A geração de energia elétrica a partir do gás natural foi impulsionada pela elevação do preço do barril do petróleo após 1973, bem como pelo aumento da preocupação ambiental. Contudo, a natureza fortemente irreversível dos investimentos energéticos, a especificidade do capital envolvido e o elevado poder de mercado de que dispõem as empresas de energia explicam certa inércia do setor. Assim, embora tenha demonstrado sua “vantagem custo” desde meados da década de 1980, o impacto do avanço tecnológico na geração termelétrica a
46 A Basell é uma joint-venture formada pela BASF e Shell; a Chevron uniu seu setor petroquímico ao da Phillips; a Dow Chemical comprou a Union Carbide em 1999; a Exxon absorveu o setor petroquímico da Mobil; Innovene é o novo nome do setor petroquímico da BP e incluí os setores petroquímicos da Amoco, da Arco e da Solvay.
gás natural não surgiu completamente. Ademais, ao longo da história, a sucessão de novas fontes de energia não resultou no desaparecimento das formas precedentes de aproveitamento.
2.4.2.1. A Evolução das Termelétricas a Gás Natural
O aproveitamento do gás natural para produzir energia elétrica está associado ao desenvolvimento das turbinas. A turbina mais simples é a de água (utilizada para mover as mós dos moinhos) conhecida desde pelo menos 100 a.C. e posteriormente aperfeiçoada pelo francês Benoît Fourneyron (1826), pelos norte-americanos James B. Francis (1849) e Lester A. Pelton (1880) e pelo austríaco Viktor Kaplan (1913). Essas turbinas são atualmente utilizadas nas usinas hidroelétricas.
A turbina a vapor, mais sofisticada, era conhecida do grego Hieron (cerca de 60 d.C.) sendo aperfeiçoada pelo sueco Carl Gustav Patrik de Laval (1882) e pelo inglês Charles Parsons (1884). Essas turbinas são atualmente utilizadas para movimentar navios e na geração de energia elétrica a partir de usinas nucleares e termelétricas.
Segundo Usher (1993) a história da turbina a gás começa em 1791 com o trabalho do inglês John Barber. Em teoria tal turbina podia atingir até 75% de eficiência47, fator muito mais alto que a encontrada no motor a gasolina (até 25%) ou diesel (até 35%), mas logo surgiu um obstáculo prático: encontrar materiais que resistissem a temperaturas de 625oC. Porém, devido à eficiência prevista em teoria, se fez grande esforço entre 1791 e 1903 no sentido de se obter uma turbina a gás viável. Neste sentido os trabalhos mais importantes foram do alemão Friedrich Stolze (1872), do norueguês Egidius Elling (1903), dos franceses Armengaud e Lemale (1903/06) e do alemão Holtzwarth (1911).
A partir dos anos 30 as possibilidades da turbina a gás como propulsor de aviões estimularam as pesquisas teóricas em diferentes países, entre elas as do pioneiro inglês Frank White (1929), do italiano Secondo Campini (1931), da firma alemã Junkers Motoren (1936/38) e do húngaro György Jendrassik (1938). Como resultado desses aperfeiçoamentos em 1939 a Suíça instalou em Neuchâtel a primeira planta com turbina a gás para produzir energia elétrica e testou sua possibilidade numa locomotiva. Apenas em 1944, com o aperfeiçoamento da metalurgia, a firma inglesa Rolls-Royce apresentou as primeiras turbinas eficientes, instaladas num avião Gloster.
47 No caso de motores térmicos se entende que eficiência é a razão entre a energia transformada em trabalho mecânico e energia despendida. No caso da turbina a gás é a relação mais alta conhecida.
Em 1963 foi testado o conceito do ciclo combinado (combined cycle gas turbine, CCGT ou CCPS), processo que visava reduzir as perdas com os gases de escape (os “gases de exaustão”) da turbina a gás. Os gases de exaustão eram canalizados para uma caldeira de recuperação de calor para produzir vapor que alimentava uma turbina a vapor para gerar potência adicional. Essa montagem ficou conhecida como tipo 1+1 (uma turbina a gás acoplada a uma turbina a vapor48). Na década de 70 foram construídas as primeiras CCPS de pequeno porte (entre 15 mW a 20 mW) que apresentaram rendimento de 40%.
O desenvolvimento da turbina a gás continuaria e nas décadas de 1970/80, a partir de turbinas de aviões (ditas aeroderivadas), foram concebidas as atuais turbinas a gás destinadas à geração de eletricidade. Com sua introdução, pela primeira vez em dois séculos, no que se refere ao aproveitamento energético, a redução do custo de produção não está ligada aos ganhos de escala49 (Cecchi, op. cit).
2.4.2.2. As Vantagens das Termelétricas a Gás Natural
A geração de energia elétrica a partir do gás natural está estruturalmente vinculada a IGN até o momento que o gás natural penetra na usina. Depois disto começam a surgir algumas particularidades, a começar pelas vantagens frente às usinas termoelétricas a óleo: 1. Causam menor dano ambiental: a queima do gás natural é isenta de enxofre e de cinzas, gera menos chuva ácida e produz menos gás carbônico por kW gerado;
2. O menor custo de construção, devido a entre outros fatores: a menor área necessária para sua construção, a dispensa de custosas instalações de desulfurização e eliminação de cinzas exigidas pelas térmicas a carvão e a óleo, a dispensa de áreas para estocar carvão e/ou tanques de óleo, o menor tamanho das chaminés (75 m) que podem ser construídas em aço, enquanto as usinas a carvão e óleo exigem chaminés maiores (250 m) construídas em concreto. No total uma usina a carvão e óleo é 80% mais cara que a gás natural;
3. Os menores custos operacionais em vista do alto grau de automação das CCPSs;
4. A maior eficiência do que outros tipos de usinas. As melhores usinas a carvão atingem no máximo 40% de eficiência térmica, os melhores motores diesel chegam a 44% de eficiência.
48 Atualmente as usinas podem ser configuradas no tipo 2+1 (duas turbinas a gás natural e uma a vapor), 3+1 (três turbinas de gás natural e uma a vapor), 4+1 (quatro turbinas de gás natural e uma a vapor) e 5+1 (cinco turbinas de gás natural e uma a vapor).
49 As plantas térmicas baseadas em turbinas a gás têm apresentado um custo de geração decrescente nas últimas duas décadas, em função, principalmente, do aumento da eficiência dos equipamentos de geração, que deve ser atribuído, particularmente, ao emprego de materiais mais resistentes às altas temperaturas e ao resfriamento das palhetas da turbina.
Uma usina a gás natural concebida em CCPS atinge facilmente os 56% de eficiência térmica, quase duas vezes a eficiência normal das usinas a carvão, nafta ou óleo combustível.
5. O prazo relativamente curto de construção do empreendimento. O prazo de construção de uma usina CCPS não excede 2 anos, enquanto uma térmica a carvão ou óleo leva em média 3 anos e uma hidroelétrica pelo menos 8 anos;
6. A grande flexibilidade da configuração das usinas para oferta de eletricidade. Uma usina em sistema CCPS tipo 1+1 pode ser projetada e instalada rapidamente para produzir 1, 2, 20, 60, 120, 200 e 330 mW satisfazendo assim diferentes necessidades. A mesma usina pode ser rapidamente projetada nas configurações tipo 2+1, 3+1, 4+1 e 5+1 quando podem produzir entre 360 e 990 mW.
7. Este tipo de usina ainda é passível de melhorias. Estudos apontam que o rendimento pode atingir 70% (a temperaturas de 1.600oC, atualmente a temperatura máxima é de 1.450oC). Também se estuda o uso da combustão seqüencial, onde há reaquecimento dos gases de exaustão; a redução das irreversibilidades nas caldeiras de recuperação (com a geração de vapor em diferentes níveis de pressão) e recuperação das perdas térmicas entre os dois ciclos, com a diminuição da temperatura dos gases de exaustão.
8. Permite a cogeração, ou seja, a geração simultânea de energia elétrica e energia térmica. Os gases de exaustão podem ser utilizados para gerar vapor numa caldeira especial (caldeira de recuperação). Esse “sopro quente” da turbina também pode ser usado diretamente para secagens ou para produção de água gelada por meio de um sistema de absorção.
As desvantagens das usinas a gás natural são as seguintes:
1. As usinas termoelétricas podem utilizar carvão e óleo residuais de custo menor, enquanto o gás natural utilizado para geração de energia elétrica deve ser de alta qualidade;
2. As turbinas são extremamente sensíveis às variações climáticas, principalmente às mudanças da temperatura ambiente;
3. Cerca 90% da água demanda por estas usinas é utilizada no sistema de resfriamento; 4. Ela emite óxidos de nitrogênio (NOx), entre os quais o dióxido de nitrogênio (NO2) e o óxido nitroso (N2O). O NO2 tem efeitos negativos sobre a vegetação e a saúde humana, principalmente quando combinado com o dióxido de enxofre (SO2). O N2O é um dos causadores do efeito estufa e contribuí para a redução da camada de ozônio;
5. Outra desvantagem diz respeito das turbinas a gás operando em ciclo simples, que gera perdas por gases de exaustão, problema minimizado com as CCPS;
6. Estas usinas sofrem alterações de rendimento quando operam com cargas parciais;
7. Quando, por qualquer razão, a usina cessa de gerar energia elétrica há perda de disponibilidade. A disponibilidade indica a percentagem anual de produção comparando as horas de efetivo funcionamento com a totalidade das horas do ano. A disponibilidade média de uma usina é de 90%. As perdas de disponibilidade mais comuns (entre 2 e 12% ao ano, fixando-se em 5% em um horizonte de 5 anos) resultam das paradas programadas para manutenção da turbina a gás (prevista para operar até 8000 horas sem interrupção), enquanto as estatísticas apontam perdas (de 3% a 6%) por paradas resultantes de outros motivos.
Por ser uma indústria vinculada ao gás natural este tipo de geração de energia elétrica pode ser feito tanto diretamente pelas companhias petrolíferas, o que tem se constituído em fator comum, como por companhias independentes, mas ambos os casos apresentam os elementos típicos do setor de infra-estrutura.