados de gás natural em seus países-membros, nos países
candidatos e em países limítrofes da bacia do Mediterrâneo. A União Européia percebe esta
política como uma forma de reduzir preços e aumentar o poder do consumidor. Não é um
embate simples porque envolve princípios: de um lado, a mentalidade anglo-saxônica,
baseada nas experiências bem sucedidas nos EUA e no Reino Unido e, de outro, a
mentalidade francesa de proteção de seus mercados. Entre estes dois extremos, as diferentes
percepções dos países europeus com relação á maior ou menor liberalidade de seus mercados
de gás natural têm sido envoltas pela vontade da União Européia, como representante destes
mesmos países, de avançar com a abertura dos mercados de gás natural.
O processo iniciou-se em 1998, com a primeira Diretiva da União Européia sobre Regras
Comuns para o mercado interno do gás natural. Cinco anos depois, reconhecendo a lentidão
com que avançava a liberalização, a União Européia lançou, em agosto de 2003, a Segunda
Diretiva, com o propósito de
1) completar a liberalização dos grandes consumidores até julho de 2004;
2) completar a liberalização para todos os consumidores até julho de 2007;
3) completar o unbundling do transporte em 2004 e da distribuição em 2007;
4) promover a interconexão das redes transeuropéias como forma de dar flexibilidade
ao sistema e facilitar o processo de livre escolha por parte dos consumidores; e
5) estabelecer órgãos reguladores independentes em cada país.
foram também estabelecidas avaliação periódicas para monitorar o avanço obtido. O
quarto relatório, divulgado no início de 2005 , reconheceu que o avanço não vem acontecendo
conforme o acordado e, em outubro de 2004. 18 países membros foram notificados para
explicar por que ainda não haviam traduzido as diretrizes em legislação específica.
Depois do Reino Unido, cuja competição na área do gás foi introduzida no início dos anos
1990, a Espanha é o pais que vem implementado com maior entusiasmo as normas da União
Européia, inclusive antecipado prazos. A Gás Natural continua sendo a maior companhia do
34
setor, mesmo depois de atender ao regulador nas seguintes exigências, como forma de
promover a competição:
1) Em 2001, 25% do gás contratado pela Gás Natural á Sonatrach da Argélia
foram repassados a seis outras companhias; 2) 65% da sua participação na Enagas, a
companhia que controla o transporte, foi vendida e deverá ser reduzida dos atuais 25% para
5% em 2007. O que se observa na Espanha é o papel importante e a vontade do regulador em
promover a competição.
A grande lição da Europa na área do Gás é que a desregulamentação é um processo
complexo e longo, no qual a introdução da competição passa pelo acesso á infra-estrutura e
em como lidar com dominância de mercado por parte das companhias nacionais. E não
podemos esperar algo de diferente no caso brasileiro
O mercado de gás natural no Brasil tem crescido a taxas altíssimas,
dobrando o seu tamanho em períodos menores do que dez anos, o que confere uma dinâmica
muito grande ao processo de transformação.
Apesar de uma produção interna crescente, cujo período de ouro será por volta de 2010,
o Brasil deve pensar em com ampliar o seu leque de suprimento externo, hoje dependente de
um único fornecedor, que é a Bolívia. Talvez seja o momento, assim como foi feito na
Europa, de se repensar o suprimento via GNL, especialmente para o mercado da região
Nordeste, que apresenta demandas bastante pontuais e concentradas nas capitais.
A ordenação do setor, ao mesmo tempo em que o mercado cresce a taxas altíssimas,
passa pela implementação de um marco regulatório que dê clareza ao que se quer para o gás
no Brasil, hoje controlado por uma única empresa em todas as etapas de sua cadeia de valor,
incluindo a distribuição, com elevada participação no capital em 20 das 25 distribuidoras
existentes.
Tendo como base a experiência européia, além da existência de um marco regulatório, é
importante que sejam estabelecidas metas de introdução da competitividade no setor. Estas
devem ser avaliadas periodicamente através de relatórios de monitoramente a serem
35
discutidos de forma transparente com a sociedade para uma melhor tomada de decisão quanto
a eventuais correções de rumo.
A ausência de um marco regulatório para o gás natural no Brasil inibe a atração de
investimentos e cria um estado de paralisia que aumenta o poder da empresa dominante .
Conforme visto na Europa, o marco regulatório é uma condição necessária, mas não
suficiente. A promoção da competição passa também por um órgão regulador com capacidade
de intervir quando de interesse. Este não é um processo simples porque passa sempre por um
discussão do grau de abertura e de proteção de um mercado.
O Brasil é ainda um mercado incipiente, de cerca de 20 BCM/ ano, representado cerca de
50% do mercado argentino, 50% do Reino Unido e 70 % do espanhol. Possui enorme
potencial e, por isso, é importante que seja implementada agora a sua ordenação para que seus
efeitos comecem a aparecer dentro de cinco a seis anos, quando já deverá ter dobrado
tamanho.
6.3 Reserva de Gás Natural
und.: tcm
1980 1990 2000 2003Taxa anual da década 4,4% 2,1% 3,2%
América do Norte 10 9 7 7 Américas Central e do Sul 3 5 7 7 Europa e Eurásia 36 60 62 62 Oriente Médio 25 38 60 72 África 6 9 12 14 Ásia e Oceania 5 9 12 13
Total 84 130 160 176
36
6.4 Demanda e produção mundial, transporte e movimentação
6.5 Produção de Gás Natural
- 500 1.000 1.500 2.000
Saudi Arabia
Ukraine
It aly
Japan
Iran
Germany
Canada
Unit ed Kingdom
Russian Federat ion
USA
und.: milhões m3/dia
1970 1980 1990 2000 2003Taxa anual da década 3,6% 3,2% 2,0% 2,5%
América do Norte 1.852 1.810 1.778 2.108 2.099 Américas Central e do Sul 49 93 160 268 325 Europa e Eurásia 790 1.731 2.672 2.628 2.805 Oriente Médio 55 103 277 567 706 África 8 63 183 347 387 Ásia e Oceania 43 190 410 747 851
Total 2.797 3.991 5.479 6.665 7.174
37
6.6 Produção Nacional de Gás natural
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
1954 1961 1968 1975 1982 1989 1996 2003
Mar
Terra
Produção Nacional de Gás Natural
2002
95%
5%AssociadoNão-associado
38
Capítulo VII _ POLÍTICA ENERGÉTICA DO GÁS NATURAL E SUA
PARTICIPAÇÃO NA EXPANSÃO.
7.1 Políticas energéticas do gás natural no Brasil
A expansão a médio e longe prazo da indústria do gás natural no Brasil ficou seriamente
comprometida após os problemas decorrentes das relações comerciais e políticas com a
Bolívia . Ainda em estágio incipiente de desenvolvimento , esta indústria enfrentou
historicamente uma série de percalços relacionados tanto com a dinâmica dos investimentos,
bem como relação aos incentivos para a substituição de outros energéticos pelo gás natural.
Este artigo destaca os traços marcantes da evolução da indústria de gás natural , destacando os
principais fatores que explicam o aumento crescente das importações e da dependência
energética ao longo da última década.
7.2 Os entraves ao aproveitamento econômico da reservas de gás
Cabe começar recordando que a utilização do gás está diretamente associada ao
surgimento, ainda no século XIX , da redes de distribuição de gás.
Naquela época, o gás era manufaturado a partir do carvão e sua finalidade precípua era
alimentação dos lampiões de rua para a iluminação pública. Este sistema se expandiu até a
década de 30 do século XX, sendo que nessa época cerca de dez cidades desenvolveram
sistemas de gás canalizado.
Ao longo da primeira metade do século passado, o gás canalizado foi substituído
progressivamente pela eletricidade na iluminação pública e, mais tarde, pela entrada do GLP
como fonte de energia para cocção. Um dos principais resultados dessa dinâmica foi a
desativação da maior parte dos sistemas de gás canalizado e apenas Rio de Janeiro e São
Paulo manteve suas empresas de distribuição até os anos 80.
Dois fatores favoreceram a inflexão dessa dinâmica: as descobertas de gás associado da
Bacia de Campos e a constituição promulgada em 1988. Com relação ao primeiro, as
descobertas viabilizaram a construção do gasoduto Rio - São Paulo sinalizou uma nova
perspectiva com relação á expansão da Oferta. O segundo aspecto foi a definição e
reconhecimento do Poder Concedente dos estados da federação com relação á distribuição de
gás canalizado. Isto serviu para atenuar alguns conflitos relativos aos direitos de distribuição
entre as companhias de gás , em particular, a CEG, no Rio de Janeiro, e a Petrobras. Estes
conflitos revelavam uma disputa pela renda gerada da cadeia do gás entre Petrobras e CEG. A
39
exclusividade de distribuição atribuída aos estados e os sinais de aumenta da oferta doméstica
de gás natural permitiram a reestruturação, ainda que lenta, de empresas de distribuição
estaduais. Não é exagerado afirmar que, ao longo da década de 80, o aproveitamento
econômico do Gás natural se constituía num problema para Petrobras cujas competências
organizacionais não estavam ainda totalmente preparadas para lidar com as especificidades
dos negócios de uma indústria de rede.
Como conseqüência direta deste ponto, não chega a ser surpreendente que o principal
consumidor do gás natural sempre foi à própria Petrobras, utilizando o gás natural nas suas
unidades industriais e nas operações de reinjeção buscando ampliar os níveis de recuperação
de óleo nos reservatórios.
7.3 Qual o papel da política energética nacional naquele momento? O objetivo central
a partir da Segunda metade da década de 80 foi estimular a demanda e a substituição de
derivados de petróleo. Para tal, os principais instrumentos usados foram: 1) a definição das
prioridades de uso 2) o estabelecimento de preços diferenciados para cada uma das finalidades
do gás natural (combustível industrial, redutor siderúrgico, uso automotivo, residencial,
matéria-prima para as indústrias fertilizantes e petroquímica ).
Não obstante a fixação de metas ambiciosas para o incremento da participação do gás
natural no balanço energético, a indústria custou a se desenvolver.
Uma das razões reside no pouco interesse, até meados dos anos 90, da própria Petrobras na
expansão da indústria. Por um lado, a ampliação do uso do gás natural gerava excedentes de
outros derivados, em particular, o óleo combustível, elevando custos de armazenamento e de
comercialização deste no mercado internacional. Por outro, criava dificuldades operacionais e
gerenciais inerentes aos investimentos necessários para recuperar o gás associado. O fraco
estímulo ao desenvolvimento da demanda e o pouco ativismo das companhias de distribuição
na expansão das redes contribuem para explicar o desperdício através da queima de volumes
expressivos de gás natural.
7.4 A década de 90 e a tentativa de “ ancorar” a demanda.
No governo Fernando Henrique Cardoso, o programa de privatização do setor elétrico
sinalizou novas oportunidades para os investidores privados na geração. Cabe recordar que as
centrais termelétricas a gás se constituíam, em tese, num empreendimento mais adequado ao
perfil de riscos do capital privado por exigir escalas menores e um tempo retorno do
40
investimento mais baixo. O agravamento da situação da geração hidrelétrica favoreceu a
instituição do ambicioso programa Prioritário de Termelétricas (PPT). Vários trabalhos já
trataram largamente deste tema e não cabe aqui elaborar uma larga digressão sobre ele. No
que tange especificamente a indústria de gás natural, o PPT era percebido como a melhor
oportunidade de ancorar a demanda pelo fato das termelétricas se qualificarem como grandes
consumidores.
Pelo lado da oferta, incremento da produção nacional e a assinatura do acordo Brasil-
Bolívia viabilizando a construção do gasoduto entre os dois países pareciam, finalmente,
conferir as bases sustentáveis necessárias á expansão da indústria do gás natural. Nesta
época, a Petrobras, buscando preservar as vantagens econômicas da integração vertical das
atividades ao longo da cadeia, adquiriu participações na maior parte das empresas estaduais e
consolidou sua posição dominante na cadeia produtiva do gás , via a aquisição de ativos e a
internacionalização de suas atividades até o segmento upstream Boliviano.
Porém, a falta de uma política estruturada de energia e o descompasso entre as ações
empreendidas pelos diferentes agentes econômicos ( Petrobras, empresas de distribuição,
consumidores industriais, centrais termelétricas ) culminaram por oferecer sinais equivocados
que levaram a desequilíbrios nas condições de oferta de energia e de segurança no
suprimento, tanto no setor elétrico como no setor de gás .
Nos planos institucional e regulatório, começavam igualmente a ficar cada vez mais claros
os problemas e riscos inerentes á expansão da indústria, tanto pela posição dominante da
Petrobrás, quanto pela insuficiência do marco legal estabelecido no âmbito da lei 9478 que
dispõe sobre as atribuições da Agência Nacional do Petróleo.
Além disso, com a definição do novo modelo institucional do setor elétrico, efetuada em
2004, passou a ser ainda mais premente a definição clara dos espaços institucionais relativos
á interface entre as indústrias elétricas e de gás natural.
Vale lembrar que nas indústrias de rede existe uma forte interdependência estratégica entre
os agentes e, por conseqüência, a necessidade de coordenação das suas decisões é crucial
para reduzir a complexidade e os riscos nelas envolvidos. Este aspecto é ainda mais relevante
em mercados não maduros. A ausência deste mecanismo de coordenação criou uma zona de
incerteza que impede o exercício da regulação no que tange á ordenação dos regimes
contratuais, ás formas de comercialização e de organização de mercados primários e
secundários, á regulação das tarifas e ás condições de acesso ás redes de transporte e de
41
distribuição. No Brasil e em demais países com mercados que necessitam de grandes aportes
de capital para a expansão das redes , como a dificuldade central para o financiamento dos
empreendimentos é a estruturação de um conjunto de garantias que permitam mitigar os riscos
dos investidores.
O início das operações do gasoduto Brasil-Bolívia, em 1999 foi marcado pela insuficiência
de demanda, penalizando comercialmente a Petrobras no exercício das cláusulas de take or
pay do contrato de importação. Neste sentido, o primeiro desequilíbrio a ser identificado foi
a paradoxal situação de importação de gás com a continuidade da comercialização de gás para
as distribuidoras que começavam a conquistar clientes industriais e estimular outros usos
como o do gás natural associado. Dessa maneira, era coerente sinalizar as opções de
comercialização de gás para as distribuidoras que começavam a conquistar clientes industriais
e estimular outros usos como o do gás natural (GNV).
Tal situação abriu o caminho, ainda, para o lançamento, já mencionados, do PPT.
Dado o excesso de oferta, qual a atitude de negociação de Petrobras antes os grupos
investidores interessados no setor elétrico e as distribuidoras de gás? Para cada um dos
projetos previstos, a Petrobras sempre assegurou que a oferta de gás estaria garantida.
Apesar da maior parte desses projetos não terem se concretizado, um forte estímulo á
demanda foi sinalizada. No período 1994-1999, o consumo total cresceu a uma taxa média
anual de 8,6% ao ano; já no qüinqüênio seguinte entre 1999 – 2004, a demanda cresceu a um
ritmo de 20,2% ao ano. O anúncio das descobertas da Bacia de Santos parecia confortar os
consumidores que utilizavam gás natural e os novos consumidores potenciais quanto ás
condições de oferta no longo prazo. Dessa forma, na Segunda metade dos anos 90, o mercado
de gás natural foi caracterizado pelo crescimento acelerado da demanda sob a hipótese de que
não existia restrição de oferta importada e nacional de gás natural.
Este crescimento expressivo viabilizou a otimização do uso do gasoduto e justificou o
início dos estudos para a sua ampliação. Porém, em 2004, surgiram os primeiros sinais de
problemas quanto á segurança de abastecimento. Com a seca no Nordeste, as termelétricas ali
localizadas não puderam ser despachada devidamente por problemas de falta de gás.
Este problema conduziu ao incremento de esforços na direção de interconexão dos gasodutos
do Sudeste e Nordeste. Apesar da coerência desta decisão, a luz amarela já estava acesa,
levando os consumidores a desconfiarem das condições de suprimento. Estas passaram a
depender, em médio prazo, da expansão do Gás bol. e das importações da Bolívia e da entrada
em produção das reservas encontradas na Bacia de Santos.
42
7.5 Dependência versus Vulnerabilidade
Observa-se que o Brasil trilhou o caminho da expansão da oferta de gás natural, fortemente
ancorado nas perspectivas de aumento das importações. Pela primeira vez desde o choques de
petróleo, esta decisão tomou rumo contrário ao eixo condutor das decisões de política
energética e a valorização dos recursos energéticos nacionais. Sob esta ótica, a situação
energética brasileira sempre foi privilegiada pelo leque de recursos fósseis e renováveis
disponíveis. Comparada com a situação de outros países, é possível constatar que o Brasil
nunca teve problemas relacionados com a indisponibilidade de fontes de energia. A questão
energética se traduz além da necessidade de capital para a sua expansão, nas formas de
escolha e de gerenciamento das opções disponíveis para composição da oferta interna de
energia.
O aumento da dependência energética com o acordo firmado com a Bolívia não
constituiria , a priori, um problema. A dependência energética, mensurada em termos da razão
entre a parcela de energia importada e o total de energia consumida, pode se constituir numa
alternativa imperiosa, especialmente em países que têm uma escassa dotação de recursos
naturais energéticos. Um dos principais objetivos de política energética estabelecido pela
maioria dos países importadores de petróleo foi buscar a diversificação das fontes de
aprovisionamento, o que não implica necessariamente na redução da dependência energética,
mas sim na redução da vulnerabilidade do país vis-à-vis seus principais fornecedores.
Cabe notar, assim, que a dependência energética se constitui um problema potencial
quando ela está associada á vulnerabilidade energética. É bastante comum utilizar os
conceitos de dependência e vulnerabilidade como sinônimos.
Entretanto, enquanto o primeiro pode ser facilmente medido, o segundo é mais difícil de
apreender pelo fato de existirem diferentes fontes de vulnerabilidades energéticas, como, por
exemplos:
1)vulnerabilidade física de suprimento – associada á baixa diversificação das fontes de
suprimentos
2)vulnerabilidade econômica – referente ás flutuações de preços e /ou das alterações da
estrutura de tributos que oneram as importações de energia;
3)vulnerabilidade regulatória – decorrente de mudanças nos marcos regulatórios da indústria ;
4)vulnerabilidade política – relativa á instabilidade política suscetível de provocar
interrupções voluntárias ou acidentais do fornecimento.
43
No caso do gasoduto Brasil-Bolívia, a decisão de construção do gasoduto possibilitou a
ampliação das possibilidades de oferta interna de gás natural; teve o mérito ainda de concluir
um processo intrincado de negociações de décadas com a Bolívia, consolidando um novo
quadro de relações diplomáticas e comerciais com pais vizinho. Dessa forma, não se trata,
nesse caso, de uma decisão equivocada de política. A raiz dos problemas atuais com a Bolívia
está assentada na ausência de diretrizes integradas de política energética e na ampliação das
condições de vulnerabilidade energéticas. E neste caso particular, as quatro fontes de
vulnerabilidade listadas acima estavam presentes agindo de forma conjunta e simultânea.
Não há uma grande variedade de caminhos para reversão deste quando e este artigo não
examinará exaustivamente estas alternativas. O governo e a própria Petrobras já parecem
caminhar na busca da diversificação das fontes de suprimento do gás importado
Em especial em Gás Natural Liquefeito GNL e na criação das condições necessárias para
acelerar a exploração e a produção do gás nacional. Porém, a economia do Gás Natural no
Brasil ainda carece de outros dispositivos de natureza institucional, legal, regularia e
econômica que permitam compatibilizar as iniciativas as iniciativas e interesses estratégicos
dos agentes econômicos – estatais e privados – presentes na cadeia produtiva do gás,
investimentos para a adoção do gás natural. Este é um ponto de passagem obrigatório para a
reversão das incertezas quanto á segurança do suprimento de gás a médio e longo prazos.
Rio – o consumo de gás natural no país deverá crescer cerca de 17% ao ano até 2011, saltando
dos 38,8 milhões de metros cúbicos consumidos diariamente em 2005 para cerca de 99,2
milhões de metros cúbicos ao final dos próximos cinco anos. As informações constam do
plano de Negócios da Petrobras 2007-2011.
No caso do gás natural destinado ao consumo industrial, a estimativa é de que o país
chegue a 2011 demandando 38,6 milhões de metros cúbicos por dia – contra os atuais 24,8
milhões.
44
VIII _ PROBLEMAS NA CAPACITAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL
8.1 Aspecto logístico como facilitação na distribuição do Gás Natural
Foi destacado que os setores residenciais comerciais deveriam ser os principais focos da
estratégia nacional de massificação do uso do gás natural. Porém, os consumidores de gás
natural destes setores estão bastante dispersos
No ambiente urbano e a infra-estrutura para supri-los por meio de dutos é bastante onerosa.
Deste modo, é fundamental que as distribuidoras de gás natural observem toda adversidade de
aspectos logísticos relacionados à distribuição física de produtos. Ressalta que para uma
empresa, independentemente do seu ramo de atuação, determinar como distribuir os seus
produtos, se faz necessário a formatação de
Um planejamento estratégico a fim de montar um sistema logístico integrando centros
distribuidores, rotas de transporte, níveis de estoque e procedimentos para processar pedidos
que contribuam para o sucesso do negócio. Partindo-se deste princípio, várias decisões devem
ser tomadas no sentido de definir:
a) Onde as fábricas devem ser localizadas;
b) Quais fornecedores deverão ser utilizados;
c) Quantos centros de distribuição a empresa deve operar;
d) Onde eles devem estar localizados;
e) Que clientes ou zonas de mercado devem ser supridos de cada centro de distribuição;
f) Que linhas de produto devem ser produzidas ou estocadas em cada fábrica ou centro de
distribuição;
g) Que modalidades de transporte devem ser usadas para suprimento e para distribuição;
As definições destas questões são de responsabilidade da gestão empresarial e constituem-se
nas políticas e linhas de ações adotadas para efetivar a atividade industrial, devendo ser
analisadas conjuntamente e de forma sistêmica, pois como tais questões possuem forte
interdependência, não podem ser vistas de forma seqüencial ou segmentada.
Por sua vez, afirma que o cliente é o foco central dos esforços empresariais. Sendo assim, o
conhecimento prévio de suas características, o monitoramento de suas necessidades e a
determinação das diferenças dessas necessidades é fundamental para a concepção da
estratégia para melhor atende-lo.
De maneira geral, estabelece que haja dois tipos de mercados
45
para os quais as empresas devem planejar a distribuição de produtos. Um deles é o de usuários
finais, que usam o produto para satisfazer suas necessidades individuais ou criar novos
produtos. O outro mercado é composto por consumidores intermediários que não consomem o
produto, mas que o oferecem para revenda, em geral para outros intermediários ou
consumidores finais.
Porém, ao se rebater estes conceitos logísticos para o caso específico da distribuição de gás
natural, o problema ganha mais um grau de complexidade, pois é importante considerar
alguns aspectos específicos relativos aos clientes potenciais do combustível no que se refere à
quantidade de consumidores, o volume demandado e a melhor forma de supri-los.
Os consumidores residenciais e comerciais de gás natural, incluindo Shopping Center e
condomínios, são responsáveis pela aquisição do produto em pequenas quantidades, de modo
a alimentar aparelhos domiciliares como fornos, fogões, chuveiros, refrigeradores e pequenas
centrais de cogeração. Porém, a quantidade destes
Consumidores pode ser muito grande e bastante dispersa na área urbana, tornando o
suprimento através de ramais duto viários inviável.
Por outro lado, indústrias, postos de GNV e termelétricas, embora relativamente em menor
número, são responsáveis por consumos bastante elevados, de modo que o suprimento por
duto vias é o mais indicado. Estabelecimentos estão situados em regiões mais afastadas dos
grandes adensamentos residenciais e comerciais, com exceção dos postos de GNV.
Ainda com relação aos consumidores residenciais e comercias, é possível aplicar um dos
fundamentos da logística de distribuição.
Este fundamento ressalta que distribuir produtos para clientes que demandam pequenos
volumes e estão espalhados no espaço geográfico, normalmente, apresenta maior
economicidade se um depósito é implantado para atende-los.
Os referidos autores argumentam que as vantagens econômicas relativas à armazenagem
advêm da redução direta dos custos logísticos proporcionados. Assim, a adição de um
depósito a um sistema logístico pode ser justificada se a redução do custo de transporte for
superior aos custos fixos e variáveis do depósito.
Diante destes argumentos, admite-se que a acessibilidade ao gás natural de clientes
localizados fora da área de abrangência dos gasodutos poderia ser garantida a partir da
implantação de Centros de Distribuição (gasoduto virtuais),que complementariam o
atendimento da demanda não suprida pela rede de distribuição duto viária ou gerariam uma
demanda inicial em localidades que não dispõem de redes de distribuição de gás natural.
46
A grande vantagem desta estratégia é que o gás natural poderia ser transportado através de
um modo troncal até um gasoduto virtual estrategicamente localizado, possibilitando maiores
ganhos econômicos de escala. Numa etapa seguinte, o gás natural seria ofertado ao mercado a
partir destas instalações, percorrendo apenas curtas distâncias. Esta estratégia, pelo menos
teoricamente, reduziria os custos de transporte e distribuição.
O planejamento de um centro de distribuição é fundamental para estabelecer o uso mais
eficiente do espaço, aliado a um baixo custo operacional. A idéia arcaica de que centros de
distribuição são simplesmente recintos para manuseio de materiais deve ser abolida. Em
função do produto manipulado, no caso, o gás natural, é absolutamente imperioso que seja
desenvolvido um projeto arquitetônico com todas as características e particularidades
Específicas da distribuição deste produto.
A idéia aqui proposta é a implantação de uma instalação capaz de receber o combustível
tanto por dutos como em forma de GNL ou GNC, transferindo-o para vasilhames apropriados
ou tubulações específicas para sua distribuição.
47
8.2 Aplicações do Problema de Localização
Considerando o Problema de Localização Capacitado,
Pretende-se aplicá-la ao problema específico da distribuição de gás natural. Após a
Análise dos aspectos mais significativos da distribuição do gás natural é possível dividir
O problema em três casos, com particularidades diferentes.
O primeiro caso aplica-se a locais onde inexiste rede de distribuição duto viária e deseja-se
garantir a acessibilidade ao gás natural a partir dos gasodutos virtuais, cuja extremidade final
é representada pelos Centros de Distribuição de Gás
Natural. Estas instalações teriam a função de desenvolver uma demanda inicial, conforme
explicado anteriormente.
O segundo caso representa o estágio mais comum da distribuição de gás natural.
Neste problema não são considerados os Centros de Distribuição Gás
Natural. Toda a distribuição é feita a partir da rede duto viária, o que dificulta a participação
de consumidores residenciais e comerciais que estão dispersos no ambiente urbano.
Como último caso, destaca-se a implantação de Centros de Distribuição
Gás Natural (gasoduto virtuais) em locais onde já existe rede duto viária. Neste caso, o
suprimento do combustível para os consumidores que não estão situados próximos aos ramais
duto viários também é viabilizado. Entende-se que esta situação é a mais desejável e racional,
pois possibilita, quando otimizada, uma maior efetividade na distribuição de gás natural.
No entanto, tanto o segundo quanto o terceiro caso apresentam uma característica
fundamental que dificulta a sua modelagem matemática. Esta dificuldade resulta da
complexidade em estabelecer um custo de expansão da rede duto viária. Isto significa que,
dado um determinado cliente que deseja consumir gás natural, é difícil estabelecer um custo
para supri-lo.
Este aspecto, que pode parecer simples, é causado pela elevada quantidade de alternativas
existentes, pois nem sempre a opção mais direta e que implica na menor distância entre a rede
de distribuição e o cliente constitui-se na melhor alternativa.
Existem outras variáveis que definem a expansão das redes de distribuição de gás natural.
Diversos aspectos como manutenção da pressão da rede, continuidade de fluxo, volume de
tráfego nas vias públicas, barreiras naturais representadas por córregos e riachos,
licenciamento ambiental ou interferências com outras infra-estruturas (rede de
água, rede de esgoto ou ramais de fibra ótica) devem ser observados, implicando em
novas restrições e alternativas para o sistema urbano de distribuição de gás natural.
48
Além destes aspectos, o caminhamento de um ramal duto viário deve considerar a
possibilidade de suprir vários clientes. Portanto, é necessário analisar se não é mais vantajoso
construir um ramal mais extenso, mas que atenda a diversos consumidores, ou
Se é melhor implantar um ramal menor que seja específico para determinado consumidor.
Fica evidente que a otimização das redes de distribuição necessita de um estudo prévio no
sentido de determinar quais as opções de suprimento são realmente viáveis.
Este estudo é complexo, pois envolve conjuntamente parâmetros técnicos da rede de
distribuição de gás natural, além de aspectos urbanísticos, ambientais, físicos e operacionais
das vias existentes.
No entanto, estas abordagens limitaram-se a tentar resolver o
Problema físico, considerando apenas aspectos de custos mínimos de implantação,
desprezando os demais aspectos técnicos específicos da rede de distribuição duto viária
que são tão importantes quantos os parâmetros de custo.
Estes aspectos técnicos devem ser fornecidos pelas companhias distribuidoras de
gás natural. Porém, não é fácil encontrá-los, pois grande parte das distribuidoras não
Priorizam devidamente as informações completas de suas redes de distribuição e de seus
clientes em bancos de dados. Além disso, para obtenção de algumas informações adicionais é
necessário consultar Órgãos Públicos estaduais e municipais de meio ambiente,
Tráfego e de infra-estruturas.
Diante desta dificuldade, este trabalho desenvolverá a metodologia considerando que a
expansão da rede de distribuição de gás natural dar-se-á apenas em pontos específicos de seu
traçado. Na prática, isto significa que a rede de distribuição de gás natural existente é
substituída por alguns pontos potenciais de oferta de gás natural que funcionar no gasoduto
virtual.
Esta simplificação permite que a possibilidade do suprimento de gás natural a partir da rede
duto viária existente. Desta forma, o modelo proposto ganha maior flexibilidade pois é
possível solucionar problemas mais complexos e que contemplem o suprimento conjunto
tanto por ramais duto viários quanto por gasoduto virtuais.
49
8.3 Conclusões gerais
A presente dissertação é resultado de um trabalho de pesquisa que teve por
objetivo a elaboração de um modelo matemático para minimizar os custos de
implantação de infra-estruturas para distribuição de gás natural. Esta problemática é
decorrente da necessidade de aumentar a acessibilidade ao gás natural que, por sua vez,
está inserida em um contexto mais amplo relacionado a melhoria da eficiência
energética do país.
Ao se discutir sobre que rumos o gás natural deve seguir para cumprir seu papel
de agente do desenvolvimento sustentável, é essencial que sejam escolhidas, dentre as
diversas alternativas existentes, aquelas que impliquem na máxima agregação de valor
ao combustível. Na prática, isto significa o incentivo dos usos nobres do gás natural,
principalmente a substituição da eletrotermia nos setores comercial e residencial.
Fica claro que, para uma nação fazer bom uso do gás natural, é fundamental
dispor de uma base tecnológica suficientemente robusta para incrementar o projeto,
produção e venda de equipamentos que permitirão a queima racional do gás, isto é, com
alto valor agregado. Para que isto aconteça, os consumidores finais deverão ter acesso
a esses equipamentos.
Isto justifica a necessidade de instrumentos de financiamento que permitam
custear a transformação cultural e as modificações tecnológicas, quebrando os
paradigmas criados por parte dos usuários finais e viabilizando a implantação de
tecnologias alternativas de transporte e distribuição de gás natural.
Porém, a expansão da infra-estrutura de distribuição é um dos desafios dos
mercados emergentes de gás natural. Diante da necessidade de uma escala mínima de
operações, uma estrutura de distribuição cara e de retorno demorado, os investimentos
tendem a se concentrar junto a grandes consumidores.
. Logo, a concepção e a efetivação de meios alternativos de transporte e distribuição mais
flexíveis e ajustados a diferentes escalas de consumo é vital para a manutenção do
crescimento das taxas de demanda de gás natural.
Neste sentido, o paradigma de que o gás natural só pode ser transportado e
distribuído por duto vias precisa ser suplantado. Da mesma forma, a crença de que um
país que não tem recursos para construir uma rede abrangente de distribuição e não tem
cultura no uso do gás natural perderá as vantagens competitivas deste energético e deve
ser desmistificada. Existem grandes oportunidades que precisam ser exploradas
50
utilizando a criatividade e a competência.
Uma destas oportunidades é a massificação do gás natural para pequenos
consumidores que podem usufruir os maiores benefícios do gás natural, pois apresentam
uma enorme dependência da eletricidade e do GLP. Desta forma, a efetivação dos
gasodutos virtuais é uma estratégia fundamental para garantir a acessibilidade ao
combustível, possibilitando resultados gerais positivos em termos de melhoria da
eficiência energética
Porém, tal estratégia por si só não garante a plena utilização do combustível nos
setores residencial e comercial. Além do gás natural estar disponível para os clientes, é
preciso ofertá-lo em condições de competitividade. Assim, as infra-estruturas de
distribuição (gasoduto virtual e duto vias) não devem ser implantadas sem a realização de
estudos detalhados de localização que considerem, obviamente, a rede duto viária existente.
Em termos computacionais, a consideração das redes de distribuição não é uma
tarefa das mais complexas, visto que existem modelos específicos para otimização de
redes que podem perfeitamente ser aplicados na distribuição de gás natural. Por outro
lado, a coleta de dados acerca das alternativas existentes para suprir determinado
consumidor exige colaboração da companhia distribuidora, que deve dispor de um
banco de dados robusto para viabilizar estes estudos.
Diante desta dificuldade, o modelo proposto utiliza o artifício de substituir a rede
de distribuição por pontos de oferta de gás natural. Em uma situação real para aplicação
do modelo, seria necessário saber todos os pontos da rede de distribuição de gás natural
que permitem a extensão de um ramal, bem como o caminhamento para cada cliente.
Desta forma, a modelagem matemática torna-se uma simples aplicação do Problema de
Localização Capacitado, amplamente difundido na Pesquisa Operacional.
Após a modelagem do problema e análise dos resultados, fica claro que o
modelo proposto é capaz de auxiliar o processo de tomada de decisão na escolha das
alternativas de implantação de infra-estruturas para distribuição de gás natural. A
resolução do problema original garantiu a obtenção da solução ótima, além de
possibilitar a verificação de possíveis distorções que possam surgir diante da análise
isolada das restrições do problema.
Além disso, o modelo proposto demonstrou-se eficiente e flexível, permitindo a
51
obtenção da solução ótima mesmo quando sujeito a variações dos seus parâmetros.
Estas variações, representadas pelos cenários elaborados, são situações possíveis de
acontecer durante a operação do sistema de distribuição de gás natural.
CAPÍTULO IX_ OPÇÕES PARA SOLUÇÕES DOS PROBLEMAS DAS
DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL
9.1 Gás Natural Liquefeito ( GNL )
A tecnologia para liquefação do gás foi desenvolvida na primeira metade do Século
XX, com o intuito de extrair hélio do ar. Na década de quarenta, esta tecnologia foi adaptada
pela indústria americana de gás natural, inicialmente para armazenar quantidades substanciais
de gás em espaço pequeno, tendo em vista as variações diárias e sazonais da demanda. Em
1959, a primeira carga de gás natural liquefeito (GNL) foi transportada dos Estados Unidos
para a Inglaterra em navio especialmente preparado para este produto. O êxito desta viagem
conduziu à construção da primeira unidade de GNL na Argélia, no início da década de 60.
O transporte entre o local de produção e o de recepção é feito em navios especialmente
construídos para este propósito.
A produção, transporte e regaseificação do GNL são operações que exigem elevados
investimentos, além de perdas de 10 a 15% do gás durante o processo, muito mais que um
transporte equivalente por gasoduto (perdas entre 1 e 2%). Isto faz com que a escolha do GNL
fique restrita aos casos em que gasodutos não são praticáveis tecnicamente (travessias de
mares profundos), ou onde as distâncias de transporte tornem os gasodutos antieconômicos.
Na atual tecnologia, a partir de 4 mil quilômetros, os custos de um sistema de GNL tornam-se
compatíveis com os de transporte em gasodutos.
52
9.2 Características do Sistema de GNL
Um projeto de GNL é na realidade uma seqüência de atividades que vão desde o
reservatório de gás até o usuário final. Abaixo será demostrado um resumo do que sejam os
principais elos desta cadeia: produção do gás, liquefação, transporte marítimo, regaseificação
no destino e distribuição.
53
9.3 Unidade de Liquefação
O elemento central de um projeto de GNL é a unidade de liquefação, onde a
temperatura do gás natural é reduzida a -161º C, ponto em que ele se torna líquido, com uma
redução de volume de cerca de 600 vezes. Esta instalação, construída em locais de bom
calado (mínimo 14 m), em baía abrigada e o mais próximo possível dos campos produtores,
compõe-se basicamente de uma unidade de tratamento, do conjunto de trocadores de calor e
dos tanques de armazenagem.
A unidade de tratamento destina-se a remover as impurezas existentes no gás vindo
dos campos, como gás carbônico, enxofre, nitrogênio, mercúrio e água, além do condensado.
O processo inclui a separação do gás liquefeito de petróleo (GLP), basicamente propano e
butano, que poderá ser vendido como produto final ou reinjetado no GNL.
O conjunto de trocadores de calor, peça principal da liquefação, funciona segundo o
mesmo princípio de um refrigerador doméstico. Um gás refrigerante (em geral, uma mistura
de metano, etano e propano) é pressurizado e em seguida expande-se através de uma válvula
(efeito Joule - Thompson), extraindo calor do gás natural que chega aos trocadores de calor.
Há diferentes tipos de trocadores, mas quase todas as instalações dividem-se em conjuntos
paralelos (LNG trains), capazes de liquefazer de 2 a 2,5 mtpa cada um. Os mais recentes
"trens de liquefação" tendem a ter dimensões bem maiores, como a terceira unidade de Ras
Laffan, no Qatar, inaugurada em março/2004 com capacidade de 4,7 mtpa.
O gás natural liquefeito é a seguir armazenado em tanques capazes de mantê-lo a -161º
C até o embarque. Em razão do elevado custo desta armazenagem, sua capacidade é calculada
por sofisticados processos que levam em conta a produção da unidade, o número e tamanho
dos navios, riscos de atraso e outras variáveis.
Os terminais para desembarque do gás situam-se junto aos centros de consumo, em
locais de águas profundas e abrigadas. Seus principais elementos são os tanques de estocagem
e os regaseificadores, além dos equipamentos complementares.
A capacidade dos tanques de estocagem pode ir de pouco mais que a carga de um
navio (caso de Huelva, na Espanha, com 160 mil m3 de armazenagem, para navios de 135 mil
m3), até valores muito maiores, quando, além de absorver a carga dos navios, o terminal
propõe-se a servir de balanceador de picos de consumo e estoque estratégico. Neste último
54
caso está o terminal de Sodegaura, na baía de Tóquio, capaz de armazenar 2,7 milhões m3,
vinte vezes a carga de um navio padrão.
Os regaseificadores podem usar água do mar para reaquecer o GNL, ou vapor quando
há uma termelétrica nos arredores, como é muito freqüente. Neste caso, a expansão do gás ao
se vaporizar poderá acionar turbinas, capazes de adicionar alguma potência à termelétrica. Há
ainda uma possibilidade de usar o frio liberado na regaseificação para indústria de alimentos.
Líquido de gás natural (LGN)-São as porções do gás natural, expressos nas condições
básicas que se encontram na fase líquida em qualquer condição de superfície, obtidos nos
processos de separação de campo, unidades de processo ou nos fluxos em gasodutos.
condensado - é o líquido do gás natural, obtido no processo de separação normal de campo, que é
mantido na fase líquida na condição de pressão e temperatura de separação.
Condensado estabilizado- é o líquido do gás natural que permanece na fase líquida nas condições
atmosféricas de pressão e temperatura.
Gás liquefeito- são hidrocarbonetos com alta pressão de vapor, obtidos do gás natural em unidades de
processos especiais, que são mantidos na fase líquida em condições especiais de armazenamento na
superfície, mas que se encontram na fase gasosa nas condições de pressão e temperatura atmosféricas.
Gasolina natural- são hidrocarbonetos que se encontram na fase líquida em determinadas condições de
pressão e temperatura obtidas em separadores especiais ou unidades de processamento de gás natural.
55
9.4 Gasoduto Virtual
Para abastecer os mercados de gás natural, os postos, empresas e indústrias deveriam
estar localizados perto do gasoduto, caso contrário se tornaria inviável investir em um ramal
com uma grande extensão. Até mesmo grandes localidades com potencial significativo de
consumo de gás não poderiam usufruir deste combustível em função de suas distâncias em
relação aos gasodutos existentes.
Este era um grande problema encontrado pelas distribuidoras de gás. Com o objetivo
de resolver este gargalo do mercado, algumas empresas desenvolveram uma nova opção
tecnológica: o fornecimento do gás natural através do gasoduto virtual que tem a grande
virtude de permitir dispor do gás natural nas regiões não atendidas pelos gasodutos
convencionais.
O gasoduto virtual é um sistema que permite o transporte de gás natural por meio de
carretas e módulos acoplados a plataformas móveis, onde este gás é comprimido em cilindros
que são transportados em caminhões, balsas ou plataformas ferroviárias. Quando o produto
chega no local de destino, o módulo é conectado a uma estação de descompressão e, assim, o
gás está pronto para ser consumido. A grande vantagem é que a quantidade de gás natural
transportada varia de acordo com as necessidades pré-estabelecidas pelo cliente.
Em suma, sistemas versáteis são apoiados em comprimentos modulares de compressão
de gás natural, estações de regulagem de pressão e no sistema de transporte propriamente dito.
Para cada projeto existe um estudo de dimensionamento específico, onde devem ser
estabelecidas previamente as quantidades de gás a serem consumidas pela região.
Atualmente, podem ser encontradas no segmento de Gasodutos Virtuais algumas
empresas, onde cada uma delas possui características particulares, como tipo de cilindro,
capacidade de armazenamento e transporte, forma de compressão, forma de carregamento,
descarregamento e abastecimento.
Entretanto, todas elas se prestam ao objetivo de fazer chegar ao cliente remoto à
possibilidade de utilização do gás natural antes da existência de um gasoduto convencional.
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Exemplos de caminhões com diferentes tecnologias de transporte do Gasoduto Virtual
O gasoduto virtual é o nome dado ao conceito que envolve o uso de estações remotas de Gás
Natural Comprimido(GNC), Gás Natural Liquefeito ou Gás Natural Absolvido (GNA )que
são abastecidas pela via rodoviária, utilizando carretas especiais de grande capacidade, as
quais transportam o gás natural das estações atendidas por gasodutos até as regiões não
beneficiadas pelo fornecimento de gás natural.
O crescimento do uso de gás natural no Brasil deve-se ao seu baixo custo, quando
comparado a outras fontes de energia, e sua disseminação
demandará um atendimento rápido e econômico dos potenciais consumidores. Pequenas e
médias cidades brasileiras em termos energéticos, porque não são privilegiadas com a
construção de gasodutos uma vez que demanda não supre os altos investimentos em duto vias.
Os gás virtuais surgem como fomentadores de demanda de gás natural que pode ser utilizado
por prefeituras do Brasil para desenvolver novas regiões ainda não atendidas pelos gasodutos
convencionais.
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9.5 Benefício
Nas localidades onde não existe o gás natural, o mercado fica limitado a trabalhar ou
desenvolver produtos e serviços com as fontes de energias encontradas na região, não
acompanhando assim as novas tecnologias.
Estas que, por sua vez, podem ser mais econômicas, emitem níveis de emissões
menores e possuem qualidade e confiabilidade maior. Com a possibilidade da utilização do
gás natural no mercado local, que é uma fonte de energia alternativa, os empreendedores
podem desenvolver produtos e serviços mais competitivos em relação à concorrência interna e
externa, alavancando desta forma a penetração em novos mercados.
O Gasoduto Virtual gera a flexibilidade para escolha de localização industrial mais
adequada, possibilitando usufruir as vantagens geográficas com a conseqüente obtenção de
melhor relação custo-benefício.
Além de encorajar a concorrência direta, o GN incentiva de forma indireta o aumento da
competição, pois permite disponibilizar ao mercado bens que normalmente não viriam a ser
desenvolvidos na região.
Esta nova tecnologia pode permitir o aumento do número de postos de GNV no País,
com um custo de investimento relativamente reduzido, sendo importante ressaltar que esta
tecnologia se aplica também em outros seguimentos de mercado, cuja dispersão da demanda
não viabiliza o abastecimento de dutos (condomínios, centros comerciais e pequenas
indústrias).
Os usuários de veículos movidos a GNV serão beneficiados com a maior autonomia
durante as viagens pelo interior do País, com a disponibilidade do gás, mesmo em locais não
servidos por gasodutos convencionais.
A utilização do gasoduto virtual não deve ser encarada como uma alternativa fixa e definitiva,
e sim, uma forma mais rápida de levar o gás natural para as localidades onde não existe
viabilidade técnica ou econômica para a chegada de um gasoduto convencional.
O Gasoduto Virtual deve cumprir o seu papel de “Abridor de Fronteiras”,
consolidando o consumo do gás natural e preparando a região para o futuro recebimento do
gasoduto convencional, depois de comprovada a sua viabilidade. Atingido este objetivo, o
sistema de Gasoduto Virtual poderá ser deslocado para uma nova região a ser desenvolvida.
O gasoduto virtual pode ser utilizado estrategicamente para dar os primeiros contatos
do novo produto, gás natural, com o mercado. Isso proporciona a antecipação de receitas a
futuros clientes durante um curto espaço de tempo e quando o gasoduto estiver implantado a
58
tecnologia e todo o investimento em transporte no gasoduto virtual pode ser direcionado a
outras novas regiões que serão futuros centro de consumo com aproveitamento total dos
equipamentos.
Mesmo com o elevado investimento inicial nos equipamentos de transporte e produção
para manipular o gás natural, o projeto gera uma economia de escala na produção, por ser
uma energia mais barata. Estudos revelam que o investimento é rapidamente pago pela
economia gerada na substituição da energia elétrica pelo gás natural, devido ao grande
volume de GN utilizado.
Segundo a GASNET (2004), no Brasil, alguns projetos de “Gasodutos-Virtuais” já
demonstraram a viabilidade da implantação, dentre estes projetos destacam-se:
a) Tramontina: A empresa foi pioneira nesse setor, localizada na cidade de Carlos
Barbosa (RS), a logística percorre 35 quilômetros para fornecer 4 mil m³ de gás
natural por dia. Esse sistema pioneiro teve sua extinção após 1 ano e 1 mês de
funcionamento resultante de uma demanda que viabilizou a construção dos dutos para
atender a empresa.
b) Sucos Kiki: Outra empresa que está em pleno funcionamento, localizada na cidade de
Engenheiro Coelho, a 106 quilômetros da estação de compressão em Salto (SP).
Foram investidos cerca de R$ 2,5 milhões para receber 1 milhão de m³ de gás por mês
e faz sua própria logística, comprando o combustível da empresa concessionária Gás
Natural SPS.
O conceito do gasoduto virtual baseia-se em uma estação remota de distribuição de gás
natural que utiliza carretas especiais para o transporte de grandes volumes de gás natural,
comprimido ou liquefeito, entre uma cidade que possua uma estação de abastecimento por
duto via de gás natural conhecida por city-gate até uma subestação remota, que faria retornar
o gás natural á sua forma normal .
59
9.6 Funcionamento do Gasoduto Virtual
Usando São José do Rio Preto como exemplo na utilização do gasoduto virtual através
do seu pólo industrial, possui grande potencial de consumo de gás natural.
Em função da distância (150 km) do city-gate mais próximo, localizado na cidade de
Araçatuba, estado de São Paulo, uma das únicas formas de viabilizar o atendimento, no curto
prazo, deste mercado consumidor, é o que sugere este estudo de caso, ou seja, a implantação
do sistema de gasoduto virtual.
Tecnologias GNC que possui a seguinte característica:
a) Capacidade máxima por carreta: 6.000 m3;
b) Pressão de armazenamento: 250 bar ;
c) Tempo de abastecimento para capacidade máxima: três horas para uma capacidade de
compressão de 2.000 m3/h ( direto no city-gate ).
Hoje, as indústrias de São José do Rio Preto utilizam tanques de GLP para
fornecimento da energia de caldeiras, fornos etc. A estimativa do consumo atual da
cidade foi levada por meio do consumo atual de GLP e convertido para GNC.
O GLP possui um poder calorífico de 11.750 kcal/kg e o GNC possui cerca de 9.400
kcal/m3 . Sendo 1kg de GLP igual a 1,25 m3 de GNC. O consumo de GLP, em 2004, em
São José do Rio Preto era de cerca de 320.000 kg por mês.
Utilizando a regra de conversão já mostrada antes, o consumo potencial industrial seria de
400.000 m3/mês, somando ao consumo veicular, que seria em torno de 196.000 m3 /mês,
totalizando 596.00 m3/mês.
60
9.7 Mini distrito Industrial do Gás Natural
O gás natural será transportado em sua forma comprimida em módulos MAT 1500
por carretas especiais, e será descarregado na subestação, tornando-se tanques móveis de
armazenamento de gás natural.
Após os módulos MAT 1500 serem deixados na subestação, o gás irá para a Estação
Modular de Regulagem de pressão , que é composta de unidade de descompressão de 200
bar para 3 bar para que o gás natural volte ao seu estado normal para uso em indústrias. A
distribuição final será feita por gasodutos convencionais instalados dentro instalados
dentro do próprio mini distrito industrial .
Para a utilização no posto de gás natural veicular, os módulos MAT 1500 são
conectados ao booster, que tem a função de elevar a pressão do gás contido nos módulos
MAT 1500 até a pressão de descarga, e depois é conectado ao dispenser do posto para o
consumo final de gás natural para veículos.
61
CONCLUSÃO
O trabalho procurou mostrar como o gás natural é encontrado na natureza, suas
características, suas vantagens e aplicações, o tratamento, processamento, o controle da
qualidade e odorização para sua comercialização.
O transporte, em sua forma convencional, através de malhas de gasodutos. Em navios
metâmeros, aonde o gás é liquefeito através do resfriamento da temperatura à -161ºC (GNL).
Também é transportado através de rodovias e ferrovias quando na forma comprimida (GNC)
em módulos para abastecimentos de localidades onde não há gasoduto convencional, também
chamado de “Gasoduto Virtual”.
Devido a crescente preocupação em relação a questões ambientais é citado neste
trabalho o benefício do gás natural para o meio-ambiente.
62
REFERÊNCIAS
• BALLOU, Ronald H. Logística empresarial: transporte, administração de
materiais, distribuição física. 1. Ed. São Paulo: Atlas, 1993.
• CARDOSO, Luiz Cláudio dos Santos. Logística do Petróleo - Transporte e
Armazenamento. 1. Ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2004.
• Companhia Distribuidora de Gás do RJ – CEG [ documentos interno ]. Rio de Janeiro,
2005. Recebidos em abril / maio / junho 2005.
• GASENERGIA. Artigos diversos. Rio de Janeiro, 2005. Disponível em: <
http://www.gasenergia.com.br >. Acessos em abril / maio / junho 2005.
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63
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RJ,1999.
• THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2. ed. Rio de
Janeiro: Interciência, 2004.
64
INDICE
RELAÇÃO DE FIGURAS
FIG 01. OCORRENCIA DE GAS ASSOCIADO NO RESERVATÓRIO. P.15 FIG 02- OCORRENCIA DE GAS LIVRE NO RESERVATÓRIO. P.16 FIG 03 - RESERVATÓRIO DE GÁS. P. 19 FIG 04 – FLUXOGRAM SIMPLIFICADO DA UPGN, P. 22 FIG 05 – ESQUEMA SIMPLIFICADO DE PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL P.23 FIG 06 – MAPA DO BRASIL COM A LOCALIZAÇÃO DAS UPGN’s P.23 FIG 07 – ESQUEMÁTICO SIMPLIFICADO DE UM CROMATÓGRAFO P.28 FIG 08 – UNIDADE DE PROCESSAMENTO – GÁS UMIDO P.31 FIG 09 - UNIDADE DE PROCESSAMENTO – GÁS SECO P.31 FIG 10 – FLUXOGRAMA SIMPLIFICADO DO GNL P. 57 FIG 11 – VEICULOS UTILIZADOS COMO GASODUTOS VIRTUAIS P.61 TABELAS
TABELA 01- ESPECIFICAÇÃO PARA O GAS NATURAL COMERCIALIZADO NO BRASIL. P.26 TABELA 02 – RELAÇÃO DE PRODUTOS COMERCIALIZAVEIS. P.27 TABELA 03 – PROPRIEDADES FISICO-QUIMICO DAS MERCAPTANAS. P.30 TABELA 04 – RESERVAS DE GÁS NATURAL NO MUNDO. P.41 TABELA 05 – PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL MUNDIAL EM DECADAS. P.41
65
RELAÇÃO DE GRÁFICOS
GRAFICO 01 – DEMANDA E PRODUÇÃO MUNDIAL, TRANSPORTE E MOVIMENTAÇÃO DE PAISES P. 41 GRAFICO 02 – PRODUÇÃO NACIONAL DE GÁS NATURAL P.42 GRAFICO 03 – PRODUÇÃO NACIONAL DE GAS ASSOCIADO E NÃO ASSOCIADO EM 2002 P.42
