Energia
Quando é vantajosa a utilização do gás natural
A baixa emissão de resíduos tem incentivado o consumo
postado em: 02/05/2016 13:52 h atualizado em: 13/05/2016 09:47 h

A baixa emissão de resíduos poluentes, em relação a outras fontes, como o diesel, além da maior disponibilidade, graças às descobertas do pré-sal, tem incentivado o consumo do gás natural. Por não ter enxofre em quantidades significativas na sua composição, permite que a temperatura na saída dos recuperadores de calor seja menor do que em outros combustíveis, aumentando assim a eficiência do processo de recuperação de energia. As dúvidas e obstáculos encontram-se no terreno das políticas oficiais.

"Do ponto de vista operacional, quando comparado ao grid (rede elétrica), a geração distribuída a gás é muito mais confiável para o usuário, pois este é responsável pela gestão de sua energia. Do ponto de vista econômico a geração a gás é sempre mais econômica no horário de ponta e, eventualmente, pode ser mais barata nos horários fora de ponta, dependendo da distribuidora e da bandeira tarifária vigente. Já quando comparada com a geração a diesel é sempre muito mais econômica e muito menos poluente. Além disso, a geração a gás não demanda gestão de estoque de combustível, tornando a operação muito mais segura e prática", explicou Maurício De Vincenzo Monteiro, consultor de marketing da Comgás. 

Maurício De Vincenzo Monteiro, consultor de marketing da Comgás

O assessor de Tecnologia de Gás Natural da Bahiagás, Celestino Boente Garcia, também comenta que, comparado com a geração a diesel, o gás natural é bem mais barato. "Na área de concessão da Bahiagás o GN custa aproximadamente metade do valor do equivalente energético do diesel. Na Bahia, o preço da tarifa da energia elétrica no horário de ponta para os consumidores - na tensão de 13,8 kV - é cerca de dez vezes o valor da tarifa fora deste horário. Este cenário favorece o uso da motogeração com o GN e, consequentemente, a redução da compra de energia elétrica da concessionária local".

Motogeração com o uso do gás natural

Comparando o GN com o diesel, Boente cita outras vantagens. Por ser canalizado, o gás natural não requer estocagem, recebimento de caminhões e nem carregamento de bombonas; menor custo de manutenção dos equipamentos, devido à baixa geração de resíduos durante o processo de combustão. Por ser mais robusto do que o motor a diesel, o prazo indicado para a realização da "major over hall" (grande manutenção) do motor a GN está na faixa de 40 a 60 mil horas trabalhadas, enquanto que no primeiro caso fica em torno de 15 mil horas; não exige a limpeza frequente dos tanques para a retirada de resíduos; ao contrário do diesel, o manuseio e contato de empregados de condomínios e prédios comerciais não acarreta adicional de periculosidade. Por ser canalizado ele elimina o contato físico com as pessoas que operam o sistema de geração; por não requerer estocagem e exigir uma quantidade muito inferior de tubulações, o sistema movido a GN tem um custo muito menor de apólice de seguro; em caso de vazamentos, por ser mais leve do que o ar, se dissipa rapidamente no ambiente; evita a ocupação de espaço para armazenagem do combustível, sendo este um ponto crítico em estabelecimentos, como prédios comerciais, shopping centers, entre outros; evita o tráfego de caminhões de combustíveis nas cidades, além do carregamento inconveniente de bombonas em postos de combustíveis. "A despeito do preço do motor a gás natural ser mais elevado do que o motor a diesel para geração de energia elétrica, os benefícios citados acima compensam plenamente o adicional do investimento inicial", defende Boente.

O GN frente a outros combustíveis

Para Edison Tito Guimarães, diretor de engenharia da Datum Consultoria, as vantagens do GN frente a outros combustíveis, como, por exemplo, o diesel, são grandes. O diesel é caro, altamente poluente e tem combustão suja, além de possuir enxofre; é perigoso, pois deve ser armazenado junto ao local dos geradores, com risco de incêndio e explosão. Os órgãos de meio ambiente estão exigindo despoluidores caros e volumosos e os bombeiros estão proibindo seu transporte por elevador, o que dificulta seu uso.

Edison Tito Guimarães, diretor de engenharia da Datum Consultoria

A biomassa, segundo Tito, é uma fonte de difícil utilização em edificações, pois exige armazenamento de grandes dimensões; é extremamente suja e sujeita a disseminação de insetos, roedores etc.; tem combustão com liberação de particulados, o que exige filtros na descarga de grandes dimensões; o ciclo de produção de energia é sempre pela combustão direta da biomassa, a gaseificação é complexa, volumosa e cara; para a combustão e geração elétrica ser eficiente é preciso que o vapor gerado seja de média ou alta pressão, o que é incompatível com uma edificação com usuários expostos a um risco inaceitável; no gás natural a queima é direta em motores ou turbinas de combustão interna, sem precisar de geração de vapor para a geração elétrica; uma das principais vantagens do GN é a ausência de particulados e enxofre nos gases de descarga.

Francisco Dantas, diretor da InterPlan Planejamento Térmico, prioriza a questão ambiental. "Sob esse aspecto, o diesel é o pior e a biomassa é o melhor, entre os três questionados. O diesel, mesmo o S10, libera enxofre que resulta em aço sulfúrico, o qual condensa a cerca de 60°C, ou próximo disso, e a depender da concentração pode provocar até chuvas ácidas. A biomassa libera na combustão o CO2, porém o consome na safra seguinte, no processo de fotossíntese, daí considerar-se não causar impacto ambiental, ou seja, trata-se de um processo renovável e sustentável. O gás natural libera o CO2 como qualquer combustão, porém, não o captura posteriormente. Mas é menos impactante ao meio ambiente do que o diesel".

Aplicação e rendimento do gás natural em sistemas prediais e industriais

Para o engenheiro Dantas as aplicações ambientalmente sustentáveis e economicamente viáveis se restringem, quase, aos distritos energéticos de cogeração e trigeração, onde há consumidores potenciais para as três formas de energia, o que possibilitará o aproveitamento do poder calorífico do combustível desde o conteúdo de maior qualidade (exergia) até o de média qualidade (mistura de exergia e anergia), atingindo o limiar da fronteira da pura anergia, (temperaturas próximas ao do meio ambiente), bem como a multiplicidade de cargas que evita lapsos de consumo de qualquer uma das formas de energia. "A eficiência global depende fundamentalmente do conceito do processo e só com o máximo aproveitamento deve ser considerado sustentável, mesmo que, em casos contrários, possam ser economicamente viáveis. Isso se explica porque a economia é conjuntural, enquanto a energia é estrutural".

Instalação de cogeração: gerador de vapor de recuperação de calor; filtro de entrada de ar; gerador; motor de turbina; silenciador de bypass; silenciador de escape; queimador suplementar; válvula de desvio

A melhor aplicação para o gás natural num sistema predial, segundo José Carlos Felamingo, sócio-diretor da Union Rhac, tanto pode ser no sistema de ar condicionado com o uso do GHP ou absorção como para o aquecimento de água. Em relação ao sistema industrial, vai depender do perfil energético do consumidor industrial. "Temos por experiência estudar em primeiro lugar a possibilidade de cogeração e, na inviabilidade desta, estudar a geração de ponta e, em paralelo, a substituição de outros insumos energéticos (óleo, GLP - Gás Liquefeito de Petróleo) utilizados, substituindo-os por GN".

Sistema de climatização GHP a gás natural com aquecimento de água

Num processo de geração de energia elétrica o consumo específico de gás natural é da ordem de 250 a 300 m³ de gás natural por megawatt gerado, dependendo do equipamento (motogerador ou turbina) e de sua eficiência elétrica, bem como o patamar de carga em que o equipamento trabalhará na maior parte do tempo. Esta informação é compartilhada tanto por Monteiro, da Comgás, quanto por Felamingo.

O rendimento do motor a gás natural, segundo Boente, pode variar bastante na geração de energia elétrica, pois depende da capacidade do motor e do fabricante. "Existem, no Brasil, vários fornecedores de motores a GN comercializando motores de fabricação nacional e importados. O rendimento destes equipamentos pode variar de 25% a 42%. Geralmente, os motores de maior porte possuem o rendimento mais elevado. Além dos motores existe a tecnologia das turbinas e das microturbinas a gás natural. As turbinas, em geral, são utilizadas em grandes termelétricas e em projetos de cogeração para indústrias, tendo o seu rendimento em ciclo aberto situado na ordem de 32% na produção de energia elétrica. Já as microturbinas de uso ainda incipiente no Brasil são mais aplicadas em projetos de geração de energia elétrica no segmento comercial", relata.

Celestino Boente Garcia, assessor de Tecnologia de Gás Natural da Bahiagás

Em relação ao rendimento dos processos de cogeração, Boente comenta que depende do projeto de aproveitamento energético, além das tecnologias dos equipamentos utilizados. Para a ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, um projeto de cogeração qualificada é aquele que alcança um rendimento mínimo de 75%, índice necessário para fazer jus à redução da TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - no caso da venda de excedente de energia elétrica. Existem projetos de cogeração que podem atingir até 90% de aproveitamento energético. 

Sistema de cogeração de energia elétrica e vapor, com caldeira de recuperação e queima suplementar

Segundo os representantes da Comgás e da Datum, o rendimento do GN em processos de cogeração, em geral, passa de 75% podendo chegar a 92%. Felamingo, por sua vez, comenta que esse valor oscila, mas para cada 230m³ pode-se obter 1MW de EE, soma-se também o aproveitamento do calor residual que pode, por exemplo, gerar outros 270 TR de água gelada.

"O que caracteriza o combustível é o seu poder calorífico (PCS e PCI – Poder Calorífico Superior e Inferior). A eficiência é caracterizada pelo processo de uso, ou seja, o aproveitamento do poder calorífico do combustível. O GN disponível apresenta um PCS @ 39,3 MJ/Nm³ e um PCI @ 35,6 MJ/Nm³, resultando em 4 kWe/Nm³ na geração para uma eficiência elétrica do motor de 40%. As potências frigoríficas e térmicas a serem obtidas dependerão dos processos empregados. Ao ocorrer a queima, a energia química que o combustível contém é dividida em duas formas de energia, a exergia, que pode ser totalmente convertida em outra forma de energia de alto valor (energia mecânica ou eletricidade), e a anergia, rejeitada pelo bloco e pela descarga dos motores de combustão. A exergia transformada em eletricidade (eficiência elétrica) corresponde a cerca de 35% a 40% da energia do combustível (PCI). O restante só pode ser aproveitado em processo de cogeração ou em processo de ciclo combinado, reaproveitando os gases de descarga para produzir vapor e transformá-lo em energia mecânica e, por consequência, em eletricidade. Os consumidores que demandam eletricidade, calor e/ou frio, ao invés do ciclo combinado podem empregar a cogeração ou trigeração (eletricidade, calor e refrigeração) e, a depender dos estágios utilizados dos rejeitos térmicos da combustão, podem atingir eficiências energéticas totais de até 90%. Tais processos são excepcionalmente favoráveis quanto ao aspecto de impacto ambiental, pois, rejeitam os gases após o último estágio de recuperação. Há temperaturas da ordem de 50°C, enquanto os processos de geração em ciclo aberto os rejeita a cerca de 500°C. Reduzem ainda a grandeza dos rejeitos a 10% da energia de entrada, contra cerca de 65% nos processos de geração exclusiva de eletricidade em estágio único. Dependendo do balanço de consumos (eletricidade, calor e refrigeração) pode-se obter através de processos por absorção ou adsorção até a totalidade da energia frigorífica pretendida, a partir dos resíduos térmicos da combustão escalonando a qualidade da energia dos rejeitos definida pelas temperaturas em processos por absorção de duplo efeito e por absorção ou adsorção de simples efeito e, assim, retirando do insumo energético o máximo possível do seu poder calorífico, por realizar da forma mais eficiente a transformação de calor para frio", explica Dantas.

Representação simplificada de uma unidade de cogeração

Tarifas: energia elétrica e gás natural

A decisão sobre usar gás natural fora dos horários de pico tarifário, dependerá de um estudo de viabilidade operacional do empreendimento, na opinião de Cristiano Maeda, gerente de condicionadores de ar GHP da Panasonic do Brasil. Felamingo também acredita que há viabilidade. "Além do custo estar propício para a cogeração frente ao aumento das tarifas de energia elétrica, temos o decreto do Governo Federal que incentiva a geração própria, permitindo a venda de excedentes. Temos também uma portaria de dezembro/2015 que incentiva a implantação da geração distribuída em edificações públicas, tais como escolas, universidades, hospitais e também em edificações comerciais, industriais e residenciais", argumenta Felamingo.

Para Boente o que determina em grande parte a decisão é a política tarifária das concessionárias de energia elétrica de cada estado e da tarifa do gás natural. Algumas concessionárias, por exemplo, praticam uma tarifa de energia elétrica no horário de ponta um pouco abaixo da praticada na Bahia e compensam com um valor mais alto nos demais horários. "Para viabilizar a geração de energia com gás natural na faixa fora do horário de ponta, seria necessário o aproveitamento do rejeito térmico do motor a GN para a geração de energia térmica (frio ou vapor), a cogeração", explica.

Há quem acredite que a tendência crescente de elevação do preço da energia elétrica torna cada vez mais viável a solução do uso do GN para a climatização através do chiller de absorção ou de equipamentos tipo GHP - Gas Heat Pump. Essas tecnologias se tornam alternativas interessantes para o segmento comercial, principalmente no horário de ponta, em que a tarifa de energia elétrica é muito elevada. Para os novos empreendimentos comerciais o uso do gás natural para climatização viabiliza também a redução do tamanho da subestação elétrica.

"A tecnologia do GHP é ideal para projetos de climatização no segmento comercial de pequeno e médio porte, principalmente para aqueles que dispõem de pouco espaço para a instalação de chillers de maior porte, torres de resfriamento etc. O GHP concorre com o VRF - Variable Refrigerant Flow - elétrico e são tecnologias equivalentes, sendo fundamental na análise de competitividade a comparação da tarifa de energia elétrica versus a tarifa do gás natural. Tanto o VRF elétrico como o GHP oferecem facilidade operacional e pouca mão de obra para operação dos sistemas. Já o chiller de absorção com queima direta de gás é utilizado em projetos de maior porte de climatização. São usadas torres de resfriamento com água para dissipação do calor remanescente do processo de geração de água gelada. O VRF utiliza um motor elétrico enquanto o GHP utiliza um motor a gás natural, um consumo de energia elétrica de 10% em comparação com o VRF. O GHP oferece uma vantagem adicional em relação ao VRF elétrico, pois para empreendimentos que necessitem de água quente o GHP pode fornecer esse insumo sem nenhum custo adicional através do aproveitamento do rejeito térmico do motor a gás natural. Tanto para o VRF elétrico como para o GHP não há necessidade do uso de torres de resfriamento para dissipação do calor do rejeito térmico do motor, pois isto é feito por meio da ventilação de ar. No caso de um retrofit de prédios comerciais, hospitais e escolas, o uso do GHP é uma excelente alternativa, pois geralmente as subestações elétricas desses empreendimentos ficam sobrecarregadas. A instalação de um sistema de climatização a GN permite desonerar a subestação para possibilitar a ligação de novos aparelhos que só utilizam eletricidade. Cito, como exemplo, uma escola em Salvador (BA). Ela se encontrava com a subestação elétrica no seu limite operacional. A solução mais econômica foi a aquisição de um sistema de GHP para climatização de algumas áreas do colégio, frente à alternativa de troca do transformador e do aumento da capacidade da subestação", relata Boente.

"A diferença básica é que o motor gera e transmite energia mecânica para o compressor, diferentemente do sistema convencional em usinas térmicas, as quais geram energia mecânica no motor, transformam em energia elétrica no gerador e alimentam um motor elétrico acoplado ao compressor de refrigeração. O GHP ainda pode recuperar a energia térmica do arrefecimento do bloco do motor de combustão, correspondendo a cerca de 20% da energia química do combustível, quando houver demanda calorífica, como, por exemplo, água quente sanitária predial. Considerando uma eficiência elétrica do motor de 35% o ciclo termodinâmico num GHP pode atingir uma eficiência total de 55%, bem distante do processo distrital que pode atingir 90%, mas, extremamente favorável quando comparado às térmicas de baixa eficiência energética e que utilizam combustíveis caros e de alto impacto ambiental. Por questões de sustentabilidade não os adotaria, quando comparados a sistemas energéticos obtidos em hidrelétricas", explica Dantas. 

Francisco Dantas, diretor da InterPlan Planejamento Térmico 

Já Felamigo acredita que os chillers por absorção a fogo direto tem a vantagem de poder trabalhar no horário de ponta, reduzindo a conta de eletricidade, pois o GN não tem cobrança de ponta. "Hoje é comum centrais híbridas de água gelada, ou seja, composta por 50% absorção com GN e 50% compressão. Podemos citar em linhas gerais que sistemas de cogeração produzem primariamente energia elétrica e, através do aproveitamento do rejeito do calor, pode ser produzido água quente, água gelada ou vapor; mas para isso, em cada caso, obriga-se usar um equipamento distinto. Já nos chillers a fogo direto ou no GHP a produção de frio é obtida a partir da queima do GN, podendo ainda ser aproveitado, porém em quantidades pequenas, o calor rejeitado no aquecimento de água".  

Para o engenheiro Tito, a grande vantagem do GN em processo de climatização é a redução da demanda elétrica contratada com a concessionária de energia elétrica. "Se adequadamente projetado pode reduzir o tamanho de subestações elétricas, cabos, chaves etc. Isto permite a redução de investimentos em infraestrutura e também na conta de energia elétrica. As soluções com GHP não diferem das demais em relação ao uso do GN, apenas na obtenção/rejeição de calor".

Mesmo com o alto custo de energia elétrica, Leonilton Tomaz Cleto, consultor da Yawatz Engenharia, não acredita na viabilidade de utilização de chillers com ciclos de absorção e queima direta para a utilização em sistemas prediais. "Participei de um projeto onde havia um chiller elétrico de 1111 kW (316 ton) e um chiller de absorção de 2250 kW (640 ton). O chiller de absorção precisava ser substituído. Na análise de viabilidade do retrofit considerou-se duas alternativas: 1) a substituição por um novo chiller de absorção de igual capacidade;  2) a substituição por um novo chiller centrífugo, elétrico, de igual capacidade. Nas duas alternativas foram utilizados os requisitos de COP - Coeficiente de Performance do ASHRAE Standard 90.1-2010. Na análise do custo total referente ao consumo de energia anual, nos dois casos obtive os seguintes resultados das simulações de consumo anual, com carga térmica variável, porém priorizando o chiller de absorção ou o centrífugo: elétrico 316 ton + absorção 640 ton = R$ 630.000,00 anuais; elétrico 316 ton + elétrico 640 ton = R$ 413.000,00 anuais. Os valores foram atualizados para as tarifas de energia (AES Eletropaulo) e gás (COMGÁS) de 02/2016. A diferença é de R$ 217.000,00 anuais, 34% abaixo do custo total em relação ao sistema misto com o chiller de absorção. No comparativo de 100% absorção com 100% centrífugo elétrico, para o mesmo sistema, a diferença aumentou para R$ 287.000,00 anuais, 45%. Devemos lembrar que devido ao baixo COP dos chillers com ciclo de absorção o sistema de rejeição de calor (bombas de água de resfriamento e torres de resfriamento) da alternativa com 100% de absorção, consumiria aproximadamente 2.7 vezes mais energia que o sistema de rejeição de calor da alternativa com 100% centrífugo elétrico. Para piorar ainda mais, o custo do consumo de água nas torres de resfriamento, verificado no sistema com 100% absorção, foi cerca de duas vezes o valor de consumo da alternativa 100% centrífugo elétrico. Considerando o fornecimento SABESP estima-se que o custo anual do sistema com 100% absorção ficará em R$ 296.000,00 acima do custo anual do sistema com 100% centrífugo elétrico. No total foram cerca de R$ 583.000,00/ano em gastos com consumo extra de energia+água em um sistema 100% absorção, quando comparado com um sistema 100% centrífugo elétrico, ambos com capacidade de 3461 kW (956 ton). Não consigo entender como sustentável uma solução com um sistema com chiller de absorção com queima direta de gás. Mesmo considerando um sistema com turbina a gás para produzir a energia para os chillers elétricos (com toda a ineficiência da usina e perdas na transmissão), não se gasta metade do que se consome de gás no chiller de absorção".

Leonilton Tomaz Cleto, consultor da Yawatz Engenharia

Obstáculos para o gás natural na geração distribuída

A rápida expansão e a crescente diversidade da geração distribuída oferecem oportunidades e desafios às distribuidoras de GN e de energia elétrica. Neste contexto, torna-se necessário o estabelecimento de novas funções e responsabilidades dos órgãos de regulação, assim como a alteração da base regulatória e a introdução de novas tecnologias, além de uma nova visão de negócios das referidas distribuidoras para as devidas adaptações que o novo modelo possa vir a exigir.

Boente explica que o fornecimento de energia elétrica, que é unidirecional no modelo centralizado, passaria a ser bidirecional, uma vez que havendo excedente na geração distribuída o mesmo seria disponibilizado pelo consumidor para a rede de energia elétrica, invertendo o fluxo. Argumenta, ainda, que a geração distribuída pode permitir o adiamento ou a redução de investimentos nas redes de distribuição, além de melhorar a qualidade do fornecimento da energia elétrica, reduzindo as perdas de transporte e estimulando o suprimento competitivo com aquele da geração centralizada, em grande parte transmitida a longas distâncias. “A geração distribuída poderá ser destinada à autoprodução ou ser adquirida pela concessionária de energia elétrica local (até 10% do seu mercado cativo, conforme prevê a legislação em vigor). Por outro lado, a maioria dos projetos de geração distribuída carece de capacidade de reserva (backup) própria ou contratada, tanto para eventuais falhas dos equipamentos como para manutenção programada. Em função do crescimento da geração distribuída, uma das principais dificuldades encontradas tem sido a indisponibilidade das concessionárias de energia elétrica para fornecer essa reserva de capacidade. Outro problema é a dificuldade encontrada pelos autoprodutores em negociar com as concessionárias o repasse da produção excedente para a rede elétrica. Neste ponto é importante observar que as concessionárias são remuneradas pela prestação do 'serviço de fio' e a atuação do autoprodutor representa uma diminuição das suas receitas. Portanto, a regulação precisa avançar nestas questões, de forma que estes impasses e conflitos sejam superados, e a geração distribuída possa ter sua participação na matriz energética ampliada", esclarece.

A geração distribuída tende a desempenhar um papel complementar importante na política energética, visando à modicidade do custo e da segurança energética do Brasil. A ANEEL publicou em 24 de novembro de 2015 a Resolução Normativa 687 que entrou em vigência dia 01 de março de 2016, revisando a Resolução Normativa 482, de 17 de abril de 2012. O documento foi concebido com novas medidas que visam impulsionar os projetos de geração distribuída no Brasil. Segundo a ANEEL, a expectativa, até 2024, é que cerca de 1,2 milhão de unidades residenciais e comerciais estejam gerando sua própria energia elétrica.

Garantia de fornecimento e competitividade

A produção de gás natural nas bacias brasileiras, segundo Monteiro, vem crescendo acima de 10% nos últimos anos. Além disso, o Brasil, hoje, conta com três terminais de recebimento de gás importado, além do gasoduto Brasil-Bolívia que fornece grande quantidade de gás. Hoje, a maioria das distribuidoras tem sobra de GN em seus contratos de suprimento.

A Petrobras divulgou, este ano, o início da operação do gasoduto para Cabiúnas (Rota 2), aproveitando o gás do pré-sal das bacias de Santos (SP) e de Campos (RJ), o volume é de 13 milhões de m3/dia. A entrada em operação desse novo gasoduto veio ampliar a oferta do gás nacional e diminuir a dependência da importação do energético. Todas as distribuidoras de GN possuem contratos de suprimento para atender plenamente às necessidades atuais do mercado, garantindo o contínuo abastecimento em todos os Estados onde exista rede do produto. No caso da Bahia, a oferta de gás natural ocorre através do suprimento do produto oriundo dos campos do Recôncavo, da plataforma offshore de Manati (BA), através do gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene) e do Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito, localizado na Baía de Todos os Santos, na Bahia.

A competitividade do gás natural depende de algumas variáveis em função do segmento e do insumo que o mesmo esteja concorrendo. Entretanto, é possível afirmar que, de um modo geral, o gás natural é muito competitivo frente aos energéticos, além de acarretar outros benefícios indiretos que acabam agregando valor ao seu uso.

"A concorrência vai depender do insumo comparado ao GN, do perfil de consumo de EE da planta que se está estudando e se ela é, ao mesmo tempo, consumidora de energia térmica - vapor, água quente ou fria. Normalmente comparamos o GN com a EE comprada do gride. No caso da energia térmica, produzida por queima direta de GN em caldeira ou aquecedores, por exemplo, cujo processo venha estar ligado ao sistema de cogeração a ser implantado, podemos comparar o custo do GN usado na queima versus o GN de cogeração, sendo que o primeiro, via de regra, é mais caro do que o segundo. Ou seja, comparamos o GN com ele mesmo, porém com tarifa diferenciada, proporcionando redução do custo de produção da energia térmica, desde que esta seja um complemento daquela produzida pela cogeração", explica Felamingo.

O preço atual do gás natural adquirido do produtor tem como base uma cesta de óleos combustíveis no mercado internacional, indexado em dólar, para efeito de reajuste do preço da molécula vendida para as companhias distribuidoras de gás natural. Segundo Boente, existe, na fórmula de preço, uma remuneração dos investimentos no transporte do gás até os City Gates (ponto de entrega às distribuidoras). Essa precificação do gás natural é típica dos países que não são autossuficientes na produção do energético.

Evolução dos preços do gás natural para o segmento comercial (cogeração/climatização e geração de energia elétrica no horário de ponta)

Como a distribuição de GN canalizado é um assunto da competência dos Estados, de acordo com o Art. 25, segundo parágrafo da Constituição Federal, as agências reguladoras dos Estados onde existe a distribuição de gás canalizado tem a incumbência de fixar as tarifas para os diferentes segmentos de uso do energético. Essa tarifa é constituída do preço adquirido do produtor, adicionando-se a margem de distribuição, que tem a finalidade de remunerar os investimentos da rede de distribuição e repassar os custos fixos das distribuidoras. Assim, o preço do gás natural atualmente pago ao produtor pelas companhias distribuidoras tem uma base realista de preço, de modo que não se corre o risco de um desalinhamento futuro com os preços de combustíveis concorrentes.

"Esse desalinhamento só seria possível, se, atualmente, houvesse algum tipo de subsídio no preço pago pelo gás natural ao produtor, e nalgum momento este subsídio fosse retirado. O que existe, na verdade, é uma política de margem e remuneração dos custos fixos das distribuidoras, cujo controle é feito pelas agências reguladoras nos Estados. O órgão regulador pode estabelecer uma maior ou menor margem para a formação das tarifas do gás natural nos diferentes segmentos de consumo. No caso da Bahia, por exemplo, temos uma tarifa especial no segmento comercial para atender a projetos de cogeração, climatização e geração de energia elétrica no horário de ponta, que tem tido pouca variação em R$/m3 nos últimos anos", explica Boente.

O maior obstáculo para a disseminação do uso de GN no Brasil, segundo Tito, é não ter uma política de incentivos. É necessário financiamento de fácil acesso e com taxas de juros menores, garantias simples e diretas aos bancos, agentes do repasse do dinheiro do BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. "Os órgãos reguladores de meio ambiente deveriam proibir a geração elétrica, permanente, à base de diesel em áreas urbanas, que é extremamente nociva à saúde dos habitantes das grandes cidades. Isto levaria a uma mudança para a geração elétrica nos horários de ponta para o GN".

Problemas na utilização do diesel para geração de energia elétrica

"Em relação aos obstáculos para disseminação do GN, num primeiro impulso seria falar do preço, mas isso está mudando, e, em certas regiões do país está bastante competitivo. No entanto, constatamos ainda certo preconceito com o uso do GN, pois ainda ouvimos de alguns clientes que a Bolívia pode 'fechar a válvula', o que nunca aconteceu e muito provavelmente nunca acontecerá. Aos poucos a regulamentação da geração distribuída, utilizando o GN como insumo, vai mudar o conceito e a forma de como a EE será obtida pelo consumidor final. Pequenas e micro cogerações serão disseminadas pelo país afora, impulsionadas também pela entrada de novos equipamentos, permitindo que os consumidores decidam por produzir sua própria energia", relata Felamingo.

Já Tomaz acredita que o maior entrave são as políticas de tarifas da matriz energética. "Não há uma política com visão macroeconômica, até porque, como não há uma grande diferença entre inverno e verão no Brasil, fica difícil pensar em alguma vantagem do gás em relação à geração elétrica em um determinado período do ano. Apenas um detalhe, ao invés da utilização das bandeiras, poderia ser incentivado o uso de sistemas de cogeração (não concordo com queima direta) com tarifas mais atrativas no período seco".

Charles Godini <charles@nteditorial.com.br>

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