GasNet - O Site do Gás Natural e GNV    
Distribuição Produção Legislação Termelétricas GD - Geração Distribuída Novas Tecnologias Cursos & Eventos Instituições

Tenha o GasNet no seu celular

Disponível para iPhone na AppStore

Disponível para Android na GooglePlay

 
 
Pipeline Week
(11/9/2018 - 13/9/2018)
The Westin Galleria, Houston, TX USA
Pennwell Corporation

 
 
Rio Oil & Gas 2018
(24/9/2018 - 27/9/2018)
Riocentro - Centro de Convenções, Av. Salvador Allende, 6555, Barra da Tijuca - RJ
IBP

 
 
Deepwater Operations
(6/11/2018 - 8/11/2018)
Moody Gardens Hotel & Convention Center, Galveston, TX USA
PennWell Petroleum Group

 
 
Atena Engenharia Leia as histórias do Netinho (nosso mascote) Acesse a nossa seção e saiba tudo sobre GNV Leia as histórias do Netinho (nosso mascote)
  Termelétricas - Artigos
  Autor/Fonte: Brasil Energia / Abegás
  Data: 14/03/2018

    Novas termelétricas para escoar gás do pré-sal


Projetos são alternativas viáveis para aumentar participação do energético na matriz

Fator estratégico para o avanço da indústria de E&P, o aumento da participação do gás natural na matriz energética brasileira ganhou novo impulso com a contratação de duas usinas termelétricas (UTEs) no estado do Rio de Janeiro em um leilão promovido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no fim de 2017.

As usinas Vale Azul II e GNA Açu II, em Macaé e São João da Barra, respectivamente, assumiram o compromisso de gerar energia a partir da queima do gás natural por 25 anos a partir de 2023, apresentando-se como alternativas reais ao escoamento de parte da produção do pré-sal.

Com 466 MW de capacidade instalada, a primeira planta será abastecida pelo gás natural que chega ao Terminal Cabiúnas de campos marítimos operados pela Petrobras nas bacias de Campos e Santos. A usina compõe o portfólio de projetos da EBTE no Norte Fluminense, ao lado de outras duas termelétricas, dois terminais e uma unidade de processamento de gás natural (UPGN).

A GNA Açu II (1.672 MW) será a segunda termelétrica instalada no Porto do Açu, como parte do projeto Açu Gas Hub. Desenvolvido pela Prumo Logística, em parceria com  a petroleira britânica BP Energy e a Siemens, o empreendimento prevê ainda a instalação de um terminal de gás natural liquefeito (GNL) e uma UPGN.

 Nossa proposta é oferecer uma alternativa de demanda aos produtores, diz o presidente da Prumo, José Magela. Há uma série de campos que não foram desenvolvidos porque não há onde colocar gás, acrescenta. Será cada vez mais importante haver uma capacidade de geração firme que possa atender aos picos de demanda.

Embora a solução inicial adotada para o hub seja a combinação das térmicas com o terminal de GNL, a empresa não descarta alternativas como a chegada do gás offshore por meio de infraestrutura dedicada ou via conexão direta na malha de gasodutos existente com o Açu funcionando como rota de evacuação.

 Nosso papel é criar a opção mais competitiva possível, assinala o executivo. O último plano decenal de energia divulgado pelo governo (PDE 2026) ressalta que a opção do gás é a referência natural para expansão da geração termelétrica no país, cuja relevância cresceu substancialmente nos últimos anos diante da falta de chuvas em diversas regiões brasileiras.

O desenvolvimento das reservas do pré-sal, ainda com horizonte incerto, poderá ampliar significativamente a contribuição do gás natural na matriz energética brasileira, prevê o documento.

Com início de operação previsto para 2020, o gasoduto Rota 3 levará o gás natural produzido pela Petrobras e sócias no cluster do pré-sal da Bacia de Santos até o Comperj, em Itaboraí (RJ), que também contará com uma UPGN.

Para a estatal brasileira, a ampliação da competição no setor de gás natural e o crescimento da demanda pelo energético no país criam um ambiente favorável a investimentos adicionais, inclusive por parte da companhia.

Com relação aos tipos de contratos para a venda de gás natural, a Petrobras ainda estuda a viabilidade de utilização de sua produção ou mesmo importação de gás natural com vistas ao fornecimento nos prazos e condições dos leilões de energia elétrica, informou a companhia.

O aumento da competitividade do gás natural é uma das preocupações centrais do programa federal Gás para Crescer. Em análise no Congresso Nacional, a iniciativa visa aprimorar as diretrizes do segmento para atrair novos investimentos.

Espero que possamos comemorar essa vitória ainda no início de 2018, disse o ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho, no fim de 2017.

Do poço ao poste

Uma das experiências bem-sucedidas de monetização de reservas de gás natural no país é protagonizada pela Eneva com seus empreendimentos do tipo reservoir-to-wire no estado do Maranhão.

Com 1,4 GW de capacidade instalada, o complexo do Parnaíba é formado por quatro termelétricas que operam desde 2013 com o gás natural produzido nos campos de sua subsidiária Parnaíba Gás Natural (PGN), na Bacia do Parnaíba. A energia gerada é enviada para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

O gerente de relações institucionais da Eneva, Damian Papolo, se diz otimista em relação ao futuro da demanda por gás natural no país, tendo em vista o aumento da participação de fontes intermitentes na matriz, como a solar e a eólica, e a sazonalidade dos projetos hídricos mais recentes, que não possuem reservatórios para gerar em períodos de seca.

Será cada vez mais importante haver uma capacidade de geração firme que possa atender aos picos de demanda, ressalta.

A petroleira brasileira já estuda replicar o reservoir-to-wire no campo de Azulão, no estado do Amazonas, que tem a vantagem estratégica de estar situado próximo à linha de transmissão Tucuruí-Manaus.

A expansão por geração hidrelétrica está chegando ao limite no norte do país. Vemos ali o potencial para um projeto térmico capaz de fortalecer o sistema, assinala Papolo.

GNL

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) afirma, porém, que no curto e médio prazos é o GNL importado que representa o combustível padrão para o desenvolvimento de novas usinas termelétricas no país.

Esse é o caso da UTE Porto de Sergipe, que está sendo instalada pela Celse (Centrais Elétricas de Sergipe), na região de Barra dos Coqueiros. Com início de operação comercial previsto para 2020, o projeto de 1.516 MW contará com um terminal de GNL operado pela Golar Power.

A unidade flutuante de regaseificação (FSRU) está sendo fabricada pela Samsumg Heavy Industries, na Coreia do Sul, e chega ao Brasil no fim de 2018. Ela poderá armazenar até 170 mil m3/d do energético fornecido pela Ocean LNG, com a qual a Celse fechou contrato de abastecimento em 2016.

Os primeiros embarques estão previstos para 2019 com o fornecimento de cargas para testes e comissionamento e a partir de 2020 para a operação comercial da usina, informou a companhia sergipana.

No Pará, a Celba (Centrais Elétricas de Barcarena) desenvolve um projeto para instalação de uma termelétrica de 1.600 MW (UTE Novo Tempo Barcarena) e um terminal de regaseificação offshore para abastecê-la.

Ainda na região Norte, a brasileira Amazonica Energy pretende instalar usinas térmicas e terminais de GNL para receber gás natural produzido nos EUA. O objetivo é atender clientes industriais locais e outras plantas termelétricas hoje abastecidas por óleo pesado ou diesel.

No Sudeste, a GasTrading planeja construir uma usina termelétrica com capacidade instalada de 1.700 MW no município de Peruíbe (SP), com abastecimento via um terminal offshore de GNL e gasodutos marítimos e terrestres.

O empreendimento prevê ainda a instalação de um gasoduto de 80 km conectando uma estação de medição e regulagem de pressão às instalações da Comgás e, posteriormente, à UTE, além de uma linha de transmissão com 90 km de extensão.

O projeto, no entanto, vem enfrentando forte resistência de comunidades locais e ONGs, que pleiteiam o arquivamento de seu processo de licenciamento na Companhia Ambiental do Estado de São Paulo (Cetesb) por possíveis prejuízos ao meio ambiente.

Em Santa Catarina, a Golar LNG projeta a instalação de uma FSRU atracada a um terminal flexível na Bacia de Babitonga. De lá, o energético será transportado via gasodutos submarinos e terrestres até o gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol).

O empreendimento surge como opção de suprimento para a região, tendo em vista a decisão da Petrobras de não renovar o contrato de importação de gás natural pelo gasoduto em 2019.

Em fase de licenciamento, o projeto Regás Brasil Sul, do grupo Bolognesi, prevê a implantação de um terminal de GNL offshore no município de Rio Grande (RS) para atender a UTE Rio Grande (1.280 MW).

Atualmente, a importação de GNL no país é feita pelos terminais de regaseificação operados pela Petrobras na Baía de Guanabara (RJ), na Baía de Todos os Santos (BA) e em Pecém (CE). Os terminais são atendidos pelos navios Golar Winter e Experience, da Golar LNG.

 

Fonte: Brasil Energia Online/Abegás Redação de Notícias ((09/03/2018)

Compartilhe este texto com seus amigos:
 



  Gasodutos
  Cogeração
  GNC

Informa Group
Banner Lilás

  CopyRight © GasNet - 2013