AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVAS PARA REDUÇÃO DO USO FINAL …antigo.ppe.ufrj.br/ppe/production/tesis/guedes_fernanda.pdf · AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVAS PARA REDUÇÃO DO USO FINAL DE

AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVAS PARA REDUÇÃO DO USO FINAL DE

ENERGIA NO SETOR DE REFINO DE PETRÓLEO BRASILEIRO E ESTIMATIVA

DE CUSTOS DE ABATIMENTO DE EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA

Fernanda Pires Domingues Cardoso Guedes

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa

de Pós-Graduação em Planejamento Energético,

COPPE, da Universidade Federal do Rio de

Janeiro, como parte dos requisitos necessários à

obtenção do título de Mestre em Planejamento

Energético.

Orientador(es): Roberto Schaeffer

Alexandre Salem Szklo

Rio de Janeiro

Fevereiro de 2015

ii





DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO

LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE)

DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM

CIÊNCIAS EM PLANEJAMENTO ENERGÉTICO.

Examinada por:

________________________________________________

Prof. Roberto Schaeffer, Ph.D.

________________________________________________

Prof. Alexandre Salem Szklo, D.Sc.

________________________________________________

Prof. José Vitor Bomtempo Martins, Ph.D.

________________________________________________

Prof. Peter Rudolf Seidl, Ph.D.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

FEVEREIRO DE 2015

iii

Guedes, Fernanda Pires Domingues Cardoso

Avaliação de Alternativas para Redução do Uso Final

de Energia no Setor de Refino de Petróleo Brasileiro e

Estimativa de Custos de Abatimento de Emissões de Gases

de Efeito Estufa/ Fernanda Pires Domingues Cardoso

Guedes. – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2015.

XX, 192 p.: il.; 29,7 cm.

Orientador (es): Roberto Schaeffer


Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de

Planejamento Energético, 2015.

Referências Bibliográficas: p. 117-128.

1. Refino. 2. Eficiência Energética. 3. Simulação. I.

Schaeffer, Roberto et al. II. Universidade Federal do Rio de

Janeiro, COPPE, Programa de Planejamento Energético.

III. Título.

iv

“Não faças de ti um sonho a realizar. Vai. Sem caminho marcado. Tu és o de todos os

caminhos.”

Cecília Meireles

v

AGRADECIMENTOS

Agradeço aos meus orientadores Roberto Schaeffer e Alexandre Szklo, pela brilhante

orientação, pela disponibilidade, pelo exemplo de profissionalismo e por todo o incentivo

dado durante todas as etapas de elaboração desta dissertação.

Essa dissertação se originou do Relatório de Energia do projeto “Opções de Mitigação de

Gases de Efeito Estufa (GEE) e Setores-Chaves no Brasil”, realizado pelo

CENERGIA/COPPE/UFRJ, e foi desenvolvida paralelamente a esse trabalho. Sendo

assim, agradeço especialmente ao colega Pedro Rochedo, o qual trabalhou e trabalha

comigo na parte de refino do projeto, e sem o qual este estudo não teria sido consolidado.

Muito obrigada (!!!) por toda a ajuda, pela disponibilidade, pela paciência e pelo exemplo

de dedicação. Agradeço também aos colegas de trabalho do Cenergia, sempre dispostos

a ajudar e a repassar seus conhecimentos para os alunos novos do laboratório, e, claro, a

todos os alunos de mestrado da turma de 2013, que nunca mediram esforços para ajudar

o próximo e sempre prezaram pela união da turma. Em especial agradeço à amiga

Camilla, que está comigo nessa caminhada profissional desde o início da faculdade, e que

não só é amiga de trabalho, mas amiga da vida, e pra vida!

Agradeço a todos os professores do PPE, por todas as contribuições dadas, desde meu

ingresso no curso de Mestrado em Planejamento Energético. Aos funcionários do

programa, em especial à Sandrinha e ao Paulo, por toda a ajuda e disponibilidade.

À CAPES – Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior, pelo apoio

financeiro através da bolsa de estudo.

Agradeço à toda minha família. Em especial aos meus pais, irmãos e minha avó Nelly,

pela paciência em épocas de provas e/ou entregas de trabalhos, por todo o incentivo

(desde antes da faculdade), pelo silêncio em momentos de estudos (rs) e por estarem

sempre presentes na minha vida, compartilhando todas as conquistas realizadas!

Agradeço, por fim, ao meu namorado, Pedro, por sua calma e paciência infinitas, pelo seu

carinho e atenção, e pelo companheirismo em todos os momentos!

vi

Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)





Fevereiro/2015

Orientadores: Roberto Schaeffer


Programa: Planejamento Energético

Este estudo objetiva analisar o potencial de redução do consumo energético e,

consequentemente, de emissões de gases de efeito estufa (GEE) das melhores tecnologias

disponíveis para setor de refino de petróleo brasileiro, bem como estimar seus custos de

abatimento. Para tal, são estimados os consumos energéticos e as emissões de GEE de

todas as refinarias do parque de refino atual para o ano base de 2010, assim como se

projetam tais consumos e emissões em um cenário “linha de base” (business-as-usual),

de acordo com as expansões previstas pela Petrobras e com algumas premissas adotadas,

até o ano de 2050. Posteriormente, projeta-se o cenário de baixo carbono, no qual são

inseridas as tecnologias de eficiência energética, e faz-se uma comparação do consumo

de energia e das emissões de GEE de ambos os cenários construídos. Adicionalmente,

são calculados os custos de abatimento das medidas em análise, o que torna possível a

construção da curva de custos de abatimento. A ferramenta utilizada é o Carbon and

Energy Strategy Analysis for Refineries - CAESAR, o qual foi elaborado por Szklo

(2004), sendo o mesmo atualizado no presente estudo, para melhor representação do

parque de refino atual e de suas futuras expansões.

vii

Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)

EVALUATION OF ALTERNATIVES FOR ENERGY END-USE REDUCTION IN

THE BRAZILIAN REFINING SECTOR AND ESTIMATED GREENHOUSE GAS

EMISSIONS ABATEMENT COST


February/2015

Advisors: Roberto Schaeffer


Department: Energy Planning

This study aims to evaluate the potential for energy efficiency and greenhouse gas

(GHG) emission reductions of the best available technologies (BAT) for the Brazilian oil

refining sector, and estimate their corresponding abatement costs. To do so, energy

consumption and GHG emissions from all refineries of the current refining park is

estimated, with a baseline year of 2010 and a baseline scenario (business-as-usual)

projected according to the expansions planned by Petrobras and some assumptions made

up to 2050. Subsequently, a low-carbon scenario is projected, in which energy efficiency

technologies are introduced, and a comparison of the energy consumption and GHG

emissions for both scenarios constructed is made. Additionally, the abatement costs for

the measures in the analyses are calculated, which makes possible the construction of an

abatement cost curve. The tool used is the Carbon and Energy Strategy Analysis for

Refineries - CAESAR, which was prepared by Szklo (2004), and updated in this study to

best represent the current refining park and its future expansions.

viii

SUMÁRIO

1. Introdução ................................................................................................................ 1

1.1. Objetivo e escopo da Dissertação ................................................................... 4

1.2. Relevância ......................................................................................................... 5

1.3. Estrutura da Dissertação ................................................................................. 8

2. Refino Brasileiro .................................................................................................... 10

2.1. Unidades de Processo Típicas de Refinarias Nacionais .............................. 15

2.1.1. Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo ..................................... 16

2.1.2. Unidade de Reforma Catalítica ............................................................. 17

2.1.3. Unidade de Alquilação ........................................................................... 18

2.1.4. Unidade de Coqueamento Retardado ................................................... 18

2.1.5. Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido (FCC) .......................... 20

2.1.6. Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico ......................................... 21

2.1.7. Unidade de Desasfaltação a Propano .................................................... 22

2.1.8. Unidades de Hidrotratamento ............................................................... 22

2.1.9. Unidade de Geração de Hidrogênio ...................................................... 23

3. Eficiência Energética............................................................................................. 26

3.1. Melhores Tecnologias Disponíveis (MTD) ................................................... 28

4. Metodologia............................................................................................................ 39

4.1. Carbon and Energy Strategy Analysis for Refineries - CAESAR ............ 40

4.1.1. Menu ........................................................................................................ 41

4.1.2. Entrada .................................................................................................... 41

4.1.3. Cenário .................................................................................................... 44

4.1.4. Produção .................................................................................................. 44

4.1.5. Alertas ...................................................................................................... 46

4.1.6. Simulações ............................................................................................... 48

4.1.7. Medidas ................................................................................................... 53

4.1.8. Mitigação ................................................................................................. 53

4.1.9. Curva de Mitigação ................................................................................ 57

4.1.10. Passo a Passo para Rodar a Simulação ................................................ 58

5. Premissas, Resultados e Discussão ....................................................................... 60

5.1. Cenário Linha de Base Simulado ................................................................. 60

5.1.1. Consumo de Utilidades ........................................................................... 67

5.1.2. Premissas para Cálculos de Consumo Energético ............................... 69

ix

5.1.3. Consumo final por fonte......................................................................... 75

5.1.4. Emissões de Gases de Efeito Estufa ...................................................... 77

5.2. Cenários Linha de Base Otimizados ............................................................ 79

5.2.1. Cenário Linha de Base A ....................................................................... 81

5.2.2. Cenário Linha de Base B ....................................................................... 81

5.2.3. Cenário Linha de Base C ....................................................................... 82

5.3. Cenários de Baixo Carbono .......................................................................... 84

5.3.1. Tecnologias de Mitigação ....................................................................... 85

5.3.2. Cenário de preços de CO2 ...................................................................... 91

5.3.3. Cenários de Baixo Carbono ................................................................... 91

5.4. Curvas de Custos de Abatimento ................................................................. 96

5.4.1. Curva de Custos Brutos de Abatimento – Cenário de Baixo Carbono

A 97

5.4.2. Curva de Custos Brutos de Abatimento – Cenários de Baixo Carbono

B e C 100

5.4.3. Curva de Custos Líquidos de Abatimento – Cenário de Baixo

Carbono A ............................................................................................................ 104

6. Considerações Finais ........................................................................................... 111

Referências Bibliográficas ......................................................................................... 117

APÊNDICES ............................................................................................................... 129

APÊNDICE A – Esquema de refino do simulador .............................................. 129

APÊNDICE B – Medidas de eficiência energética ............................................... 130

APÊNDICE C – Resultados Cenários de Baixo Carbono A ............................... 141

APÊNDICE D – Resultados Cenários de Baixo Carbono B ............................... 144

APÊNDICE E – Resultados Cenários de Baixo Carbono C ............................... 147

APÊNDICE F – Custos de Abatimento ................................................................ 150

x

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Evolução das emissões de CO2 do setor de refino brasileiro 1990-2008 ........ 3

Figura 2 - Localização das refinarias brasileiras Fonte: Petrobras, 2012 ....................... 13

Figura 3 - Evolução do perfil de produção das refinarias brasileiras 2000-2014 ........... 14

Figura 4 - Torre de destilação atmosférica ..................................................................... 16

Figura 5 - Reações de alquilação .................................................................................... 18

Figura 6 -Unidade de coqueamento retardado ................................................................ 19

Figura 7 -Unidade de FCC ............................................................................................. 20

Figura 8 - Unidade de hidrocraqueamento catalítico ...................................................... 21

Figura 9 - Reator com e sem integração energética ........................................................ 31

Figura 10 - Turboexpansor em FCC ............................................................................... 34

Figura 11 - Metodologia para estimar emissões de GEE ............................................... 40

Figura 12 - Layout da aba “menu” do simulador ........................................................... 41

Figura 13 - Layout da aba "Cenário" do simulador ........................................................ 44

Figura 14 - Layout da aba "Produção" do simulador ..................................................... 45

Figura 15 - Layout da aba "Alertas" do simulador sem avisos ...................................... 47

Figura 16 - Layout da aba "Alertas" do simulador com aviso ........................................ 48

Figura 17 - Exemplo de curva de custo de abatimento................................................... 58

Figura 18 - Cenário de emissões do refino brasileiro 2010-2050................................... 78

Figura 19 - Emissões específicas 2010-2050 ................................................................. 79

Figura 20 - Emissões Cenários Linha de Base alternativos............................................ 83

Figura 21 - Emissões Cenários de Baixo Carbono A ..................................................... 92

Figura 22 - Emissões Cenários de Baixo Carbono B ..................................................... 94

Figura 23 - Emissões Cenários de Baixo Carbono C ..................................................... 95

Figura 24 - Curva de Custos Brutos de Abatimento do Cenário de Baixo Carbono A .. 97

Figura 25 - Curva de Custos Brutos de Abatimento do Cenário de Baixo Carbono B 100

Figura 26 - Curva de Custos Brutos de Abatimento Cenário de Baixo Carbono C ..... 101

Figura 27 - Curva de custos líquidos de abatimento Cenário de Baixo Carbono A ..... 105

Figura 28 - Esquema de refino do simulador ............................................................... 129

xi

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Fontes de emissão em uma refinaria hipotética .............................................. 2

Tabela 2 – Capacidades nominais das refinarias brasileiras........................................... 11

Tabela 3 - Esquemas de refino ....................................................................................... 15

Tabela 4 - Medidas de eficiência energética por unidade de processo ........................... 38

Tabela 5 - Tipos de petróleo e composição das cargas (%)............................................ 42

Tabela 6 - Campanha de refino por período ................................................................... 43

Tabela 7 - Tipos de módulos de UGH ............................................................................ 43

Tabela 8 - Rendimentos da unidade de destilação atmosférica (% volume) .................. 49

Tabela 9 – Rendimentos da unidade de destilação atmosférica do simulador (% volume)

........................................................................................................................................ 50

Tabela 10 - Rendimentos da unidade de destilação a vácuo (%volume) ....................... 50

Tabela 11 - Rendimentos da unidade de destilação a vácuo do simulador (% volume) 50

Tabela 12 - Rendimentos unidades de processo (% volume) ......................................... 51

Tabela 13 - Percentuais de nafta encaminhados para a petroquímica ............................ 52

Tabela 14 – Exemplo de matriz de resultados ................................................................ 55

Tabela 15 - Exemplo de matriz de oferta de energéticos ............................................... 55

Tabela 16 - Exemplo de matriz de consumo total de energéticos .................................. 55

Tabela 17 - Exemplo de matriz de demanda total de energéticos .................................. 55

Tabela 18 - Exemplo de matriz de produção aparente ................................................... 56

Tabela 19 - Exemplo de matriz de “maioria da demanda que produção deve atender” . 56

Tabela 20 - Capacidade por unidade de processo e refinaria 2010 (km³/d) ................... 62

Tabela 21 - Capacidade por unidade de processo e refinaria 2020 (km³/d) ................... 63

Tabela 22 - Capacidades adicionais do parque de refino por unidade de processamento

2010-2050 ....................................................................................................................... 65

Tabela 23 - Capacidades totais do parque de refino por unidade de processamento ..... 65

Tabela 24 - Taxas de crescimento da demanda de derivados ......................................... 66

Tabela 25 - Taxas de crescimento da demanda PDE 2023............................................. 66

Tabela 26 - Consumos de utilidades típicos por unidade de processo ........................... 68

Tabela 27 - Consumo total de utilidades ........................................................................ 69

Tabela 28 - Consumo de gás natural por refinaria em 2010 ........................................... 71

Tabela 29 - Taxas de crescimento da oferta de gás natural ............................................ 71

Tabela 30 - Oferta de gás natural.................................................................................... 71

xii

Tabela 31 - Demanda de gás natural na UGH ................................................................ 72

Tabela 32 - Potências instaladas de cogeração em 2010 ................................................ 73

Tabela 33 - Potências instaladas de cogeração 2010-2050 ............................................. 73

Tabela 34 - Geração de gás combustível por unidade de processo ................................ 74

Tabela 35 - Consumo energético por fonte 2010-2050 .................................................. 77

Tabela 36 - Balanço de eletricidade 2010-2050 ............................................................. 77

Tabela 37 - Fatores de emissão ...................................................................................... 78

Tabela 38 - Demandas de gás natural e nafta da UGH ................................................... 80

Tabela 39 - Resultados Cenário Linha de Base A .......................................................... 81

Tabela 40 - Taxas de crescimento do preço de gás natural Cenário Linha de Base B ... 82

Tabela 41 - Resultados Cenário Linha de Base B .......................................................... 82

Tabela 42 - Taxas de crescimento do preço de gás natural Cenário Linha de Base C ... 82

Tabela 43 – Resultados Cenário Linha de Base C.......................................................... 83

Tabela 44 – Fatores de emissão calculados Cenário Linha de Base A ........................... 86

Tabela 45 - Fatores de emissão calculados Cenários Linha de Base B .......................... 86

Tabela 46 - Fatores de emissão calculados Cenários Linha de Base C .......................... 86

Tabela 47 - Número de medidas por critério de custo bruto de abatimento no Cenário

Linha de Base A em 2050............................................................................................... 90


Linha de Base B em 2050 ............................................................................................... 90


Linha de Base C em 2050 ............................................................................................... 90

Tabela 50 – Separação dos custos brutos e potenciais brutos de abatimento por ano no

Cenário Linha de Base A ................................................................................................ 99


Cenários Linha de Base B ............................................................................................ 102


Cenários Linha de Base C ............................................................................................ 103

Tabela 53 - Separação dos custos líquidos e potenciais brutos de abatimento por ano no

Cenário Linha de Base A .............................................................................................. 106

Tabela 54 - Separação dos custos líquidos e potenciais brutos de abatimento por ano no

Cenário Linha de Base A .............................................................................................. 109

Tabela 55 - Medidas de abatimento por unidade de processo ...................................... 130

Tabela 56 - Custos brutos de abatimento Cenário Linha de Base A ............................ 150

xiii

Tabela 57 – Custos brutos de abatimento Cenário Linha de Base B ............................ 158

Tabela 58 - Custos brutos de abatimento Cenário Linha de Base C ............................ 167

Tabela 59 - Custos líquidos de abatimento Cenário Linha de Base A ......................... 176

Tabela 60 - Novos custos líquidos de abatimento Cenário Linha de Base A ............... 184

xiv

LISTA DE EQUAÇÕES

Equação 1 - Equação do índice de intensidade energética ............................................. 27

Equação 2 - Equação da função objetivo........................................................................ 54

Equação 3 – Equação do custo de abatimento bruto ...................................................... 87

Equação 4 – Equação do custo de abatimento líquido ................................................... 88

Equação 5 - Equação da receita obtida com a redução do consumo de combustível ..... 88

Equação 6 - Equação da receita x ................................................................................... 88

Equação 7 - Equação da receita y ................................................................................... 88

Equação 8 - Equação da receita z ................................................................................... 88

Equação 9 - Equação do fator de recuperação de capital ............................................... 88

xv

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ALQ – Unidade de Alquilação

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

ANP – Agência Nacional de Petrólo

API – American Petroleum Institute

ARPEL – Associación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles

en Latinoamérica y en Caribe

ASD – Adjustable Speed Drive

BAT – Best Available Technology

BEERJ – Balanço Energético do Estado do Rio de Janeiro

CAESAR – Carbon and Energy Strategy Analysis for Refineries

CCS – Carbon Capture and Storage

COPPE – Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia

CTB – Craqueamento Térmico Brando

CTEC – Centre de la Technologie de L'énergie de CANMET

DNV – Det Norske Veritas

DSF – Unidade de Desasfaltação a Propano

EPA – Agência de Proteção Ambiental

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

EUA – Estados Unidos da América

EU – Europe Union

FCC – Fluid Catalytic Cracking

FIPE – Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas

FUT – Fator de Utilização

GEE – Gases de Efeito Estufa

GLP – Gás Liquefeito de Petróleo

GC – Gás Combustível

GRG – Gradação Reduzida Generalizada

GOLK – Gasóleo Leve de Coque

GN – Gás Natural

GOPK – Gasóleo Pesado de Coque

HCC – Unidade de Hidrocraqueamento

HDS – Unidade de Dessulfurização

xvi

HDS G – Unidade de Dessulfurização de Gasolina

HDT – Unidade de Hidrotratamento

HDT D – Unidade de Hidrotratamento de Diesel

HDT I – Unidade de Hidrotratamento de Instáveis

HDT N – Unidade de Hidrotratamento de Nafta

HDT Q – Unidade de Hidrotratamento de Querosene

HPC – Hydrocarbon Publishing Company

IEA – International Energy Agency

IEA GHG – International Energy Agency Greenhouse Gas Programme

IGCC – Integrated Gasification Combined Cycle

IIE – Índice de Intensidade Energética

IPCC – Intergovernmental Panel on Climate Change

LCO – Light Cycle Oil

MCT – Ministério da Ciência e Tecnologia

MCTI – Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação

MIPE - Modelo Integrado de Planejamento Energético

MMA – Ministério do Meio Ambiente

MPOG – Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão

MTBE – Eter Metil Terc-Butílico

MTD – Melhores Tecnologias Disponíveis

OCPE – Óleo Combustível Padrão Equivalente

ODES – Óleo Desasfaltado

PDE – Plano Decenal de Energia

PSA – Pressure Swing Adsorption

QAV – Querosene de Aviação

RAT – Resíduo Atmosférico

RASF – Resíduo Asfáltico

RC – Unidade de Reforma Catalítica

RFCC – Resid Fluid Catalytic Cracking

RV – Resíduo de Vácuo

SMR – Steam Methane Reforming

SPE – The Society of Petroleum Engineers

UDA – Unidade de Destilação Atmosférica

UDAV – Unidades de Destilação Atmosférica e a Vácuo

xvii

UDV – Unidade de Destilação a Vácuo

UCR – Unidade de Coqueamento Retardado

UCO – Unconverted Oil

UGH – Unidade de Geração de Hidrogênio

ULE – Ultra Low Emision

URS – United Research Services

US DOE – United States Department of Energy

xviii

LISTA DE SÍMBOLOS

°C – Grau celsius

Barris/dia – Barris por dia

Bbl – Barril de petróleo

Bm³ - Bilhão de metros cúbicos

Bm³/ano – Bilhão de metros cúbicos por ano

CH4 – Metano

CO – Monóxido de carbono

CO2 – Dióxido de carbono

GW – Gigawatt

GWh – Gigawatt hora

GWh/ano – Gigawatt hora por ano

GJ - Gigajoule

H2 – Hidrogênio

H2O – Monóxido de dihidrogênio

H2SO4 – Ácido Sulfúrico

HF – Ácido Fluorídrico

Hp – Horse Power

kcal/ Nm³ - Quilocaloria por normal metro cúbico

kbbl/dia – Quilobarril de petróleo por dia

kg/bbl – Quilograma por barril de petróleo

kgCO2/barril – Quilograma de dióxido de carbono por barril

kgCO2/GJ – Quilograma de dióxido de carbono por gigajoule

km² - Quilômetro quadrado

km³/d – Quilometro cúbico por dia

xix

km³ OCPE/ m³ carga – Quilometro cúbico de OCPE por metro cúbico de carga

kt/ano – Quilotonelada por ano

kW – Quilowatt

kWh – Quilowatt hora

kWh/bbl – Quilowatt hora por barril de petróleo

m³ - Metro cúbico

m³/bbl – Metro cúbico por barril de petróleo

m³/d – Metro cúbico por dia

m³ OCPE/ m³ carga – Metro cúbico de OCPE por metro cúbico de carga

Mm³ - Milhão de metro cúbico

Mm³/ano – Milhão de metro cúbico por ano

Mbbl/dia – Milhão de barril de petróleo por dia

MJ – Megajoule

MJ/bbl – Megajoule por barril de petróleo

M Nm³/ano – Milhão de normal metro cúbico por ano

MtCO2 – Megatonelada de dióxido de carbono

MtCO2/ano – Megatonelada de dióxido de carbono por ano

MW – Megawatt

Nm³/ m³ carga – Normal metro cúbico por metro cúbico de carga

PJ/ano – Petajoule por ano

tCO2/d – Tonelada de dióxido de carbono por dia

tCO2/GWh – Tonelada de dióxido de carbono por gigawatt hora

tCO2/kt – Tonelada de dióxido de carbono por quilotonelada

tCO2/M Nm³ - Tonelada de dióxido de carbono por milhão de normal metro cúbico

tCO2/ t óleo combustível – Tonelada de dióxido de carbono por tonelada de óleo

combustível

xx

tCO2/TJ – Tonelada de dióxido de carbono por terajoule

TJ/ano – Terajoule por ano

US$ - Dólar americano

US$/m³ - Dólar por metro cúbico

US$/bbl/ano – Dólar por barril de petróleo por ano

US$/GJ – Dólar por gigajoule

US$/KNm³ - Dólar por quilonormal metro cúbico

US$/MJ – Dólar por megajoule

US$/tCO2 – Dólar por tonelada de dióxido de carbono

1

1. Introdução

O refino de petróleo é uma indústria energointensiva, cujas emissões de gases de

efeito estufa (GEE) estão bastante relacionadas ao consumo de combustíveis fósseis. Este

consumo, por sua vez, está relacionado à geração de calor direto, de vapor de processo e

até mesmo de energia elétrica, todas em fontes de combustão estacionárias. De acordo

com Schaeffer e Szklo (2006), os processos mais intensivos, em termos de energia

demandada por barril processado, são a produção de óleos lubrificantes, a qual ocorre em

poucas refinarias brasileiras, bem como as etapas de eterificação, alquilação e

isomerização. Alguns processos da refinaria, por exemplo, a destilação a vácuo e

atmosférica, apesar de não serem os processos de maior consumo energético por volume

de carga processado, representam a maior parcela do consumo total de refinaria por causa

da sua capacidade (Energetics, 2007), dado que as principais cargas de petróleo que

entram em uma refinaria percorrem estas unidades. Geralmente as mesmas totalizam 35-

45% do consumo de energia total (API, 2000). Usualmente em uma refinaria, a maior

parte do consumo energético é garantida pelo próprio petróleo, através de seus derivados,

como óleo combustível e gás de refinaria.

Com a perspectiva de alcançar especificações cada vez mais restritas de enxofre,

o consumo energético das refinarias pode ser aumentado de 5 a 6% (Szklo e Schaeffer,

2007; IPCC, 2007). Além disso, há uma tendência internacional de maior especificação

de combustíveis, como gasolina e diesel, em relação às suas propriedades físico-químicas

que afetariam, por exemplo, a performance de motor de combustão interna. Estas

exigências representam um maior consumo energético, principalmente em unidades FCC,

as quais são umas das maiores fontes de emissões em uma refinaria.

Nos últimos anos também tem se observado uma tendência de crescimento no

abastecimento de petróleos mais pesados, que contêm maiores níveis de enxofre e acidez,

e que possuem sua utilização possibilitada pela existência dos processos de

hidrotratamento e hidrocraqueamento, que realizam a conversão deste petróleo em

produtos de qualidade e maior valor agregado (Szklo e Schaeffer, 2007). No entanto, estes

processos consomem muita energia, principalmente pela necessidade de hidrogênio.

No que concerne às emissões de gases de GEE, os fornos de processos e as

caldeiras representam cerca de 56% das mesmas (HPC, 2007), e estes equipamentos se

encontram em numerosas fontes dispersas pela refinaria. DNV (2010) estima que cerca

2

de 6% das emissões totais de GEE em 2005 tiveram sua origem em refinarias de petróleo.

Segundo inventários de emissão de GEE, o refino de petróleo representa cerca de 2,7%,

3,2% e 2,0% das emissões totais nacionais de EUA, EU e Brasil, respectivamente (MCTI,

2013; Petrobras, 2013; EPA, 2014). De forma geral, diversos trabalhos na literatura

apresentam emissões específicas na ordem de 0,1 a 0,4 tCO2/t de óleo processado, com

uma média mais próxima de 0,22 (Concawe, 2008; IEAGHG, 2008; Straelen et al, 2010;

DNV, 2010).

Em um cenário tendencial de emissões, Mckinsey & Co (2009) estimam que as

emissões do refino, que representavam cerca de 1,09 bilhões de toneladas de CO2

equivalentes em 2005, chegariam em 2030 a cerca de 1,46 bilhões de toneladas; um

aumento de 34%. O estudo afirma que este aumento está baseado no aumento de produção

e da complexidade das refinarias, embora destaque que a expectativa do setor é de

investimentos em tecnologias mais eficientes. A Tabela 1 e a Figura 1 apresentam,

respectivamente, as fontes de emissão de uma refinaria, com suas respectivas emissões e

a evolução das emissões do setor de refino brasileiro de 1990 até 2008, estimadas por

MCT (2010).

Tabela 1 – Fontes de emissão em uma refinaria hipotética

Fonte de Combustão Emissão (kg CO2/barril)*

Caldeiras 0,692

Fornos de Processo 0,674

Caldeira do FCC 0,047

Motores de Combustão Interna 0,021

Turbinas a Gás 0,226

Flare 0,092

Incinerador 0,012

Eletricidade (Combustão indireta) 0,197

UGH (gás natural) 0,219

UGH (gás de refinaria) 0,138

Regenerador do FCC 0,118

Total 2,436

* Considerando 85% da capacidade de refino, com fator de capacidade de 90%

Fonte: Elaboração própria com base em HPC, 2007

3

Figura 1 - Evolução das emissões de CO2 do setor de refino brasileiro 1990-2008

Fonte: Elaboração própria com base em MCT, 2010

Segundo Henriques Jr. (2010), o Brasil, assim como outros países em

desenvolvimento, quando da celebração do Protocolo de Kyoto, não foi obrigado a adotar

metas de redução de emissões de gases de efeito estufa. Afinal, a maior responsabilidade

das emissões históricas e da atual concentração elevada de CO2 na atmosfera é dos países

desenvolvidos, o que não obriga que as demais nações participem do esforço mundial

necessário de mitigação. Porém, ainda de acordo com o autor, o Brasil, ciente de seu papel

nas emissões globais de GEE, por ocasião da 15ª. Conferência das Partes - COP-15 em

Copenhagen em 2009, apresentou compromissos de redução de emissões para o ano de

2020, e estes compromissos, voluntários, tornaram-se lei.

Dentro deste contexto, de acordo com Farias (2014), uma proposta atual de

aperfeiçoar as ações de mitigação das emissões de CO2 é o conceito denominado

“abordagens setoriais”, que consiste em verificar medidas de mitigação passíveis de

serem adotadas por um determinado segmento carbono-intensivo e globalmente

distribuído. Segundo Merchmann (2010), o conceito consiste em um formato

diferenciado que complementa as atuais metas nacionais de redução do tipo top down

com algumas metas setoriais do tipo bottom up.

Algumas das particularidades que enquadram o refino de petróleo no conceito das

“abordagens setoriais” residem no fato de haver, atualmente, uma ampliação da

0

1000

2000

3000

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5000

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Ano

4

capacidade instalada no mundo, principalmente na China, Índia e Oriente Médio, países

estes que não possuem metas de redução de emissões (Merchmann, 2010), e no fato de

nas últimas décadas ter se verificado uma tendência de crescimento das emissões de GEE

por parte do segmento de refino de petróleo, como ilustrado na Figura 1, para o caso

brasileiro.

As seções a seguir apresentam o objetivo e escopo da presente dissertação, bem

como a sua relevância e estrutura.

1.1. Objetivo e escopo da Dissertação

Esta dissertação tem por objetivo analisar o potencial de redução de consumo

energético e de emissões de gases de efeito estufa (GEE) através da aplicação das

melhores tecnologias disponíveis para setor de refino de petróleo brasileiro, bem como

estimar seus custos de abatimento.

Para tal, são estimados os consumos energéticos e as emissões de GEE de todas

as refinarias do parque de refino atual para o ano base de 2010, assim como projetam-se

tais consumos e emissões, de acordo com as expansões previstas pela Petrobras e com

algumas premissas adotadas, até o ano de 2050, construindo assim o Cenário Linha de

Base. Posteriormente, com um cenário de preços de gás natural modificado, constrói-se

o Cenário Linha de Base A. Em seguida, projetam-se os Cenários Linha de Base

alternativos, através de novas modificações do preço de gás natural, o que por sua vez

altera o consumo energético por fonte do parque de refino. Sendo o gás natural o principal

energético consumido em refinarias brasileiras, esta análise de sensibilidade do consumo

ao preço se justifica, conforme esta dissertação ainda tratará.

Em seguida, traçam-se Cenários de Baixo Carbono para cada Cenário Linha de

Base, nos quais são inseridas as tecnologias de eficiência energética de acordo com a

definição de taxações de emissões de CO2, e faz-se uma comparação do consumo de

energia e das emissões de GEE dos cenários construídos. Dado que são calculados os

custos de abatimento das medidas em análise, torna-se possível a construção das curvas

de custos de abatimento.

A ferramenta utilizada é o Carbon and Energy Strategy Analysis for Refineries1

(CAESAR), o qual foi elaborado por Szklo (2004), a partir de uma versão primária do

1 O nome original do simulador consiste em Modelo de Estudo do Refino (M-Ref), porém o mesmo foi

modificado no presente estudo para Carbon and Energy Strategy Analysis for Refineries (CAESAR).

5

MIPE (Modelo Integrado de Planejamento Energético), desenvolvido no Programa de

Planejamento Energético da COPPE em 1997 (Tolmasquim e Szklo, 2000). Esta

ferramenta foi atualizada no presente estudo para propiciar uma melhor representação do

parque de refino atual e de suas futuras expansões, além de possibilitar simulações de

cenários futuros com um módulo de otimização para consumo de energia final.

1.2. Relevância

Na literatura há muitos estudos sobre a redução de emissões de GEE e a redução

do consumo energético no setor de refino, através da aplicação de tecnologias de

eficiência energética. Porém, os mesmos encontram-se desatualizados e/ou não se

aplicam ao caso brasileiro. Além disso, não foram encontrados estudos que contivessem

o foco principal deste trabalho, que é o de utilizar um método de simulação de refino

(CAESAR), com a construção de um cenário tendencial até 2050, ajustando o modelo

para oito cargas e três campanhas distintas, avaliando detalhadamente o consumo de

energia final e emissões de GEE, para que se possa assim analisar o potencial das

tecnologias de eficientização energética que mais se aplicam ao caso brasileiro, em um

cenário de longo prazo. Sendo assim, a produção de um estudo com este foco torna-se de

grande importância para o futuro do parque de refino brasileiro e seus impactos nas

questões das mudanças climáticas.

Em Liu et al (2013), com o objetivo de enfrentar os desafios encontrados por

refinarias de petróleo chinesas em relação ao alto consumo energético, desenvolve-se uma

metodologia para investigar o potencial de economia de energia oferecido por novas

tecnologias. Tal metodologia inclui uma ferramenta para tomada de decisões, baseada em

um modelo bottom-up. Com base neste modelo, foram avaliados os potenciais de redução

de consumo de energia oferecidos por trinta tecnologias de eficiência energética,

aplicáveis para os processos examinados pelo artigo.

Liu et al (2013a) mostram que a refinaria é essencialmente um sistema de processo

de produção conjunta e devido à natureza complexa do processo envolvido, enquanto ela

converte os óleos mais pesados em produtos derivados de alta qualidade, combustíveis e

outros produtos de alto valor, também fornece uma maneira de reduzir o dióxido de

carbono (CO2). Sendo assim, o artigo utiliza modelos de programação linear para avaliar

o impacto de diferentes valores de tributação sobre as emissões de CO2 na configuração

operacional de uma refinaria, e no consumo de energia da mesma, utilizando estratégias

6

para um projeto de expansão de refino em Taiwan, descobrindo assim que o preço do

carbono deve ser uma justificativa para as mudanças necessárias. O resultado do estudo

revela que com uma tributação de US$ 30/tCO2, é possível obter uma redução de 4,9%

nas emissões de CO2 e uma redução de aproximadamente 6% no consumo energético.

Aumentando-se a tributação para US$ 180/tCO2, a qual é a máxima analisada pelo estudo,

as emissões podem ser reduzidas em aproximadamente 25,2% e o consumo energético

em 23,2%.

Worrel et al (2013) quantificam as potencialidades das tecnologias de eficiência

energética e captura e armazenamento de CO2 (CCS) para sete setores, sendo um deles o

setor de refino, da indústria holandesa entre 2008 e 2040, e mostram que a melhoria da

eficiência energética por si só é capaz de reduzir as emissões de CO2 em 25±8% em 2040

em comparação com 1990. Neste contexto a aplicação do CCS pode contribuir com

maiores reduções de emissões de CO2, possibilitando alcançar-se de 39 a 47% de redução.

No entanto, o consumo de energia industrial aumentaria e poderia reduzir as taxas anuais

de melhoria da eficiência energética na Holanda de 2,0% para 1,3-1,6 % ao ano. Sendo

assim, cria-se um importante trade-off, pois dadas as preocupações sobre a segurança do

abastecimento energético, a penalidade na energia causada pelo CCS pode limitar a sua

implantação. Logo, o artigo mostra que uma transição bem sucedida para uma baixa

emissão de carbono na indústria holandesa exigirá uma combinação de tecnologias de

energia renovável ao lado de eficiência energética e CCS, bem como um conjunto de

políticas para garantir a implementação dessas tecnologias.

Morrow III et al. (2013) mostram que a adoção de tecnologias de processos

eficientes é uma abordagem importante para a redução das emissões de CO2, e que, em

muitos casos, a implementação de medidas de eficiência energética é uma das abordagens

mais rentáveis que qualquer refinaria pode tomar, melhorando sua produtividade e

reduzindo suas emissões. Portanto, a análise do estudo tem por objetivo identificar as

medidas relacionadas com a eficiência energética e o desenvolvimento de curvas de oferta

de redução de energia, e o potencial de redução das emissões de CO2 para a indústria de

refino dos EUA. Sendo assim, um modelo de refinaria foi desenvolvido para esta

finalidade, o qual é uma agregação nacional do setor de refino de petróleo dos EUA,

sendo composto por doze unidades de processamento e representando as necessidades de

energia adicionais de geração de vapor, produção de hidrogênio e serviços públicos de

água exigidos por cada uma das unidades de processamento. O modelo é balanceado em

carbono e energia de tal forma que as entradas do petróleo bruto e as principais saídas da

7

refinaria (combustíveis) sejam referenciados com dados de 2010. Estimativas da

penetração atual de medidas de eficiência energética são baseadas em US DOE. O

potencial de eficiência energética restante, para cada uma das medidas, é estimado e

comparado aos preços de combustível reportados por US DOE, resultando em estimativas

de oportunidades de eficiência energética de baixo custo para cada uma das doze

principais unidades do processo. Uma curva de potencial de conservação de energia por

custo também é apresentada, juntamente com as oportunidades de redução de emissões

de CO2 que existem no setor de refino de petróleo nos EUA.

Johansson et al. (2012), em seu estudo intitulado “Avaliação de Estratégias para

o Abatimento do CO2 na Indústria de Refino de Petróleo Europeia “, mostram que as

refinarias de petróleo são responsáveis por quase 8% das emissões totais de CO2 da

indústria na União Europeia, e assim investigam as perspectivas futuras de redução de

CO2 em relação à infraestrutura adjacente, ou seja, redes de aquecimento urbano, redes

de gás natural, indústrias vizinhas e sistemas de armazenamento e transporte de CO2. O

estudo mostra ainda que as opções de mitigação de curto prazo, ou seja, medidas de

substituição de combustível e eficiência energética, podem reduzir as emissões de CO2

em 9-40 MtCO2/ano (6-26% do total das emissões das refinarias), e que a captura e

armazenamento de carbono oferece o maior potencial de reduções das emissões a longo

prazo. No entanto, o potencial de captura de CO2 varia significativamente dependendo da

escolha da tecnologia, da fonte de CO2, e do alcance da implementação (5-80% do total

das emissões das refinarias).

Em Lima e Schaeffer (2011), faz-se uma comparação da eficiência energética

entre os setores de refino brasileiro e norte americano entre os anos de 1930 e 2008. No

mesmo, mostra-se que o aumento da complexidade de uma refinaria reduz o consumo

energético de produtos com alto valor agregado, como a gasolina, diesel e querosene de

aviação. O estudo conclui que a expansão e/ou a instalação de novas unidades de

conversão em refinarias existentes acaba por criar condições de utilização de energia

residual na integração de unidades do processo.

Castelo Branco et al. (2011) estimam, em seu estudo, os custos de redução de

emissões de CO2 do setor de refino de petróleo brasileiro. Sendo assim, para as refinarias

que serão construídas até 2030 as opções de mitigação incluem a modificação dos

esquemas de refino e os ganhos de eficiência nas unidades de processamento. Já para as

refinarias existentes e as já em construção, as opções de mitigação baseiam-se em ganhos

de eficiência nas unidades de processamento. Os custos de abatimento foram

8

determinados com base nos custos adicionais em comparação com um cenário de

referência. Para tal, duas taxas de desconto foram aplicadas: a taxa adotada pelo governo

do Brasil em seu plano de longo prazo (8% aa), e outra normalmente adotada pelo setor

petrolífero privado (15% aa). Os resultados do estudo indicam que as medidas possuem

altos custos de abatimento. O custo para mudar o esquema de processamento de plantas

a serem construídas chega a US$ 100/tCO2 com a taxa de desconto de 15% e US$ 50/tCO2

com a taxa de 8%. A alternativa mais promissora é a gestão de energia térmica, cuja

redução de custos é igual a US$ 20/tCO2 com taxa de desconto de 8%. Porém com a taxa

de 15%, o custo chega a US$ 80/tCO2. O estudo conclui então que a diferença de custo

para as diferentes taxas de desconto indica a necessidade de políticas públicas para a

promoção de medidas de mitigação em refinarias de petróleo do Brasil.

Gomes et al (2009) discutem como países que planejam expandir seus parques de

refino podem sofrer pressão para reduzirem suas emissões e quais seriam os possíveis

impactos de restrições de emissões de CO2 no projeto das novas refinarias. O artigo

evidencia como o impacto do custo da redução de emissões é diferente em uma refinaria

em fase de projeto, em que modificações ainda podem ser realizadas e afetarão a operação

da refinaria por todo seu tempo de vida útil, e em refinarias existentes, que possuem

restrições técnicas e econômicas para a implementação de determinadas medidas.

Szklo e Schaeffer (2007) discutem os desafios enfrentados pela indústria de refino

mundial ao lhe dar com especificações de qualidade mais rígidas para os derivados de

petróleo, bem como o trade-off entre tais especificações e o uso da energia (emissões de

CO2) dentro das refinarias. O artigo tem como estudo de caso uma refinaria brasileira e

mostra algumas opções de tecnologias que reduziriam o consumo de energia, sem, no

entanto, deixar de cumprir as especificações para os derivados produzidos.

1.3. Estrutura da Dissertação

A presente dissertação é composta por seis capítulos, incluindo este capítulo. O

capítulo 2 apresenta as características do parque de refino brasileiro, bem como sua

trajetória, seus recentes investimentos e a evolução de seu perfil de produção. Ainda neste

capítulo são descritas as principais unidades de processo presentes nas refinarias

nacionais, com suas respectivas características, etapas de produção e reações.

O capítulo 3 trata do tema eficiência energética, com a descrição das melhores

tecnologias disponíveis (MTD) para o setor de refino de petróleo.

9

No capítulo 4 é descrita a metodologia utilizada por este estudo, a qual tem como

elemento principal a atualização do Carbon and Energy Strategy Analysis for Refineries

(CAESAR).

O capítulo 5 trata dos resultados obtidos com a aplicação da metodologia proposta,

sendo eles o Cenário Linha de Base Simulado, no qual são calculados os consumos

energéticos e emissões de GEE em uma trajetória tendencial, ou seja, sem a inserção de

tecnologias de eficiência energética; os Cenários Linha de Base Otimizados, os quais são

projetados considerando-se os preços dos combustíveis utilizados; e os diferentes

Cenários de Baixo Carbono, onde projeta-se um crescimento do setor com a inserção das

melhores tecnologias disponíveis, calculando-se assim novos consumos energéticos e

novas emissões de GEE, de acordo com taxas de emissão de CO2. Ainda neste capítulo

são calculados os custos de abatimento para cada tecnologia inserida nas projeções, e são

feitas as curvas de custos de abatimento para cada cenário projetado do setor.

Por fim, o capítulo 6 traz as conclusões e considerações finais, avaliando os

resultados deste trabalho.

10

2. Refino Brasileiro

O presente capítulo dispões sobre o parque de refino brasileiro, apresentando as

refinarias existentes, com suas respectivas capacidades e localizações, bem como as

expansões previstas pelo Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras. No

mesmo, também é apresentado o perfil de produção do parque de refino nos últimos

quatorze anos, explicitando os derivados e as quantidades produzidas destes para cada

ano. Por fim, são descritas as unidades de processo típicas de refinarias nacionais.

O parque de refino brasileiro é composto por dezessete refinarias em operação,

com uma capacidade nominal total instalada de 2,2 Mbbl/dia (ANP, 2013 e Petrobras,

2015). A Tabela 2 apresenta a capacidade, localização e o ano de início de operação de

cada refinaria, enquanto que a localização pode ser visualizada na Figura 2. A grande

maioria das refinarias brasileiras estão sob o controle da Petrobras (Szklo et al, 2012),

sendo a RNEST – Refinaria Abreu e Lima a refinaria mais nova deste sistema, cuja

operação do primeiro trem de refino teve início em dezembro de 2014 (Petrobras, 2015).

Segundo Szklo et al (2012), as cargas processadas por refinaria são bastante

distintas e o perfil de cada refinaria pode ser considerado único, apesar de muitas

possuírem unidades de processo em comum. Ainda segundo este estudo, o esquema de

refino pode ter três focos principais: produção de combustíveis, de lubrificantes e

obtenção de insumos petroquímicos ou especiais. A estrutura de uma refinaria é

complexa, dependente das características do petróleo a ser processado, da capacidade a

ser processada, do perfil de produção de derivados, da especificação em relação a estes

produtos e da escolha das tecnologias a serem empregadas (Schaeffer et al, 2009).

11

Tabela 2 – Capacidades nominais das refinarias brasileiras2

Refinaria Município (UF) Início de

operação

Capacidade

Nominal

(kbbl/dia)

Replan – Refinaria de Paulínia Paulínia (SP) 1972 415

RLAM – Refinaria Landulpho Alves São Francisco do Conde

(BA) 1950 280

Revap – Refinaria Henrique Lage São José dos Campos (SP) 1980 252

Reduc – Refinaria Duque de Caxias Duque de Caxias (RJ) 1961 242

Repar – Refinaria Presidente Getúlio Vargas Araucária (PR) 1977 208

Refap – Refinaria Alberto Pasqualini S.A. Canoas (RS) 1968 201

RNEST – Refinaria Abreu e Lima Ipojuca (PE) 2014 115

RPBC – Refinaria Presidente Bernardes Cubatão (SP) 1955 170

Regap – Refinaria Gabriel Passos Betim (MG) 1968 151

Recap – Refinaria de Capuava Mauá (SP) 1954 53

Reman – Refinaria Isaac Sabbá Manaus (AM) 1956 46

RPCC – Refinaria Potiguar Clara Camarão Guamaré (RN) 2000 38

Riograndense – Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. Rio Grande (RS) 1937 17

Manguinhos – Refinaria de Petróleos de Manguinhos S.A. Rio de Janeiro (RJ) 1954 14

Univen – Univen Refinaria de Petróleo Ltda. Itupeva (SP) 2007 9

Lubnor – Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste Fortaleza (CE) 1966 8

Dax Oil – Dax Oil Refino S.A. Camaçari (BA) 2008 2

Total 2221

Fonte: ANP, 2013 e Petrobras, 2015

Como é possível verificar na Tabela 2, as grandes refinarias instaladas no Brasil

foram concebidas nas décadas de 1960 e 1970, em um contexto muito distinto do atual,

pois buscavam atender um perfil de demanda diferente, com gasolina e óleo combustível

como principais derivados, e as cargas processadas eram em sua maioria importadas, dado

que a produção nacional de petróleo ainda era baixa (Bonfá, 2011).

Com o início da produção do petróleo da Bacia de Campos, em meados da década

de 1980, as unidades de refino foram adaptadas para processá-lo, dado que sua acidez e

corrosividade eram mais elevadas do que as do elenco que vinha sendo processado

(Morais, 2013). De acordo com Barros (2014), o aumento da demanda por diesel também

provocou mudanças no parque, através da construção de unidades de coqueamento

retardado, visando aumentar a conversão de frações pesadas em destilados médios, e, de

acordo com ANP (2013a), ANP (2014), MMA (2002), Brasil (2008), MPOG (2012) e

Petrobras (2013), os limites máximos mais rígidos para emissões de poluentes e o

aumento das especificações dos combustíveis, fizeram com que as refinarias recebessem

2 A tabela 2 apresenta as capacidades nominais das refinarias brasileiras obtidas em ANP (2013), a qual

não faz distinção das mesmas de acordo com suas complexidades. As refinarias Manguinhos e Univen,

apesar de estarem na tabela, podem ser entendidas como destilarias, não possuindo grande dimensão no

simulador utilizado por este estudo.

12

investimentos em unidades de hidrotratamento para gasolina e diesel. E ainda, para

compensar a perda de octanagem da corrente de gasolina após o hidrotratamento, também

foram construídas novas unidades de reforma catalítica (Perissé et al, 2012).

Nos últimos anos, novos investimentos no parque de refino nacional foram feitos

para adequar a produção, não só em relação às novas especificações mais restritas dos

produtos, principalmente diesel, mas também para aumentar a capacidade de produção,

de forma balancear a expansão do consumo (Bonfá, 2011). Nesta linha, estão sendo

implementadas duas novas refinarias no Brasil: o Complexo Petroquímico do Rio de

Janeiro (Comperj)3 e a Refinaria Abreu e Lima (RNEST)4 em Pernambuco. Além destas,

duas refinarias Premium, também localizadas na região nordeste, faziam parte do Plano

de Negócios e Gestão 2014-2018 (Petrobras, 2014), porém, problemas atuais com a

empresa estão levando ao cancelamento destas obras por ora

O Comperj está localizado no município de Itaboraí, no Leste Fluminense,

ocupando uma área de 45 km², e terá como objetivo estratégico expandir a capacidade de

refino da Petrobras para atender ao crescimento da demanda de derivados no Brasil, como

óleo diesel, nafta petroquímica, querosene de aviação, coque e GLP. A previsão de

entrada em operação do primeiro trem da refinaria é agosto de 2016, com capacidade de

refino de 165 mil barris de petróleo por dia (Petrobras, 2014a).

A Refinaria Abreu e Lima dispõe de uma área de 6,3 km² localizada

estrategicamente num distrito industrial organizado (Suape), com condições logísticas

privilegiadas pela equidistância dos principais centros de consumo do Nordeste e pela

confluência da malha rodoviária regional (Prominp, 2014). O objetivo principal da

refinara, a qual tem capacidade prevista de 230.000 barris de petróleo por dia (em dois

trens), será produzir óleo diesel, complementando a oferta desse produto no mercado

brasileiro, que depende de importações, bem como produzir outros derivados como nafta,

coque de petróleo, gás liquefeito de petróleo (GLP), gasóleo pesado de coque para ser

usado como óleo combustível na indústria ou combustível marítimo (bunker) - e

subproduto ácido sulfúrico (Petrobras, 2014a).

A Refinaria Premium I seria construída no município de Bacabeira, a 60 km de

São Luis (MA). Ela, que seria a maior refinaria brasileira, teria a produção voltada para

3 De acordo com Petrobras (2015), a entrada em operação do primeiro trem do Comperj está prevista para

2016, e a do segundo trem para 2024, podendo haver atrasos. 4 O primeiro trem da RNEST, como citado neste capítulo, teve seu início de operação em dezembro de

2014.

13

combustíveis de alta qualidade. Em sua primeira fase, a nova unidade deveria ser capaz

de processar 300 mil barris/dia e, quando as obras estivessem totalmente concluídas, a

capacidade de processamento deveria totalizar 600 mil barris/dia. A refinaria encontra-se

na carteira em licitação do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras. A

previsão de entrada em operação da primeira etapa da Premium I seria 2018 (Petrobras,

2014a), porém, problemas atuais com a empresa estão levando ao cancelamento destas

obras por ora

A Refinaria Premium II deveria produzir óleo diesel, querosene de aviação

(QAV), nafta petroquímica, GLP (gás de cozinha), bunker (combustível para navio) e

coque. A capacidade de processamento seria de 300 mil barris/dia. O empreendimento

seria localizado no estado do Ceará, no município de Caucaia, dentro da área do

Complexo Industrial e Portuário do Pecém. O projeto da Refinaria Premium II estava em

reavaliação técnica e econômica para adequação aos parâmetros internacionais da

indústria de petróleo e gás (Petrobras, 2014a). Não seria certa, neste sentido, a sua

implementação, pelo menos, nos moldes originalmente previstos.

Figura 2 - Localização das refinarias brasileiras

Fonte: Petrobras, 2012

14

Quanto aos derivados produzidos pelas refinarias existentes, de acordo com ANP

(2014), em 2013 as mesmas ofertaram juntas 123,9 milhões de m³ de derivados de

petróleo, sendo 41,8% de diesel, 21,5% de gasolina, 13,3% de óleo combustível, 3,7% de

nafta e os outros 19,7% compostos pelos demais produtos energéticos e não energéticos.

*Até o mês de setembro

Figura 3 - Evolução do perfil de produção das refinarias brasileiras 2000-2014

Fonte: Elaboração própria com base em ANP, 2014

De acordo com a Figura 3, a gasolina perdeu participação no perfil de produção

das refinarias entre os anos 2000 e 2009, caindo de 18,6% para 17,3%, mas no ano de

2010 subiu para o patamar de 18,7% e, desde então, voltou a ganhar espaço, tendo

representado no ano de 2014, 21,5% da produção total de derivados. O óleo diesel vem

ampliando sua participação desde o ano 2000, aumentando de 35,0% para 41,0% em

2014. O perfil de óleo combustível caiu de 20,0% em 2000 para 13,7% em 2014, como

consequência do aumento da capacidade de conversão do parque de refino nacional. A

nafta, que respondia por aproximadamente 10,0% da produção em 2000, caiu para 3,6%

no ano de 2014.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Gasolina Óleo Diesel Óleo Combustível Nafta GLP QAV Coque Outros

15

2.1. Unidades de Processo Típicas de Refinarias Nacionais

O processo de refino de petróleo pode ser alcançado através de uma gama

diversificada de configurações das unidades de processamento. Tais configurações,

segundo Szklo et al (2012), podem ser do tipo: Hydroskimming, Cracking,

Coking/Hydrocracking e Hycon. Na Tabela 3 são descritas as unidades presentes em cada

configuração citada anteriormente.

Tabela 3 - Esquemas de refino

Hydroskimming

Destilação atmosférica + Unidade de

Isomerização + Reforma Catalítica+

Unidades de Tratamento

Cracking

Configuração Hydroskimming +

Destilação a Vácuo + FCC + Unidade de

Alquilação + Unidade de Produção de

MTBE + Viscorredução

Coking/Hydrocracking

Configuração Hydroskimming +

Destilação a Vácuo + Hidrocraquemento

+ Coqueamento Retardado + Geração de

Hidrogênio

Hycon

Configuração Cracking + HCC +

Hidroconversão de Resíduos + Produção

de Petroquímicos + Gasificação (IGCC)

Fonte: Szklo et al, 2012

Os esquemas de refino presentes no caso brasileiro se encontram entre a

configuração Coking/Hydrocracking e a configuração Cracking. No primeiro esquema

otimiza-se a produção de diesel com a unidade de coqueamento retardado, bem como a

produção de coque de petróleo e maximiza-se, paralelamente, a produção de gasolina e

destilados médios de alta qualidade, como o diesel, com a presença da unidade de

hidrocraqueamento (Szklo et al, 2012). Não há, porém, unidades de hidrocraqueamento

em operação no parque atual de refino do país, e, deste modo, a principal unidade de

conversão envolve o FCC (de gasóleo ou de resíduos).

Sendo assim, a seguir são descritas as unidades de processo típicas existentes nas

refinarias de petróleo brasileiras.

16

2.1.1. Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo

As unidades de destilação são as principais unidades de uma refinaria. Elas são

responsáveis por separar o óleo bruto em frações, de acordo com seus pontos de ebulição,

para que assim, cada uma das unidades seguintes a elas tenha suas cargas de entrada de

acordo com suas especificações (Gary e Handwerk, 2001). Porém, antes da separação do

óleo bruto, é necessária a operação de dessalgação, a qual trata o óleo para remover sais

corrosivos e de água, bem como alguns compostos organometálicos e sólidos suspensos

que desativam catalisadores usados em operações da refinaria (Szklo et al, 2012).

Após a etapa de dessalgação, o óleo é aquecido até uma temperatura entre 300 e

400°C, seguindo então para a coluna de destilação atmosférica, na qual a carga é

fracionada em diferentes cortes de acordo com a temperatura de condensação (Szklo et

al, 2012). As frações leves, mais voláteis, saem pelo topo da coluna e as pesadas, pelo

fundo da coluna, podendo estas serem apenas parcialmente vaporizadas ou até mesmo

não sofrerem vaporização.

A destilação atmosférica produz nafta, querosene, diesel, GLP, gás combustível e

resíduo atmosférico. Tais produtos podem ser tratados como produtos acabados, com

exceção do resíduo atmosférico, ou serem misturados a outras correntes e encaminhados

para unidades de processo à jusante (Szklo et al, 2012).

Figura 4 - Torre de destilação atmosférica

Fonte: Elaboração própria com base em EPA, 1995

17

As frações pesadas da unidade de destilação atmosféricas seguem para a

unidade de destilação a vácuo, após serem aquecidas até cerca de 400°C (Szklo et al,

2012). O vácuo é empregado para separar a parte mais pesada do óleo bruto, dado que, à

pressão atmosférica, as altas temperaturas necessárias para vaporizá-los podem causar

craqueamento térmico, descoloração do produto e incrustações no equipamento, devido

à formação de coque (Gary e Handwerk, 2001). Nesta etapa são produzidos gasóleo leve

de vácuo, gasóleo pesado de vácuo e resíduo de vácuo. Eles podem seguir para as

unidades de craqueamento e/ou de coqueamento, para se transformarem em derivados

com maior valor (Szklo et al, 2012).

2.1.2. Unidade de Reforma Catalítica

A reforma catalítica tem como função transformar a nafta rica em hidrocarbonetos

parafínicos em hidrocarbonetos aromáticos, visando a produção de gasolina de alta

octanagem e produtos aromáticos leves de elevada pureza para posterior utilização na

indústria petroquímica (Gomes, 2011). O processo é extremamente dependente da

seletividade e capacidade de conversão dos catalisadores selecionados para o processo e,

além de promover o aumento de octanagem, esta unidade é responsável por produzir

hidrogênio, que pode ser encaminhado para outras unidades da refinaria, como, por

exemplo, o HDT e HCC (Schaeffer et al, 2012).

Como as reações desta unidade são catalíticas, torna-se necessário o

hidrotratamento da carga com o objetivo de evitar danos aos catalisadores (Szklo et al,

2012). A maioria das reações que constituem a etapa de refoma catalítica é endotérmica,

com apenas uma reação exotérmica. Sendo assim, a carga, antes de entrar no processo,

necessita passar por um forno, o qual fornece energia para as reações.

Esta unidade apresenta grande consumo energético, principalmente de

combustível, o que se deve ao fato de a maioria das reações que a compõem ser

endotérmica. No entanto, a reforma catalítica produz hidrogênio que, após purificado,

pode ser usado nos processos de hidrotratamento (reduzindo, por extensão, o consumo

energético de unidades de geração de hidrogênio).

O uso de unidades de reforma catalítica tem sido revisto ao redor do mundo, como

consequência às maiores especificações exigidas de gasolina, as quais limitam o teor de

aromáticos das mesmas (Szklo et al, 2012).

18

2.1.3. Unidade de Alquilação

A reação de alquilação combina isobutanos com olefinas leves, na presença de um

catalisador ácido (H2SO4 ou HF), a baixas temperaturas (Meyers, 2001). Os produtos

desta reação são alcanos, principalmente propanos e butanos líquidos (Szklo et al, 2012).

O processo é utilizado para produzir gasolina de alta octanagem. As principais reações

que ocorrem em uma unidade de alquilação são as ilustradas na Figura 5.

Figura 5 - Reações de alquilação

Fonte: Gary e Handwerk, 2001

O processo com utilização de ácido sulfúrico como catalisador é muito mais

sensível à temperatura do que o processo com ácido fluorídrico. Na presença de ácido

sulfúrico, é necessário que as reações ocorram a temperaturas que variem de 5 a 21°C,

para evitar reações de oxi-redução que podem produzir SO2, e as reações com ácido

fluorídrico como catalisador, podem ocorrer a temperaturas máximas de

aproximadamente 38°C (Gary e Handwerk, 2001).

2.1.4. Unidade de Coqueamento Retardado

O coqueamento retardado é um processo térmico não catalítico de craqueamento,

no qual a carga, que normalmente é um resíduo de vácuo, é introduzida em uma torre

fracionadora, produzindo gasóleo, nafta, gases combustíveis e coque de petróleo (Szklo

et al, 2012). Quando a carga de entrada é um resíduo atmosférico proveniente da torre de

19

destilação atmosférica, denomina-se o processo como coqueamento retardado de RAT, o

qual fornece os mesmos produtos de um coqueamento retardado, porém, com diferentes

rendimentos.

A unidade de coqueamento garante à refinaria maior flexibilidade, pois permite

a conversão de um produto de baixo valor em outros de maior valor econômico, sendo

assim, nos últimos anos, as refinarias brasileiras, como a REDUC e a REPAR, investiram

na construção de unidades de coqueamento, aumentando a produção de gasóleo, que é

encaminhado para o hidrotratamento de correntes instáveis (Schaeffer et al, 2012).

No processo de coqueamento, ilustrado na Figura 6, a carga é inicialmente

introduzida no fracionador, no qual as frações leves são removidas e as pesadas

condensadas e direcionadas ao forno. Em seguida, a mistura segue para um dos tambores

de coqueamento, onde há a formação de coque e então a carga segue para o tambor

paralelo, que se encontra inicialmente vazio. Quando o segundo tambor é totalmente

preenchido, injeta-se vapor para remover os hidrocarbonetos gasosos impregnados no

resíduo sólido, os quais são direcionados para o fracionador e então remove-se o coque

produzido.

Figura 6 -Unidade de coqueamento retardado

Fonte: Adaptada de Gary e Handwerk, 2001 e Szklo et al, 2012

20

2.1.5. Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido (FCC)

O processo de craqueamento catalítico fluido é utilizado para converter

hidrocarbonetos de elevado peso molecular em hidrocarbonetos mais leves, de maior

valor econômico, na presença de catalisadores. Sua carga é normalmente constituída de

gasóleos leves e pesados das unidades de destilação, coqueamento, e das operações de

desasfaltação (Szklo et al, 2012).

De acordo com Schaeffer et al (2012), os catalisadores utilizados são, geralmente,

constituídos de zeólitas e determinam a conversão e especificidade da unidade. Sendo

assim, a manutenção das características dos catalisadores se torna um ponto crítico para

o controle da operação da unidade, e os mesmos devem ser continuamente tratados, de

forma a remover o coque que se deposita com o tempo.

As unidades de FCC dão início às suas operações com o pré-aquecimento da carga

a 250-425°C (Szklo et al, 2012). Em seguida, esta carga entra em contato com o

catalisador aquecido e é sequencialmente atomizada com vapor, de forma a aumentar o

craquemento e a vaporização. As reações, em sua maioria, ocorrem no reator. Os produtos

da reação seguem então para o fracionador, no qual as frações de interesse são separadas

e coletadas. O catalisador não segue para o fracionador, mas é enviado ao regenerador

para que o coque depositado sobre ele seja queimado na presença de ar.

Figura 7 -Unidade de FCC

Fonte: Adaptado de Gary e Handwerk, 2001 e Szklo et al, 2012

Apesar de a unidade de FCC consumir grande quantidade de energia em forma de

combustível, eletricidade e vapor, para regenerar o catalisador, pré-aquecer a carga,

21

fracionar os produtos e injetar ar no regenerador, ela produz grandes quantidades de gases

quentes de combustão, que, ao serem recuperados, podem gerar calor.

2.1.6. Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico

A unidade de hidrocraqueamento catalítico (HCC) é um dos processos mais

versáteis de uma refinaria, pois é capaz de converter gasóleos de vácuo, óleos leves de

reciclo, gasóleos pesados de coque, óleos desasfaltados, entre outros subprodutos

pesados, em produtos leves (Szklo et al, 2012). As unidades de HCC e FCC funcionam

como uma equipe dentro de uma refinaria, onde as cargas que não conseguem ser

processadas nas unidades de FCC são encaminhadas para as unidades de HCC.

De acordo com Gary e Handwerk (2001) o processo em uma unidade de HCC

ocorre da seguinte forma: a carga de entrada é levada para um reator, através de um forno,

juntamente com hidrogênio e gás de reciclo (alto teor de hidrogênio). O reator opera em

temperaturas altas o suficiente (280 a 475°C) para converter de 40 a 50% do seu volume.

O efluente que sai do reator passa por trocadores de calor e é encaminhado para um

separador de alta pressão onde os gases ricos em hidrogênio são separados e enviados de

volta para a primeira fase do processo. O produto líquido é separado e enviado para uma

coluna de destilação, na qual produzem-se gasolina e frações leves e onde os produtos de

fundo são utilizados para alimentar o segundo estágio do processo. A carga enviada ao

segundo estágio é misturada com hidrogênio e enviada para um segundo reator, no qual

são mantidas temperaturas e pressões capazes de converter de 50 a 70% do volume.

Figura 8 - Unidade de hidrocraqueamento catalítico

Fonte: Adaptado de EPA, 1995; Hydrocarbon Processing, 2008; Meyers, 2004

22

A unidade de HCC não é um produtor líquido de energia como o FCC e ainda

requer grande quantidade de hidrogênio (Szklo et al, 2012). A demanda energética desta

unidade se dá através do consumo de combustíveis no forno e de vapor na torre de

destilação5.

Ainda não existem unidades de HCC no parque de refino brasileiro, mas estas já

fazem parte dos projetos das novas refinarias Premium e do COMPERJ.

2.1.7. Unidade de Desasfaltação a Propano

Na unidade de desasfaltação a propano ocorre a recuperação de frações

lubrificantes de alta viscosidade e de elevado valor comercial a partir da extração com

solvente, do resíduo de vácuo (Moura, 2008). Inicialmente a carga é enviada ao extrator,

onde é promovida a separação do óleo desasfaltado e do asfalto, em seguida aquece-se a

mistura, tanto de topo, como de fundo, de forma a vaporizar o solvente, promover a

separação do solvente por flash e encaminhá-lo novamente ao extrator e, por fim, purifica-

se o produto em uma stripper (Schaeffer et al, 2012).

A produção desse gasóleo, que seria inviável de se obter a partir da destilação a

vácuo, torna-se viável a partir da utilização de solvente apropriado, no caso o propano, o

qual é utilizado devido às suas propriedades únicas como solvente, pois a baixas

temperaturas (30-60°C), as parafinas são muito solúveis em propano e em temperaturas

maiores (em torno de 93°C) todos os hidrocarbonetos são quase insolúveis em propano

(Mariano, 2001).

2.1.8. Unidades de Hidrotratamento

O hidrotratamento é empregado para remover compostos sulfurados, oxigenados,

nitrogenados e organo-metálicos do óleo, que podem desativar catalisadores em unidades

como, por exemplo, FCC, HCC e reforma catalítica, localizando-se normalmente a

montante destas unidades (Szklo et al, 2012). Entretanto, face às restrições ambientais

impostas à gasolina e ao diesel com relação ao enxofre, há também unidades de HDT a

jusante das unidades que os produzem (Mariano, 2001).

5 Rigorosamente, o FCC é mais energointensivo do que o HCC, pois a hidrogenação é exotérmica. O que

ocorre é que no FCC produz-se coque, o qual é usado para fornecer o calor necessário à reação.

23

O processo de HDT é muito similar ao de HCC, com a diferença de que o HDT

utiliza catalisadores específicos para remoção de compostos sulfurados e nitrogenados,

assim como metais e outras impurezas (Energetics, 2007).

Os processos convencionais operam com um ou mais reatores de leito fixo, a

temperaturas e pressões elevadas, com uma pressão parcial de hidrogênio elevada

(Schaeffer et al, 2012). As condições de operação e a natureza do catalisador garantem

ao processo diferentes níveis de severidade como, por exemplo, o HDT brando, que é

empregado para remoção de enxofre e olefinas, e o HDT severo, que remove compostos

nitrogenados, maiores teores de compostos sulfurados e anéis aromáticos (Szklo et al,

2012). Adicionalmente, o consumo de hidrogênio requerido para os HDTs severos pode

ser mais que duas vezes maior que o consumo em uma unidade branda (Stanislaus et al,

2010).

Existem diferenças fundamentais entre a remoção das diversas impurezas, em

grande parte devido à estrutura característica de cada molécula. Os tipos de HDTs típicos

em refinarias de petróleo são: HDT de nafta, HDT de diesel, HDT de querosene, HDT de

instáveis e ainda, HDS de gasolina, o qual é um exemplo de processo de HDT brando,

operando em torno de cerca de 330 a 390°C e 40 a 70 bar (Szklo et al, 2012).

Além dos produtos tratados, os processos produzem uma corrente de gases

combustíveis leves, gás sulfídrico e amônia. O produto tratado e o gás rico em hidrogênio

são resfriados após deixarem o reator, e depois são separados; o hidrogênio é reciclado

para o reator; o gás combustível e o gás sulfídrico são normalmente enviados à uma

unidade de tratamento de gases ácidos e à unidade de recuperação de enxofre (Mariano,

2001).

2.1.9. Unidade de Geração de Hidrogênio

Em uma refinaria, unidades como o HCC e o HDT demandam grandes

quantidades de hidrogênio para a execução de seus processos, e, apesar de a unidade de

reforma catalítica produzir este insumo, ela não o faz em quantidades e qualidades

suficientes para atender as demandas das unidades consumidoras. Sendo assim, a

existência de uma unidade geradora de hidrogênio faz-se necessária.

Os processos existentes para a produção de hidrogênio são a reforma a vapor de

frações leves ou de gás natural e a oxidação parcial de frações pesadas de hidrocarbonetos,

24

porém, o único processo utilizado no Brasil, e também o mais comum em refinarias de

petróleo no mundo, é a reforma a vapor (Szklo et al, 2012). Este processo é realizado em

quatro etapas: reformação, conversão de Shift, purificação e metanação. Na primeira etapa

há uma reação catalítica do metano com vapor, a qual é endotérmica e produz gás de

síntese6. Em seguida, o gás de síntese segue para o reator de Shift, após ser resfriado,

constituindo a segunda etapa do processo, a qual é exotérmica e ocorre em um reator

catalítico de leito fixo. Nesta, adiciona-se mais vapor à mistura, com o objetivo de

produzir-se mais hidrogênio. A terceira etapa do processo é a purificação do gás, na qual

há a remoção do dióxido de carbono através de absorção química7 ou pressure swing

adsorption8 (Szklo et al, 2012). A última etapa do processo consiste na metanação. Nesta,

as pequenas quantidades de monóxido e dióxido de carbono restantes são convertidas em

metano através de reações exotérmicas, que ocorrem em reatores catalíticos de leito fixo

(Gary e Handwerk, 2001). A seguir estão ilustradas as reações que compõem as etapas

do processo de reforma.

Reforma:

CH4 + H2O → CO + 3H2 (1)

Conversão de Shift:

CO + H2O → CO2 + H2 (2)

Metanação:

CO + 3H2 → CH4 +H2O

CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O (3)

6 Gás de síntese é o nome que se dá à mistura de monóxido de carbono e hidrogênio.

7 A absorção química do CO2 pode ocorrer em solução aquosa de carbonato de potássio ou através do

processo à base de aminas.

8 A PSA promove a purificação do hidrogênio pela adsorção dos gases em um leito de adsorvente, em que

apenas uma pequena fração do hidrogênio é retido, devido ao tamanho de sua molécula e afinidade do

material selecionado. A mistura gasosa adsorvida é removida pela despressurização do vaso, e em seguida

é feita uma purga com hidrogênio purificado, de forma a permear todos os poros, removendo os outros

gases (Schaeffer et al, 2012).

25

A oxidação parcial ou gasificação de hidrocarbonetos reage hidrocarbonetos

pesados com oxigênio a temperaturas elevadas, produzindo uma mistura de hidrogênio e

monóxido de carbono (Meyers, 2004). As etapas que constituem a oxidação parcial, de

acordo com Szklo et al (2012) são: preparação da carga, gasificação a alta pressão,

separação do ar, purificação do gás de síntese, recuperação de enxofre e, opcionalmente,

cogeração via ciclo combinado e maximização da produção de hidrogênio (reações de

Shift). Como há a possibilidade da ocorrência de metanação no gasificador, o que é

indesejável, o mesmo opera com controle de temperatura, através da adição de água e

vapor, sendo este último também adicionado para controlar a proporção de monóxido de

carbono e hidrogênio no gás de síntese. O dióxido de carbono resultante pode ser

removido por absorção em solventes (Gary e Handwerk, 2001). As reações com

compõem a oxidação parcial são:

2CnHm + nO2 → 2nCO + MH2

2nCO + 2nH2O → 2nCO2 + 2NH2 (4)

Este capítulo descreveu as principais unidades de processo presentes em uma

refinaria brasileira. Tais descrições tornam possível um melhor entendimento do modelo

a ser utilizado pela presente dissertação. Por esse motivo as descrições foram detalhadas,

contendo fluxogramas de processos, principais reações e demais características. Não

foram descritos os consumos energéticos típicos para cada unidade, pois os mesmos serão

detalhados no capítulo 5.

26

3. Eficiência Energética

Este capítulo trata do tema eficiência energética, apresentando suas principais

definições, bem como apresenta as melhores tecnologias disponíveis (MTD) para o setor

de refino de petróleo.

De acordo com World Energy Council (2010), a eficiência energética pode ser

entendida como uma redução da demanda de energia final requeria por um processo, sem,

no entanto, modificar o nível de atividade fornecido pelo mesmo. Segundo Sebitosi

(2008), a eficiência energética tornou-se reconhecida como uma das mais rentáveis

formas de atender a demandas para o desenvolvimento sustentável, pois, ao mesmo tempo

em que é capaz de reduzir as emissões de gases de efeito estufa, também pode reduzir os

custos operacionais de uma planta.

De acordo com ARPEL (2013), a gestão sustentável da energia em qualquer setor

industrial necessita de indicadores para avaliar o desempenho dos processos de produção,

os quais devem ajudar a identificar padrões de consumo atuais, bem como a traçar

objetivos de planejamento e implementar ações para otimizar o uso da energia. Segundo

o autor, os indicadores de gestão energética são um ponto chave para aumentar a

eficiência energética e minimizar o impacto ambiental das emissões de GEE associadas

à queima de combustíveis para a geração de energia. Para a indústria de refino de petróleo

há dois indicadores importantes que quantificam o desempenho energético das instalações

de uma refinaria: índice de complexidade de Neslon e índice de Solomon.

O índice de complexidade de Nelson relaciona cada unidade de processo ao seu

custo de investimento, utilizando como referência a unidade de destilação atmosférica, e

assim cada processo de refino tem uma complexidade característica, calculada pelo custo

de investimento por barril de capacidade instalada pela unidade em análise, dividido pelo

custo de instalação por barril de destilação atmosférica (Bonfá, 2011). Neste contexto,

pode-se correlacionar a complexidade ao consumo de energia. De acordo com ARPEL

(2013), a relação entre o consumo energético e a complexidade de plantas de refino pode

medir o sucesso relativo de seus programas de gestão de energia e induzir as empresas a

tentar melhorar sua posição no gráfico Índice de Nelson x Consumo de Combustíveis, o

qual permite estudos comparativos de consumo de energia entre instalações de

complexidades equivalentes.

27

Já o índice de Solomon ou índice de intensidade energética, o qual foi elaborado

pela Solomon Associates, mede a eficiência energética em uma unidade de processamento

de refino, através do percentual do consumo total de energia contra o “padrão Solomon”

(ARPEL, 2013).

Equação 1 - Equação do índice de intensidade energética

𝐼𝐼𝐸 =𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑎 𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 × 100

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑝𝑎𝑑𝑟ã𝑜 𝑆𝑜𝑙𝑜𝑚𝑜𝑛

O índice pode ser utilizado para realizar um estudo comparativo entre refinarias,

bem como para ações de melhorias de performance, mediante a adoção das melhores

práticas comprovadas da indústria (Solomon, 2014).

As oportunidades de eficiência energética podem ser classificadas de várias

maneiras, incluindo o custo de investimento, tempo de espera para se alcançar as

economias identificadas, unidades de processo ou áreas transversais dentro de uma planta

industrial (Bergh, 2012). Segundo Worrel e Galitsky (2005), as principais áreas de

melhoria de eficiência e seus percentuais do total de oportunidades de redução de energia

dentro de uma refinaria são: utilidades9 (30%), fornos (20%), trocadores de calor (15%),

otimização de processos (15%), motores e suas aplicações (10%) e outras áreas (10%).

Ainda de acordo com os autores, entre estas áreas, as menores oportunidades de

investimento para melhorar a eficiência energética são frequentemente encontradas nas

áreas de utilidades, trocadores de calor e fornos.

Como mostrado no capítulo 1, o setor de refino de petróleo é uma indústria

energointensiva, que tem aumentado seu consumo de energia através das especificações

de combustíveis cada vez mais restritas e do crescimento no abastecimento de petróleos

mais pesados, com maiores níveis de enxofre e acidez.

Por outro lado, a eficiência energética das refinarias também tem aumentado ao

longo dos anos, estimulada por eventos econômicos, como o aumento do custo do

combustível consumido pelas mesmas (Lima e Schaeffer, 2011). Muitas refinarias ao

redor do mundo já utilizam técnicas de autoprodução de energia, possuem tecnologias

avançadas e eficientes em fornos, bombas, ventiladores, compressores, bem como nas

próprias unidades de processo, por exemplo, unidades de FCC, destilação atmosférica e

a vácuo. Porém, de acordo com Stockle (2013), mesmo refinarias que se consideram

9 Estão incluídos em utilidades a geração de vapor e sua distribuição, geração de energia elétrica e

compressores de ar.

28

avançadas em termos de eficiência energética podem fazer mais, e isso é ilustrado por um

estudo recente da Foster Wheeler concluído para uma refinaria moderna no norte da

Europa, o qual resultou na identificação de melhorias operacionais e investimentos que

poderiam economizar cerca de 10% do combustível utilizado na refinaria, com um retorno

estimado em menos de 18 meses. Ainda segundo o autor, os desafios para se implementar

tecnologias de eficiência energética em uma refinaria não são técnicos e sim econômicos,

necessitando de incentivos e capital para investir, afinal muitas das tecnologias já existem

e estão disponíveis comercialmente.

Apesar de as refinarias brasileiras ainda comprarem eletricidade da rede, até

mesmo pelo fato de esta energia ser, em sua maioria, produzida por hidrelétricas, as quais

são fontes limpas de energia, elas estão aumentando sua própria geração, e em alguns

casos a capacidade de geração é maior do que o próprio consumo, tornando-as capazes

de fornecer o excedente para a rede de distribuição (Lima e Schaeffer, 2011). Outros

exemplos de implementação de tecnologias de eficiência energética para o caso brasileiro

são dados por Schaeffer et al (2012), como, por exemplo, a realização de troca de

combustíveis em toda extensão da REDUC, e o uso de queimadores Low-NOx e pré-

aquecedores de ar em alguns de seus fornos.

A seguir são descritas as melhores tecnologias disponíveis para o setor de refino

de petróleo, com seus respectivos potenciais, custos e exemplos de aplicações.

3.1. Melhores Tecnologias Disponíveis (MTD)

Medidas que podem ser consideradas como BAT – Best Available Technology, ou

seja, que existem e estão disponíveis comercialmente para o segmento de refino de

petróleo são listadas e descritas a seguir. Elas foram retiradas de literaturas como

Schaeffer et al. (2012), Concawe (2008), Worrel e Galitsky (2005) e Worrel e Galitsky

(2003), Morrow III et al. (2013), Hallale (2001), CTEC (2003), Delatore (2011), Moreira

et al. (2007), Alsema (2001), Barletta (1998), Szklo et al. (2012), Xenergy (1998) e Baen

e Barth (1994). Todas as medidas já possuem aplicação, seja em refinarias nacionais ou

internacionais.

No capítulo 5, seção 5.3.1., tratar-se-á dos graus de difusão de cada tecnologia no

parque de refino nacional. Porém, de antemão, vale destacar que houve dificuldade, por

parte do presente estudo, em encontrar dados referentes à penetração das tecnologias de

abatimento para o caso brasileiro. Sendo assim, adotaram-se taxas médias obtidas em

29

Morrow III et al. (2013), os quais as apresentam para o caso do parque de refino

americano.

Neste contexto cabe ressaltar novamente a importância do Índice Solomon, o qual

mede a eficiência energética em uma unidade de processamento de refino, através do

percentual do consumo total de energia contra o “padrão Solomon”, como já mencionado

anteriormente, e que pode ser utilizado para realizar um estudo comparativo entre

refinarias, neste caso, entre refinarias brasileiras e americanas.

Substituição de Combustíveis Líquidos por Gasosos

Esta é uma das principais medidas propostas para o setor de refino. Ela sugere um

aumento na participação de combustíveis gasosos, em especial o gás natural, como forma

de substituir o uso de combustíveis líquidos, como, por exemplo, o óleo combustível

(Schaeffer et al, 2012). Segundo Concawe (2008), diferentes refinarias pelo mundo já

realizaram a substituição do óleo combustível pelo gás natural, o que possibilitou uma

redução no fator de emissão de 0,075 kg CO2/GJ para 0,055 kg CO2/GJ. No estudo

“Impactos da Adoção de Metas de Redução de Gases de Efeito Estufa sobre Setores

Energointensivos do Estado do Rio de Janeiro, Alternativas e Custos de Mitigação”

(Schaeffer et al, 2012), identificou-se, por comunicação pessoal, que a Reduc já realizou

a conversão de combustíveis em toda sua extensão.

Modernização de Fornos

Segundo Worrel e Galitsky (2005) o refino apresenta um potencial médio de

aumento de até 10 pontos percentuais em sua eficiência com a aplicação da modernização

de fornos, sendo esta medida já aplicada em quatro unidades da Refinaria de Richmond,

Califórnia, com a utilização dos fornos ULE (Ultra Low Emission) desenvolvidos pela

Chevron Texaco. Porém, este aumento de eficiência depende das condições dos

queimadores, suas disposições e características de queima (Schaeffer et al, 2012).

Segundo Morrow III et al (2013), nas unidades de destilação atmosférica, a vácuo

e unidades de dessalgação é possível uma economia no consumo de combustíveis de 14,1

MJ/bbl, com um custo da energia conservada seria de US$ 0,0039/ MJ para a instalação

de queimadores eficientes.

30

Para uma base nacional, segundo Schaeffer et al (2012), a Reduc possui um grande

potencial de redução de consumo energético em seus fornos, dado que apenas 16 deles

utilizam queimadores Low-NOx e possuem uma eficiência média de 86%.

Manutenção e Controle da Injeção de Ar em Fornos

A manutenção e controle da injeção de ar em fornos é uma medida que evita o

excesso de ar, o qual não deve exceder o limite de 2 a 3% de oxigênio, para que se consiga

uma combustão completa (Schaeffer et al, 2012). Segundo Worrel e Galitsky (2005), a

refinaria da Valero em Houston já detém novos sistemas de controle de combustão em

alguns de seus fornos, e isso possibilitou que o excesso de oxigênio caísse de 3-4% para

apenas 1%, com um custo operacional de US$ 340.000. Além desta, outras refinarias

americanas também já identificaram potencial para o uso de sistemas de controle de

combustão, como, por exemplo, as refinarias Paramount e Equilon, ambas na Califórnia,

e a refinaria Flying J, em Utah (Schaeffer et al, 2012).

Pré-Aquecimento do Ar em Fornos

O pré-aquecimento do ar é uma medida de eficiência que ocorre através do

aproveitamento do calor dos gases de exaustão e que, de acordo com Worrel e Galitsky

(2005), permite uma economia de combustíveis de até 18%, quando o exausto se encontra

a temperaturas superiores a 340°C e com fluxo térmico superior a 50 GJ/h.

Morrow III et al (2013) estimam que a instalação de pré-aquecedores de ar em

unidades de coqueamento retardado e hidrocraqueamento catalítico de refinarias

americanas possibilitaria uma redução no consumo de combustíveis de 11,86 MJ/bbl e

18,57 MJ/bbl, respectivamente, com custos de energia conservada de 0,0126 US$/MJ e

0,01407 US$/MJ.

Segundo Schaeffer et al (2012), a aplicação desta medida na refinaria nacional

Reduc, a qual apresenta apenas 27 dos 50 fornos com pré-aquecedores de ar instalados,

teria um potencial de 9,81 tCO2/d, com um investimento estimado em US$ 4 milhões.

Integração Energética

A integração energética ou tecnologia Pinch é um método que explora potenciais

inerentes a qualquer sistema que possua vários componentes trabalhando em conjunto.

31

Ela é uma ferramenta prática utilizada para avaliar a possibilidade de ganho de eficiência

no uso da energia, água e hidrogênio através da integração de processos. Dentro dessa

metodologia, investigam-se os fluxos energéticos do processo e a forma mais econômica

de se maximizar a recuperação energética, aproximando o sistema da temperatura

(temperatura pinch) na qual ocorrem as minimizações dos consumos de utilidades, como

vapor e água de resfriamento. Seu potencial de economia de energia é muito superior ao

de técnicas convencionais como recuperação de calor e isolamentos (Worrel e Galitsky,

2005).

Segundo Concawe (2008), de 1990 a 2005, estima-se que as refinarias da União

Europeia reduziram seu consumo energético em até 15% através da aplicação de medidas

de integração energética. Conforme Hallale (2001) e CTEC (2003), valores típicos de

redução devem se situar entre 10 e 25%. Porém, de acordo com Schaeffer et al (2012), há

na literatura casos específicos com reduções de 20 a 40%.

Este método tem sido aplicado por mais de 40 refinarias ao redor do mundo, como,

por exemplo, as refinarias Amoco (EUA), Agip (Itália), algumas refinarias da Shell na

Europa, e da Exxon no Reino Unido e Holanda (Worrel e Galitsky, 2005).

Um exemplo de integração energética, ilustrado na Figura 9, é a instalação de

trocadores de calor para promover a troca entre a corrente de saída de um reator e a

corrente de entrada, diminuindo assim o consumo de utilidades quentes e frias que seriam

necessárias para aquecer a matéria-prima e resfriar o produto final (Delatore, 2011).

Figura 9 - Reator com e sem integração energética

Fonte: Delatore, 2011

32

Neste contexto, Moreira et al (2007) realizaram um estudo de uma rede de

trocadores de calor referente a uma bateria de pré-aquecimento de óleo cru, envolvendo

as correntes das unidades de destilação atmosférica e a vácuo de uma das refinarias do

Sistema Petrobras. O estudo realizou a proposição do conjunto de trocas térmicas entre

as correntes de processo, e também englobou a análise do sistema desde a seleção das

correntes potenciais para integração, determinação do balanço de massa e energia da

unidade, através de uma ferramenta de simulação de processos, avaliação das

propriedades das correntes, determinação do mínimo consumo de utilidades,

identificação das trocas térmicas e análise de potenciais impactos operacionais. Os

resultados obtidos mostraram que a nova proposta envolveria uma redução do consumo

de utilidades quente e fria equivalente a 63,0% e 59,6%, respectivamente e com uma rede

com seis trocadores a menos do que a rede existente. Do ponto de vista econômico, o

ganho obtido na redução do consumo de utilidade quente envolveria uma economia de

US$ 0,642/m3 de óleo cru processado.

Controle de Incrustação

A incrustação de trocadores de calor é um importante gargalo de sistemas de

recuperação de calor, pois impede a transferência de calor e consequentemente reduz o

fluxo de calor, o que exige uma maior queima de combustíveis pelos queimadores

(Alsema, 2001).

Vários métodos para reduzir as incrustações focam em controle de processos,

controle de temperatura, manutenção regular e limpeza dos trocadores de calor

(mecanicamente ou quimicamente) e retrofit10 de tubos dos reatores (Barletta, 1998). Um

estudo das refinarias europeias identificou uma poupança global de energia de 0,7% com

a limpeza dos tubos do trocador de calor da unidade de destilação atmosférica e outros

fornos com um período de retorno estimado de 0,7 anos (Worrel e Galitsky, 2005). Uma

estimativa do Escritório de Tecnologia Industrial do Departamento de Energia dos EUA

observou que a penalidade de custo para incrustação pode ser de até US$ 2 bilhões por

ano em materiais e os custos de energia (Worrel e Galitsky, 2004).

Segundo Schaeffer et al (2012), em estudo feito para a Reduc, o controle de

incrustação seria capaz de reduzir as emissões em cerca de 35.000 tCO2/d, considerando

10 Designa o processo de modernização de algum equipamento já considerado ultrapassado ou fora de

norma.

33

uma redução de 2% do consumo energético nos fornos e trocadores de calor, a um custo

de 20 US$/GJ e com um investimento estimado de aproximadamente 12 milhões de

dólares, com um custo operacional de 1,1 milhões de dólares por ano.

Sistemas de Controle Avançados

O uso de sistemas de controle avançados pode desempenhar um papel importante

no gerenciamento e redução do uso da energia nas refinarias. Eles baseiam-se em modelos

computacionais e uso extensivo de sensores, os quais aumentas a confiabilidade da

produção, permitindo controlar a qualidade da produção, reduzindo as paradas para

manutenção e seus custos (Szklo et al, 2012). Worrell e Galitsky (2003) apontam que os

ganhos energéticos com o uso de sistemas de controle avançados podem variar de 2 a

18%, com uma média do Reino Unido de 8%.

Segundo Schaeffer et al (2012), estima-se que o custo associado a esta medida

seja relativamente alto, dado que além da troca de equipamentos de medição e controle

também é necessário modificar o software de controle específico das unidades, o que

representa uma dificuldade de implementação. Ainda segundo ele, as ferramentas de

modelagem ainda não foram utilizadas extensivamente no mercado, o que representa uma

incerteza em relação ao investimento e do tempo de retorno desta medida.

Turbo-Expansores

Esta tecnologia recupera parte da energia do gás combustível gerado pelo FCC, o

qual normalmente vai para uma caldeira, após ter sua pressão reduzida através de uma

válvula redutora de pressão e um orifício redutor de pressão. A energia é recuperada

através da instalação de um turbo-expansor redutor de pressão (Petrotech, 1980). Esta

energia pode ser utilizada para acionar o compressor da unidade ou pode ser encaminhada

à rede (Schaeffer et al, 2012).

Segundo Worrel e Galitsky (2005), diversas refinarias no parque americano já

instalaram estes equipamentos, incluindo as refinarias da Valero em Houston, Texas e

Wilmington, Califórnia e também a refinaria em Edmonton (Canadá). A Petrobras afirma

ter instalado turbo-expansores nas unidades de FCC em 4 refinarias de seu parque, com

um investimento estimado em cerca de US$ 200 milhões (Petrobras, 2009).

34

Figura 10 - Turboexpansor em FCC

Fonte: Fermoselli, 2010

Modernização do Sistema de Flare

Diversos sistemas avançados estão sendo desenvolvidos, seja para aumentar a

eficiência de combustão do piloto, instalar monitoramento ótico do piloto ou para

eliminar o piloto do flare (Schaeffer et al, 2012). Dentre estes sistemas, os que visam

modificar o sistema de ignição para remover pilotos a gás correspondem a uma das mais

promissoras medidas de mitigação de GEE em uma refinaria (URS, 2007).

Apesar disso, segundo Schaeffer et al (2012), há muita relutância pelos

refinadores em relação à confiabilidade deste sistema, o que pode ser explicado pela

opção de queimadores de chama contínua.

Redução/ Reaproveitamento das correntes enviadas ao flare

De acordo com Schaeffer et al (2012), a redução do flare pode ser realizada através

de sistemas de recuperação, que incluem compressores e tanques de armazenamento, e a

maioria das refinarias contém estes sistemas.

Segundo Worrel e Galitsky (2005), várias refinarias nos Estados Unidos já

instalaram sistemas de recuperação, como, por exemplo, a Chevron Texaco em

Pascagoula (Mississipi) e até mesmo algumas pequenas refinarias como a Lion Oil Co

(El Dorado, Arkansas). Ainda segundo eles, uma avaliação feita na refinaria Equilon em

35

Martinez, destacou um potencial de recuperação de gás de flare e por isso foram

instalados novos compressores de recuperação e tanques de armazenamento para reduzir

a queima. O projeto custou cerca de US$52 milhões e o tempo retorno do investimento

foi de 2 anos (Worrel e Galitsky, 2003).

Modernização de Bombas

De acordo com Worrel e Galitsky (2005), os ganhos energéticos pela substituição

de bombas variam de 2 a 10%. Estima-se que a degradação das bombas seja responsável

pela redução de eficiência em até 25%, porém estudos indicam que o maior problema não

está na idade do equipamento e, sim, na sua condição de operação real, a qual não é igual

a sua condição de projeto (Schaeffer et al, 2012).

Operação, Manutenção e Monitoramento de Bombas

Uma melhor operação, manutenção e monitoramento de bombas possui um

potencial de redução de consumo elétrico de cerca de 2 a 7% na indústria norte-americana

(Worrel e Galitsky, 2005).

Segundo Schaeffer et al (2012), diversas medidas de monitoramento podem ser

utilizadas, como, por exemplo, a análise de vibrações, o controle de pressão e vazão,

controle de corrente ou potência e inspeção do sistema. Ainda segundo ele, o payback de

medidas de manutenção adequada pode variar de meses até 1 ano e o monitoramento do

equipamento em conjunto com a operação e manutenção pode ser utilizado para verificar

falhas ou problemas nos sistemas e facilitar a resolução

Correção do Superdimensionamento de Bombas

Segundo Worrel e Galitsky (2005), estima-se que a correção do

superdimensionamento pode reduzir de 15 a 25% no consumo elétrico associado às

bombas em refinarias norte americanas. Esta correção pode ser realizada através do uso

de engrenagens e correias ou de motores com velocidades reduzidas e o retorno do

investimento é de cerca de um ano, a depender do tamanho da bomba (Schaeffer et al,

2012).

36

Bombas com Velocidade Variável

Controladores de velocidade em bombas podem provocar uma redução

considerável no consumo elétrico e o payback time de novas instalações é da ordem de

meses (Schaeffer et al, 2012). Segundo Worrel e Galitsky (2005), regulações de 10% da

velocidade promovem conservações de 20% e regulações de 20% podem atingir 40% de

conservação de energia, no caso da curva de carga da bomba não ser muito achatada.

A refinaria da Chevron em Richmond (Califórnia, EUA) trocou a bomba de carga

de 2.250 Hp em uma unidade de HDT e obteve uma redução de consumo de 12 GWh por

ano, representando uma economia de cerca de US$ 700.000 por ano (Worrell e Galitsky,

2005).

Modernização de Compressores e Compressores com Velocidade Variável

Segundo Worrel e Galitsky (2005), a instalação de motores mais eficientes em

sistemas de compressores pode reduzir o consumo energético anual em até 2% e o retorno

do investimento ocorre em menos de três anos. Porém, os maiores ganhos ocorrem em

sistemas com motores pequenos, usualmente menores que 10 kW. Ainda segundo eles, a

implementação de reguladores de velocidade em compressores rotativos de ar pode

reduzir em até 15% o consumo de energia.

Ventiladores com Velocidade Variável

O uso de moduladores de velocidade em ventiladores pode garantir uma redução

que pode variar de 14 a 49% (Xenergy, 1998). Segundo Schaeffer et al (2012), um estudo

na refinaria da Paramount Corp em Paramount (Canadá) identificou o potencial de

instalação de ASD em seis ventiladores na torre de resfriamento, o que garantiria uma

economia de 1,2 milhões de kWh por ano, com um payback time de 5 a 8 anos e uma

economia em dólares de 46.000 por ano.

Aumento do Isolamento das Linhas de Vapor

Esta medida pode ser realizada com a utilização de um material mais isolante.

Fatores decisivos na escolha do material incluem: baixa condutividade térmica,

estabilidade dimensional sob mudança de temperatura, resistência à absorção de água e

resistência à combustão (Worrel e Galitsky, 2005). Outras características que podem

37

também ser importantes, dependendo da aplicação são, por exemplo, tolerância a grandes

variações de temperatura e vibrações do sistema, e resistência à compressão (Baen e

Barth, 1994).

Economias de energia exatas e períodos de retorno variam de acordo com a

situação específica na planta (Worrel e Galitsky, 2005).

Como pôde ser visto no presente capítulo, uma grande variedade de oportunidades

de redução de consumo energético para o setor de refino de petróleo já existe e está

disponível comercialmente. Sendo assim, a Tabela 4 a seguir apresenta um breve resumo

das oportunidades descritas anteriormente, com as respectivas unidades de processamento

nas quais se podem aplicá-las.

38

Tabela 4 - Medidas de eficiência energética por unidade de processo

Unidade de

Processo

Subst

ituiç

ão d

e

com

bust

ívei

s

Med

idas

em

forn

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Med

idas

nas

linhas

de

vap

or

UDA x x x x x x x x x

UDV x x x x x x x x

URC x x x x x x x x x x

HDTs x x x x x x x x x

RFCC x x x x x x x x x x

FCC x x x x x x x x x x

HCC x x x x x x x x x

UCR x x x x x x x x x

ALQ x x x x x x x

UGH x x x x x x

DSF x x x x x x x x Fonte: Elaboração própria com base em Worrel e Galitsky, 2005 e Schaeffer et al, 2012

39

4. Metodologia

O capítulo 4 apresenta a metodologia utilizada por este trabalho, a qual consiste em:

1. Simular esquemas de refino em períodos de 10 anos até 2050, através da

atualização da ferramenta de simulação Carbon and Energy Strategy Analysis for

Refineries – CAESAR;

2. Estimar o consumo energético e as emissões de GEE do parque de refino nacional

para um ano base e construir um Cenário Linha de Base até 2050;

3. Otimizar o Cenário Linha de Base, considerando o preço do gás natural como uma

variável de decisão para o consumo energético por fonte, construindo assim o

Cenário Linha de Base A;

4. Construir dois Cenários Linha de Base alternativos (B e C) com diferentes

evoluções de preços de gás natural;

5. Identificar as melhores tecnologias disponíveis (MTD) de eficientização

energética para o setor de refino de petróleo, com seus respectivos potenciais de

redução de consumo energético e emissões de GEE, custos de investimento e

custos de operação e manutenção;

6. Simular a inserção das melhores tecnologias disponíveis de eficientização

energética nos Cenários Linha de Base através do estabelecimento de taxações de

emissões de CO2, construindo assim os Cenários de Baixo Carbono;

7. Avaliar a redução de consumo energético e emissões de GEE no parque de refino

brasileiro através da implementação destas tecnologias para cada cenário

construído e calcular seus custos de abatimento; e

8. Elaborar curvas de abatimento para cada cenário e cada taxação de emissão de

CO2.

40

As emissões de dióxido de carbono, tanto para o ano base como no cenário até

2050, serão calculadas a partir das estimativas do consumo energético por unidade de

processo, as quais tornarão possível o cálculo de consumo energético aproximado de cada

refinaria. A Figura 11 a seguir representa o procedimento metodológico que será

utilizado para a contabilização do consumo energético e consequente emissões de gases

de efeito estufa.

Figura 11 - Metodologia para estimar emissões de GEE

Fonte: Elaboração própria

4.1. Carbon and Energy Strategy Analysis for Refineries - CAESAR

A simulação dos esquemas de refino é realizada, neste estudo, através da

atualização da ferramenta de simulação Carbon and Energy Strategy Analysis for

Refineries - CAESAR, ferramenta, esta, elaborada por Szklo (2004) a partir de uma

versão primária do MIPE (Modelo Integrado de Planejamento Energético), desenvolvido

no Programa de Planejamento Energético da COPPE em 1997 (Tolmasquim e Szklo,

2000). Esta simulação, elaborada com uma macro dentro da ferramenta Excel, conta com

esquemas de refino referentes ao ano de 2010 até o ano de 2050, com intervalos de 10

anos, denominados P01, P02, P03, P04 e P05, com suas respectivas capacidades

instaladas, de acordo com dados obtidos na literatura, cargas processadas, composição

das cargas, consumos energéticos, os quais são calculados de acordo com a metodologia

Capacidades das

Refinarias

Consumos

Específicos das

Unidades

Consumo

Energético

Total do

Parque de

Refino

Eletricidade

Gás Natural

Gás de Refinaria

Nafta

Coque de Petróleo

Óleo Combustível

Fatores

de Emissão

Emissões

Totais

41

mostrada na Figura 11, emissões de GEE, ofertas de gás natural, demanda de derivados e

produção de derivados.

O modelo é composto por 12 abas, denominadas: Menu, Entrada, Cenário,

Produção, Alertas, Simulação P01, P02, P03, P04 e P05, Medidas, Mitigação e Curvas de

Mitigação.

4.1.1. Menu

A primeira aba do simulador é denominada Menu. Nela, encontra-se o nome do

simulador, bem como o menu em si, com os hiperlinks das respectivas abas que

constituem o simulador. Em todas as outras abas há o botão “menu” para voltar

diretamente para esta aba primária.

Figura 12 - Layout da aba “menu” do simulador

4.1.2. Entrada

Na aba de Entrada encontram-se dados como:

Capacidades totais do parque de refino correspondentes aos períodos

considerados;

Capacidades adicionais consideradas em cada período;

42

Composições das cargas de entrada das refinarias de cada período, com os

respectivos tipos de petróleo considerados;

Campanha a ser escolhida pelo usuário para cada período (diesel, nafta ou

querosene); e

Tipo de módulo de UGH a ser escolhido pelo usuário para cada período (gás

natural ou nafta).

A modificação dos dados de entrada torna possível a remodelagem de toda a

simulação.

As capacidades totais e adicionais consideradas neste estudo, para cada período,

serão mostradas no próximo capítulo, onde se discutem os resultados obtidos. As

composições das cargas, com os respectivos tipos de petróleo utilizados estão descritas

na Tabela 5 a seguir.

Tabela 5 - Tipos de petróleo e composição das cargas (%)

Cargas P01 P02 P03 P04 P05

Categoria Nome 2010 2020 2030 2040 2050

Petróleo 1 Árabe Leve 5 5 5 5 5

Petróleo 2 Bonny Light 0 0 0 0 0

Petróleo 3 Leve 0 5 5 5 5

Petróleo 4 Mediano RT 44 30 30 30 30

Petróleo 5 Pesado 51 18 17 17 17

Petróleo 6 Mediano 0 42 43 43 43


Os tipos de petróleo considerados foram obtidos em Barros (2014), já a

composição da carga para cada período foi condicionada de acordo com Goldemberg et

al (2014)11.

A cada tipo de petróleo atribuiu-se um grau API12 e um teor de enxofre. Para o

Árabe Leve considerou-se um grau API de 32,8 e um teor de enxofre de 1,97% (Capline,

2004). Para o petróleo Bonny Light, atribuiu-se um grau API de 35,3 e um teor de enxofre

11 Foge ao escopo deste trabalho, o detalhamento da oferta de petróleo no Brasil, Logo, recorreu-se a

estudos recentemente publicados. 12 Escala criada pelo American Petroleum Institute (API) para medir a densidade de petróleos e derivados.

43

de 0,15% (Chevron, 2014). Para representar o grupo de petróleos leves, será utilizado o

petróleo africano Brass River (Barros, 2014) com 40,1ºAPI, teor de enxofre de 0,18% em

massa (TOTSA, 2013). O grupo de petróleos medianos (reservas totais) será representado

pelo petróleo brasileiro Barracuda (Barros, 2014), com 24,8ºAPI, teor de enxofre de

0,61% (ANP, 2013b), e o grupo de petróleos pesados, pelo petróleo brasileiro Marlim

(Barros, 2014), com 20,3ºAPI e teor de enxofre de 0,74% em massa (ANP, 2013b). Por

fim, para representar o grupo mediano, será utilizado o petróleo brasileiro Lula (Barros,

2014), com 30,6ºAPI, teor de enxofre de 0,345%.

As campanhas básicas13 para cada período seguiram a escolha demonstrada na

Tabela 6. Elas podem ser modificadas a qualquer momento, o que acarreta em um novo

perfil de produção de derivados14. Os rendimentos típicos para cada campanha são

mostrados mais à frente na seção 4.1.6.

Tabela 6 - Campanha de refino por período

Período P01 P02 P03 P04 P05

Nome do Período 2010 2020 2030 2040 2050

Campanha Nafta Nafta Diesel Diesel Diesel


Os tipos de Módulos de UGH designados para cada período estão explicitados na

Tabela 7, e assim como no caso das campanhas, eles podem ser modificados, o que

provoca novos consumos de gás natural e/ou nafta na simulação.

Tabela 7 - Tipos de módulos de UGH


Nome do Período 2010 2020 2030 2040 2050

UGH Módulo Gás Natural Nafta Nafta Nafta Nafta


13 Campanha, neste caso, trata-se de maximizar a produção de um determinado produto na unidade de

destilação atmosférica, através de rendimentos típicos. 14 O fato de, na média, o período ser representado por uma campanha básica não significa que neste período

não ocorram pontualmente campanhas diferentes.

44

4.1.3. Cenário

Na aba denominada Cenário encontram-se os dados de taxa de crescimento de

oferta e demanda de gás natural e combustíveis, respectivamente; produção/ importação

e exportação/ oferta líquida de petróleo; preço do petróleo, dos insumos energéticos e dos

derivados; definições econômicas como taxa de desconto e fator de recuperação de

capital, os quais são utilizados para cálculo dos custos de abatimento; e possíveis

restrições ambientais sejam associadas ao preço do CO2 emitido, sejam associadas aos

limites de emissão de CO2.

Figura 13 - Layout da aba "Cenário" do simulador

Para a construção dos Cenários “Linha de Base” não foram definidos preços de

CO2 emitido, assim como não foram estipulados limites de emissão, pois o objetivo é

analisar as emissões em um cenário tendencial. Porém, para a construção dos Cenários de

Baixo Carbono, onde o simulador escolherá as melhores tecnologias de eficiência

energética a serem implementadas no refino, serão estipulados preços de CO2 emitido,

bem como limites de emissão, os quais serão detalhados no capítulo 5.

4.1.4. Produção

Na aba Produção, estão os resultados dos cálculos realizados para a produção de

derivados por período, consumo energético de cada combustível, consumo de eletricidade

45

do grid, emissões totais de CO2, bem como os gráficos de demanda e produção de

derivados e o gráfico de emissões.

Figura 14 - Layout da aba "Produção" do simulador

Os consumos energéticos dos combustíveis são calculados de acordo com

premissas descritas no capítulo 5. Tais consumos têm de suprir as demandas de utilidades

(vapor de alta, vapor de média, vapor de baixa, eletricidade, combustível e hidrogênio)

fornecidas ao simulador em termos de demanda por unidade de processamento. Sendo

assim, multiplicam-se as demandas por unidade pela capacidade total de cada unidade,

obtendo-se a demanda total por unidade.

Demanda de utilidade “X” total = Demanda de utilidade “X” da unidade de

processamento “Y” * Capacidade total da unidade de processamento “Y”

(∑capacidades da unidade de processamento “Y”)

Onde,

X = vapor (alta, média ou baixa), combustível, eletricidade ou hidrogênio

Y = unidade de processamento (UDA, UDV, UCR, etc)

Para calcularem-se as emissões de CO2 basta multiplicar o consumo do energético “Z”

pelo seu fator de emissão:

46

Emissão de CO2 do energético “Z” = Consumo total do energético “Z” * Fator de

emissão CO2 do energético “Z”

Onde,

Z = gás natural, nafta, óleo combustível, gás combustível ou coque de FCC

4.1.5. Alertas

Esta aba foi construída para alertar sobre quaisquer erros encontrados no

simulador. No momento em que o erro é localizado, o mesmo é demonstrado na aba em

que o mesmo está ocorrendo, bem como no quadro de avisos, havendo neste, sempre uma

indicação para que se possa localizar o erro.

Os tipos de erros que podem ser encontrados pelo simulador, com seus respectivos

avisos são:

Erro 1: Balanço de óleo com erro

Aviso 1: Aumentar o fator de utilização (FUT) da UDA (Entrada)

Aviso 2: Aumentar oferta de óleo cru (Cenário) ou reduzir capacidade ou

FUT de UDA (Entrada)

Erro 2: Balanço de gás natural com erro

Aviso 1: Aumentar FUT da UGH (Entrada)

Aviso 2: Aumentar oferta de gás natural (Cenário) ou reduzir capacidade

ou FUT de UGH (Entrada)

Erro 3: Balanço de H2 com erro

Aviso 1: Aumentar FUT da UGH (Entrada)

Aviso 2: Reduzir capacidade ou FUT de UGH (Entrada)

Aviso 3: Reduzir FUT dos HDT (Entrada)

Aviso 4: Aumentar capacidade ou FUT de UGH (Entrada)

Erro 4: Balanço de óleo combustível com erro

Aviso 1: Todo óleo combustível produzido está sendo consumido

47

Aviso 2: Recomenda-se aumentar oferta de gás natural (Cenário)

Erro 5: Balanço de coque com erro

Aviso 1: Todo coque produzido está sendo consumido


Erro 6: Balanço de óleo diesel com erro

Aviso 1: Todo óleo diesel produzido está sendo consumido


Figura 15 - Layout da aba "Alertas" do simulador sem avisos

48

Figura 16 - Layout da aba "Alertas" do simulador com aviso

4.1.6. Simulações

Os esquemas de simulação construídos no simulador encontram-se no Apêndice

A deste trabalho. São cinco esquemas denominados P01, P02, P03, P04 e P05, referentes

aos anos de 2010, 2020, 2030, 2040 e 2050, respectivamente. Todos eles possuem a

mesma estrutura, contendo:

1 bloco representativo das unidades de destilação atmosférica

1 bloco representativo das unidades de destilação a vácuo

1 bloco representativo das unidades de alquilação

1 bloco representativo das unidades de lubrificantes

1 bloco representativo das unidades de coqueamento retardado de RAT

1 bloco representativo das unidades de coqueamento retardado de RV

1 bloco representativo das unidades de desasfaltação a propano

1 bloco representativo das unidades de reforma catalítica

1 bloco representativo das unidades de FCC

1 bloco representativo das unidades de HCC

1 bloco representativo das unidades de RFCC

4 blocos representativos das unidades de HDT – nafta/ diesel/ querosene/

instáveis

1 bloco representativo das unidades de HDS de gasolina

49

1 bloco representativo das unidades de geração de hidrogênio

Os rendimentos da unidade de destilação atmosférica variam de acordo com a

campanha adotada (nafta/ diesel/ querosene) e com a composição da carga de entrada

(árabe leve/ bonny light/ leve/ mediano reserva total/ pesado/ mediano), como descrito na

Tabela 8 a seguir.

Tabela 8 - Rendimentos da unidade de destilação atmosférica (% volume)

Campanha Produto Árabe

Leve

Bonny

Light Leve

Mediano

Reserva

Total

Pesado Mediano

Nafta

GC (m³ OCPE/m³ carga) 0,01 0,05 0,04 0,05 0,03 0,06

GLP 1,34 1,66 2,81 0,50 0,27 1,83

Nafta 23,11 27,70 37,70 11,35 7,15 15,55

Querosene 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diesel 41,37 49,37 45,38 42,18 41,85 37,08

RAT 35,52 22,93 16,93 47,90 50,73 45,77

Querosene

GC (m³ OCPE/m³ carga) 0,01 0,05 0,04 0,05 0,03 0,06

GLP 1,34 1,66 2,81 0,50 0,27 1,83

Nafta 17,67 22,06 30,15 8,26 5,11 11,62

Querosene 11,16 11,96 12,71 7,46 5,97 9,75

Diesel 35,66 43,05 40,22 37,80 37,92 31,27

RAT 35,52 22,93 16,93 47,90 50,73 45,77

Diesel

GC (m³ OCPE/m³ carga) 0,01 0,05 0,04 0,05 0,03 0,06

GLP 1,34 1,66 2,81 0,50 0,27 1,83

Nafta 17,67 22,06 30,15 8,26 5,11 11,62

Querosene 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diesel 46,81 55,01 52,92 45,26 43,89 41,01

RAT 35,52 22,93 16,93 47,90 50,73 45,77

Fonte: Barros, 2014

Dado que, na simulação realizada pelo presente trabalho, consideraram-se as

composições das cargas e as campanhas como descrito, respectivamente, na Tabela 3 e

na Tabela 4 anteriores, os rendimentos da UDA para cada período considerado foram

como os detalhados na Tabela 9.

50

Tabela 9 – Rendimentos da unidade de destilação atmosférica do simulador (% volume)

P01 P02 P03 P04 P05

Produto 2010 2020 2030 2040 2050

GC (m³ OCPE/m³ carga) 0,04 0,05 0,05 0,05 0,05

GLP 0,40 1,20 1,20 1,20 1,20

Nafta 9,80 14,30 14,10 14,10 14,10

Querosene 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diesel 42,00 40,10 43,70 43,70 43,70

RAT 48,70 45,30 45,30 45,30 45,30 Fonte: Elaboração própria

Já os rendimentos da unidade de destilação a vácuo variam apenas com a

composição da carga de entrada da refinaria, não importando a campanha escolhida15.

Tabela 10 - Rendimentos da unidade de destilação a vácuo (%volume)

Produto Árabe Leve Bonny Light Leve Mediano RT Pesado Mediano

Gasóleo de vácuo 55,49 77,71 77,97 53,91 48,32 50,6

Resíduo de vácuo 44,5 22,59 22,03 46,09 51,68 49,4

Fonte: Barros, 2014

De acordo com as composições das cargas de entrada consideradas em cada

período da simulação (Tabela 3), os rendimentos utilizados na presente simulação foram

os descritos na Tabela 11.

Tabela 11 - Rendimentos da unidade de destilação a vácuo do simulador (% volume)

P01 P02 P03 P04 P05

Produto 2010 2020 2030 2040 2050

Gasóleo de vácuo 51,1 52,8 52,8 52,8 52,8

Resíduo de vácuo 48,9 47,2 47,2 47,2 47,2 Fonte: Elaboração própria

As demais unidades possuem rendimentos fixos para todas as campanhas e

composições da carga de entrada.

15 A campanha da UDA define a quantidade de RAT para UDV, mas não afeta os rendimentos dos

gasóleos e do resíduo de vácuo produzidos na UDV.

51

Tabela 12 - Rendimentos unidades de processo (% volume)

Produto RC ALQ FCC RFCC CR CR

RAT HCC DSF

UHG

(nafta)

UGH (gás

natural)

H2 (Nm³/m³carga) 274,0 2.264,0 2,8

GC (m³ OCPE/m³ carga) 3,4 5,0 5,0 5,5 6,6 0,4

Coque de FCC (m³ OCPE/m³

carga) 5,3 4,7

GLP 2,6 17,0 26,0 19,3 5,2 6,1 3,8

Nafta 55,2 48,0 9,0 11,4 26,2

Alquilado 83,0

Reformado 83,0

Querosene 33,3

Diesel 41,8

LCO 18,7 18,7

Óleo Decantado 13,6 15,1

GOLK 48,0 53,9

GOPK 14,5 3,2

Coque 31,1 34,2

UCO 15,8

ODES 50,0

RASF 50,0

Fonte: Barros, 2014

52

Nas planilhas de simulação também há tabelas de resultados de produção de

derivados (m³/dia) com os respectivos perfis de produção (%).

Algumas premissas foram colocadas nas simulações:

I. RAT que sai da UDA tem que atender primeiramente toda a capacidade do RFCC,

em seguida a capacidade da unidade de lubrificantes, capacidade da UDV e por

último a capacidade do CR de RAT;

II. Definiu-se que o percentual de nafta encaminhada para a petroquímica, ou seja,

que não é hidrotratada e não passa pela unidade de reforma catalítica para ser

transformada em gasolina é de:

Tabela 13 - Percentuais de nafta encaminhados para a petroquímica


2010 2020 2030 2040 2050

Nafta para Petroquímica 80% 60% 60% 55% 55%


III. A nafta que não é encaminhada para a petroquímica é hidrotratada na unidade de

HDT N e posteriormente levada à unidade de RC, produzindo gasolina. Definiu-

se que o percentual de nafta que by-passa tanto a unidade de HDT N como a de

RC corresponde às refinarias que não possuem tais unidades. Isto serve para o by-

pass de todas as unidades de simulação;

IV. A carga que entra no FCC e no HCC é composta pelas correntes de gasóleo pesado

da UDV, gasóleo pesado das unidades de CR e CR RAT e ODES da unidade de

desasfaltação;

V. O LCO produzido nas unidades de RFCC e FCC, bem como o GOLK proveniente

das unidades de CR e CR de RAT vai para o pool de instáveis, o qual, por sua vez,

é encaminhado para a unidade de HDT I, produzindo-se o diesel. Caso haja

excedentes de instáveis, ou seja, caso a corrente encaminhada para o HDT I seja

maior do que sua capacidade, estes são enviados para a corrente de escuros;

VI. O diesel que sai da UDA é encaminhado para a unidade de HDT D, atendendo

90% de sua capacidade, indo o restante para o by-pass; e

53

VII. O GLP produzido na UDA é encaminhado para a unidade de alquilação,

atendendo 90% de sua capacidade, sendo o restante encaminhado para o pool de

GLP, juntamente com a corrente de GLP produzida da RC.

Todas as planilhas de simulação são congeladas, de forma que não há como fazer

modificações diretamente nelas. Caso queira-se mudar dados como campanha,

composição da carga de entrada, rendimentos das unidades e capacidades de produção

das unidades há que se mexer nas planilhas “Entrada” e “Produção”.

4.1.7. Medidas

Aqui estão listadas todas as medidas de mitigação analisadas no presente estudo.

Elas estão separadas por unidade de processamento nas quais podem ser implementadas,

e cada uma delas possui seu potencial de redução de consumo de energia especificado

(em termos de percentual de redução de combustível, vapor, eletricidade e/ou

hidrogênio). Também são detalhados os custos de investimento (US$/bbl/ano), custos de

operação e manutenção (US$/bbl/ano), taxa de penetração da medida (%) e custos de

redução do consumo energético (US$/GJ). Foram analisadas 200 medidas de eficiência

energética e redução de consumo energético, as quais se encontram no Apêndice B ao

final deste estudo.

4.1.8. Mitigação

Nesta aba são demonstrados os cálculos realizados pelo simulador para os

cenários de baixo carbono, nos quais são implementadas as medidas de eficiência

energética, de acordo com a estipulação de taxações de CO2.

Uma série de opções de tecnologias de eficiência energética é fornecida ao

simulador, como mostrado na seção 4.1.7. Também são fornecidos os valores dos preços

dos energéticos possíveis de serem utilizados para suprir a demanda de energia, bem

como os valores de demanda energética, os valores das taxas de emissão de CO2 (US$/

tCO2) e os limites de emissão estipulados.

O processo de escolha do simulador pelos tipos de energéticos a serem

consumidos, suas quantidades e quais medidas são passíveis de serem implementadas,

para cada cenário de taxação de CO2, ocorre através de um processo de otimização,

54

desenvolvido segundo uma Programação Linear executada na função Solver do Excel. O

Solver é um suplemento do Excel que pode ser usado para encontrar um valor ótimo de

uma função objetivo (máximo ou mínimo) para uma fórmula em uma célula — conforme

restrições, ou limites, sobre os valores de outras células de fórmula da planilha. Ele

trabalha com um grupo de células, chamadas variáveis de decisão, que são usadas no

cálculo das fórmulas das células de função objetivo e de função de restrição. O Solver

ajusta os valores nas células “variáveis de decisão” para satisfazer aos limites sobre as

células de restrição e assim produzir o resultado que se deseja para a célula de função

objetivo.

A fórmula da célula de função objetivo consiste na soma das células que possuem

os valores de emissão, valores de receita com combustível e valores de medidas de

abatimento para cada período de simulação. O objetivo é maximizar a função objetivo,

logo os valores de emissão de GEE, caso precificados, e dos custos das medidas de

abatimento são reportados negativamente, dado que não se deseja aumentar emissões ou

aumentar os gastos com a implementação das medidas de mitigação de emissões de gases

de efeito estufa.

Equação 2 - Equação da função objetivo

𝐹𝑢𝑛çã𝑜 𝑜𝑏𝑗𝑒𝑡𝑖𝑣𝑜 = ∑ 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑠õ𝑒𝑠𝑛

2050

𝑛= 2010

+ 𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝐶𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡í𝑣𝑒𝑙𝑛 + 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝐴𝑏𝑎𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛

As restrições definidas para o solver consistem em:

Matriz de consumo de energéticos por fonte (matriz de resultados) ≥ 0

Matriz de consumo de energéticos por fonte (matriz de resultados) ≤ Matriz de

oferta de energéticos por fonte

Matriz de consumo total de energéticos ═ Matriz de demanda total de

energéticos

Matriz de produção aparente de energéticos ≥ Matriz de máxima demanda que

produção deve atender

Os exemplos para as matrizes mencionadas são apresentados nas tabelas a seguir.

55

Tabela 14 – Exemplo de matriz de resultados

Resultados

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural (Bm³) 2,4 10,4 12,0 13,1 14,3

Gás Combustível (Mm³) 2,2 3,2 3,4 3,7 3,9

Nafta (Mm³) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Óleo Combustível (Mm³) 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Coque de FCC (Mm³) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Eletricidade (GWh) 0 925 1496 2705 3579

Hidrogênio (Mm³) 142,2 1164,8 1119,5 1793,5 3159,7


Os valores apresentados na Tabela 14 correspondem aos calculados pelo Solver

do Excel.

Tabela 15 - Exemplo de matriz de oferta de energéticos

Oferta Líquida de Energéticos

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural (Bm³) 2,4 13,9 15,1 15,4 15,8


Nafta (Mm³) 8,0 9,2 10,3 11,5 13,8


Coque de FCC (Mm³) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Eletricidade (GWh) 1,00E+05 1,00E+05 1,00E+05 1,00E+05 1,00E+05

Hidrogênio (Mm³) 142 978 843 1316 2524


Os valores contidos na Tabela 15 correspondem aos calculados para a construção

do Cenário Linha de Base.

Tabela 16 - Exemplo de matriz de consumo total de energéticos

2010 2020 2030 2040 2050

Consumo total de Combustível (Mm³) 227067 560602 629739 713217 826141

Consumo total de Eletricidade (GWh) 0 925 1496 2705 3579


Tabela 17 - Exemplo de matriz de demanda total de energéticos

2010 2020 2030 2040 2050

Demanda total de Combustível (Mm³) 227067 560602 629739 713217 826141

Demanda total de Eletricidade (GWh) 0 925 1496 2705 3579


56

Tabela 18 - Exemplo de matriz de produção aparente

Produção Aparente

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural 0 0 0 0 0

Gás Combustível 0 0 0 0 0

Nafta 8 9 10 12 14

Óleo Combustível 13 6 7 11 20

Coque de FCC 0 0 0 0 0

Eletricidade 0 0 0 0 0

Hidrogênio 0 -187 -276 -477 -635


A produção aparente neste caso representa a subtração dos valores da matriz de

oferta líquida de energéticos pelos valores da matriz de resultados. Tais valores

representam a quantidade de derivados que é produzida pela refinaria e que não é utilizada

como insumo energético. Calcularam-se somente os valores de nafta, óleo combustível e

hidrogênio, pois o gás natural não é produzido pelo processo de refino, sendo este

somente consumido; o gás combustível é totalmente consumido na refinaria, seja nas

unidades de processo, seja na queima em flare; o coque de FCC produzido nas unidades

de FCC e RFCC é totalmente consumido nas mesmas unidades; e a eletricidade produzida

na refinaria não atende totalmente a demanda da mesma, sendo necessário a compra de

eletricidade do grid, sendo assim, não há produção aparente da mesma.

Tabela 19 - Exemplo de matriz de “maioria da demanda que produção deve atender”

Maioria da demanda que produção deve atender

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural 0 0 0 0 0

Gás Combustível 0 0 0 0 0

Nafta 7 8 9 10 11

Óleo Combustível 5 5 5 5 5

Coque de FCC 0 0 0 0 0

Eletricidade 0 0 0 0 0

Hidrogênio 0 0 0 0 0


Os valores que representam a “maioria da demanda que produção deve atender”16

são calculados multiplicando-se um fator a ser arbitrado pelos valores de demanda de

derivados estabelecidos na aba “Cenário”. Como os únicos derivados que possuem

16 Esta expressão representa uma possível folga na restrição de atendimento à demanda, que o modelo de

simulação deve adotar. Esta folga tem como base o que o Brasil poderia importar ou estocar dos produtos

considerados e/ou sua substituição por outros produtos.

57

produção aparente são a nafta e óleo combustível, arbitraram-se fatores somente para os

mesmos, sendo estes de 80% para ambos os derivados.

Para um bom funcionamento do Solver, o mesmo necessita de um valor inicial a

ser arbitrado. Logo, este valor inicial consiste nos valores de consumo de energia

calculados para o Cenário Linha de Base.

Para cada novo cenário de taxação de CO2, definido na aba “Cenário”, há que se

clicar no botão do Solver do Excel, para que novos valores de consumo de energético por

fonte sejam fornecidos, bem como novos valores de emissões, receitas e função objetivo.

Nesta aba também mostra-se binariamente a entrada das medidas de eficiência

para cada cenário de taxação, ou seja, há uma coluna na planilha com 200 células e em

cada célula define-se a função “SE” do Excel, a qual é um teste de lógica. Sendo assim,

se o custo da medida for menor do que o valor da taxa de emissão de CO2, a medida entra,

o que resulta no aparecimento do número um, mas se for maior, a medida não entra e o

número mostrado é o zero.

SE(Medidas!x<=Cenário!y;1;0), onde x e y correspondem às células onde se

encontram, respectivamente, o valor de custo para cada medida e os valores de taxação

de emissão de CO2.

4.1.9. Curva de Mitigação

Nesta aba encontra-se o gráfico da curva de custo de abatimento, o qual tem como

dados o potencial de abatimento de cada medida (MtCO2) e o custo de abatimento

(US$/tCO2). A taxação de CO2, ao mudar a solução do solver, pode alterar o valor das

medidas de abatimento, porque altera a solução de base do mix de combustíveis. Um

exemplo da curva de abatimento é mostrado na Figura 17.

58

Figura 17 - Exemplo de curva de custo de abatimento


4.1.10. Passo a Passo para Rodar a Simulação

Na seção anterior foram descritas separadamente as abas contidas no simulador.

Na presente seção será apresentado um passo a passo para realizar-se uma rodada de

simulação.

Construção do Cenário Linha de Base

1º) Definir na aba “Entrada” a campanha que se deseja em cada período (nafta,

diesel ou querosene) e o tipo de módulo de UGH (nafta ou gás natural);

2º) Na aba “Cenário” definir o percentual de exportação e importação de óleo

bruto, as taxas de crescimento de oferta de gás natural e demanda de derivados. Modificar

preço dos derivados caso seja necessário ou se queiram comparar diferentes cenários de

preços;

3º) Definir a taxa de desconto, em base anual, a ser adotada;

A partir da inserção de tais dados é possível obterem-se os resultados de consumo

energético, produção de derivados e emissões de CO2, dado que o modelo os calcula

automaticamente.

59

Construção do Cenário de Baixo Carbono

1º) Inserir restrições ambientais na aba “Cenário”. No caso da presente simulação

inseriram-se preços de CO2 emitido, mas também é possível inserirem-se permissões de

emissões e/ou Cap17 de CO2;

2º) Caso se tenham modificado os cenários de preço de gás natural na construção

do Cenário Linha de Base, realizar simulação do Cenário de Baixo Carbono para cada

cenário anteriormente definido;

3º) Na aba “Mitigação” clicar em Solver – presente na aba “Dados” do Excel, no

canto direito superior da tela – e inserir em “definir objetivo”, a célula correspondente à

função objetivo do modelo. Posteriormente inserir em “alternando células variáveis” a

matriz correspondente aos consumos de energéticos (matriz de resultados) e, em seguida,

inserirem-se nos “sujeitos às restrições” as restrições definidas na seção 4.1.8. Selecionar

o “Método de GRG Não Linear” e clicar em “Resolver”.

Com isso constroem-se os Cenários de Baixo Carbono. Os resultados dos

consumos de energéticos serão apresentados na matriz de resultados e as emissões e

receitas correspondentes para cada período de simulação serão calculados

automaticamente pelo modelo. Em relação a quais medidas serão implementadas em cada

cenário, como já citado anteriormente, ainda na aba “Mitigação” mostra-se binariamente

a entrada das medidas de eficiência para cada cenário de taxação, ou seja, há uma coluna

na planilha com 200 células e em cada célula aparecerá o número 1, caso a medida tenha

sido implementada, ou o número 0, caso não tenha sido.

O modelo também constrói automaticamente os gráficos de emissões para cada

novo cenário construído.

17 Cap de CO2 se refere ao limite legal da quantidade de CO2 que um setor pode emitir a cada ano.

60

5. Premissas, Resultados e Discussão

5.1. Cenário Linha de Base Simulado

Nesta seção são apresentados os resultados do Cenário Linha de Base para o refino

brasileiro, até o ano de 2050. Estes resultados estão apresentados em termos de consumo

de utilidades, consumo energético, consumo final por fonte, emissões de gases de efeito

estufa (GEE) e produção de derivados. Este cenário não assume quaisquer investimentos

em tecnologias de mitigação de emissões de GEE, servindo de base para comparação com

os Cenários de Baixo Carbono, nos quais consideram-se a entrada de medidas de

eficiência energética.

Na construção deste cenário, projetam-se os consumos energéticos em períodos

de 10 anos, de acordo com os esquemas de refino construídos no simulador.

A metodologia utilizada para estimar o consumo energético dos esquemas de

refino se baseou na desagregação em unidades de processamento, que apresentam

características específicas de acordo com o processo utilizado e sua função dentro da

refinaria, e pode ser relacionada com sua capacidade. Deve-se destacar que o consumo

energético das unidades de geração de utilidades (exemplo: água de resfriamento, gás

inerte, ar de serviço/instrumento) não fará parte desta estimativa.

Vale notar que, para o ano de 2020, já estão sendo considerados novos

investimentos do setor de refino, tanto nas seções de conversão e tratamento das refinarias

existentes, mas também em novas refinarias, conforme apresentado anteriormente. No

entanto, esta análise apenas considera: a RNEST, com seu primeiro trem de refino de 115

kbbl/dia e a primeira fase do COMPERJ, com capacidade de destilação de cerca de 165

kbbl/dia. Tais escolhas foram condicionadas com dados obtidos do Plano de Negócios e

Gestão 2014-2018 (Petrobras, 2014), e também com os anúncios feitos pela Petrobras no

início do ano de 201518. Pode-se perceber que, apesar de no presente estudo não se ter

seguido exatamente as datas de entradas de refinarias feitas por Petrobras (2014), o

cenário utilizado não se afasta muito do que é previsto. As capacidades de unidades de

processo para o ano base e para o ano de 2020 se encontram na Tabela 20 e Tabela 21.

18 No início do ano de 2015 a Petrobras anunciou o cancelamento, por ora, das obras das duas refinarias

Premium, localizadas na região nordeste, as quais faziam parte do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

(Petrobras, 2014), bem como comunicou o atraso do início da operação dos segundos trens das Refinarias

Abreu e Lima e Comperj.

61

Nestas tabelas estão representadas as capacidades das principais unidades de processo do

parque de refino brasileiro, sejam unidades de separação, como destilação atmosférica;

conversão, como o Craqueamento Catalítico Fluido (FCC); ou tratamento, como o

Hidrotratamento com diferentes graus de severidade (HDT).

62

Tabela 20 - Capacidade por unidade de processo e refinaria 2010 (km³/d)

Refinaria UDA UDV DSF FCC RFCC ALQ RC CTB HCC UCR HDS

G

HDT

N HDT Q HDT D

HDT

I LUB UGH

Replan Refinaria de Paulínia 60.0 31.0 16.0 12.0 5.2 550.0

RLAM Refinaria Landulpho Alves 44.0 20.0 0.6 5.0 10.0 0.8

Revap Refinaria Henrique Lage 40.0 20.0 6.8 14.0 5.0 6.0 6.5 280.0

Reduc Refinaria Duque de Caxias 38.0 18.2 3.6 7.5 1.8 5.0 2.0 1.8 3.0 4.5 5.6 692.0

Repar Refinaria Presidente Getúlio Vargas 32.0 15.0 5.1 10.0 5.0 270.0

Refap Refinaria Alberto Pasqualini S.A. 30.0 6.0 3.1 7.0 2.4 4.5 550.0

RPBC Refinaria Presidente Bernardes 27.0 12.9 10.0 1.0 1.8 5.2 6.0 800.0

Regap Refinaria Gabriel Passos 24.0 14.0 6.8 3.8 1.8 4.4 3.8 580.0

Recap Refinaria de Capuava 8.2 3.6

Reman Refinaria Isaac Sabbá 7.3 1.1 0.6

RPCC Refinaria Potiguar Clara Camarão 4.3

Outras Refinarias 7.6 2.6 0.5 0.2

TOTAL 322.4 140.8 16.1 73.5 20.6 1.0 3.6 0.0 0.0 33.4 6.0 8.5 3.6 12.4 24.0 6.6 3722.0

Fonte: Bonfá, 2011 e Barros, 2014

63

Tabela 21 - Capacidade por unidade de processo e refinaria 2020 (km³/d)

Refinaria UDA UDV DSF FCC RFCC ALQ RC CTB HCC UCR HDS

G

HDT

N HDT Q HDT D

HDT

I LUB UGH

Replan Refinaria de Paulínia 66.0 31.0 16.0 3.0 12.5 8.8 6.6 22.0 3750.0

RLAM Refinaria Landulpho Alves 44.5 20.0 6.0 14.0 10.2 11.0 0.8 1360.0

Revap Refinaria Henrique Lage 40.0 20.0 6.8 14.0 1.5 5.0 7.0 3.0 6.0 6.5 6.8 1630.0

Reduc Refinaria Duque de Caxias 38.5 18.2 6.8 7.5 1.9 5.0 5.0 2.0 1.8 3.0 12.0 5.6 2267.0

Repar Refinaria Presidente Getúlio Vargas 33.0 15.0 5.1 10.5 1.0 5.0 5.0 3.0 6.0 6.0 1870.0

Refap Refinaria Alberto Pasqualini S.A. 32.0 6.0 3.4 7.4 2.6 5.0 6.0 11.5 1800.0

RPBC Refinaria Presidente Bernardes 27.0 12.9 10.0 1.0 2.5 4.2 6.0 2.6 16.0 2870.0

Regap Refinaria Gabriel Passos 24.0 14.0 6.8 3.8 4.4 3.3 3.6 2.6 8.3 1790.0

Recap Refinaria de Capuava 8.5 3.1 2.0 4.0 550.0

Reman Refinaria Isaac Sabbá 7.6 1.1 0.6 0.8 1.5 1.5 2.5 400.0

RPCC Refinaria Potiguar Clara Camarão 6.0

Outras Refinarias 8.0 2.6 0.5 0.2

Comperj 26.2 15.7 9.4 8.2 5.4 2.1 8.8

RNEST Refinaria Abreu e Lima 18.3 11.9 3.0 13.0 3000.0

TOTAL 379.6 156.5 18.7 75.3 24.5 1.0 10.7 1.5 9.4 58.2 54.9 28.9 13.5 24.1 121.9 6.6 21287.0


64

Para o ano de 2030, considera-se a entrada do segundo trem de refino da RNEST

– Refinaria Abreu e Lima, de 115 kbbl/dia, e do segundo trem de refino do Comperj, de

300 kbbl/dia. Também considera-se a entrada de 250 kbbl/dia em “Refinarias Novas”.

As “Refinarias Novas” representam a configuração concebida para as plantas

Premium que estavam sendo planejadas para a região Nordeste

65

Tabela 22 - Capacidades adicionais do parque de refino por unidade de processamento 2010-2050

Capacidade Adicional (m³/d)

UDA UDV DSF FCC RFCC ALQ CR CTB HCC URC HDS G HDT N HDT Q HDT D HDT I LUB UGH

2020

2030 68.300 60.800 14.250 12.350 18.050 43.250 22.950 7.600 43.400 2.090 3.000.000

2040 39.750 25.833 12.083 9.583 5.000 7.083 5.833.333

2050


Tabela 23 - Capacidades totais do parque de refino por unidade de processamento

Capacidade Total (m³/d)

UDA UDV DSF FCC RFCC ALQ CR CTB HCC URC HDS G HDT N HDT Q HDT D HDT I LUB UGH

2010 322.433 140.792 16.100 73.540 20.600 1.000 33.400 0 0 3.550 6.000 8.500 3.633 12.400 24.000 6.590 3.722.000

2020 379.621 172.792 18.700 75.340 24.500 1.000 66.500 1.500 9.500 10.700 54.900 34.000 13.533 24.100 121.850 6.590 22.065.000

2030 447.921 233.592 18.700 89.590 24.500 1.000 78.850 1.500 27.550 53.950 54.900 56.950 21.133 24.100 165.250 8.680 25.065.000

2040 487.671 259.425 18.700 89.590 24.500 1.000 78.850 1.500 39.633 63.533 54.900 61.950 21.133 24.100 182.333 8.680 30.898.333

2050 487.671 259.425 18.700 89.590 24.500 1.000 78.850 1.500 39.633 63.533 54.900 61.950 21.133 24.100 182.333 8.680 30.898.333


66

A escolha da capacidade em “Refinarias Novas” a entrar e o período de partida

do módulo foi definida de acordo com dados de demanda de derivados, calculados na

construção da linha de base no modelo MESSAGE-Brasil com o Cenário macro-

econômico FIPE, para o estudo “Opções de Mitigação de Gases de Efeito Estufa (GEE)

em Setores Chaves no Brasil” (Schaeffer et al, 2015).

Tabela 24 - Taxas de crescimento da demanda de derivados

Derivado Crescimento da Demanda (%aa)

2020 2030 2040 2050

Gasolina -3,4 -4,0 -0,6 0,4

Diesel 3,0 2,4 2,3 1,9

Querosene 4,4 3,0 2,6 2,6

Óleo Combustível 4,0 0,2 0,2 0,2

Nafta 1,0 1,3 0,7 1,3

Coque 2,0 2,0 2,0 2,0

GLP 3,4 1,5 0,3 -0,8

Fonte: Schaeffer et al, 2015

De forma a comparar estes valores, foram levantados os dados de crescimento da

demanda por derivados publicados no Plano Decenal de Energia 2023 (EPE, 2014). Neste

estudo são projetadas as demandas entre os anos de 2013 e 2023; logo, comparar-se-ão

somente as taxas referentes ao ano de 2020 utilizadas por este estudo. As taxas de

crescimento calculadas por EPE (2014) se encontram na Tabela 25.

Tabela 25 - Taxas de crescimento da demanda PDE 2023

Derivado

Crescimento anual da demanda

(%)

2013-2023

Gasolina 2,8

Diesel 3,5

Querosene 4,0

Óleo

Combustível 2,7

Nafta -

Coque 1,7

GLP 1,8

Fonte: EPE, 2014

67

Cabe notar que há diferenças entre as taxas calculadas para este estudo e as

reportadas pela EPE (2014), principalmente nos casos da gasolina, óleo combustível e

GLP. Apesar de a gasolina apresentar a maior diferença relativa, a expansão prevista para

atender a demanda de diesel e dos demais derivados foi capaz de atender às demandas de

gasolina do PDE (EPE, 2014). Desta forma, esta variação entre projeções de demandas

não limitou o esforço deste trabalho.

Quanto à nafta, o PDE 2023 projeta uma demanda constante de nafta petroquímica

de 8,8 milhões de toneladas, o que se deve à ausência de ampliações nas unidades

existentes ou novas unidades baseadas em nafta. Nos casos do diesel, coque de petróleo

e querosene, as demandas calculadas pela rodada do Cenário Macro-econômico FIPE

estão próximas das obtidas em EPE (2014).

5.1.1. Consumo de Utilidades

A partir de dados da literatura foi possível estimar o consumo típico de utilidades

de cada unidade de processo de uma refinaria. Estes valores estão apresentados na Tabela

26. Deve-se mencionar que, apesar de existirem variações no consumo de utilidades para

uma mesma unidade, dependendo do fornecedor da tecnologia, de características locais

ou até mesmo por diferentes considerações de projeto, os valores utilizados procuram

representar uma unidade típica.

68

Tabela 26 - Consumos de utilidades típicos por unidade de processo

Utilidade Unidade UDAV DSF FCC RFCC ALQ RC CTB HCC UCR HDS G HDT N HDT Q HDT D HDT I LUB UGH

Vapor Alta kg/bbl 0,0 0,0 -16,0 -18,0 -15,6 -16,0 3,0 3,0 4,0 4,0 5,0 -4,0E-03

Vapor Média kg/bbl 11,0 0,0 20,0 0,0 90,0 20,0 30,0 -18,4 1,6

Vapor Baixa kg/bbl 0,0 4,0 -3,6 0,0 -3,6 5,6

Eletricidade kWh/bbl 0,6 2,0 8,8 1,0 9,0 10,0 8,8 13,0 3,6 2,0 2,0 3,0 3,0 6,0 1,6 1,1E-04

Combustível MJ/bbl 127,0 105,0 368,0 368,0 382,0 0,0 211,0 126,0 105,0 105,0 158,0 158,0 211,0 135,0 2,5

Hidrogênio m³/bbl 0,0 0,0 0.0 0,0 -48,0 0,0 56,0 4,0 7,0 7,0 7,0 17,0 -0,2

Água de

Resfriamento m³/bbl 1,5 0,0 1,0 0,0 7,0 0,9 1,0 1,7 0,1 1,0 1,0 1,5 1,5 2,0 3,2

Fonte: Hydrocarbon Processing, 2008; Meyers, 2004; Gary e Handwerk, 2001; Stanislaus et al, 2010

69

O fator de utilização empregado foi de 90%, um valor próximo ao publicado por

ANP (2013a) para os anos de 2008 a 2012.

Através dos dados apresentados na Tabela 23 e na Tabela 26, foi possível

determinar os consumos totais de utilidades do parque de refino brasileiro. Os resultados

estão apresentados na Tabela 27, para todos os períodos considerados na análise do

presente estudo. Importante notar que valores negativos simbolizam exportações ou

excedentes de utilidade, enquanto valores positivos simbolizam consumo de utilidades.

Tabela 27 - Consumo total de utilidades

Consumo de Utilidades

2010 2020 2030 2040 2050

Vapor de Alta (kt/ano) -2.838,3 -1.432,9 -2.068,9 -2.053,9 -2.172,6

Vapor de Média (kt/ano) 9.046,8 9.419,1 11.445,1 12.705,7 12.867,0

Vapor de Baixa (kt/ano) -337,2 -435,7 -397,2 -366,4 -360,7

Eletricidade (GWh/ano) 2.680,5 4.997,9 7.258,5 8.125,8 8.119,1

Combustível (TJ/ano) 136.913,9 318.016,0 415.872,6 476.459,9 475.331,2

H2 (M Nm³/ano) 987,5 6.273,6 6.208,5 7.647,7 7.393,4


5.1.2. Premissas para Cálculos de Consumo Energético

Nesta seção são descritos os consumos dos principais combustíveis utilizados para

a produção das utilidades explicitados na Tabela 27 da seção anterior. Os principais

combustíveis disponíveis em uma refinaria são: gás natural, gás de refinaria, óleo

combustível, nafta e coque de petróleo. Contabilizou-se adicionalmente a eletricidade

comprada da rede para suprir a demanda elétrica, seja daquelas refinarias que não

possuem cogeração, seja pelo excedente de demanda em relação à capacidade da unidade

de cogeração.

Além disso, considerou-se que o gás natural é utilizado para a produção de

hidrogênio nas unidades de geração de hidrogênio para a maior parte das refinarias. A

geração de hidrogênio pelo uso de nafta foi considerada nas unidades de geração de

hidrogênio da RNEST e “Refinarias Novas”.

Além do hidrogênio, o gás natural também foi considerado para a produção de

eletricidade nas unidades de cogeração, produção de vapor nas caldeiras e aquecimento

direto das unidades de processo. Para cálculos de emissões no ano base e perfil de

70

utilização de gás natural por refinaria, foram utilizados os dados de consumo de gás

natural por refinaria obtidos em ANP (2013d). Para os períodos seguintes, projetou-se um

cenário de oferta de gás natural e considerou-se que este seria totalmente consumido.

O gás de refinaria e o óleo combustível foram contabilizados para o aquecimento

direto nas unidades de processo. Porém, estes só foram necessários nos casos em que o

gás natural não conseguiu suprir a demanda total de aquecimento direto. Nestes casos,

considerou-se que 50% da demanda restante seria suprida por óleo combustível e os

outros 50% por gás de refinaria. Em geral, a sobra de gás de refinaria foi direcionada para

a contabilização das emissões em flare. Ainda, foi assumida uma eficiência de combustão

de 100% no flare, de forma a ser conservador com as emissões de GEE.

Por fim, o consumo de coque de petróleo foi contabilizado apenas nas unidades

de FCC e RFCC. Note que o coque consumido nestas unidades é gerado por elas mesmas,

de forma que o saldo energético é aparentemente nulo, quando se analisa a unidade de

FCC isoladamente. Porém, as emissões de CO2 devido ao consumo do coque não são

desprezíveis e foram devidamente contabilizadas neste estudo.

- Demanda de Gás Natural pelas Refinarias

Para o ano base, considerou-se a demanda por gás natural por refinaria obtida em

ANP (2013a). Os dados obtidos estavam em volume médio de gás natural obtido por mês,

sendo assim, fez-se uma média do ano de 2010 e utilizou-se este valor. Estes valores estão

na Tabela 28, a seguir.

71

Tabela 28 - Consumo de gás natural por refinaria em 2010

Refinaria

Consumo Gás

Natural (M

Nm³/ano)

Replan - Refinaria de Paulínia 347

RLAM - Refinaria Landulpho Alves 226

Revap - Refinaria Henrique Lage 736

Reduc - Refinaria Duque de Caxias 639

Repar - Refinaria Presidente Getúlio Vargas 200

Refap - Refinaria Alberto Pasqualini S.A. 143

RPBC - Refinaria Presidente Bernardes 387

Regap - Refinaria Gabriel Passos 92

Recap - Refinaria de Capuava 76

Reman - Refinaria Isaac Sabbá 68

RPCC - Refinaria Potiguar Clara Camarão 13

Riograndense - Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. -

Manguinhos - Refinaria de Petróleos de Manguinhos S.A. -

Univen - Univen Refinaria de Petróleo Ltda. -

Lubnor - Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste 17

Dax Oil - Dax Oil Refino S.A. -

Total 2944

Fonte: ANP, 2013a

As taxas de crescimento da oferta de gás natural, bem como os valores de oferta

calculados, tendo como base os dados referentes a 2010 obtidos em ANP (2013a), estão

descritos na Tabela 29 e na Tabela 30 a seguir.

Tabela 29 - Taxas de crescimento da oferta de gás natural

Taxas de crescimento da oferta de GN (%aa)

2020 2030 2040 2050

19,0 1,0 1,0 1,0


Tabela 30 - Oferta de gás natural

Oferta de GN (M Nm³/ano)

2010 2020 2030 2040 2050

2.944 16.765 18.519 20.457 22.597


- UGH – Unidades de Geração de Hidrogênio

As capacidades das unidades de geração de hidrogênio para os anos de 2010 e

2020 foram obtidas em Farias (2014). Já para os anos seguintes, considerou-se que as

72

capacidades teriam que ser suficientes para atender à demanda de hidrogênio total da

refinaria, demanda, esta, advinda das unidades de HCC e HDT. Considerando o consumo

típico entre 3,6 e 3,8 kcal/Nm³ de hidrogênio (Lindsay et al, 2009) para o processo de

reforma a vapor do metano (SMR), foi possível estimar o consumo de gás natural nas

UGH de cada refinaria.

Os resultados estão na Tabela 31, onde se pode encontrar o consumo absoluto de

gás natural para a geração de hidrogênio em cada período. Vale lembrar que as refinarias

RNEST e “Novas Refinarias” não utilizam gás natural, mas nafta para gerar hidrogênio.

Para estas refinarias o consumo específico foi considerado como 4,5 kcal/Nm³ de H2.

Tabela 31 - Demanda de gás natural na UGH

Demanda GN para UGH (M Nm³/ano)

2010 2020 2030 2040 2050

502,3 1.133,7 1.315,7 2.010,3 2.010,3


- CHP- Unidade de Cogeração

As potências instaladas das unidades de cogeração existentes em refinarias do

parque de refino brasileiro foram obtidas em ANEEL (2014) e encontram-se na Tabela

32, a seguir. Para o ano de 2020 considerou-se que a potência instalada em cogeração

aumentaria em 25MW, e nos anos de 2030 e 2040 em 50MW em cada ano.

Adicionalmente, foi considerado que todas as unidades de cogeração são movidas a gás

natural, exceto as unidades da Repar e Regap.

A partir das potências instaladas calculou-se o quanto de eletricidade poderia ser

gerado em GWh, utilizando-se um fator de capacidade de 61%, o mesmo utilizado para

os cálculos da REDUC no BEERJ (2005). Em seguida, com o valor de geração e

considerando-se uma eficiência da turbina de 35% (BEERJ, 2005), calculou-se o

consumo de combustível de cada unidade de cogeração. A produção de vapor pelas

unidades de cogeração também foi calculada considerando-se uma razão potência/calor

de 0,7 (Tolmasquim et al, 2003).

73

Tabela 32 - Potências instaladas de cogeração em 2010

Refinaria

Potência

Instalada

(MW)

Replan - Refinaria de Paulínia 106,7

RLAM - Refinaria Landulpho Alves 62,5

Revap - Refinaria Henrique Lage 76,0

Reduc - Refinaria Duque de Caxias 63,3

Repar - Refinaria Presidente Getúlio Vargas 32,0

Refap - Refinaria Alberto Pasqualini S.A. 71,9

RPBC - Refinaria Presidente Bernardes 12,0

Regap - Refinaria Gabriel Passos 57,2

Recap - Refinaria de Capuava 22,5

Reman - Refinaria Isaac Sabbá 6,4

RPCC - Refinaria Potiguar Clara Camarão -

Riograndense - Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. -

Manguinhos - Refinaria de Petróleos de Manguinhos S.A. -

Univen - Univen Refinaria de Petróleo Ltda. -

Lubnor - Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste -

Dax Oil - Dax Oil Refino S.A. -

Total 510,5

Fonte: ANEEL, 2014

Tabela 33 - Potências instaladas de cogeração 2010-2050

Potência instalada de cogeração (MW)

2010 2020 2030 2040 2050

510,5 535,5 585,5 635,5 635,5


O vapor produzido pelas unidades de cogeração é um vapor de alta pressão19;

porém, como no ano base não há demanda pelo mesmo em todas as refinarias, dado que

as unidades de processamento já o produzem, transformou-se este vapor de alta pressão

em vapor de média pressão.

Portanto, com a quantidade obtida de vapor de média gerado, calculou-se em

seguida o quanto deste vapor conseguiria atender à demanda total de vapor de média e o

que não se conseguiu atender, considerou-se que seria atendido pela produção de vapor

na caldeira.

19 Considerando as seguintes condições de vapor: Muito Alta (100 bar), Alta (45 bar), Médio (17 bar),

Baixa (3 bar).

74

- Caldeiras

A produção de vapor nas caldeiras foi calculada utilizando-se como demanda o

valor que não se conseguiu atender nas unidades de cogeração. O consumo de

combustível nas mesmas foi obtido utilizando uma eficiência de 80%, supondo que o

primeiro energético a ser consumido é o gás natural, e que, no caso da quantidade de

combustível demandado ser superior à quantidade disponível do mesmo em cada

refinaria, este seria suprido em 50% pelo óleo combustível e 50% pelo gás de refinaria.

- Unidades de FCC e RFCC

As unidades de FCC e RFCC são as únicas unidades de processo que têm como

combustível o coque de petróleo. Para calcular a quantidade de coque de petróleo

demandada por elas, multiplicou-se o consumo específico de coque de petróleo por suas

capacidades. Encontrado o valor de coque necessário, subtraiu-se este valor do total de

combustíveis, com o objetivo de simplificar os cálculos de demanda de combustíveis para

aquecimento direto das demais unidades.

- Aquecimento Direto

O combustível necessário para aquecimento direto das unidades de processo será

atendido, dependendo da disponibilidade, primeiramente pelo gás natural, e em seguida

50% pelo óleo combustível e 50% pelo gás de refinaria.

Para o cálculo da produção de gás de refinaria considerou-se que o mesmo é

produzido nas unidades de reforma catalítica, FCC, RFCC, coqueamento retardado,

hidrocraqueamento catalítico e destilação atmosférica, de acordo com os rendimentos

encontrados na Tabela 34.

Tabela 34 - Geração de gás combustível por unidade de processo

RC FCC RFCC CR HCC UDA

Gás Combustível

(km³ OCPE/m³ carga) 34,0 50,0 50,0 55,0 4,0 0,5

Fonte: Barros, 2014

75

- Flare

O gás de refinaria produzido pelas unidades citadas anteriormente e que não tenha

sido integralmente consumido nas caldeiras e no aquecimento direto foi direcionado para

a queima em flare.

5.1.3. Consumo final por fonte

A partir das premissas mostradas anteriormente, tornou-se possível calcular o

consumo de todos os combustíveis utilizados no parque de refino brasileiro, bem como

suas emissões. A seguir serão apresentados os resultados de consumo obtidos para cada

combustível e, posteriormente, serão demonstradas as emissões calculadas para o ano

base, com suas respectivas projeções.

- Consumo de Gás Natural

No ano base, o gás natural, como já explicitado previamente, é consumido nas

unidades de geração de hidrogênio, unidades de cogeração, nas caldeiras e como

combustível para aquecimento direto.

Apenas a Regap e a Refap não usam gás na cogeração. Ainda, a RNEST e “Novas

Refinarias” consideram a utilização de nafta na geração de hidrogênio.

O consumo de gás natural para todos os anos da projeção encontra-se na Tabela

35. Vale destacar que o consumo total em 2010 é equivalente ao consumo total reportado

para o ano de 2010 em ANP (2013a).

- Consumo de Gás de Refinaria

De acordo com as premissas citadas no item anterior, tornou-se possível calcular

a produção de gás de refinaria nas unidades de processamento, bem como seu consumo

para aquecimento direto. De acordo com as hipóteses formuladas, chegou-se aos

resultados mostrados na Tabela 35. O gás excedente, o qual não foi utilizado para suprir

a demanda de combustíveis no aquecimento direto, foi direcionado para queima em flare.

76

- Consumo de Óleo Combustível

O consumo de óleo combustível ocorrerá nas unidades de cogeração da Regap e

da Refap, tanto no ano base, como na projeção. Além disso, seu consumo também foi

estimado para atender à demanda de combustíveis no aquecimento direto juntamente com

o gás natural e o gás de refinaria. O resultado pode ser visto na Tabela 35.

- Consumo de Coque de FCC

Conforme discutido anteriormente, o consumo de coque de FCC nas unidades de

FCC e RFCC foi obtido e está sendo analisado separadamente. Como o coque é produzido

e consumido na mesma unidade, gerando um consumo energético líquido nulo, o

consumo de coque é facilmente desconsiderado em estimativas de consumo energético.

- Consumo de Nafta

A nafta será consumida apenas no cenário de projeção, nas unidades de geração

de hidrogênio da RNEST e “Novas Refinarias”. Como já dito anteriormente, para tais

unidades, considerou-se um consumo específico de 4,5 kcal/Nm³ de hidrogênio

produzido.

- Consumo de Eletricidade da Rede

Para estimar o consumo de eletricidade proveniente da rede elétrica, calculou-se

o quanto da demanda total de eletricidade das unidades de processamento conseguiu ser

atendida pelas unidades de cogeração de cada refinaria. A fração não atendida será

consumida da rede. Os resultados da geração pelas unidades de cogeração e a eventual

compra de eletricidade do grid estão disponíveis na Tabela 36.

77

Tabela 35 - Consumo energético por fonte 2010-2050

Consumo Energético (Mm³/ano)

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural 2.944,0 11.303,0 14.348,3 16.882,2 16.855,5

Gás Combustível 2,2 2,8 3,6 3,8 3,8

Óleo Combustível 1,2 0,0 0,0 0,0 0,0

Coque de FCC 2,0 1,9 1,9 1,8 1,9

Nafta 0,0 2,6 2,6 2,6 2,6

Consumo Energético (PJ/ano)

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural 108,3 415,8 527,8 621,0 620,0

Gás Combustível 89,3 114,0 142,7 151,0 150,4

Óleo Combustível 47,7 0,0 0,0 0,0 0,0

Coque de FCC 71,5 70,9 69,4 66,3 69,0

Nafta 0,0 81,9 81,9 81,9 81,9


Tabela 36 - Balanço de eletricidade 2010-2050

Novo Balanço de Eletricidade

2010 2020 2030 2040 2050

Potência Cogeração (MW) 510,5 560,5 610,5 710,5 810,5

Geração (GWh) 4.472,0 4.691,0 5.129,0 5.567,0 5.567,0

Consumo Total (GWh) 2.680,5 4.997,9 7.258,5 8.125,8 8.119,1

Consumo Grid (GWh) 0,0 307,0 2.129,5 2.558,8 2.552,1


5.1.4. Emissões de Gases de Efeito Estufa

A partir da desagregação do consumo energético total foi possível estimar as

emissões de CO2 provenientes do setor de refino no Brasil, tendo como ano base 2010.

As emissões estão ilustradas na Figura 18.

Os fatores de emissão dos combustíveis utilizados para os cálculos de emissões

foram obtidos em IPCC (2006). Para a eletricidade, considerou-se a média do fator de

emissão do grid nacional para o ano de 2010 (MCT, 2010). Os valores estão reportados

na Tabela 37 a seguir.

78

Tabela 37 - Fatores de emissão

Combustível Fator de

Emissão Unidade

Gás Natural 56,1 tCO2/TJ

Gás de Refinaria 57,6 tCO2/TJ

Óleo Combustível 77,4 tCO2/TJ

Coque de Petróleo 97,5 tCO2/TJ

Nafta 73,3 tCO2/TJ

Eletricidade 14,2 tCO2/TJ

Fonte: IPCC, 2006 e MCT, 2010

Urge destacar que as emissões totais do setor de refino em 2010, estimadas neste

estudo em 21,9 MtCO2, se coadunam com as estimativas da Petrobras em seu Relatório

de Sustentabilidade, que estimam as emissões de seu parque de refino na faixa de 21 e 25

MtCO2, entre 2009 e 2013 (Petrobras, 2011; Petrobras, 2013).

Figura 18 - Cenário de emissões do refino brasileiro 2010-2050


No que concerne as emissões específicas de CO2, ou seja, emissões em toneladas

de CO2/ tonelada de óleo processado, no presente trabalho calculou-se um valor de 0,25

tCO2/t óleo processado para o ano base de 2010 e aproximadamente 0,37 tCO2/t óleo

processado para os demais anos do horizonte de estudo. Neste contexto, diversos

trabalhos na literatura apresentam emissões específicas na ordem de 0,1 a 0,4 tCO2/t de

óleo processado, com uma média mais próxima de 0,22 (Concawe, 2008; IEAGHG, 2008;

0

10

20

30

40

50

60

2010 2020 2030 2040 2050

Em

issõ

es (

MtC

O2/a

no

)

Ano

79

Straelen et al, 2010; DNV, 2010). Estes valores são boas representações das médias dos

principais centros de refino do mundo. Por exemplo, os EUA apresentam uma emissão

média de 0,33 tCO2/t de óleo processado, enquanto a União Europeia apresenta um valor

médio de 0,27 (EPA, 2014). O Brasil, no entanto, apresenta um valor ligeiramente maior,

de cerca de 0,45 tCO2/t de óleo processado (Petrobras, 2013).

Sendo assim, o valor calculado para o ano base deste estudo está próximo do valor

médio praticado mundialmente, e o valor dos anos seguintes se aproxima mais do caso

brasileiro, o que leva a crer que os cálculos realizados no presente trabalho possuem

coerência e não fogem à realidade.

Figura 19 - Emissões específicas 2010-2050


5.2. Cenários Linha de Base Otimizados

Na construção do Cenário Linha de Base Simulado, como descrito na seção

anterior, não se considerou o preço dos insumos energéticos para a escolha dos mesmos,

com o objetivo de suprir a demanda de energia calculada, sendo a determinação baseada

em premissas particulares a este estudo. Porém, dado que o preço é um fator de decisão

importante, tornou-se necessário construírem-se três cenários linha de base, alternativos

ao já elaborado. O primeiro deles, denominado Cenário Linha de Base A, consiste em

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

2010 2020 2030 2040 2050

Em

issõ

es E

spec

ífic

as

(tC

O2

/to

nel

ad

a d

e

óle

o p

roce

ssa

do

)

Ano

80

uma otimização do Cenário Linha de Base original, considerando-se o preço do gás

natural no momento de escolha das fontes energéticas, bem como o preço dos demais

energéticos. Para tanto, utiliza-se a ferramenta Solver desenvolvida na plataforma

CAESAR, conforme descrita na seção 4.1. desta dissertação.

Os outros dois cenários, Cenário Linha de Base B e Cenário Linha de Base C,

possuem diferentes evoluções de preços de gás natural, porém os mesmos cenários de

preços para as outras fontes de energia. Na construção destes cenários, a decisão pelas

quantidades de cada fonte de energia a serem consumidas foi baseada na maximização da

receita da refinaria e na minimização das emissões geradas. Logo, os preços dos insumos

energéticos produzidos pelo processo de refino multiplicados pelas quantidades

consumidas dos mesmos acabam por gerarem receitas, e os preços dados ao gás natural,

multiplicados pela quantidade consumida, geram despesas. Porém, ao mesmo tempo em

que o gás natural gera uma despesa, ele apresenta o menor fator de emissão dentre todos

os fatores das fontes de energia a serem utilizadas, o que faz com que a simulação dos

novos cenários não seja um processo simples, necessitando da ferramenta de Excel

Solver, como já mencionado no capítulo 4.

É importante ressaltar que o simulador otimizará o mix de combustíveis para

atender à demanda das caldeiras, aquecimento direto e cogeração, não fazendo parte da

otimização as quantidades de gás natural e nafta necessárias para atender à demanda da

UGH. Sendo assim, tais valores não são modificados, porém, são contabilizados nos

cálculos de emissões totais por ano.

Cabe também salientar que, nesta etapa da simulação, ofereceu-se ao modelo,

além dos energéticos já considerados na construção do Cenário Linha de Base Simulado,

a opção de consumo de coque de petróleo (além do consumo apenas na unidade de FCC)

e óleo diesel.

A Tabela 38 a seguir apresenta os valores consumidos de gás natural e nafta por

ano, necessários para atender à demanda da UGH.

Tabela 38 - Demandas de gás natural e nafta da UGH

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural (Bm³/ano) 0,50 1,13 1,31 2,01 2,01

Nafta (Mm³/ano) 0,00 2,60 2,60 2,60 2,60


81

5.2.1. Cenário Linha de Base A

O Cenário Linha de Base A consiste em uma otimização do Cenário Linha de

Base, considerando-se o preço dos insumos energéticos - em especial o do gás natural,

pois este será o objeto de estudo para a realização da comparação entre os cenários

otimizados - como um fator de decisão para a escolha dos insumos a serem consumidos

e suas respectivas quantidades.

Com um cenário de preço de gás natural constante de 2010 a 2050 no valor de

US$ 460/kNm³ (EPE, 2014), os resultados obtidos foram são apresentados na Tabela 39.

Tabela 39 - Resultados Cenário Linha de Base A

Cenário Linha de Base A

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural (Bm³) 2,44 9,96 12,31 13,98 13,68


Nafta (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Coque (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Coque de FCC (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diesel (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Eletricidade (GWh) 0,00 306,95 2.129,53 2.558,82 2.552,10

Hidrogênio (Mm³) 142,18 143,97 555,11 689,09 905,31

Emissões (MtCO2) 21,40 42,41 49,22 54,29 53,92


5.2.2. Cenário Linha de Base B

O Cenário Linha de Base B foi construído com base em um novo cenário de preços

de gás natural, sendo este obtido no estudo World Energy Outlook 2013 (IEA, 2013),

como parte e um cenário de políticas atuais – tendo neste caso os Estados Unidos como

parâmetro.

As taxas adotadas de crescimento do preço de gás natural em relação ao preço do

Cenário Linha de Base A estão apresentadas na Tabela 40.

82

Tabela 40 - Taxas de crescimento do preço de gás natural Cenário Linha de Base B

Ano 2010 2020 2030 2040 2050

Taxa (%) - 1,74 1,84 1,84 1,92

Preço GN (US$/kNm³) 460 805 848 847 884

Fonte: Elaboração própria com base em IEA, 2013

Sendo assim, os resultados para o Cenário Linha de Base B são mostrados na

Tabela 41.

Tabela 41 - Resultados Cenário Linha de Base B

Cenário Linha de Base B

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural (Bm³) 2,44 4,43 5,87 7,63 8,92


Nafta (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Coque (Mm³) 0,00 3,89 3,94 3,32 1,25

Coque de FCC (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diesel (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Hidrogênio (Mm³) 142,18 236,87 764,56 985,98 1.189,47

Emissões (MtCO2) 21,40 49,17 56,10 60,19 57,14


5.2.3. Cenário Linha de Base C

O Cenário Linha de Base C também foi construído com base em um novo cenário

de preços de gás natural, sendo este também obtido no estudo World Energy Outlook

2013 (IEA, 2013), porém como parte de um cenário extremo de preços de gás natural.

As taxas adotadas de crescimento do preço de gás natural em relação ao preço do

Cenário Linha de Base A foi como apresentado na Tabela 42 a seguir.

Tabela 42 - Taxas de crescimento do preço de gás natural Cenário Linha de Base C

Ano 2010 2020 2030 2040 2050

Taxa (%) - 1,76 2,04 2,21 2,38

Preço GN (US$/kNm³) 460 810 938 1.017 1.095

Fonte: Elaboração própria a partir de IEA, 2013

83

Sendo assim, os resultados para o Cenário Linha de Base C são mostrados na

Tabela 43.

Tabela 43 – Resultados Cenário Linha de Base C

Cenário Linha de Base C

2010 2020 2030 2040 2050

Gás Natural (Bm³) 2,44 3,89 4,85 6,18 6,71


Nafta (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Coque (Mm³) 0,00 4,31 4,78 4,57 3,05

Coque de FCC (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diesel (Mm³) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Hidrogênio (Mm³) 142,18 143,97 555,11 689,09 905,31

Emissões (MtCO2) 21,41 50,04 58,11 63,23 61,11


As evoluções das emissões dos três cenários alternativos, bem como do Cenário

Linha de Base encontram-se apresentadas na Figura 20.

Figura 20 - Emissões Cenários Linha de Base alternativos


0

10

20

30

40

50

60

70

2010 2020 2030 2040 2050

Em

issõ

es (

MtC

O2)

Ano

Cenário Linha de Base

Simulado




84

Cabe notar que as emissões no ano de 2010, de 21,4 MtCO2, são as mesmas para

os Cenários Linha de Base A, B e C, dado que o preço do gás natural, bem como os dos

demais insumos energéticos, são os mesmos. As emissões para o mesmo ano, no Cenário

Linha de Base Simulado, correspondem a 21,9 MtCO2, valor este ligeiramente maior do

que o anterior, porquanto este cenário foi construído a partir de premissas pertencentes

ao presente estudo, não considerando o preço do gás natural ou dos demais insumos

energéticos como fator de decisão, e tampouco considerando uma otimização das

emissões de CO2, através da escolha dos energéticos com menores fatores de emissão,

mesmo sem a entrada de medidas de mitigação.

Em relação às emissões dos anos subsequentes, estas possuem menores valores

no Cenário Linha de Base A, uma vez que o mesmo adota os menores preços de gás

natural dentre os cenários alternativos, resultando em um maior consumo do mesmo,

sendo o fator de emissão deste insumo o menor dentre todos os fatores. Comparando-se

as emissões do Cenário Linha de Base Simulado com as do Cenário Linha de Base A,

como já mencionado anteriormente, o segundo cenário é uma otimização do primeiro,

logo, é evidente que suas emissões sejam menores.

Tais emissões nos Cenários Linha de Base B e Linha de Base C são coerentemente

maiores do que no Cenário Linha de Base A, posto que o preço do gás natural aumenta

durante o horizonte analisado nos dois primeiros cenários, reduzindo assim o consumo

deste insumo e aumentando, consequentemente, o consumo de energéticos mais baratos,

como, por exemplo, o óleo combustível, o qual contém fator de emissão 77,4 tCO2/TJ

contra os 56,1 tCO2/TJ do gás natural.

5.3. Cenários de Baixo Carbono

Os Cenários de Baixo Carbono serão criados tendo como base os Cenários Linha

de Base Otimizados, assumindo, porém, a possibilidade de investimentos em tecnologias

de mitigação, para que assim se consiga reduzir as emissões de GEE no horizonte de

estudo. Para isso, será fornecido ao simulador uma série de medidas de mitigação com

seus respectivos potenciais de redução de consumo energético, custos de investimento,

custos de operação e manutenção, e custos de abatimento, e o simulador, por sua vez,

escolherá as opções plausíveis de serem implementadas de acordo com cenários de preços

de CO2 emitido; ou seja, opções tecnológicas com custos de abatimento menores ou iguais

aos preços fixados de CO2 emitido.

85

Sendo assim, para cada Cenário Linha de Base Otimizado reportado anteriormente

fixar-se-ão preços de emissão de CO2 em uma faixa de US$ 10/tonelada de CO2 até US$

100/tonelada de CO2 e, para cada preço estipulado, serão analisadas as medidas a serem

implementadas, bem como as emissões resultantes.

De acordo com Rich (2004), taxas de CO2 constituem um preço estabelecido a ser

pago por uma determinada quantidade de CO2, ou genericamente, CO2e, emitida em

função de atividades antropogênicas. Sendo assim, o propósito de uma taxação de CO2 é

internalizar externalidades associadas às mudanças climáticas causadas de forma

antropogênica (Grottera, 2013).

O IPCC (2007) reuniu 100 diferentes estudos sobre o nível ótimo de uma taxa de

CO2 emitido, concluindo que o mesmo seja estabelecido em US$12/tCO2, e ressaltando

que as estimativas variam entre US$ 3/tCO2 e US$ 95/tCO2.

5.3.1. Tecnologias de Mitigação

De acordo com os exemplos apresentados no Capítulo 3 e na literatura disponível,

foram levantadas diversas medidas de redução de consumo de utilidades para as

principais unidades de processamento em uma refinaria de petróleo. Consideraram-se as

medidas que reduzam o consumo de combustível em aquecimento direto, reduzam o

consumo (ou aumentem a exportação líquida) de vapor e eletricidade e, por fim, que

reduzam o consumo de hidrogênio nas unidades de hidrotratamento e hidrocraqueamento.

Foram analisadas 200 medidas de eficiência energética e redução de consumo energético

para as diversas unidades. A listagem completa das medidas, incluindo os parâmetros de

redução de consumo e custos (US$/GJ) está disponível na Tabela 55, no Apêndice B.

De forma a transformar uma redução de consumo energético em redução efetiva

de emissão de GEE, é necessário contabilizar as emissões dos Cenários Linha de Base

Otimizados, o que já foi realizado na seção 5.1. Tendo os Cenários Linha de Base

Otimizados como referência, foi possível determinar os fatores de emissão específicos

para cada utilidade. Portanto, basta multiplicar a redução do consumo da utilidade pelo

seu fator de emissão para contabilizar a redução da emissão de uma medida, em cada

Cenário Linha de Base Otimizado construído. Os fatores estão apresentados nas tabelas

a seguir.

86

Tabela 44 – Fatores de emissão calculados Cenário Linha de Base A

Utilidade Unidade 2010 2020 2030 2040 2050

Combustível tCO2/TJ 60,72 56,46 56,46 56,44 56,45

Vapor tCO2/kt 210,47 195,69 195,61 195,45 195,53

Eletricidade tCO2/GWh 819,46 820,11 858,60 956,57 1.090,42

Hidrogênio tCO2/MNm³ 897,60 1.142,70 1.116,20 1.062,30 1.029,80


Tabela 45 - Fatores de emissão calculados Cenários Linha de Base B



Vapor tCO2/kt 210,47 208,69 209,48 208,84 209,57

Eletricidade tCO2/GWh 819,46 874,57 919,52 1.022,10 1.168,73



Tabela 46 - Fatores de emissão calculados Cenários Linha de Base C



Vapor tCO2/kt 210,47 210,76 212,86 212,90 214,88

Eletricidade tCO2/GWh 819,46 883,25 934,35 1.042,00 1.198,38



Os valores dos fatores de emissão para hidrogênio são os mesmos para os três

cenários, dado que, como mencionado anteriormente, o simulador otimizará o mix de

combustíveis para atender à demanda das caldeiras, aquecimento direto e cogeração, não

fazendo parte da otimização as quantidades de gás natural e nafta necessárias para atender

à demanda da UGH.

Cabe destacar que para o cálculo do potencial de redução de consumo energético

e, consequentemente, do potencial de redução de GEE, foram adotadas taxas médias de

penetração das medidas de abatimento. A Tabela 55, no Apêndice B, indica quais foram

as taxas de penetração consideradas para cada medida no parque de refino brasileiro atual.

Por falta de informação mais detalhada do setor, foram adotadas taxas semelhantes ao

parque de refino norte-americano, conforme Morrow III et al (2013). Ainda, foi

necessário assumir que todas as medidas consideradas neste estudo poderiam

87

efetivamente ser empregadas nas refinarias nacionais. Isto é, não existem impedimentos

técnicos20 para sua implementação.

É importante ressaltar que a análise da tecnologia de captura e armazenamento de

carbono – CCS, não será contemplada na presente dissertação. Apesar de seu reconhecido

potencial de redução de emissões de CO2, e ainda que suas estimativas de custos por

emissão evitada estejam dentro da faixa de custos possíveis de serem implementadas, de

acordo com os cenários de preços de CO2 a serem adotados – até US$ 100/tCO2 - optou-

se por não considerá-la, na medida em que a presente dissertação enfatiza medidas de

eficiência energética nas refinarias de petróleo (enquanto o CCS representaria na prática

uma penalidade energética (Farias, 2014).

Custos de Abatimento

Os custos de abatimento das medidas analisadas na presente dissertação são

modificados para cada Cenário Linha de Base Otimizado construído, pois dependem das

emissões evitadas por cada medida, as quais, por sua vez, variam de acordo com os fatores

de emissão calculados em cada Cenário Linha de Base Otimizado. Primeiramente serão

calculados os custos brutos de abatimento, isto é, sem contabilizar as receitas obtidas com

a redução do consumo de combustível, vapor, eletricidade e/ou hidrogênio resultantes da

aplicação das medidas de abatimento, e em seguida, calcular-se-ão os custos líquidos de

abatimento, considerando tais receitas, apenas para o Cenário de Baixo Carbono A, para

que assim seja possível analisarem-se os custos pela ótica do refinador, e não somente

pela ótica da medida. Não serão calculados os custos líquidos de abatimento para os

Cenários de Baixo Carbono B e C, dado que a discussão acerca dos mesmos seria

equivalente à discussão para o Cenário de Baixo Carbono A, diferindo apenas em valores.

O custo de abatimento bruto é calculado de acordo com a Equação 3 a seguir:

Equação 3 – Equação do custo de abatimento bruto

𝑪𝑩𝑨𝒙 = ∑

((𝑰𝒏𝒗𝑷𝟎𝒊 ∗ 𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑹𝒆𝒄𝒖𝒑𝒆𝒓𝒂çã𝒐 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒑𝒊𝒕𝒂𝒍) + 𝑶𝑴𝑷𝟎𝒊)𝑬𝒎𝒊𝒔𝒔õ𝒆𝒔 𝑬𝒗𝒊𝒕𝒂𝒅𝒂𝒔𝑷𝟎𝒊

𝒊=𝟓𝒊=𝟐 ∗ 𝑬𝒎𝒊𝒔𝒔õ𝒆𝒔 𝑬𝒗𝒊𝒕𝒂𝒅𝒂𝒔𝑷𝟎𝒊

∑ 𝑬𝒎𝒊𝒔𝒔õ𝒆𝒔 𝑬𝒗𝒊𝒕𝒂𝒅𝒂𝒔𝑷𝟎𝒊𝒊=𝟓𝒊=𝟐

20 É compreendido como um impedimento técnico, por exemplo, a falta de espaço ou infraestrutura em uma

unidade. Isso poderia causar um impedimento ou, no mínimo, um aumento do custo de se implantar uma

determinada medida de abatimento.

88

O custo de abatimento líquido é calculado de acordo com a Equação 4 a seguir:

Equação 4 – Equação do custo de abatimento líquido

𝐶𝐿𝐴𝑥 = ∑

((𝐼𝑛𝑣𝑃0𝑖 ∗ 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙) + 𝑂𝑀𝑃0𝑖)𝐸𝑚𝑖𝑠𝑠õ𝑒𝑠 𝐸𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠𝑃0𝑖

𝑖=5𝑖=2 ∗ 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑠õ𝑒𝑠 𝐸𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠𝑃0𝑖

∑ 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑠õ𝑒𝑠 𝐸𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠𝑃0𝑖𝑖=5𝑖=2

− 𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝐶𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡í𝑣𝑒𝑙

Onde:

Equação 5 - Equação da receita obtida com a redução do consumo de combustível

𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝐶𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡í𝑣𝑒𝑙 = ∑ 𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎𝑠𝑥,𝑦,𝑧

𝐸𝑚𝑖𝑠𝑠õ𝑒𝑠 𝐸𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑃𝑂𝑖

Na qual:

x = combustível

y = vapor

z = eletricidade

i = 2,3,4, ou 5

E,

Equação 6 - Equação da receita x

𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒙 = % 𝑹𝒆𝒅𝒖çã𝒐 𝒅𝒐 𝒄𝒐𝒏𝒔𝒖𝒎𝒐 𝒅𝒆 𝒙 𝒅𝒂 𝒎𝒆𝒅𝒊𝒅𝒂 ∗ 𝑪𝒐𝒏𝒔𝒖𝒎𝒐 𝒅𝒆 𝒙 𝒆𝒎 𝑷𝑶𝒊

∗ 𝑷𝒓𝒆ç𝒐 𝒅𝒐 𝒎𝒊𝒙 𝒅𝒆 𝒄𝒐𝒎𝒃𝒖𝒔𝒕í𝒗𝒆𝒊𝒔

Equação 7 - Equação da receita y

𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑦 = % 𝑅𝑒𝑑𝑢çã𝑜 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑦 𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎 ∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑦 𝑒𝑚 𝑃𝑂𝑖 ∗𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑜 𝑚𝑖𝑥 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡í𝑣𝑒𝑖𝑠 ∗ 𝑃𝐶𝐼 𝑉𝑎𝑝𝑜𝑟

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡í𝑣𝑒𝑙 𝑒𝑚 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟

Equação 8 - Equação da receita z

𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑧 = % 𝑅𝑒𝑑𝑢çã𝑜 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑧 𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎 ∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑧 𝑒𝑚 𝑃𝑂𝑖 ∗ 𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑒 𝑧

Equação 9 - Equação do fator de recuperação de capital

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 = 𝑟 ∗ (1 + 𝑟)𝑡

((1 + 𝑟)𝑡 − 1)

Onde:

r = taxa de desconto

89

t = 2050-2010

E,

CAx = Custo de abatimento da medida x

Inv = Custo de investimento da medida

OM = Custo de operação de manutenção da medida

P0i = Período i (i=2,3,4,5)

A taxa de desconto utilizada nesta dissertação foi de 12% ao ano, um valor

satisfatório para o setor de petróleo, segundo estudo realizado por SPE – The Society of

Petroleum Engineers, baseado em Moore (2009).

Cabe ressaltar que, para o cálculo da receita obtida com a redução do consumo de

combustível, utilizou-se um preço de gás natural de US$ 11,9/GJ (Fenosa, 2014), o qual

equivale ao preço de US$ 460/kNm³ considerado na construção do Cenário Linha de Base

A. Para o óleo combustível considerou-se um preço de US$ 13,7/GJ (EPE, 2014), também

equivalente ao valor de US$ 550/m³ considerado na elaboração do Cenário Linha de Base

A. Para os combustíveis gás combustível e coque de petróleo considerou-se,

conservadoramente, um preço zero, dado que os mesmos são produzidos na própria

refinaria. Não se tornou necessária a arbitragem dos preços dos demais combustíveis, haja

vista que os mesmos não fazem parte do mix de combustíveis para o Cenário Linha de

Base A.

A Tabela 56, a Tabela 57 e a Tabela 58 no Apêndice F, apresentam os custos

brutos de abatimento, referentes aos Cenário Linha de Base A, B e C e custos líquidos de

abatimento calculados para cada medida, referentes ao Cenário Linha de Base A,

respectivamente. Os custos brutos de abatimento para os cenários B e C possuem os

mesmos valores, visto que os fatores de emissão utilizados para o cálculo das emissões

evitadas são os mesmos, resultando nos mesmos valores de emissões evitadas por

período.

A Tabela 47, Tabela 48 e Tabela 49 a seguir exibem o número de medidas

existentes de acordo com a faixa de custos brutos de abatimento em cada Cenário Linha

de Base Otimizado para o ano de 2050.

90

Tabela 47 - Número de medidas por critério de custo bruto de abatimento no Cenário Linha de

Base A em 2050

Critério (C =

US$/tCO2

abatido)

Número de

Medidas

C ≤ 0 28

0 < C ≤ 10 39

10 < C ≤ 50 82

50 < C ≤ 100 29

C > 100 22

Total 200



Base B em 2050

Critério (C =

US$/tCO2

abatido)

Número de

Medidas

C ≤ 0 28

0 < C ≤ 10 41

10 < C ≤ 50 83

50 < C ≤ 100 28

C > 100 20

Total 200



Base C em 2050

Critério (C =

US$/tCO2

abatido)

Número de

Medidas

C ≤ 0 28

0 < C ≤ 10 41

10 < C ≤ 50 85

50 < C ≤ 100 26

C > 100 20

Total 200


91

As primeiras faixas representam um conjunto de medidas “non-regret”, i.e., que

os custos inferiores a zero indicam que a possível redução dos custos de operação das

unidades é maior que os investimentos da medida. Desta forma, elas ajudam ao reduzir o

custo total e maximizar o lucro. As últimas categorias, no entanto, apresentam as medidas

cujos custos de abatimento são demasiadamente altos e que dificilmente entrariam em

vigor sem incentivos econômicos ou mudanças tecnológicas mais robustas.

Analisando-se as tabelas acima, pode-se notar que nos Cenários de Linha de Base

Otimizados B e C há um maior número de medidas com custos de US$ 0 a 10/tCO2 e

US$ 10 a 50/tCO2, e um menor número de medidas com custos entre US$ 50 e 100/tCO2

e acima de US$ 100/tCO2, o que é resultado de maiores emissões evitadas nestes cenários

do que no Cenário Linha de Base Otimizado A.

5.3.2. Cenário de preços de CO2

Os cenários de preços de CO2 adotados variam de US$ 10/tCO2 a US$ 100/tCO2,

em intervalos de US$ 10/tCO2, para todos os Cenários Linha de Base construídos. Sendo

assim, para o Cenário Linha de Base A, por exemplo, foram construídos dez Cenários de

Baixo Carbono, cada qual com um cenário de preços de CO2. Então, no Cenário de Baixo

Carbono A com a taxação de US$ 10/tCO2, de 2010 a 2050 o preço da tonelada de CO2

emitido será de US$ 10. No Cenário de Baixo Carbono A com a taxação de US$ 20/tCO2,

de 2010 a 2050 o preço da tonelada de CO2 emitido será de US$ 20, e assim

sucessivamente até US$ 100/tCO2.

5.3.3. Cenários de Baixo Carbono

A seguir são descritos os Cenários de Baixo Carbono construídos no presente

estudo. Para cada Cenário Linha de Base Otimizado anteriormente projetado serão

produzidos dez Cenários de Baixo Carbono, com dez diferentes preços de CO2 emitido.

Cenários de Baixo Carbono A

Os primeiros Cenários de Baixo Carbono têm como linha de base o Cenário Linha

de Base Otimizado A e são denominados Cenários de Baixo Carbono A. Os resultados

de consumo energético por fonte e emissões totais por período, para cada taxação de CO2

92

implementada, encontram-se nas tabelas no Apêndice C. A Figura 21 a seguir apresenta

as evoluções das emissões em cada cenário.

Figura 21 - Emissões Cenários de Baixo Carbono A


Analisando-se a Figura 21 é possível verificar que no ano de 2010 as emissões

possuem o mesmo valor de 21,40 MtCO2 para todos os cenários. Isto se deve ao fato de

que as medidas de mitigação são implementadas somente a partir de 2020. Neste contexto,

cabe ressaltar uma limitação do simulador utilizado. Uma simulação ideal teria a entrada

das medidas conforme o passar dos anos, ou seja, algumas medidas deveriam ser

implementadas em 2020, outras somente 10 ou 20 anos depois. Porém, o modelo utilizado

não permitiu esta ação. Sendo assim, todas as medidas que possuem custos que as

possibilitem de serem aplicadas conforme as taxações de CO2 têm seu início de execução

no ano 2020.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

2010 2020 2030 2040 2050

Em

issõ

es (

MtC

O2

)

Ano


Taxação de US$10/tCO2










93

No que diz respeito às emissões dos anos subsequentes ao ano de 2010, cabe notar

que as mesmas se reduzem conforme se aumenta o preço de CO2. Dessa forma, as

emissões referentes à taxação de US$ 10/tCO2 são maiores do que as de US$ 20/tCO2,

que por sua vez são maiores do que as de US$ 30/tCO2, e assim sucessivamente. Isto

ocorre devido ao fato de que, quanto maior o preço de CO2 emitido aplicado, maior é o

número possível de medidas a serem aplicadas. Logo, no ano de 2050 as emissões

referentes à taxação de US$ 10/tCO2 correspondem a 52,6 MtCO2, enquanto que as

emissões relativas ao preço de US$ 100/tCO2 equivalem a 49,9 MtCO2, uma redução de

2,7 MtCO2 ou 5,1% em relação à menor taxação. Comparando-se as emissões

equivalentes à taxação de US$ 100/tCO2 no ano de 2050 com as do Cenário Linha de

Base Otimizado A no mesmo ano, estas são aproximadamente 7,4% menores,

correspondendo a 4,0 MtCO2.

As medidas aplicadas em cada cenário variam de acordo o preço de CO2 emitido,

conforme mencionado anteriormente. Dentre as medidas analisadas há 67 medidas que

possuem custos de até US$ 10/tCO2; 89 medidas até US$ 20/tCO2; 116 até US$ 30/tCO2;

138 até US$ 40/tCO2; 149 até US$ 50/tCO2; 159 até US$ 60/tCO2; 166 até US$ 70/tCO2;

171 até US$ 80/tCO2; 175 até US$ 90/tCO2; e 178 até US$ 100/tCO2. Sendo assim, das

200 medidas analisadas, apenas 22 não foram implementadas nos Cenário de Baixo

Carbono A.

O potencial de abatimento destas medidas será analisado na seção 5.4.

Cenários de Baixo Carbono B e C

Os Cenários de Baixo Carbono B e C têm como linha de base o Cenário Linha de

Base Otimizado B e o Cenário Linha de Base Otimizado C, respectivamente. Os

resultados de consumo energético por fonte e emissões totais por período, para cada

taxação de CO2 implementada, para cara cenário, encontram-se nas tabelas dos Apêndices

D e E. A Figura 22 e a Figura 23 a seguir apresentam as evoluções das emissões em cada

cenário de taxação, para os Cenário de Baixo Carbono B e Baixo Carbono C,

respectivamente.

94

Figura 22 - Emissões Cenários de Baixo Carbono B


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

2010 2020 2030 2040 2050

Em

issõ

es (

MtC

O2

)

Ano












95

Figura 23 - Emissões Cenários de Baixo Carbono C


Analisando-se as figuras acima é possível verificar que no ano de 2010 as

emissões possuem o mesmo valor de 21,40 MtCO2 para todos os cenários. Isto se deve

novamente ao fato de que as medidas de mitigação são implementadas somente a partir

de 2020.

No que diz respeito às emissões dos anos subsequentes ao ano de 2010, cabe notar

que em ambos os cenários, assim como no caso dos Cenários de Baixo Carbono A, as

mesmas se reduzem conforme se aumenta o preço de CO2. Logo, para a Figura 22, no ano

de 2050 as emissões referentes à taxação de US$ 10/tCO2 correspondem a 56,8 MtCO2,

enquanto que as emissões relativas ao preço de US$ 100/tCO2 equivalem a 54,2 MtCO2,

uma redução de 2,6 MtCO2 ou 4,6% em relação à menor taxação. Relacionando-se as

emissões equivalentes à taxação de US$ 100/tCO2 no ano de 2050 com as do Cenário

Linha de Base Otimizado B, no mesmo ano, estas são aproximadamente 5,1% menores,

correspondendo a 2,9 MtCO2.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

2010 2020 2030 2040 2050

Em

issõ

es (

MtC

O2

)

Ano












96

Na Figura 23, no ano de 2050 as emissões referentes à taxação de US$ 10/tCO2

também correspondem a 59,6 MtCO2, enquanto que as emissões relativas ao preço de

US$ 100/tCO2 equivalem a 54,6 MtCO2, uma redução de 5,0 MtCO2 ou 8,3 % em relação

à menor taxação. Relacionando-se as emissões equivalentes à taxação de US$ 100/tCO2

no ano de 2050 com as do Cenário Linha de Base Otimizado C, no mesmo ano, estas são

aproximadamente 10,6% menores, correspondendo a 6,5 MtCO2, ou seja, os Cenários de

Baixo Carbono C possuem maiores reduções totais maiores do que os Cenários de Baixo

Carbono A e B.

Comparando-se a redução de total de emissões obtida nos Cenários de Baixo

Carbono C com a resultante dos Cenários de Baixo Carbono A, constata-se que as mesmas

são 1,6 vezes maiores, o que pode ser explicado pelo fato de os Cenários de Baixo

Carbono C possuírem um maior número total de medidas com custos inferiores a US$

100/tCO2, o que resulta em um maior potencial de redução de emissões total. Isto pode

ser constatado analisando-se a Tabela 56, Tabela 57 e Tabela 58 do Apêndice F, as quais

possuem a redução de emissões por medida para cada cenário, bem como os custos de

abatimento das mesmas.

Dentre as medidas analisadas, no Cenário de Baixo Carbono B há 69 que possuem

custos de até US$ 10/tCO2; 94 medidas até US$ 20/tCO2; 122 até US$ 30/tCO2; 139 até

US$ 40/tCO2; 152 até US$ 50/tCO2; 162 até US$ 60/tCO2; 169 até US$ 70/tCO2; 173 até

US$ 80/tCO2; 178 até US$ 90/tCO2; e 180 até US$ 100/tCO2. Sendo assim, das 200

medidas analisadas, apenas 20 não foram implementadas nos Cenários de Baixo Carbono

B.

No Cenário de Baixo Carbono C, dentre as medidas analisadas há 69 que possuem

custos de até US$ 10/tCO2; 96 medidas até US$ 20/tCO2; 122 até US$ 30/tCO2; 141 até

US$ 40/tCO2; 154 até US$ 50/tCO2; 164 até US$ 60/tCO2; 169 até US$ 70/tCO2; 174 até

US$ 80/tCO2; 178 até US$ 90/tCO2; e 180 até US$ 100/tCO2. Sendo assim, das 200

medidas analisadas, apenas 20 não foram implementadas nos Cenários de Baixo Carbono

C.

O potencial de abatimento destas medidas será analisado na seção 5.4.

5.4. Curvas de Custos de Abatimento

A curva de custos de abatimento é uma forma de representar os resultados de um

cenário de mitigação e auxiliar em processos de decisão de acordo com sua atratividade

97

econômica. Através dela é possível observar as reduções de emissões e seus respectivos

custos.

Estas curvas podem ser construídas no nível de tecnologia/atividade ou

setor/programa (Halsnaes et al, 2007 e Schaeffer e Szklo, 2009). O primeiro tipo de

abordagem é mais simples e avalia cada opção de mitigação separadamente, de acordo

com seus custos e emissões evitadas, não havendo assim efeitos de uma medida de

mitigação sobre a outra. Já no segundo tipo há relação entre as medidas de mitigação

avaliadas. Logo, os resultados têm influências uns sobre os outros.

No presente trabalho construíram-se curvas de custos de abatimento no nível mais

desagregado, ou seja, não considerando os efeitos de uma medida sobre a outra.

Os resultados das análises, incluindo o custo e potencial de abatimento de cada

medida, para cada Cenário de Baixo Carbono projetado são apresentados a seguir.

5.4.1. Curva de Custos Brutos de Abatimento – Cenário de Baixo

Carbono A

Os resultados referentes ao Cenário de Baixo Carbono A estão representados na

Figura 24. Para a elaboração do mesmo, foi utilizada a taxa de desconto setorial de 12%,

conforme discutido em sessões anteriores.

Figura 24 - Curva de Custos Brutos de Abatimento do Cenário de Baixo Carbono A


98

Interessante notar que o potencial demonstrado na figura representa a redução

acumulada das emissões das medidas aplicadas até 2050. O potencial total em 2050 foi

estimado em cerca de 341,55 MtCO2.

Além disso, é importante destacar que o potencial de abatimento representado na

figura não representa o potencial líquido de redução de emissões do setor refino. Este é

apenas o total da redução de cada medida aplicada em relação ao cenário de linha de base.

Desta forma, pode, e está, ocorrendo dupla contagem de redução de emissões, visto que

a redução do consumo energético de duas medidas não é necessariamente igual à soma

de suas contribuições individuais. Esta característica das curvas de abatimento

convencionais e setoriais mostra a necessidade de uma modelagem integrada para a

eliminação da dupla contagem e para representar de forma mais fidedigna o sistema

econômico brasileiro.

Finalmente, a curva de potencial de abatimento pode ser desagregada de acordo

com o custo de abatimento. A Tabela 50 apresenta as medidas e seus potenciais de

abatimento por ano, para o Cenário de Linha de Base A, separados em 5 categorias.

99

Tabela 50 – Separação dos custos brutos e potenciais brutos de abatimento por ano no Cenário Linha de Base A

Critério (C =

US$/tCO2)

Número

de

Medidas

em 2020

Potencial

Bruto de

Abatimento

2020

(MtCO2)

Número de

Medidas em

2030

Potencial

Bruto de

Abatimento

2030

(MtCO2)

Número de

Medidas em

2040

Potencial

Bruto de

Abatimento

2040

(MtCO2)

Número de

Medidas em

2050

Potencial

Bruto de

Abatimento

2050

(MtCO2)

C ≤ 0 29 4,35 29 21,65 29 49,78 28 11,91

0 < C ≤ 10 36 3,63 36 17,58 37 33,5 39 60,17

10 < C ≤ 50 74 24,76 77 74,36 79 138,96 82 198,43

50 < C ≤ 100 33 3,17 31 9,8 32 20,98 29 33,49

C > 100 28 7,67 27 19,78 23 29,44 22 37,55

Total 200 43,58 200 143,17 200 272,66 200 341,55


100

Analisando-se a Tabela 50, é possível identificar que o maior potencial se encontra

nas medidas de custo intermediário, entre 10 e 50 US$/tCO2, o que é consequência das

medidas analisadas, dado que, dentre elas, a maioria não é custo efetiva (C ≤ 0), possui

custo baixo (0 < C ≤ 10) ou custo muito alto (C> 100). Soma-se a este fato o baixo fator

de emissão do grid brasileiro, o qual reduz a competitividade das medidas elétricas.

5.4.2. Curva de Custos Brutos de Abatimento – Cenários de Baixo

Carbono B e C

Os resultados referentes ao Cenário de Baixo Carbono B e C estão representados

na Figura 25 e na Figura 26. Para a elaboração dos mesmos, também se utilizou a taxa de

desconto setorial de 12%.

Figura 25 - Curva de Custos Brutos de Abatimento do Cenário de Baixo Carbono B


101

Figura 26 - Curva de Custos Brutos de Abatimento Cenário de Baixo Carbono C


O potencial de abatimento total para o Cenário de Baixo Carbono B, no ano de

2050, foi estimado em cerca de 347,41 MtCO2, valor este maior do que o obtido para o

Cenário de Baixo Carbono A, como consequência do maior número de medidas com

custos de abatimento iguais ou inferiores a US$ 100/tCO2.

Já o potencial de abatimento total para o Cenário de Baixo Carbono C, no ano de

2050, foi estimado em cerca de 486,9 MtCO2, valor este maior do que o obtido para os

Cenários de Baixo Carbono A e B, devido às maiores emissões obtidas no Cenário Linha

de Base C.

Novamente cabe destacar que o potencial de abatimento representado na figura

não representa o potencial líquido de redução de emissões do setor refino, sendo este

apenas o total da redução de cada medida aplicada em relação ao cenário de linha de base,

o que acarreta em dupla contagem de redução de emissões, visto que a redução do

consumo energético de duas medidas não é necessariamente igual à soma de suas

contribuições individuais.

A Tabela 51 e a Tabela 52 apresentam as medidas e seus potenciais de abatimento

para os Cenários de Linha de Base Otimizados B e C.

102

Tabela 51 – Separação dos custos brutos e potenciais brutos de abatimento por ano no Cenários Linha de Base B

Critério (C

=

US$/tCO2)

Número de

Medidas

em 2020

Potencial

Bruto de

Abatimento

2020

(MtCO2)

Número de

Medidas

em 2030

Potencial

Bruto de

Abatimento

2030

(MtCO2)

Número de

Medidas

em 2040

Potencial

Bruto de

Abatimento

2040

(MtCO2)

Número de

Medidas

em 2050

Potencial

Bruto de

Abatimento

2050

(MtCO2)

C ≤ 0 29 4,95 29 21,65 29 49,81 28 12,00

0 < C ≤ 10 36 3,63 36 17,57 37 33,75 39 61,35

10 < C ≤ 50 73 24,65 77 4,31 79 139,7 83 202,21

50 < C ≤

100 34 3,26 31 9,81 33 23,46 29 33,44

C > 100 28 7,67 27 19,76 22 27,25 21 38,41

Total 200 44,16 200 73,1 200 273,97 200 347,41


103

Tabela 52 – Separação dos custos brutos e potenciais brutos de abatimento por ano no Cenários Linha de Base C

Critério (C

=

US$/tCO2)

Número de

Medidas

em 2020

Potencial

Bruto de

Abatimento

2020

(MtCO2)

Número de

Medidas

em 2030

Potencial

Bruto de

Abatimento

2030

(MtCO2)

Número de

Medidas

em 2040

Potencial

Bruto de

Abatimento

2040

(MtCO2)

Número de

Medidas

em 2050

Potencial

Bruto de

Abatimento

2050

(MtCO2)

C ≤ 0 29 4,99 29 21,79 29 50,07 28 12,30

0 < C ≤ 10 36 3,87 37 19,44 37 36,37 41 67,82

10 < C ≤ 50 76 26,58 80 79,13 83 149,66 85 212,70

50 < C ≤

100 33 3,88 30 11,74 30 24,04 26 33,88

C > 100 26 7,56 24 19,97 21 29,38 20 40,75

Total 200 46,88 200 152,07 200 289,52 200 486,9


104

Neste caso, percebe-se novamente que os maiores potenciais brutos de abatimento

se encontram nas medidas com custos brutos de abatimento entre 10 e 50 US$/tCO2, e

que estes, em sua maioria, são superiores aos do Cenário Linha de Base A, visto que nos

Cenários Linha de Base B e C há um maior número de medidas com custos brutos de

abatimento entre 10 e 50 US$/tCO2, o que, por sua vez, se deve ao fato que as emissões

evitadas nos dois últimos cenários são maiores, resultando assim, de acordo com a

Equação 3 da seção 5.3.1., em menores custos brutos de abatimento.

5.4.3. Curva de Custos Líquidos de Abatimento – Cenário de Baixo

Carbono A

Como mostrado na seção 5.3.1. deste estudo, considerando-se que as medidas de

abatimento representam economias de combustível/eletricidade para a refinaria, o custo

de abatimento líquido das mesmas (descontando-se a receita do combustível/eletricidade

economizado)21 pode se reduzir consideravelmente. Em cálculos feitos tendo como base

o Cenário Linha de Base A, e considerando os preços de combustíveis mencionados

também na seção 5.3.1., ou seja, de US$ 11,9/GJ para gás natural, US$ 13,7/GJ para óleo

combustível e preço zero para gás combustível e coque de petróleo, obteve-se que a

receita adicional das medidas com economias de combustível situa-se em torno de 70-

260 US$/tCO2, o que torna uma parcela significativa das medidas com custo de

abatimento nulo ou negativo – i.e. medidas non-regret. Os resultados referentes à Curva

de custos líquidos de abatimento do Cenário de Baixo Carbono A estão representados na

Figura 27.

21 Exceto para o gás de refinaria cujo aproveitamento, além do consumo energético na refinaria, num

cenário tecnológico conservador é pouco provável.

105

Figura 27 – Curva 1 de custos líquidos de abatimento Cenário de Baixo Carbono A


As linhas tracejadas representam o maior e o menor valor em US$/tCO2 do mix

de combustíveis no período de 2020 a 2050, divididos pelo mix dos fatores de emissão

dos combustíveis consumidos neste período. Tais valores se tornam úteis na análise da

entrada das medidas de abatimento no Cenário de Baixo Carbono. Sendo assim, as

medidas com custos líquidos abaixo da linha tracejada mais baixa sempre serão

implementadas, independente da existência de taxações de CO2. As medidas cujos custos

se encontram entre as duas linhas tracejadas poderão ser implementadas dependendo do

preço do combustível utilizado e do valor do mix de combustíveis em US$/tCO2. Já as

medidas acima da linha tracejada mais alta serão implementadas, somente no caso da

existência de taxações de CO2, pois o fato de poupar combustível não será suficiente para

fazer a implementação da medida valer a pena.

Interessa notar que, apesar do custo de abatimento calculado na presente seção ser

um custo líquido de abatimento, o potencial de abatimento representado na figura ainda

não representa o potencial líquido de redução de emissões do setor refino, sendo o mesmo

apenas o total da redução de cada medida aplicada em relação ao cenário de linha de base.

Sendo assim, está ocorrendo novamente a dupla contagem de redução de emissões, visto

que, como já mencionado nas seções anteriores, a redução do consumo energético de duas

medidas não é necessariamente igual à soma de suas contribuições individuais.

106

Tabela 53 - Separação dos custos líquidos e potenciais brutos de abatimento por ano no Cenário Linha de Base A

Critério (C =

US$/tCO2)

Número

de

Medidas

em 2020

Potencial

Bruto de

Abatimento

2020

(MtCO2)

Número

de

Medidas

em 2030

Potencial

Bruto de

Abatimento

2030

(MtCO2)

Número

de

Medidas

em 2040

Potencial

Bruto de

Abatimento

2040

(MtCO2)

Número

de

Medidas

em 2050

Potencial

Bruto de

Abatimento

2050

(MtCO2)

C ≤ 0 119 20,65 167 92,59 173 176,11 173 263,09

0 < C ≤ 10 15 3,83 5 4,00 4 8,48 5 17,33

10 < C ≤ 50 44 11,02 12 17,36 11 34,49 12 46,93

50 < C ≤ 100 10 1,84 8 4,40 6 3,21 4 3,38

C > 100 12 3,21 8 7,87 6 10,14 6 13,61

Total 200 40,55 200 126,22 200 232,43 200 344,34


107

Analisando-se a Tabela 53, pode-se perceber que, descontando-se a receita com

combustível/ eletricidade economizados, o número de medidas com custos inferiores a 0

US$/tCO2, é em média seis vezes maior do que no caso bruto. Para as faixas de custo

entre 10 e 50 US$/tCO2, e maiores que 100 US$/tCO2, estas são, respectivamente, sete

vezes e quatro vezes menores do que o número de medidas para os mesmos intervalos,

no caso bruto, ou seja, sem descontar a receita com combutível/eletricidade

economizados. Os potenciais brutos de abatimento são os mesmos para o custo bruto e

custo líquido de abatimento, dado que a redução da receita com combustível/eletricidade

não interfere nos valores de emissões evitadas calculados.

É importante ressaltar que os valores do mix de combustível e eletricidade foram

calculados com base em dados da literatura, podendo estes não traduzir fielmente a

realidade. Sendo assim, o valor médio da receita obtida pode e deve atingir patamares

menores do que 100 US$/tCO2, reduzindo assim o número de medidas com custos

inferiores a 0 US$/tCO2 e entre 0 e 10 US$/tCO2.

Logo, com o objetivo de demonstrar a influência dos valores do mix de

combustível e eletricidade no número de medidas em cada faixa de custo de abatimento,

elaborou-se uma última simulação, considerando um menor preço para o gás natural, de

US$ 10,5/GJ, o qual corresponde ao valor deste combustível, balizado pelo GNL,

despachado nas UTEs da Petrobras (ANP, 2010). Isto simularia um custo de oportunidade

do gás natural para a Petrobras, pois a mesma recebe menos pelo gás natural na UTE do

que o valor deste na refinaria. Além disso, esta nova simulação mostra a virtude do

simulador utilizado em rapidamente refazer as contas, ao modificarem-se dados, como,

por exemplo, os preços dos combustíveis utilizados.

A Figura 28 a seguir apresenta os novos resultados referentes à Curva de custos

líquidos de abatimento do Cenário de Baixo Carbono A.

108

Figura 28 - Curva 2 de custos líquidos de abatimento Cenário de Baixo Carbono A


Novamente, as linhas tracejadas representam o maior e o menor valor em

US$/tCO2 do mix de combustíveis no período de 2020 a 2050, divididos pelo mix dos

fatores de emissão dos combustíveis consumidos neste período. A análise de tais linhas é

a mesma realizada para as linhas da Figura 27.

Neste caso, obteve-se que a receita adicional das medidas com economias de

combustível situa-se em torno de 50-230 US$/tCO2, valor este menor do que o calculado

anteriormente, em cerca de US$ 20-30/tCO2. Sendo assim, cabe notar a influência do

preço do gás natural nas receitas obtidas com a redução do consumo de combustíveis nas

refinarias, e consequentemente, sua influência nos valores finais dos custos de abatimento

líquido. Isto pode ser explicado, no caso do presente estudo, para o grande consumo de

gás natural frente aos outros combustíveis. Caso a modificação de preços para uma nova

simulação, fosse, por exemplo, concebida para o óleo combustível, as diferenças de

valores para a receita adicional e o custo líquido de abatimento, não seriam tão

significantes. A Tabela 60 no Apêndice F apresenta os novos custos líquidos de

abatimento calculados.

A Tabela 54 apresenta a nova separação dos custos líquidos de abatimento e

potenciais brutos de abatimento por ano, para o Cenário Linha de Base A.

109

Tabela 54 - Separação dos custos líquidos e potenciais brutos de abatimento por ano no Cenário Linha de Base A

Critério (C =

US$/tCO2)

Número

de

Medidas

em 2020

Potencial

Bruto de

Abatimento

2020

(MtCO2)

Número

de

Medidas

em 2030

Potencial

Bruto de

Abatimento

2030

(MtCO2)

Número

de

Medidas

em 2040

Potencial

Bruto de

Abatimento

2040

(MtCO2)

Número

de

Medidas

em 2050

Potencial

Bruto de

Abatimento

2050

(MtCO2)

C ≤ 0 119 20,65 167 92,59 173 176,11 173 263,09

0 < C ≤ 10 15 3,83 5 4,00 4 8,48 5 17,33

10 < C ≤ 50 44 11,02 12 17,36 11 34,49 12 46,93

50 < C ≤ 100 10 1,84 8 4,40 6 3,21 4 3,38

C > 100 12 3,21 8 7,87 6 10,14 6 13,61

Total 200 40,55 200 126,22 200 232,43 200 344,34


110

Analisando-se a Tabela 54, é possível notar que, descontando-se a receita com

combustível/ eletricidade economizados, com um novo preço de gás natural, o número de

medidas em todas as faixas de custo é o mesmo do calculado com o primeiro valor de gás

natural, apesar dos custos líquidos de abatimento neste caso terem sido levemente

reduzidos, em relação ao caso anterior. Os potenciais brutos de abatimento são os mesmos

para o custo bruto e para os custos líquidos de abatimento, dado que a redução da receita

com combustível/eletricidade não interfere nos valores de emissões evitadas calculados.

Por fim, a análise do custo líquido de abatimento é interessante, pois demonstra a

vulnerabilidade dos refinadores frente aos preços dos combustíveis utilizados,

principalmente gás natural, e frente ao preço da eletricidade comprada da rede. Caso a

medida de abatimento reduza consideravelmente o consumo de combustíveis e/ou

eletricidade, a receita obtida com essa redução pode ser tão significativa que ultrapasse

os valores de investimentos da própria medida, ajudando assim a maximizar o lucro do

refinador.

111

6. Considerações Finais

A seguir são apresentadas as considerações finais deste estudo, através de um

breve resumo de todos os capítulos presentes na dissertação, com a discussão dos

resultados obtidos, bem como através da conclusão do mesmo, explicitando suas

limitações e propostas para trabalhos futuros.

O objetivo da presente dissertação foi de analisar o potencial de redução de

consumo energético e de emissões de GEE, bem como estimar os custos de abatimento

das melhores tecnologias disponíveis para o setor de refino de petróleo brasileiro.

Sendo assim, no capítulo 1 apresentou-se uma breve discussão sobre o consumo

energético e as emissões de gases de efeito estufa pela indústria de refino de petróleo,

bem como explicitou-se a questão das mudanças climáticas e o comprometimento do

Brasil no que concerne às metas de redução de emissões de GEE.

No capítulo 2 fez-se uma caracterização do parque de refino brasileiro,

apresentando-se as refinarias existentes, com suas respectivas capacidades e localizações,

bem como as expansões previstas pelo Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da

Petrobras. Também apresentou-se o perfil de produção do parque de refino nos últimos

quatorze anos, explicitando os derivados e as quantidades produzidas dos mesmos para

cada ano. Ainda neste capítulo foram descritas as unidades de processo típicas de

refinarias nacionais, como as unidades de destilação atmosférica e a vácuo, responsáveis

por separar o óleo bruto em frações, de acordo com seus pontos de ebulição; a unidade de

reforma catalítica, a qual tem como função transformar a nafta rica em hidrocarbonetos

parafínicos em hidrocarbonetos aromáticos, visando a produção de gasolina de alta

octanagem e produtos aromáticos leves de elevada pureza; a unidade de FCC, que é

utilizada para converter hidrocarbonetos de elevado peso molecular em hidrocarbonetos

mais leves, de maior valor econômico, na presença de catalisadores; entre outras. Todas

as descrições foram detalhadas, contendo fluxogramas de processos, principais reações e

demais características.

No capítulo 3 discutiu-se o tema eficiência energética, a qual, segundo World

Energy Council (2010), pode ser entendida como uma redução da demanda de energia

requeria por um processo, sem a modificação do nível de atividade fornecido pelo mesmo.

Neste contexto, apresentaram-se os índices de complexidade de Nelson e de Solomon (ou

de intensidade energética) os quais podem ser relacionados ao consumo de energia,

112

permitindo assim estudos comparativos de consumo de energia entre instalações de

complexidades equivalentes, e medindo a eficiência energética em uma unidade de

processamento de refino, respectivamente. Em seguida foram descritas as medidas que

podem ser consideradas como BAT – Best Available Technology, ou seja, que existem e

estão disponíveis comercialmente para o segmento de refino de petróleo. Todas elas

foram retiradas da literatura e todas já possuem aplicação, seja em refinarias nacionais ou

internacionais.

Finalmente no capitulo 4 apresentou-se a metodologia utilizada pela presente

dissertação, a qual consiste em simular esquemas de refino em períodos de 10 anos de

2010 até 2050, através da atualização da ferramenta de simulação Carbon and Energy

Strategy Analysis for Refineries – CAESAR; estimar o consumo energético e as emissões

de GEE do parque de refino nacional para um ano base e construir um Cenário Linha de

Base até 2050; otimizar o Cenário Linha de Base, considerando o preço do gás natural

como uma variável de decisão para o consumo energético por fonte, construindo assim o

Cenário Linha de Base A; construir dois Cenários Linha de Base alternativos (B e C) com

diferentes cenários de preços de gás natural; identificar as melhores tecnologias

disponíveis (MTD) de eficientização energética para o setor de refino de petróleo, com

seus respectivos potenciais de redução de consumo energético e emissões de GEE, custos

de investimento e custos de operação e manutenção; simular a inserção das melhores

tecnologias disponíveis de eficientização energética nos Cenários Linha de Base através

do estabelecimento de taxações de emissões de CO2, construindo assim os Cenários de

Baixo Carbono; avaliar a redução de consumo energético e emissões de GEE no parque

de refino brasileiro através da implementação destas tecnologias para cada cenário

construído e calcular seus custos de abatimento; e, por fim, elaborar curvas de abatimento

para cada cenário e cada taxação de emissão de CO2. Neste capítulo também detalhou-se

a ferramenta de simulação utilizada, através da descrição de todos os seus componentes

e seu passo a passo.

Os resultados obtidos estão apresentados no capítulo 5. Primeiramente construiu-

se o Cenário Linha de Base Simulado, com seus respectivos consumos de energia por

fonte e emissões de GEE, através de premissas de consumo de utilidades e consumos

finais por fonte. Para o ano de 2010, as emissões foram estimadas em 21,9 MtCO2, o que

vai ao encontro das estimativas feitas pela Petrobras em seu Relatório de

Sustentabilidade, que estimam as emissões de seu parque de refino na faixa de 21 e 25

113

MtCO2, entre 2009 e 2013. Para o ano de 2050, as emissões foram estimadas em 56,3

MtCO2.

Após a construção do Cenário Linha de Base, foram simulados os Cenários Linha

de Base Otimizados, sendo eles os Cenários Linha de Base A, B e C. As emissões no ano

de 2010, de 21,4 MtCO2, são as mesmas para os Cenários Linha de Base A, B e C, dado

que o preço do gás natural, bem como os dos demais insumos energéticos, são os mesmos.

As emissões para o mesmo ano, no Cenário Linha de Base, correspondem a 21,9 MtCO2,

como já mencionado anteriormente, valor este ligeiramente maior do que o anterior,

porquanto este cenário foi construído a partir de premissas pertencentes ao presente

estudo, não considerando o preço do gás natural ou dos demais insumos energéticos como

fator de decisão, e tampouco considerando uma otimização das emissões de CO2, através

da escolha dos energéticos com menores fatores de emissão, mesmo sem a entrada de

medidas de mitigação. No que diz respeito às emissões dos anos subsequentes, estas

possuem menores valores no Cenário Linha de Base A, dado que o mesmo adota os

menores preços de gás natural dentre os cenários otimizados, resultando em um maior

consumo do mesmo, sendo o fator de emissão deste insumo o menor dentre todos os

fatores.

Em seguida, construíram-se os Cenários de Baixo Carbono, tendo como base os

Cenários Linha de Base Otimizados, assumindo, porém, a possibilidade de investimentos

em tecnologias de mitigação, para que assim se conseguisse reduzir as emissões de GEE

no horizonte de estudo. Para isso, foi fornecido ao simulador uma série de medidas de

mitigação com seus respectivos potenciais de redução de consumo energético, custos de

investimento, custos de operação e manutenção, e custos de abatimento, e o simulador,

por sua vez, escolheu as opções possíveis de serem implementadas de acordo com

cenários de preços de CO2 emitido (de US$ 10/tCO2 a US$ 100/tCO2); ou seja, opções

tecnológicas com custos de abatimento menores ou iguais aos preços fixados de CO2

emitido. Considerou-se que todas as medidas de mitigação são implementadas somente a

partir de 2020, o que é uma limitação do simulador utilizado, afinal, uma simulação ideal

teria a entrada das medidas conforme o passar dos anos, ou seja, algumas medidas

deveriam ser implementadas em 2020, outras somente 10 ou 20 anos depois. Porém, o

modelo utilizado não permitiu esta ação. Sendo assim, todas as medidas que possuem

custos que as possibilitem de serem aplicadas conforme as taxações de CO2 têm seu início

de execução no ano 2020. Para os três cenários de baixo carbono construídos, dentre as

medidas que possuem custos inferiores a zero, ou seja, medidas non-regret, estão a

114

redução da demanda da caldeira em stand-by para todas as unidades de processamento

analisadas, recuperação de condensado das unidades de HCC e coqueamento retardado,

e redução do armazenamento de calor entre as unidades de destilação atmosférica e

destilação a vácuo. Nas medidas com custo de até US$ 50/tCO2, encontram-se a melhoria

na manutenção das linhas de vapor, o aumento do isolamento das linhas de vapor, a

instalação de queimadores eficientes nas unidades de processamento analisadas, o revamp

na distribuição de vapor do HCC, a instalação de bombas de vácuo para substituir ejetores

de vapor, a redução do make-up de água da caldeira com tratamento de condensado, e o

revamp na integração de calor das unidades de processamento. Por fim, dentre as medidas

com custos acima de US$ 100/tCO2 estão a instalação de torre regeneradora na unidade

de FCC e instalação de forno de CO na torre regeneradora, revamp na integração de calor

da unidade de coqueamento retardado, e instalação de PSA para recuperação de H2 de

alta pureza nas unidades de HDT.

Após os cálculos dos custos brutos de abatimento, tornou-se necessário o cálculo

dos custos líquidos de abatimento, isto é, considerando a receita obtida com a redução do

consumo de combustível/ eletricidade, porém, este só foi elaborado para o Cenário Linha

de Base A, dado que a discussão acerca dos mesmos seria equivalente para todos os

cenários, diferindo apenas em valores. Logo, no que concerne aos custos líquidos de

abatimento, obteve-se que a receita adicional das medidas com economias de combustível

situa-se em torno de 70-260US$/tCO2, o que fez com que a grande maioria dos custos

brutos de abatimento se tornassem negativos ou inferiores a 10 US$/tCO2. Sendo assim,

aplicando-se a taxação de CO2 na faixa de 10 a 100 US$/tCO2, no ano de 2050, apenas 6

das 200 medidas não seriam implementadas, sendo elas o aumento do isolamento das

linhas de vapor na unidade de coqueamento retardado, o revamp na distribuição de vapor

da unidade de coqueamento retardado, a instalação de “chillers” de topo na unidade de

processamento de gás do HDS de gasolina, a integração do SWS com unidades ISBL, e

as instalações de torre regeneradora de HRSG na unidade de FCC, e PSA para recuperar

H2 de alta pureza na unidade de HDT de querosene, as quais, apesar de terem seus custos

bastante reduzidos em relação ao caso bruto, ainda não alcançaram patamares inferiores

a US$ 100/tCO2. Isto demonstra a importância da consideração da receita obtida com a

redução do consumo de combustível/ eletricidade no cálculo dos custos de abatimento.

Com o objetivo de ilustrar a influência dos valores do mix de combustível e

eletricidade no número de medidas em cada faixa de custo de abatimento, elaborou-se

uma última simulação, considerando um menor preço para o gás natural, de US$ 10,5/GJ.

115

Neste caso, obteve-se que a receita adicional das medidas com economias de combustível

situa-se em torno de 50-230US$/tCO2, o qual não modificou significativamente o número

de medidas em cada faixa de custo considerada na análise do presente estudo. Porém, esta

nova simulação mostra a virtude do simulador utilizado em rapidamente refazer as contas,

ao modificarem-se dados, como, por exemplo, os preços dos combustíveis utilizado.

Para todos os custos de abatimento calculados, tanto os brutos quanto o líquido

foram construídas curvas de custos de abatimento. Elas foram apresentadas também no

capítulo 5, na seção 5.4. No presente trabalho construíram-se curvas de custos de

abatimento no nível mais desagregado, ou seja, não considerando os efeitos de uma

medida sobre a outra. Esta característica das curvas de abatimento convencionais e

setoriais mostra a necessidade de uma modelagem integrada para a eliminação da dupla

contagem e para representar de forma mais fidedigna o sistema econômico brasileiro.

Diante dos resultados obtidos nesta dissertação, pode-se concluir que a mesma

conseguiu reproduzir adequadamente o setor de refino brasileiro, no que diz respeito ao

consumo energético e às emissões de CO2 para o curto prazo. Relativamente ao cenário

de longo prazo, a saber, até 2050, acredita-se que as estimativas realizadas não se desviam

muito do que é esperado, apesar das mesmas possuírem, notoriamente, mais incertezas

do que as estimativas para o ano de 2020/2025 pelo próprio setor.

No tocante às estimativas de custos de abatimento, constata-se que os cálculos

realizados por este estudo, embora não expressem fielmente a realidade – pois possuem

preços de combustíveis conservadores e/ou defasados dos preços praticados pelo mercado

– apresentam um embasamento teórico eficiente.

Apesar dos resultados obtidos pela presente dissertação estarem de acordo com o

esperado para o parque de refino brasileiro nos próximos anos, bem como apresentarem

um embasamento teórico eficiente, como mencionado anteriormente, este estudo

apresentou algumas limitações, tanto em relação ao simulador, quanto aos dados

utilizados.

A primeira limitação a ser citada refere-se à implementação das tecnologias de

eficiência energética através do simulador CAESAR, como já mencionado no presente

capítulo. Não foi possível, neste estudo, escolher o ano de entrada de cada tecnologia,

sendo assim, todas as tecnologias possíveis de serem implementadas, de acordo com as

taxações de emissões de CO2 aplicadas, possuem entrada no ano de 2020.

Outra limitação deste estudo diz respeito às taxas de penetração utilizadas para as

tecnologias de eficiência energética. Como já mencionado em capítulos anteriores, a taxa

116

de penetração das tecnologias foi obtida em Morrow III et al. (2013), para o caso

americano, não sendo as mesmas atualizadas para o caso brasileiro, devido à falta de

informações disponíveis para o parque de refino nacional.

Em relação a trabalhos futuros, propõe-se:

O desenvolvimento de uma ferramenta de otimização do simulador

CAESAR, a qual possibilite o mesmo escolher a melhor configuração dos

esquemas de refino em cada período, de acordo com cenários de projeção

de demanda de derivados, bem como optar pelas tecnologias de

abatimento mais adequadas a serem inseridas no parque de refino nos

cenários de baixo carbono;

A elaboração de uma modelagem integrada, para evitar dupla contagem

na construção das curvas de abatimento;

A realização de um estudo mais aprofundado no que concerne a taxas de

penetração das tecnologias e seus potenciais, seja por refinaria ou

unidades de processamento;

Analisar as dificuldades do mercado para a introdução das medidas de

eficiência energética (barreiras de mercado);

Determinação de políticas energéticas, além da taxação de CO2, que

favoreçam a implementação das tecnologias de abatimento;

Avaliar a entrada de tecnologias inovadoras no setor de refino de petróleo,

que ainda estejam em fase de bancada;

Avaliar a implementação da tecnologia CCS – Carbon Capture and

Storage no setor de refino de petróleo;

Realizar a mesma análise feita pelo presente estudo em outros setores,

como, por exemplo, na indústria química, papel e celulose, indústria de

cimento e até mesmo no setor de processamento de gás natural.

117

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129

APÊNDICES

APÊNDICE A – Esquema de refino do simulador

Figura 29 - Esquema de refino do simulador


130

APÊNDICE B – Medidas de eficiência energética

Tabela 55 - Medidas de abatimento por unidade de processo

Tag_Geral Unid Descrição Combustível

Vapor

Eletricidade Hidrogênio Taxa de

Penetração Custo (US$/GJ)

Absoluto

ou

Relativo

Redução

M001 UDA Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 2% 50% -1.90

M002 UDA Reduçao do estocamento de calor entre UDA e

UDV Rel. 3% 50% -0.47

M003 UDA Recuperação de condensado Rel. 0% 0% 90% 0.01

M004 UDA Redução do make-up de água da caldeira com

tratamento do condensado Rel. 20% 50% 0.47

M005 UDA Adição de reciclo de vapor com ejetor de vapor na

UDV Abs. 18% 80% 0.75

M006 UDA Integração da unidade de processamento de gás

com UDA Rel. 6% 1% 80% 1.87

M007 UDA Melhorias na manutenção do isolamento das

linhas de vapor Rel. 2% 50% 1.97

M008 UDA Redução do fouling de vapor Rel. 40% 13% 40% 2.45

M009 UDA Redução da formação de coque nos passes do

forno da UDA 8% 60% 3.19

M010 UDA Instalação de bombas de vácuo para substituir

ejetores de vapor Abs. 57% 90% 3.31

M011 UDA Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar

na UDA 9% 50% 3.91

M012 UDA Instalção de chillers no topo da coluna da UDA

para redução de carga térmica do condensador 2% 40% 5.82

M013 UDA Instalação de pré-aquecedores de ar nos fornos da

UDA 1% 0% 9.84

M014 UDA Aumento do isolamento das linhas de vapor Rel. 18% 4% 0% 10.47

M015 UDA Revamp na integração de calor na UDA 1% 0% 11.44

M016 UDA Instalação de "internals" eficientes na UDV 3% 5% 0% 11.70

131

M017 UDA Redução da infiltração de ar na UDA (isolamento) 2% 0% 11.72

M018 CR Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. -2% 50% -1.90

M019 CR Recuperação de condensado Rel. -2% 50% -0.47

M020 CR Redução do make-up de água da caldeira com

tratamento do condensado Rel. -13% 50% 0.47

M021 CR Melhorias na manutenção do isolamento das

linhas de vapor Rel. 0% 50% 4.28

M022 CR Redução da formação de coque nas superfícies das

tubulações da UCR 14% Rel. 0% 60% 5.18

M023 CR Instalação de fornos eficientes/ controle de ar 15% 50% 6.35

M024 CR Revamp na integração de calor da UCR (baixo

custo) Rel. -33% 10% 40% 7.97

M025 CR Revamp na integração de calor da UCR (alto

custo) Rel. -10% 3% 0% 19.03

M026 CR Instalação de novos "internals" na UCR 0% 7% 0% 10.41

M027 CR Instalação de de pré-aquecedores de ar nos fornos

na UCR 9% 0% 12.57

M028 CR Aumento do isolamento das linhas de vapor Rel. 0% 0% 12.70

M029 CR Instalação de chillers de topo na UCR 9% 6% 0% 17.02

M030 CR Revamp na distribuição de vapor Rel. 0% 0% 19.05

M031 CR Redução da infiltração de ar na UCR (aumento do

isolamento) 3% 0% 24.06

M032 FCC Recuperação de condensado Rel. 1% 50% -0.47

M033 FCC Redução do make-up de água da caldeira com

tratamento do condensado Rel. 5% 50% 0.47

M034 FCC Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 0% 50% 3.03

M035 FCC Revamp na integração de calor do FCC (baixo

custo) 6% 40% 3.22

M036 FCC Revamp na integração de calor do FCC (alto

custo) 2% 0% 13.68

M037 FCC Substituir drive a vapor por elétricos Abs. 33% -3% 50% 4.11

M038 FCC Instalação de torre regeneradora HRSG

Regenerador Abs. 306% 70% 5.14

M039 FCC Instalação de forno-CO na torre regeneradora

HRSG Abs. 68% 40% 8.22

M040 FCC Aumento do isolamento das linhas de vapor Abs. 0% 0% 9.73

132

M041 FCC Instalação de novos "internals" no FCC 4% 0% 10.53

M042 FCC Instalação de chillers de topo no FCC 1% 0% 15.05

M043 HCC Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 4% 50% -1.90

M044 HCC Recuperação do condensado Rel. 4% 50% -0.47

M045 HCC Instalação de PSA para recuperar H2 de alta

pureza 0% 6% 80% 0.00

M046 HCC Redução do condensado Rel. 28% 50% 0.47

M047 HCC Revamp na integração de calor do HCC (baixo

custo) 15% 0% 40% 4.46

M048 HCC Revamp na integração de calor do HCC (alto

custo) 4% 0% 0% 21.30

M049 HCC Substituição de drive a vapor por elétrico no

compressor Abs. 34% 0% 40% 4.52

M050 HCC Melhorias na manutenção das linhas de vapor Rel. 1% 50% 4.79

M051 HCC Redução da deposição de coque nas superfícies

dos tubos do HCC 15% 50% 5.80

M052 HCC Instalação de fornos eficientes no HCC 11% 50% 7.11

M053 HCC Melhoria nos catalisadores para redução do

consumo de H2 1% 9% 0% 7.39

M054 HCC Instalação de pré-aquecedores de ar no HCC 9% 0% 14.07

M055 HCC Aumento do isolamento das linhas de vapor Rel. 1% 0% 14.22

M056 HCC Instalação de novos "internals" no HCC 15% 0% 0% 16.39

M057 HCC Instalação de chillers no topo do HCC Abs. 17% -1% 0% 19.06

M058 HCC Revamp na distribuição de vapor Rel. 1% 0% 21.33

M059 HCC Redução da infiltração de ar no HCC (isolamento) 3% 0% 26.94

M060 HDS

G Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 4% 50% -1.90

M061 HDS

G Recuperação de condensado Rel. 1% 50% -0.47

M062 HDS

G

Instalação de caldeira de recuperação de vapor no

SRU Rel. 2% 90% 0.00

M063 HDS

G

Instalação de PSA para recuperar H2 de alta

pureza 0% 3% 80% 0.00

M064 HDS

G

Redução de condensado/Tratamento de água

Rel. 33% 50% 0.47

133

M065 HDS

G Integração de GPU c/ unidades ISBL Rel. 1% 0% 80% 1.97

M066 HDS

G Integração de AGR c/ unidades ISBL Rel. 15% 0% 80% 2.36

M067 HDS

G Aumento da concentração de solvente no AGR Abs. 36% 0% 50% 2.37

M068 HDS

G Integração do SWS c/ unidades ISBL 0% 80% 2.95

M069 HDS

G Revamp na integração de calor do HDS (lowcost) Rel. 36% 1% 40% 3.63

M070 HDS

G Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 1% 50% 3.90

M071 HDS

G

Substituição de drive a vapor por elétrico no

compressor Abs. 64% -1% 40% 4.52

M072 HDS

G

Redução da formação de coque nas superfícies das

tubulações do HDS 2% 50% 4.72

M073 HDS

G

Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar

no HDS 1% 50% 5.79

M074 HDS

G Revamp na integração de calor do GPU 0% 40% 6.15

M075 HDS

G

Melhoria nos catalisadores para reduzir consumo

de H2 1% 24% 0% 7.39

M076 HDS

G Instalaçã de pré-aquecedor de ar 5% 0% 11.45

M077 HDS

G Aumentar isolamento das linhas de vapor Rel. 4% 0% 11.57

M078 HDS

G Instalação de novos "internals" no HDS 9% 2% 0% 13.34

M079 HDS

G Instalação de novos "internals" no GPU Rel. 0% 0% 14.57

M080 HDS

G Instalação de chillers de topo no HDS -3% 0% 15.51

M081 HDS

G Instalação de chillers de topo no GPU 0% 0% 16.95

M082 HDS

G Revamp na integração de calor do HDS (highcost) Abs. 18% 0% 17.34

134

M083 HDS

G

Revamp na distribuição de vapor/Redução da

queda de pressão Rel. 4% 0% 17.36

M084 HDS

G Insolamento/Redução da infiltração de ar do HDS 1% 0% 21.93

M085 HDT

D Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 2% 50% -1.90

M086 HDT

D Recuperação de condensado Rel. 2% 50% -0.47

M087 HDT

D


SRU Rel. 1% 90% 0.00

M088 HDT

D Instalaçã de PSA para recuperar H2 de alta pureza 0% 2% 80% 0.00

M089 HDT

D Redução de condensado/Tratamento de água Rel. 13% 50% 0.47

M090 HDT

D Integração do GPU c/ unidades ISBL Rel. 1% 0% 80% 1.97

M091 HDT

D Integração do AGR c/ unidades ISBL Rel. 4% 0% 80% 2.36

M092 HDT

D Aumento da concentração de solvente no AGR Abs. 10% 0% 50% 2.37

M093 HDT

D Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) Rel. 61% 1% 0% 3.67

M094 HDT

D Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 1% 50% 3.94

M095 HDT

D



M096 HDT

D

Redução da formação de coque nas superfícies

dos tubos da DTU 1% 50% 4.78

M097 HDT

D

Queimadores eficientes na DTU/ Controle do

excesso de ar 1% 50% 5.85

M098 HDT

D Revamp na integração de calor da GPU 0% 0% 40% 6.15

M099 HDT

D

Melhoria nos catalisadores para redução do

consumo de H2 0% 14% 0% 7.39

M100 HDT

D Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 3% 0% 11.58

135

M101 HDT

D Aumentar isolamento das linhas de vapor Rel. 2% 0% 11.70

M102 HDT

D Instalação de novos "internals" na DTU 5% 1% 0% 13.49

M103 HDT

D Instalação de novos "internals" na GPU Rel. 0% 0% 0% 14.74

M104 HDT

D Instalação de chillers de topo na DTU 3% -2% 0% 15.69

M105 HDT

D Instalação de chillers de topo na GPU 0% 0% 17.14

M106 HDT

D Revamp na integração de calor da DTU (highcost) Rel. 13% 0% 0% 17.54

M107 HDT

D



M108 HDT

D Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 1% 0% 22.18

M109 HDT

Q Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 1% 50% -1.90

M110 HDT

Q Recuperação de condensado Rel. 1% 50% -0.47

M111 HDT

Q


SRU Rel. 0% 90% 0.00

M112 HDT

Q Redução de condensado/Tratamento de água Rel. 9% 50% 0.47

M113 HDT

Q Integração da GPU c/ unidades ISBL Rel. 0% 0% 80% 1.97

M114 HDT

Q Integração da AGR c/ unidades ISBL Rel. 3% 0% 80% 2.36

M115 HDT

Q Aumento da concentração de solvente no AGR Abs. 7% 0% 50% 2.37

M116 HDT

Q Revamp na integração de calor da KTU (lowcost) Rel. 45% 1% 0% 4.25

M117 HDT

Q


compressor Abs. 49% -17% 40% 4.52

M118 HDT

Q Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 1% 50% 4.56

136

M119 HDT

Q


dos tubos da KTU 1% 50% 5.53

M120 HDT

Q Revamp na integração de calor da GTU Rel. 0% 0% 40% 6.15

M121 HDT

Q

Queimadores eficientes na KTU/ Controle do


M122 HDT

Q

Melhorias nos catalisadores para redução do

consumo de H2

0% 4% 0% 7.39

M123 HDT

Q Instalação de pré-aquecedor de ar na KTU 3% 0% 13.41

M124 HDT

Q Aumentar isolamento das linhas de vapor Rel. 1% 0% 13.55

M125 HDT

Q Instalação de novos "internals" na KTU 3% 1% 0% 15.62

M126 HDT

Q Instalação de novos "internals" na GPU Rel. 0% 0% 0% 17.07

M127 HDT

Q Instalação de chillers de topo na KTU 3% -2% 0% 18.17

M128 HDT

Q Revamp na integração de calor da KTU (highcost) Rel. 14% 0% 0% 20.31

M129 HDT

Q



M130 HDT

Q Instalação de chillers de topo na GPU 0% 0% 20.95

M131 HDT

Q Isolamento/Redução da infiltração de ar na KTU 1% 0% 25.68

M132 HDT

Q


pureza 0% 2% 0% 32.55

M133 HDT

N Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 1% 50% -1.90

M134 HDT

N Recuperação de condensado Rel. 1% 50% -0.47

M135 HDT

N


SRU Rel. 0% 90% 0.00

137

M136 HDT

N Redução de condensado/ Tratamento de água Rel. 6% 50% 0.47

M137 HDT

N Integração de GPU c/ unidades ISBL Rel. 1% 0% 80% 1.97

M138 HDT

N Integração do AGR c/ unidades ISBL Rel. 1% 0% 80% 2.36

M139 HDT

N Aumento na concentração de solvente do AGR Abs. 2% 0% 50% 2.37

M140 HDT

N Revamp na integração de calor do NTU (lowcost) Rel. 95% 0% 0% 3.53

M141 HDT

N Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 1% 50% 3.79

M142 HDT

N


compressor Abs. 64% -1% 40% 4.52

M143 HDT

N


dos tubos da NTU 3% 50% 4.59

M144 HDT

N

Queimadores eficientes na NTU/Controle do


M145 HDT

N Revamp na integração de calor da GPU Rel. 0% 0% 40% 6.15

M146 HDT

N

Melhoria nos catalisadores para reduçao do

consumo de H2 0% 5% 0% 7.39

M147 HDT

N Aumentar isolamento das linhas de vapor Rel. 1% 0% 10.65

M148 HDT

N Instalação de pré-aquecedores de ar na NTU 7% 0% 11.13

M149 HDT

N Instalação de novos "internals" na NTU 7% 0% 0% 12.96

M150 HDT

N Instalação de novos "internals" no GPU Rel. 0% 0% 0% 14.16

M151 HDT

N Instalação de chiller de topo na NTU 7% -1% 0% 15.07

M152 HDT

N Instalação de chiller de topo na GPU 0% 0% 16.47

M153 HDT

N Revamp na integração de calor da NTU (highcost) Rel. 29% 0% 0% 16.85

138

M154 HDT

N



M155 HDT

N Isolamento/Redução da infiltração de ar na NTU 2% 0% 21.30

M156 HDT

N


pureza 0% 2% 0% 32.55

M157 HDT

I Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 2% 50% -1.90

M158 HDT

I Recuperação de condensado Rel. 2% 50% -0.47

M159 HDT

I


SRU Rel. 1% 90% 0.00

M160 HDT

I


pureza 0% 1% 80% 0.00

M161 HDT

I Redução de condensado/Tratamento de água Rel. 16% 50% 0.47

M162 HDT

I Integração do GPU c/ unidades ISBL Rel. 1% 0% 80% 1.97

M163 HDT

I Integração do AGR c/ unidades ISBL Rel. 5% 0% 80% 2.36

M164 HDT

I Aumento da concentração de solvente no AGR Abs. 12% 0% 50% 2.37

M165 HDT

I Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) Rel. 73% 1% 0% 3.67

M166 HDT

I Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 1% 50% 3.94

M167 HDT

I



M168 HDT

I


dos tubos da DTU 2% 50% 4.78

M169 HDT

I

Queimadores eficientes na DTU/ Controle do


M170 HDT

I Revamp na integração de calor da GPU 0% 40% 6.15

M171 HDT

I

Melhorias nos catalisadores para redução do

consumo de H2 0% 9% 0% 7.39

139

M172 HDT

I Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 4% 0% 11.58

M173 HDT

I Aumentar isolamento das linhas de vapor Rel. 3% 0% 11.70

M174 HDT

I Instalação de novos "internals" na DTU 5% 1% 0% 13.49

M175 HDT

I Instalação de novos "internals" na GPU Rel. 0% 0% 0% 14.74

M176 HDT

I Instalação de chillers de topo na DTU 3% -2% 0% 15.69

M177 HDT

I Instalação de chillers de topo na GPU 0% 0% 17.14

M178 HDT

I Revamp na integração de calor da DTU (highcost) Rel. 16% 0% 0% 17.54

M179 HDT

I



M180 HDT

I Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 1% 0% 22.18

M181 URC Redução da demanda da caldeira em stand-by Rel. 0% 50% -1.90

M182 URC Recuperação de condensado Rel. 0% 50% -0.47

M183 URC Reduçao do estocamento de calor entre UDA e

UDV Rel. 0% 90% 0.00

M184 URC Redução de condensado/Tratamento de água Rel. -4% 50% 0.47

M185 URC Redução das correntes enviadas ao flare 20% 0.86

M186 URC Integração da GPU c/ unidades ISBL Rel. -3% 0% 80% 1.97

M187 URC Melhoria na manutenção das linhas de vapor Rel. 0% 50% 2.95

M188 URC Revamp na integração de calor da CRU (lowcost) 2% 0% 40% 3.66

M189 URC Redução da formação de coque nas superfícies

dos tubos da CRU 1% 80% 4.76

M190 URC Revamp na integração de calor da GPU Rel. 0% 0% 40% 5.22

M191 URC Queimadores eficientes na CRU/Controle do


M193 URC Aumentar isolamento das linhas de vapor Rel. -1% 0% 11.05

M194 URC Instalação de pré-aquecimento de ar na CRU 8% 0% 11.54

M195 URC Instalação de novos "internals" na CRU 4% 1% 0% 13.44

M196 URC Instalação de novo "internals" na GPU Rel. 0% 0% 0% 14.69

140

M197 URC Instalação de chiller de tipo na CRU 4% -1% 0% 15.63

M198 URC Instalação de chillers de topo na GPU Rel. 0% 0% 0% 17.08

M199 URC Revamp na integração de calor da GPU (highcost) 4% 1% 0% 17.47

M200 URC Revamp na distribuição de vapor/Redução da

queda de pressão Rel. -2% 0% 17.49

M201 URC Isolamento/Redução da infiltração de ar na CRU 3% 0% 22.09

Fonte: Elaboração própria com base em Morrow III et al, 2013

141

APÊNDICE C – Resultados Cenários de Baixo Carbono A

142

143

144

APÊNDICE D – Resultados Cenários de Baixo Carbono B

145

146

147

APÊNDICE E – Resultados Cenários de Baixo Carbono C

148

149

150

APÊNDICE F – Custos de Abatimento

Tabela 56 - Custos brutos de abatimento Cenário Linha de Base A

Tag_Geral Tag_Unid Unid Observação

Emissões evitadas (MtCO2/ano) CBA

(US$

/tCO2) P02 P03 P04 P05

M001 Md_UDA_01 UDA Redução da demanda da caldeira em stand-by 1,48E-02 0,0 0,0 0,0 -7,9

M002 Md_UDA_02 UDA Reduçao do estocamento de calor entre UDA e UDV 2,58E-02 0,0 0,0 0,0 -0,9

M003 Md_UDA_03 UDA Recuperação de condensado 1,40E-03 0,0 0,0 0,0 0,1

M004 Md_UDA_04 UDA Redução do make-up de água da caldeira com tratamento do

condensado 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 1,6

M005 Md_UDA_05 UDA Adição de reciclo de vapor com ejetor de vapor na UDV 8,63E-02 0,1 0,2 0,2 4,4

M006 Md_UDA_06 UDA Integração da unidade de processamento de gás com UDA 2,91E-02 0,0 0,1 0,1 10,4

M007 Md_UDA_07 UDA Melhorias na manutenção do isolamento das linhas de vapor 1,93E-02 0,0 0,0 0,0 6,6

M008 Md_UDA_08 UDA Redução do fouling de vapor 4,42E-01 0,6 0,6 0,6 5,3

M009 Md_UDA_09 UDA Redução da formação de coque nos passes do forno da UDA 2,03E-01 0,3 0,3 0,3 9,0

M010 Md_UDA_10 UDA Instalação de bombas de vácuo para substituir ejetores de

vapor 1,98E-01 0,4 0,5 0,5 28,1

M011 Md_UDA_11 UDA Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar na UDA 2,69E-01 0,4 0,4 0,4 11,1

M012 Md_UDA_12 UDA Instalção de chillers no topo da coluna da UDA para redução

de carga térmica do condensador 4,68E-03 0,0 0,0 0,0 3,2

M013 Md_UDA_13 UDA Instalação de pré-aquecedores de ar nos fornos da UDA 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 3,6

M014 Md_UDA_14 UDA Aumento do isolamento das linhas de vapor 2,96E-01 0,3 0,4 0,4 20,2

M015 Md_UDA_15 UDA Revamp na integração de calor na UDA 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 4,1

M016 Md_UDA_16 UDA Instalação de "internals" eficientes na UDV 1,83E-01 0,2 0,2 0,2 18,4

M017 Md_UDA_17 UDA Redução da infiltração de ar na UDA (isolamento) 1,15E-01 0,1 0,1 0,1 20,2

M018 Md_UCR_01 CR Redução da demanda da caldeira em stand-by 6,12E-03 0,0 0,0 0,0 -20,4

151

M019 Md_UCR_02 CR Recuperação de condensado 6,12E-03 0,0 0,0 0,0 -4,4

M020 Md_UCR_03 CR Redução do make-up de água da caldeira com tratamento do

condensado 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 5,8

M021 Md_UCR_04 CR Melhorias na manutenção do isolamento das linhas de vapor 1,53E-03 0,0 0,0 0,0 53,0

M022 Md_UCR_05 CR Redução da formação de coque nas superfícies das tubulações

da UCR 8,33E-02 0,1 0,1 0,1 72,0

M023 Md_UCR_06 CR Instalação de fornos eficientes/ controle de ar 1,01E-01 0,1 0,1 0,1 82,6

M024 Md_UCR_07 CR Revamp na integração de calor da UCR (baixo custo) 1,48E-01 0,2 0,2 0,2 73,9

M025 Md_UCR_08 CR Revamp na integração de calor da UCR (alto custo) 5,73E-02 0,1 0,1 0,1 128,9

M026 Md_UCR_09 CR Instalação de novos "internals" na UCR 2,60E-02 0,0 0,0 0,0 22,3

M027 Md_UCR_10 CR Instalação de de pré-aquecedores de ar nos fornos na UCR 8,58E-02 0,1 0,1 0,1 111,1

M028 Md_UCR_11 CR Aumento do isolamento das linhas de vapor 1,05E-03 0,0 0,0 0,0 106,9

M029 Md_UCR_12 CR Instalação de chillers de topo na UCR 1,07E-01 0,1 0,1 0,1 125,1

M030 Md_UCR_13 CR Revamp na distribuição de vapor 1,05E-03 0,0 0,0 0,0 160,4

M031 Md_UCR_14 CR Redução da infiltração de ar na UCR (aumento do

isolamento) 2,89E-02 0,0 0,0 0,0 212,6

M032 Md_FCC_01 FCC Recuperação de condensado 2,17E-03 0,0 0,0 0,0 0,8

M033 Md_FCC_02 FCC Redução do make-up de água da caldeira com tratamento do

condensado 1,30E-02 0,0 0,0 0,0 18,6

M034 Md_FCC_03 FCC Melhoria na manutenção das linhas de vapor 1,09E-03 0,0 0,0 0,0 120,0

M035 Md_FCC_04 FCC Revamp na integração de calor do FCC (baixo custo) 3,30E-02 0,0 0,0 0,0 22,9

M036 Md_FCC_05 FCC Revamp na integração de calor do FCC (alto custo) 2,09E-02 0,0 0,0 0,0 54,3

M037 Md_FCC_06 FCC Substituir drive a vapor por elétricos 9,99E-02 0,1 0,1 0,1 135,8

M038 Md_FCC_07 FCC Instalação de torre regeneradora HRSG Regenerador 4,31E-01 0,4 0,3 0,4 408,6

M039 Md_FCC_08 FCC Instalação de forno-CO na torre regeneradora HRSG 2,17E-01 0,2 0,2 0,2 265,5

M040 Md_FCC_09 FCC Aumento do isolamento das linhas de vapor 8,43E-06 0,0 0,0 0,0 172,9

M041 Md_FCC_10 FCC Instalação de novos "internals" no FCC 3,90E-02 0,0 0,0 0,0 42,9

M042 Md_FCC_11 FCC Instalação de chillers de topo no FCC 1,45E-02 0,0 0,0 0,0 62,3

M043 Md_HCC_01 HCC Redução da demanda da caldeira em stand-by 4,18E-03 0,0 0,0 0,0 -28,6

152

M044 Md_HCC_02 HCC Recuperação do condensado 4,90E-03 0,0 0,0 0,0 -10,7

M045 Md_HCC_03 HCC Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 7,44E-02 0,2 0,3 0,3 0,0

M046 Md_HCC_04 HCC Redução do condensado 3,19E-02 0,1 0,1 0,1 1,7

M047 Md_HCC_05 HCC Revamp na integração de calor do HCC (baixo custo) 3,55E-02 0,1 0,2 0,1 20,8

M048 Md_HCC_06 HCC Revamp na integração de calor do HCC (alto custo) 9,58E-03 0,0 0,0 0,0 44,1

M049 Md_HCC_07 HCC Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 3,95E-02 0,1 0,2 0,2 8,1

M050 Md_HCC_08 HCC Melhorias na manutenção das linhas de vapor 1,47E-03 0,0 0,0 0,0 17,4

M051 Md_HCC_09 HCC Redução da deposição de coque nas superfícies dos tubos do

HCC 3,55E-02 0,1 0,2 0,1 74,5

M052 Md_HCC_10 HCC Instalação de fornos eficientes no HCC 2,66E-02 0,1 0,1 0,1 27,1

M053 Md_HCC_11 HCC Melhoria nos catalisadores para redução do consumo de H2 1,09E-01 0,3 0,4 0,4 10,8

M054 Md_HCC_12 HCC Instalação de pré-aquecedores de ar no HCC 2,05E-02 0,1 0,1 0,1 26,8

M055 Md_HCC_13 HCC Aumento do isolamento das linhas de vapor 1,47E-03 0,0 0,0 0,0 25,8

M056 Md_HCC_14 HCC Instalação de novos "internals" no HCC 3,53E-02 0,1 0,2 0,1 30,6

M057 Md_HCC_15 HCC Instalação de chillers no topo do HCC 2,03E-02 0,1 0,1 0,1 29,1

M058 Md_HCC_16 HCC Revamp na distribuição de vapor 1,23E-03 0,0 0,0 0,0 38,7

M059 Md_HCC_17 HCC Redução da infiltração de ar no HCC (isolamento) 6,30E-03 0,0 0,0 0,0 51,3

M060 Md_HDS_01 HDS G Redução da demanda da caldeira em stand-by 2,82E-03 0,0 0,0 0,0 -4,2

M061 Md_HDS_02 HDS G Recuperação de condensado 7,05E-04 0,0 0,0 0,0 -0,1

M062 Md_HDS_03 HDS G Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,21E-03 0,0 0,0 0,0 0,0

M063 Md_HDS_04 HDS G Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 1,26E-02 0,0 0,0 0,0 0,0

M064 Md_HDS_05 HDS G Redução de condensado/Tratamento de água 2,07E-02 0,0 0,0 0,0 2,2

M065 Md_HDS_06 HDS G Integração de GPU c/ unidades ISBL 5,71E-04 0,0 0,0 0,0 18,3

M066 Md_HDS_07 HDS G Integração de AGR c/ unidades ISBL 9,58E-03 0,0 0,0 0,0 22,2

M067 Md_HDS_08 HDS G Aumento da concentração de solvente no AGR 2,34E-02 0,0 0,0 0,0 6,1

M068 Md_HDS_09 HDS G Integração do SWS c/ unidades ISBL 1,60E-04 0,0 0,0 0,0 721,6

M069 Md_HDS_10 HDS G Revamp na integração de calor do HDS (lowcost) 2,39E-02 0,0 0,0 0,0 13,7

153

M070 Md_HDS_11 HDS G Melhoria na manutenção das linhas de vapor 9,40E-04 0,0 0,0 0,0 11,4

M071 Md_HDS_12 HDS G Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 4,20E-02 0,0 0,0 0,0 17,9

M072 Md_HDS_13 HDS G Redução da formação de coque nas superfícies das tubulações

do HDS 1,29E-02 0,0 0,0 0,0 10,6

M073 Md_HDS_14 HDS G Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar no HDS 9,51E-03 0,0 0,0 0,0 22,6

M074 Md_HDS_15 HDS G Revamp na integração de calor do GPU 6,90E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M075 Md_HDS_16 HDS G Melhoria nos catalisadores para reduzir consumo de H2 1,26E-01 0,1 0,1 0,1 25,9

M076 Md_HDS_17 HDS G Instalaçã de pré-aquecedor de ar 3,13E-02 0,0 0,0 0,0 28,2

M077 Md_HDS_18 HDS G Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,98E-03 0,0 0,0 0,0 34,0

M078 Md_HDS_19 HDS G Instalação de novos "internals" no HDS 6,41E-02 0,1 0,1 0,1 31,1

M079 Md_HDS_20 HDS G Instalação de novos "internals" no GPU 1,00E-05 0,0 0,0 0,0 0,2

M080 Md_HDS_21 HDS G Instalação de chillers de topo no HDS 4,72E-03 0,0 0,0 0,0 205,6

M081 Md_HDS_22 HDS G Instalação de chillers de topo no GPU 1,98E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M082 Md_HDS_23 HDS G Revamp na integração de calor do HDS (highcost) 1,19E-02 0,0 0,0 0,0 49,6

M083 Md_HDS_24 HDS G Revamp na distribuição de vapor/Redução da queda de

pressão 2,49E-03 0,0 0,0 0,0 49,7

M084 Md_HDS_25 HDS G Insolamento/Redução da infiltração de ar do HDS 9,46E-03 0,0 0,0 0,0 54,9

M085 Md_HDD_01 HDT D Redução da demanda da caldeira em stand-by 5,09E-04 0,0 0,0 0,0 -10,9

M086 Md_HDD_02 HDT D Recuperação de condensado 5,94E-04 0,0 0,0 0,0 -0,3

M087 Md_HDD_03 HDT D Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,10E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M088 Md_HDD_04 HDT D Instalaçã de PSA para recuperar H2 de alta pureza 3,67E-03 0,0 0,0 0,0 0,0

M089 Md_HDD_05 HDT D Redução de condensado/Tratamento de água 3,82E-03 0,0 0,0 0,0 5,7

M090 Md_HDD_06 HDT D Integração do GPU c/ unidades ISBL 2,26E-04 0,0 0,0 0,0 36,2

M091 Md_HDD_07 HDT D Integração do AGR c/ unidades ISBL 1,00E-03 0,0 0,0 0,0 45,0

M092 Md_HDD_08 HDT D Aumento da concentração de solvente no AGR 2,91E-03 0,0 0,0 0,0 15,8

M093 Md_HDD_09 HDT D Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) 2,44E-02 0,0 0,0 0,0 28,8

M094 Md_HDD_10 HDT D Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,54E-04 0,0 0,0 0,0 29,7

M095 Md_HDD_11 HDT D Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,52E-02 0,0 0,0 0,0 47,6

154

M096 Md_HDD_12 HDT D Redução da formação de coque nas superfícies dos tubos da

DTU 4,44E-03 0,0 0,0 0,0 27,9

M097 Md_HDD_13 HDT D Queimadores eficientes na DTU/ Controle do excesso de ar 3,33E-03 0,0 0,0 0,0 59,1

M098 Md_HDD_14 HDT D Revamp na integração de calor da GPU 3,39E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M099 Md_HDD_15 HDT D Melhoria nos catalisadores para redução do consumo de H2 5,73E-02 0,1 0,1 0,1 41,3

M100 Md_HDD_16 HDT D Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 1,39E-02 0,0 0,0 0,0 78,8

M101 Md_HDD_17 HDT D Aumentar isolamento das linhas de vapor 9,13E-04 0,0 0,0 0,0 94,8

M102 Md_HDD_18 HDT D Instalação de novos "internals" na DTU 2,16E-02 0,0 0,0 0,0 88,6

M103 Md_HDD_19 HDT D Instalação de novos "internals" na GPU 1,18E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M104 Md_HDD_20 HDT D Instalação de chillers de topo na DTU 1,50E-02 0,0 0,0 0,0 85,9

M105 Md_HDD_21 HDT D Instalação de chillers de topo na GPU 1,18E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M106 Md_HDD_22 HDT D Revamp na integração de calor da DTU (highcost) 5,61E-03 0,0 0,0 0,0 128,6

M107 Md_HDD_23 HDT D Revamp na distribuição de vapor/Redução da queda de

pressão 9,13E-04 0,0 0,0 0,0 138,8

M108 Md_HDD_24 HDT D Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 4,35E-03 0,0 0,0 0,0 153,2

M109 Md_HDQ_01 HDT Q Redução da demanda da caldeira em stand-by 1,99E-04 0,0 0,0 0,0 -31,4

M110 Md_HDQ_02 HDT Q Recuperação de condensado 1,99E-04 0,0 0,0 0,0 -9,8

M111 Md_HDQ_03 HDT Q Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 6,99E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M112 Md_HDQ_04 HDT Q Redução de condensado/Tratamento de água 1,70E-03 0,0 0,0 0,0 5,4

M113 Md_HDQ_05 HDT Q Integração da GPU c/ unidades ISBL 3,81E-05 0,0 0,0 0,0 39,1

M114 Md_HDQ_06 HDT Q Integração da AGR c/ unidades ISBL 5,61E-04 0,0 0,0 0,0 47,8

M115 Md_HDQ_07 HDT Q Aumento da concentração de solvente no AGR 1,45E-03 0,0 0,0 0,0 35,3

M116 Md_HDQ_08 HDT Q Revamp na integração de calor da KTU (lowcost) 1,03E-02 0,0 0,0 0,0 30,7

M117 Md_HDQ_09 HDT Q Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,99E-02 0,0 0,0 0,0 20,2

M118 Md_HDQ_10 HDT Q Melhoria na manutenção das linhas de vapor 9,97E-05 0,0 0,0 0,0 68,6

M119 Md_HDQ_11 HDT Q Redução da formação de coque nas superfícies dos tubos da

KTU 2,85E-03 0,0 0,0 0,0 52,6

M120 Md_HDQ_12 HDT Q Revamp na integração de calor da GTU 4,27E-06 0,0 0,0 0,0 0,0

155

M121 Md_HDQ_13 HDT Q Queimadores eficientes na KTU/ Controle do excesso de ar 2,14E-03 0,0 0,0 0,0 64,5

M122 Md_HDQ_14 HDT Q Melhorias nos catalisadores para redução do consumo de H2 8,41E-03 0,0 0,0 0,0 38,8

M123 Md_HDQ_15 HDT Q Instalação de pré-aquecedor de ar na KTU 7,68E-03 0,0 0,0 0,0 84,8

M124 Md_HDQ_16 HDT Q Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 102,0

M125 Md_HDQ_17 HDT Q Instalação de novos "internals" na KTU 8,60E-03 0,0 0,0 0,0 93,9

M126 Md_HDQ_18 HDT Q Instalação de novos "internals" na GPU 1,59E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M127 Md_HDQ_19 HDT Q Instalação de chillers de topo na KTU 8,41E-03 0,0 0,0 0,0 90,8

M128 Md_HDQ_20 HDT Q Revamp na integração de calor da KTU (highcost) 3,19E-03 0,0 0,0 0,0 142,1

M129 Md_HDQ_21 HDT Q Revamp na distribuição de vapor/Redução da queda de

pressão 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 153,1

M130 Md_HDQ_22 HDT Q Instalação de chillers de topo na GPU 1,59E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M131 Md_HDQ_23 HDT Q Isolamento/Redução da infiltração de ar na KTU 2,47E-03 0,0 0,0 0,0 163,5

M132 Md_HDQ_24 HDT Q Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 3,51E-03 0,0 0,0 0,0 168,7

M133 Md_HDN_01 HDT N Redução da demanda da caldeira em stand-by 2,40E-04 0,0 0,0 0,0 -17,5

M134 Md_HDN_02 HDT N Recuperação de condensado 3,60E-04 0,0 0,0 0,0 -5,9

M135 Md_HDN_03 HDT N Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 4,25E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M136 Md_HDN_04 HDT N Redução de condensado/ Tratamento de água 2,28E-03 0,0 0,0 0,0 2,5

M137 Md_HDN_05 HDT N Integração de GPU c/ unidades ISBL 2,77E-04 0,0 0,0 0,0 17,8

M138 Md_HDN_06 HDT N Integração do AGR c/ unidades ISBL 2,72E-04 0,0 0,0 0,0 21,7

M139 Md_HDN_07 HDT N Aumento na concentração de solvente do AGR 7,47E-04 0,0 0,0 0,0 19,1

M140 Md_HDN_08 HDT N Revamp na integração de calor do NTU (lowcost) 3,94E-02 0,1 0,1 0,1 11,4

M141 Md_HDN_09 HDT N Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,40E-04 0,0 0,0 0,0 19,1

M142 Md_HDN_10 HDT N Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 2,44E-02 0,0 0,0 0,0 29,6

M143 Md_HDN_11 HDT N Redução da formação de coque nas superfícies dos tubos da

NTU 1,15E-02 0,0 0,0 0,0 19,8

M144 Md_HDN_12 HDT N Queimadores eficientes na NTU/Controle do excesso de ar 8,69E-03 0,0 0,0 0,0 40,4

M145 Md_HDN_13 HDT N Revamp na integração de calor da GPU 3,59E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

156

M146 Md_HDN_14 HDT N Melhoria nos catalisadores para reduçao do consumo de H2 2,67E-02 0,0 0,0 0,0 17,2

M147 Md_HDN_15 HDT N Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 34,9

M148 Md_HDN_16 HDT N Instalação de pré-aquecedores de ar na NTU 3,08E-02 0,1 0,1 0,1 31,2

M149 Md_HDN_17 HDT N Instalação de novos "internals" na NTU 3,15E-02 0,1 0,1 0,1 35,8

M150 Md_HDN_18 HDT N Instalação de novos "internals" no GPU 1,14E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M151 Md_HDN_19 HDT N Instalação de chiller de topo na NTU 2,83E-02 0,0 0,1 0,1 39,9

M152 Md_HDN_20 HDT N Instalação de chiller de topo na GPU 1,14E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M153 Md_HDN_21 HDT N Revamp na integração de calor da NTU (highcost) 1,20E-02 0,0 0,0 0,0 54,2

M154 Md_HDN_22 HDT N Revamp na distribuição de vapor/Redução da queda de

pressão 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 55,3

M155 Md_HDN_23 HDT N Isolamento/Redução da infiltração de ar na NTU 9,29E-03 0,0 0,0 0,0 61,0

M156 Md_HDN_24 HDT N Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 1,13E-02 0,0 0,0 0,0 73,1

M157 Md_HDI_01 HDT I Redução da demanda da caldeira em stand-by 5,20E-03 0,0 0,0 0,0 -15,8

M158 Md_HDI_02 HDT I Recuperação de condensado 6,07E-03 0,0 0,0 0,0 -4,9

M159 Md_HDI_03 HDT I Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,42E-03 0,0 0,0 0,0 0,0

M160 Md_HDI_04 HDT I Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 0,0

M161 Md_HDI_05 HDT I Redução de condensado/Tratamento de água 3,90E-02 0,1 0,1 0,1 2,7

M162 Md_HDI_06 HDT I Integração do GPU c/ unidades ISBL 2,77E-03 0,0 0,0 0,0 20,7

M163 Md_HDI_07 HDT I Integração do AGR c/ unidades ISBL 1,22E-02 0,0 0,0 0,0 24,6

M164 Md_HDI_08 HDT I Aumento da concentração de solvente no AGR 3,01E-02 0,0 0,0 0,0 17,5

M165 Md_HDI_09 HDT I Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) 2,08E-01 0,3 0,3 0,3 12,9

M166 Md_HDI_10 HDT I Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,60E-03 0,0 0,0 0,0 29,8

M167 Md_HDI_11 HDT I Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,50E-01 0,2 0,2 0,2 21,7

M168 Md_HDI_12 HDT I Redução da formação de coque nas superfícies dos tubos da

DTU 4,54E-02 0,1 0,1 0,1 31,4

M169 Md_HDI_13 HDT I Queimadores eficientes na DTU/ Controle do excesso de ar 3,41E-02 0,0 0,1 0,1 27,8

157

M170 Md_HDI_14 HDT I Revamp na integração de calor da GPU 4,41E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M171 Md_HDI_15 HDT I Melhorias nos catalisadores para redução do consumo de H2 4,84E-01 0,6 0,7 0,7 18,7

M172 Md_HDI_16 HDT I Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 1,17E-01 0,2 0,2 0,2 35,6

M173 Md_HDI_17 HDT I Aumentar isolamento das linhas de vapor 7,70E-03 0,0 0,0 0,0 42,9

M174 Md_HDI_18 HDT I Instalação de novos "internals" na DTU 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 39,6

M175 Md_HDI_19 HDT I Instalação de novos "internals" na GPU 1,33E-03 0,0 0,0 0,0 0,0

M176 Md_HDI_20 HDT I Instalação de chillers de topo na DTU 1,35E-01 0,2 0,2 0,2 35,5

M177 Md_HDI_21 HDT I Instalação de chillers de topo na GPU 1,33E-03 0,0 0,0 0,0 0,0

M178 Md_HDI_22 HDT I Revamp na integração de calor da DTU (highcost) 4,83E-02 0,1 0,1 0,1 58,7

M179 Md_HDI_23 HDT I Revamp na distribuição de vapor/Redução da queda de

pressão 7,70E-03 0,0 0,0 0,0 64,9

M180 Md_HDI_24 HDT I Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 3,66E-02 0,0 0,1 0,1 67,9

M181 Md_URC_01 URC Redução da demanda da caldeira em stand-by 2,64E-04 0,0 0,0 0,0 -36,8

M182 Md_URC_02 URC Recuperação de condensado 2,64E-04 0,0 0,0 0,0 -14,4

M183 Md_URC_03 URC Reduçao do estocamento de calor entre UDA e UDV 1,48E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M184 Md_URC_04 URC Redução de condensado/Tratamento de água 2,03E-03 0,0 0,0 0,0 2,5

M185 Md_URC_05 URC Redução das correntes enviadas ao flare 1,00E-05 0,0 0,0 0,0 0,0

M186 Md_URC_06 URC Integração da GPU c/ unidades ISBL 1,35E-03 0,0 0,0 0,0 22,2

M187 Md_URC_07 URC Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,20E-04 0,0 0,0 0,0 45,3

M188 Md_URC_08 URC Revamp na integração de calor da CRU (lowcost) 8,16E-03 0,0 0,1 0,1 12,2

M189 Md_URC_09 URC Redução da formação de coque nas superfícies dos tubos da

CRU 1,90E-03 0,0 0,0 0,0 152,6

M190 Md_URC_10 URC Revamp na integração de calor da GPU 1,79E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M191 Md_URC_11 URC Queimadores eficientes na CRU/Controle do excesso de ar 1,01E-02 0,1 0,1 0,1 26,2

M193 Md_URC_13 URC Aumentar isolamento das linhas de vapor 5,28E-04 0,0 0,0 0,0 37,9

M194 Md_URC_14 URC Instalação de pré-aquecimento de ar na CRU 3,76E-02 0,2 0,2 0,2 30,2

M195 Md_URC_15 URC Instalação de novos "internals" na CRU 1,78E-02 0,1 0,1 0,1 32,8

M196 Md_URC_16 URC Instalação de novo "internals" na GPU 5,75E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

158

M197 Md_URC_17 URC Instalação de chiller de tipo na CRU 1,80E-02 0,1 0,1 0,1 35,4

M198 Md_URC_18 URC Instalação de chillers de topo na GPU 5,75E-04 0,0 0,0 0,0 0,0

M199 Md_URC_19 URC Revamp na integração de calor da GPU (highcost) 1,79E-02 0,1 0,1 0,1 39,0

M200 Md_URC_20 URC Revamp na distribuição de vapor/Redução da queda de

pressão 1,16E-03 0,0 0,0 0,0 59,9

M201 Md_URC_21 URC Isolamento/Redução da infiltração de ar na CRU 1,32E-02 0,1 0,1 0,1 63,6


Tabela 57 – Custos brutos de abatimento Cenário Linha de Base B

Tag_Geral Tag_Unid Unid Observação Emissões evitadas (MtCO2/ano) CBA

(US$

/tCO2) P02 P03 P04 P05





condensado 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 1,5







vapor 1,98E-01 0,4 0,5 0,5 27,4

159












condensado 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 5,7


M022 Md_UCR_05 CR Redução da formação de coque nas superfícies das

tubulações da UCR 8,32E-02 0,1 0,1 0,1 70,4










isolamento) 2,89E-02 0,0 0,0 0,0 208,1


160


condensado 1,30E-02 0,0 0,0 0,0 18,3



















HCC 3,55E-02 0,1 0,2 0,2 72,5







161















M072 Md_HDS_13 HDS G Redução da formação de coque nas superfícies das

tubulações do HDS 1,29E-02 0,0 0,0 0,0 10,4




M076 Md_HDS_17 HDS G Instalação de pré-aquecedor de ar 3,13E-02 0,0 0,0 0,0 27,7






162



pressão 2,48E-03 0,0 0,0 0,0 48,7





M088 Md_HDD_04 HDT D Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 3,67E-03 0,0 0,0 0,0 0,0









DTU 4,44E-03 0,0 0,0 0,0 27,3










163



pressão 9,12E-04 0,0 0,0 0,0 136,0













KTU 2,85E-03 0,0 0,0 0,0 51,5










164


pressão 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 149,7















NTU 1,15E-02 0,0 0,0 0,0 19,4











165


pressão 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 54,0















DTU 4,54E-02 0,1 0,1 0,1 30,7










166



pressão 7,69E-03 0,0 0,0 0,0 63,5











CRU 1,90E-03 0,0 0,0 0,0 148,5











pressão 1,16E-03 0,0 0,0 0,0 58,3



167

Tabela 58 - Custos brutos de abatimento Cenário Linha de Base C

Tag_Geral Tag_Unid Unid Observação Emissões evitadas (MtCO2/ano) CBA

(US$

/tCO2) P02 P03 P04 P05





condensado 1,98E-01 0,3 0,3 0,3 1,5







vapor 2,13E-01 0,4 0,5 0,5 25,7








168





condensado 4,78E-02 0,1 0,1 0,1 5,3


M022 Md_UCR_05 CR Redução da formação de coque nas superfícies das

tubulações da UCR 8,97E-02 0,1 0,1 0,1 66,1










isolamento) 3,11E-02 0,0 0,0 0,0 195,2



condensado 1,40E-02 0,0 0,0 0,0 17,1








169












HCC 3,82E-02 0,1 0,2 0,2 68,3















170







M072 Md_HDS_13 HDS G Redução da formação de coque nas superfícies das

tubulações do HDS 1,39E-02 0,0 0,0 0,0 9,8




M076 Md_HDS_17 HDS G Instalação de pré-aquecedor de ar 3,38E-02 0,0 0,0 0,0 25,9








pressão 2,68E-03 0,0 0,0 0,0 45,7





M088 Md_HDD_04 HDT D Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 3,67E-03 0,0 0,0 0,0 0,0


171








DTU 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 25,6












pressão 9,84E-04 0,0 0,0 0,0 127,5







172







KTU 3,07E-03 0,0 0,0 0,0 48,3











pressão 2,48E-04 0,0 0,0 0,0 140,5








173








NTU 1,24E-02 0,0 0,0 0,0 18,2












pressão 2,95E-04 0,0 0,0 0,0 50,8







174









DTU 4,89E-02 0,1 0,1 0,1 28,8












pressão 8,29E-03 0,0 0,0 0,0 59,6






175






CRU 2,05E-03 0,0 0,0 0,0 139,8











pressão 1,25E-03 0,0 0,0 0,0 54,9



176

Tabela 59 - Custos líquidos de abatimento Cenário Linha de Base A



(US$

/tCO2) P02 P03 P04 P05



M003 Md_UDA_03 UDA Recuperação de condensado 1,40E-03 0,0 0,0 0,0 -146,0


condensado 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 -152,3

M005 Md_UDA_05 UDA Adição de reciclo de vapor com ejetor de vapor na UDV 8,63E-02 0,1 0,2 0,2 -149,5

M006 Md_UDA_06 UDA Integração da unidade de processamento de gás com UDA 2,91E-02 0,0 0,1 0,1 -140,4

M007 Md_UDA_07 UDA Melhorias na manutenção do isolamento das linhas de vapor 1,93E-02 0,0 0,0 0,0 -147,3

M008 Md_UDA_08 UDA Redução do fouling de vapor 4,42E-01 0,6 0,6 0,6 -144,2

M009 Md_UDA_09 UDA Redução da formação de coque nos passes do forno da UDA 2,03E-01 0,3 0,3 0,3 -110,5


vapor 1,98E-01 0,4 0,5 0,5 -125,8

M011 Md_UDA_11 UDA Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar na UDA 2,69E-01 0,4 0,4 0,4 -108,5


de carga térmica do condensador 4,68E-03 0,0 0,0 0,0 -101,9

M013 Md_UDA_13 UDA Instalação de pré-aquecedores de ar nos fornos da UDA 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 -101,4

M014 Md_UDA_14 UDA Aumento do isolamento das linhas de vapor 2,96E-01 0,3 0,4 0,4 -130,3

M015 Md_UDA_15 UDA Revamp na integração de calor na UDA 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 -100,9

M016 Md_UDA_16 UDA Instalação de "internals" eficientes na UDV 1,83E-01 0,2 0,2 0,2 -99,5

M017 Md_UDA_17 UDA Redução da infiltração de ar na UDA (isolamento) 1,15E-01 0,1 0,1 0,1 -99,3




condensado 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 5,8

177



da UCR 8,33E-02 0,1 0,1 0,1 -98,1

M023 Md_UCR_06 CR Instalação de fornos eficientes/ controle de ar 1,01E-01 0,1 0,1 0,1 -87,5



M026 Md_UCR_09 CR Instalação de novos "internals" na UCR 2,60E-02 0,0 0,0 0,0 -127,8

M027 Md_UCR_10 CR Instalação de de pré-aquecedores de ar nos fornos na UCR 8,58E-02 0,1 0,1 0,1 -59,0


M029 Md_UCR_12 CR Instalação de chillers de topo na UCR 1,07E-01 0,1 0,1 0,1 -39,9



isolamento) 2,89E-02 0,0 0,0 0,0 42,5

M032 Md_FCC_01 FCC Recuperação de condensado 2,17E-03 0,0 0,0 0,0 -214,8


condensado 1,30E-02 0,0 0,0 0,0 -196,9

M034 Md_FCC_03 FCC Melhoria na manutenção das linhas de vapor 1,09E-03 0,0 0,0 0,0 -95,5

M035 Md_FCC_04 FCC Revamp na integração de calor do FCC (baixo custo) 3,30E-02 0,0 0,0 0,0 -124,3

M036 Md_FCC_05 FCC Revamp na integração de calor do FCC (alto custo) 2,09E-02 0,0 0,0 0,0 -92,8

M037 Md_FCC_06 FCC Substituir drive a vapor por elétricos 9,99E-02 0,1 0,1 0,1 -19,2



M040 Md_FCC_09 FCC Aumento do isolamento das linhas de vapor 8,43E-06 0,0 0,0 0,0 -42,6

M041 Md_FCC_10 FCC Instalação de novos "internals" no FCC 3,90E-02 0,0 0,0 0,0 -104,2

M042 Md_FCC_11 FCC Instalação de chillers de topo no FCC 1,45E-02 0,0 0,0 0,0 -84,8



M045 Md_HCC_03 HCC Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 7,44E-02 0,2 0,3 0,3 -0,8

M046 Md_HCC_04 HCC Redução do condensado 3,19E-02 0,1 0,1 0,1 -92,0

178

M047 Md_HCC_05 HCC Revamp na integração de calor do HCC (baixo custo) 3,55E-02 0,1 0,2 0,1 -51,6

M048 Md_HCC_06 HCC Revamp na integração de calor do HCC (alto custo) 9,58E-03 0,0 0,0 0,0 -28,1

M049 Md_HCC_07 HCC Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 3,95E-02 0,1 0,2 0,2 -80,7

M050 Md_HCC_08 HCC Melhorias na manutenção das linhas de vapor 1,47E-03 0,0 0,0 0,0 -76,3


HCC 3,55E-02 0,1 0,2 0,1 1,7

M052 Md_HCC_10 HCC Instalação de fornos eficientes no HCC 2,66E-02 0,1 0,1 0,1 -45,7


M054 Md_HCC_12 HCC Instalação de pré-aquecedores de ar no HCC 2,05E-02 0,1 0,1 0,1 -46,0

M055 Md_HCC_13 HCC Aumento do isolamento das linhas de vapor 1,47E-03 0,0 0,0 0,0 -67,9

M056 Md_HCC_14 HCC Instalação de novos "internals" no HCC 3,53E-02 0,1 0,2 0,1 -41,9

M057 Md_HCC_15 HCC Instalação de chillers no topo do HCC 2,03E-02 0,1 0,1 0,1 -53,0

M058 Md_HCC_16 HCC Revamp na distribuição de vapor 1,23E-03 0,0 0,0 0,0 -55,0

M059 Md_HCC_17 HCC Redução da infiltração de ar no HCC (isolamento) 6,30E-03 0,0 0,0 0,0 -21,5



M062 Md_HDS_03 HDS G Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,21E-03 0,0 0,0 0,0 -215,9

M063 Md_HDS_04 HDS G Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 1,26E-02 0,0 0,0 0,0 -3,2

M064 Md_HDS_05 HDS G Redução de condensado/Tratamento de água 2,07E-02 0,0 0,0 0,0 -213,7

M065 Md_HDS_06 HDS G Integração de GPU c/ unidades ISBL 5,71E-04 0,0 0,0 0,0 -193,4

M066 Md_HDS_07 HDS G Integração de AGR c/ unidades ISBL 9,58E-03 0,0 0,0 0,0 -190,6

M067 Md_HDS_08 HDS G Aumento da concentração de solvente no AGR 2,34E-02 0,0 0,0 0,0 -206,5


M069 Md_HDS_10 HDS G Revamp na integração de calor do HDS (lowcost) 2,39E-02 0,0 0,0 0,0 -198,1

M070 Md_HDS_11 HDS G Melhoria na manutenção das linhas de vapor 9,40E-04 0,0 0,0 0,0 -204,5

M071 Md_HDS_12 HDS G Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 4,20E-02 0,0 0,0 0,0 -184,0


do HDS 1,29E-02 0,0 0,0 0,0 -157,0

179

M073 Md_HDS_14 HDS G Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar no HDS 9,51E-03 0,0 0,0 0,0 -145,1

M074 Md_HDS_15 HDS G Revamp na integração de calor do GPU 6,90E-05 0,0 0,0 0,0 -147,4


M076 Md_HDS_17 HDS G Instalação de pré-aquecedor de ar 3,13E-02 0,0 0,0 0,0 -139,4

M077 Md_HDS_18 HDS G Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,98E-03 0,0 0,0 0,0 -181,9

M078 Md_HDS_19 HDS G Instalação de novos "internals" no HDS 6,41E-02 0,1 0,1 0,1 -135,3



M081 Md_HDS_22 HDS G Instalação de chillers de topo no GPU 1,98E-04 0,0 0,0 0,0 -147,4

M082 Md_HDS_23 HDS G Revamp na integração de calor do HDS (highcost) 1,19E-02 0,0 0,0 0,0 -166,3


pressão 2,49E-03 0,0 0,0 0,0 -166,2

M084 Md_HDS_25 HDS G Insolamento/Redução da infiltração de ar do HDS 9,46E-03 0,0 0,0 0,0 -112,8



M087 Md_HDD_03 HDT D Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,10E-04 0,0 0,0 0,0 -215,9

M088 Md_HDD_04 HDT D Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 3,67E-03 0,0 0,0 0,0 -1,9

M089 Md_HDD_05 HDT D Redução de condensado/Tratamento de água 3,82E-03 0,0 0,0 0,0 -210,2

M090 Md_HDD_06 HDT D Integração do GPU c/ unidades ISBL 2,26E-04 0,0 0,0 0,0 -175,4

M091 Md_HDD_07 HDT D Integração do AGR c/ unidades ISBL 1,00E-03 0,0 0,0 0,0 -167,9

M092 Md_HDD_08 HDT D Aumento da concentração de solvente no AGR 2,91E-03 0,0 0,0 0,0 -196,8

M093 Md_HDD_09 HDT D Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) 2,44E-02 0,0 0,0 0,0 -184,6

M094 Md_HDD_10 HDT D Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,54E-04 0,0 0,0 0,0 -186,2

M095 Md_HDD_11 HDT D Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,52E-02 0,0 0,0 0,0 -154,1


DTU 4,44E-03 0,0 0,0 0,0 -139,8

M097 Md_HDD_13 HDT D Queimadores eficientes na DTU/ Controle do excesso de ar 3,33E-03 0,0 0,0 0,0 -108,6

M098 Md_HDD_14 HDT D Revamp na integração de calor da GPU 3,39E-05 0,0 0,0 0,0 -147,4

180


M100 Md_HDD_16 HDT D Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 1,39E-02 0,0 0,0 0,0 -88,9

M101 Md_HDD_17 HDT D Aumentar isolamento das linhas de vapor 9,13E-04 0,0 0,0 0,0 -121,1

M102 Md_HDD_18 HDT D Instalação de novos "internals" na DTU 2,16E-02 0,0 0,0 0,0 -78,3

M103 Md_HDD_19 HDT D Instalação de novos "internals" na GPU 1,18E-04 0,0 0,0 0,0 -147,4

M104 Md_HDD_20 HDT D Instalação de chillers de topo na DTU 1,50E-02 0,0 0,0 0,0 -7,8

M105 Md_HDD_21 HDT D Instalação de chillers de topo na GPU 1,18E-04 0,0 0,0 0,0 -147,4

M106 Md_HDD_22 HDT D Revamp na integração de calor da DTU (highcost) 5,61E-03 0,0 0,0 0,0 -81,6


pressão 9,13E-04 0,0 0,0 0,0 -77,1

M108 Md_HDD_24 HDT D Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 4,35E-03 0,0 0,0 0,0 -14,5



M111 Md_HDQ_03 HDT Q Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 6,99E-05 0,0 0,0 0,0 -337,2

M112 Md_HDQ_04 HDT Q Redução de condensado/Tratamento de água 1,70E-03 0,0 0,0 0,0 -331,7

M113 Md_HDQ_05 HDT Q Integração da GPU c/ unidades ISBL 3,81E-05 0,0 0,0 0,0 -291,1

M114 Md_HDQ_06 HDT Q Integração da AGR c/ unidades ISBL 5,61E-04 0,0 0,0 0,0 -284,7

M115 Md_HDQ_07 HDT Q Aumento da concentração de solvente no AGR 1,45E-03 0,0 0,0 0,0 -296,8

M116 Md_HDQ_08 HDT Q Revamp na integração de calor da KTU (lowcost) 1,03E-02 0,0 0,0 0,0 -301,4


M118 Md_HDQ_10 HDT Q Melhoria na manutenção das linhas de vapor 9,97E-05 0,0 0,0 0,0 -268,5


KTU 2,85E-03 0,0 0,0 0,0 -209,2

M120 Md_HDQ_12 HDT Q Revamp na integração de calor da GTU 4,27E-06 0,0 0,0 0,0 -230,2

M121 Md_HDQ_13 HDT Q Queimadores eficientes na KTU/ Controle do excesso de ar 2,14E-03 0,0 0,0 0,0 -197,3


M123 Md_HDQ_15 HDT Q Instalação de pré-aquecedor de ar na KTU 7,68E-03 0,0 0,0 0,0 -177,1

181

M124 Md_HDQ_16 HDT Q Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 -235,1

M125 Md_HDQ_17 HDT Q Instalação de novos "internals" na KTU 8,60E-03 0,0 0,0 0,0 -166,2

M126 Md_HDQ_18 HDT Q Instalação de novos "internals" na GPU 1,59E-05 0,0 0,0 0,0 -230,2

M127 Md_HDQ_19 HDT Q Instalação de chillers de topo na KTU 8,41E-03 0,0 0,0 0,0 -57,1

M128 Md_HDQ_20 HDT Q Revamp na integração de calor da KTU (highcost) 3,19E-03 0,0 0,0 0,0 -186,4


pressão 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 -184,1

M130 Md_HDQ_22 HDT Q Instalação de chillers de topo na GPU 1,59E-05 0,0 0,0 0,0 -230,2

M131 Md_HDQ_23 HDT Q Isolamento/Redução da infiltração de ar na KTU 2,47E-03 0,0 0,0 0,0 -98,3




M135 Md_HDN_03 HDT N Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 4,25E-05 0,0 0,0 0,0 -197,0

M136 Md_HDN_04 HDT N Redução de condensado/ Tratamento de água 2,28E-03 0,0 0,0 0,0 -194,5

M137 Md_HDN_05 HDT N Integração de GPU c/ unidades ISBL 2,77E-04 0,0 0,0 0,0 -175,2

M138 Md_HDN_06 HDT N Integração do AGR c/ unidades ISBL 2,72E-04 0,0 0,0 0,0 -172,5

M139 Md_HDN_07 HDT N Aumento na concentração de solvente do AGR 7,47E-04 0,0 0,0 0,0 -174,9

M140 Md_HDN_08 HDT N Revamp na integração de calor do NTU (lowcost) 3,94E-02 0,1 0,1 0,1 -184,7

M141 Md_HDN_09 HDT N Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,40E-04 0,0 0,0 0,0 -177,8

M142 Md_HDN_10 HDT N Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 2,44E-02 0,0 0,0 0,0 -154,5


NTU 1,15E-02 0,0 0,0 0,0 -133,1

M144 Md_HDN_12 HDT N Queimadores eficientes na NTU/Controle do excesso de ar 8,69E-03 0,0 0,0 0,0 -112,6

M145 Md_HDN_13 HDT N Revamp na integração de calor da GPU 3,59E-05 0,0 0,0 0,0 -134,5


M147 Md_HDN_15 HDT N Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 -162,1

M148 Md_HDN_16 HDT N Instalação de pré-aquecedores de ar na NTU 3,08E-02 0,1 0,1 0,1 -121,8

182

M149 Md_HDN_17 HDT N Instalação de novos "internals" na NTU 3,15E-02 0,1 0,1 0,1 -116,9

M150 Md_HDN_18 HDT N Instalação de novos "internals" no GPU 1,14E-04 0,0 0,0 0,0 -134,5

M151 Md_HDN_19 HDT N Instalação de chiller de topo na NTU 2,83E-02 0,0 0,1 0,1 -98,5

M152 Md_HDN_20 HDT N Instalação de chiller de topo na GPU 1,14E-04 0,0 0,0 0,0 -134,5

M153 Md_HDN_21 HDT N Revamp na integração de calor da NTU (highcost) 1,20E-02 0,0 0,0 0,0 -141,4


pressão 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 -141,7

M155 Md_HDN_23 HDT N Isolamento/Redução da infiltração de ar na NTU 9,29E-03 0,0 0,0 0,0 -92,0




M159 Md_HDI_03 HDT I Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,42E-03 0,0 0,0 0,0 -152,7

M160 Md_HDI_04 HDT I Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 -1,7

M161 Md_HDI_05 HDT I Redução de condensado/Tratamento de água 3,90E-02 0,1 0,1 0,1 -150,0

M162 Md_HDI_06 HDT I Integração do GPU c/ unidades ISBL 2,77E-03 0,0 0,0 0,0 -128,0

M163 Md_HDI_07 HDT I Integração do AGR c/ unidades ISBL 1,22E-02 0,0 0,0 0,0 -125,2

M164 Md_HDI_08 HDT I Aumento da concentração de solvente no AGR 3,01E-02 0,0 0,0 0,0 -132,1

M165 Md_HDI_09 HDT I Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) 2,08E-01 0,3 0,3 0,3 -137,5

M166 Md_HDI_10 HDT I Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,60E-03 0,0 0,0 0,0 -122,9

M167 Md_HDI_11 HDT I Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,50E-01 0,2 0,2 0,2 -117,9


DTU 4,54E-02 0,1 0,1 0,1 -87,2

M169 Md_HDI_13 HDT I Queimadores eficientes na DTU/ Controle do excesso de ar 3,41E-02 0,0 0,1 0,1 -90,7

M170 Md_HDI_14 HDT I Revamp na integração de calor da GPU 4,41E-04 0,0 0,0 0,0 -104,2


M172 Md_HDI_16 HDT I Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 1,17E-01 0,2 0,2 0,2 -82,9

183

M173 Md_HDI_17 HDT I Aumentar isolamento das linhas de vapor 7,70E-03 0,0 0,0 0,0 -109,8

M174 Md_HDI_18 HDT I Instalação de novos "internals" na DTU 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 -78,2

M175 Md_HDI_19 HDT I Instalação de novos "internals" na GPU 1,33E-03 0,0 0,0 0,0 -104,2

M176 Md_HDI_20 HDT I Instalação de chillers de topo na DTU 1,35E-01 0,2 0,2 0,2 -18,4

M177 Md_HDI_21 HDT I Instalação de chillers de topo na GPU 1,33E-03 0,0 0,0 0,0 -104,2

M178 Md_HDI_22 HDT I Revamp na integração de calor da DTU (highcost) 4,83E-02 0,1 0,1 0,1 -88,7


pressão 7,70E-03 0,0 0,0 0,0 -87,7

M180 Md_HDI_24 HDT I Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 3,66E-02 0,0 0,1 0,1 -99,8








M188 Md_URC_08 URC Revamp na integração de calor da CRU (lowcost) 8,16E-03 0,0 0,1 0,1 -143,0


CRU 1,90E-03 0,0 0,0 0,0 -3,6

M190 Md_URC_10 URC Revamp na integração de calor da GPU 1,79E-04 0,0 0,0 0,0 -137,3

M191 Md_URC_11 URC Queimadores eficientes na CRU/Controle do excesso de ar 1,01E-02 0,1 0,1 0,1 -130,0


M194 Md_URC_14 URC Instalação de pré-aquecimento de ar na CRU 3,76E-02 0,2 0,2 0,2 -126,0

M195 Md_URC_15 URC Instalação de novos "internals" na CRU 1,78E-02 0,1 0,1 0,1 -122,0

M196 Md_URC_16 URC Instalação de novo "internals" na GPU 5,75E-04 0,0 0,0 0,0 -137,3

M197 Md_URC_17 URC Instalação de chiller de tipo na CRU 1,80E-02 0,1 0,1 0,1 -94,1

M198 Md_URC_18 URC Instalação de chillers de topo na GPU 5,75E-04 0,0 0,0 0,0 -137,3

M199 Md_URC_19 URC Revamp na integração de calor da GPU (highcost) 1,79E-02 0,1 0,1 0,1 -115,6

184


pressão 1,16E-03 0,0 0,0 0,0 59,9

M201 Md_URC_21 URC Isolamento/Redução da infiltração de ar na CRU 1,32E-02 0,1 0,1 0,1 -92,6


Tabela 60 - Novos custos líquidos de abatimento Cenário Linha de Base A



(US$

/tCO2) P02 P03 P04 P05



M003 Md_UDA_03 UDA Recuperação de condensado 1,40E-03 0,0 0,0 0,0 -146,0


condensado 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 -152,3

M005 Md_UDA_05 UDA Adição de reciclo de vapor com ejetor de vapor na UDV 8,63E-02 0,1 0,2 0,2 -149,5

M006 Md_UDA_06 UDA Integração da unidade de processamento de gás com UDA 2,91E-02 0,0 0,1 0,1 -140,4

M007 Md_UDA_07 UDA Melhorias na manutenção do isolamento das linhas de vapor 1,93E-02 0,0 0,0 0,0 -147,3

M008 Md_UDA_08 UDA Redução do fouling de vapor 4,42E-01 0,6 0,6 0,6 -144,2

M009 Md_UDA_09 UDA Redução da formação de coque nos passes do forno da UDA 2,03E-01 0,3 0,3 0,3 -110,5


vapor 1,98E-01 0,4 0,5 0,5 -125,8

M011 Md_UDA_11 UDA Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar na UDA 2,69E-01 0,4 0,4 0,4 -108,5


de carga térmica do condensador 4,68E-03 0,0 0,0 0,0 -101,9

M013 Md_UDA_13 UDA Instalação de pré-aquecedores de ar nos fornos da UDA 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 -101,4

185

M014 Md_UDA_14 UDA Aumento do isolamento das linhas de vapor 2,96E-01 0,3 0,4 0,4 -130,3

M015 Md_UDA_15 UDA Revamp na integração de calor na UDA 4,78E-03 0,0 0,0 0,0 -100,9

M016 Md_UDA_16 UDA Instalação de "internals" eficientes na UDV 1,83E-01 0,2 0,2 0,2 -99,5

M017 Md_UDA_17 UDA Redução da infiltração de ar na UDA (isolamento) 1,15E-01 0,1 0,1 0,1 -99,3




condensado 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 5,8



da UCR 8,33E-02 0,1 0,1 0,1 -98,1

M023 Md_UCR_06 CR Instalação de fornos eficientes/ controle de ar 1,01E-01 0,1 0,1 0,1 -87,5



M026 Md_UCR_09 CR Instalação de novos "internals" na UCR 2,60E-02 0,0 0,0 0,0 -127,8

M027 Md_UCR_10 CR Instalação de de pré-aquecedores de ar nos fornos na UCR 8,58E-02 0,1 0,1 0,1 -59,0


M029 Md_UCR_12 CR Instalação de chillers de topo na UCR 1,07E-01 0,1 0,1 0,1 -39,9



isolamento) 2,89E-02 0,0 0,0 0,0 42,5

M032 Md_FCC_01 FCC Recuperação de condensado 2,17E-03 0,0 0,0 0,0 -214,8


condensado 1,30E-02 0,0 0,0 0,0 -196,9

M034 Md_FCC_03 FCC Melhoria na manutenção das linhas de vapor 1,09E-03 0,0 0,0 0,0 -95,5

M035 Md_FCC_04 FCC Revamp na integração de calor do FCC (baixo custo) 3,30E-02 0,0 0,0 0,0 -124,3

M036 Md_FCC_05 FCC Revamp na integração de calor do FCC (alto custo) 2,09E-02 0,0 0,0 0,0 -92,8

M037 Md_FCC_06 FCC Substituir drive a vapor por elétricos 9,99E-02 0,1 0,1 0,1 -19,2


186


M040 Md_FCC_09 FCC Aumento do isolamento das linhas de vapor 8,43E-06 0,0 0,0 0,0 -42,6

M041 Md_FCC_10 FCC Instalação de novos "internals" no FCC 3,90E-02 0,0 0,0 0,0 -104,2

M042 Md_FCC_11 FCC Instalação de chillers de topo no FCC 1,45E-02 0,0 0,0 0,0 -84,8



M045 Md_HCC_03 HCC Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 7,44E-02 0,2 0,3 0,3 -0,8

M046 Md_HCC_04 HCC Redução do condensado 3,19E-02 0,1 0,1 0,1 -92,0

M047 Md_HCC_05 HCC Revamp na integração de calor do HCC (baixo custo) 3,55E-02 0,1 0,2 0,1 -51,6

M048 Md_HCC_06 HCC Revamp na integração de calor do HCC (alto custo) 9,58E-03 0,0 0,0 0,0 -28,1

M049 Md_HCC_07 HCC Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 3,95E-02 0,1 0,2 0,2 -80,7

M050 Md_HCC_08 HCC Melhorias na manutenção das linhas de vapor 1,47E-03 0,0 0,0 0,0 -76,3


HCC 3,55E-02 0,1 0,2 0,1 1,7

M052 Md_HCC_10 HCC Instalação de fornos eficientes no HCC 2,66E-02 0,1 0,1 0,1 -45,7


M054 Md_HCC_12 HCC Instalação de pré-aquecedores de ar no HCC 2,05E-02 0,1 0,1 0,1 -46,0

M055 Md_HCC_13 HCC Aumento do isolamento das linhas de vapor 1,47E-03 0,0 0,0 0,0 -67,9

M056 Md_HCC_14 HCC Instalação de novos "internals" no HCC 3,53E-02 0,1 0,2 0,1 -41,9

M057 Md_HCC_15 HCC Instalação de chillers no topo do HCC 2,03E-02 0,1 0,1 0,1 -53,0

M058 Md_HCC_16 HCC Revamp na distribuição de vapor 1,23E-03 0,0 0,0 0,0 -55,0

M059 Md_HCC_17 HCC Redução da infiltração de ar no HCC (isolamento) 6,30E-03 0,0 0,0 0,0 -21,5



M062 Md_HDS_03 HDS G Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,21E-03 0,0 0,0 0,0 -215,9

M063 Md_HDS_04 HDS G Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 1,26E-02 0,0 0,0 0,0 -3,2

M064 Md_HDS_05 HDS G Redução de condensado/Tratamento de água 2,07E-02 0,0 0,0 0,0 -213,7

187

M065 Md_HDS_06 HDS G Integração de GPU c/ unidades ISBL 5,71E-04 0,0 0,0 0,0 -193,4

M066 Md_HDS_07 HDS G Integração de AGR c/ unidades ISBL 9,58E-03 0,0 0,0 0,0 -190,6

M067 Md_HDS_08 HDS G Aumento da concentração de solvente no AGR 2,34E-02 0,0 0,0 0,0 -206,5


M069 Md_HDS_10 HDS G Revamp na integração de calor do HDS (lowcost) 2,39E-02 0,0 0,0 0,0 -198,1

M070 Md_HDS_11 HDS G Melhoria na manutenção das linhas de vapor 9,40E-04 0,0 0,0 0,0 -204,5

M071 Md_HDS_12 HDS G Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 4,20E-02 0,0 0,0 0,0 -184,0


do HDS 1,29E-02 0,0 0,0 0,0 -157,0

M073 Md_HDS_14 HDS G Queimadores eficientes/ controle do excesso de ar no HDS 9,51E-03 0,0 0,0 0,0 -145,1

M074 Md_HDS_15 HDS G Revamp na integração de calor do GPU 6,90E-05 0,0 0,0 0,0 -147,4


M076 Md_HDS_17 HDS G Instalação de pré-aquecedor de ar 3,13E-02 0,0 0,0 0,0 -139,4

M077 Md_HDS_18 HDS G Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,98E-03 0,0 0,0 0,0 -181,9

M078 Md_HDS_19 HDS G Instalação de novos "internals" no HDS 6,41E-02 0,1 0,1 0,1 -135,3



M081 Md_HDS_22 HDS G Instalação de chillers de topo no GPU 1,98E-04 0,0 0,0 0,0 -147,4

M082 Md_HDS_23 HDS G Revamp na integração de calor do HDS (highcost) 1,19E-02 0,0 0,0 0,0 -166,3


pressão 2,49E-03 0,0 0,0 0,0 -166,2

M084 Md_HDS_25 HDS G Insolamento/Redução da infiltração de ar do HDS 9,46E-03 0,0 0,0 0,0 -112,8



M087 Md_HDD_03 HDT D Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,10E-04 0,0 0,0 0,0 -215,9

M088 Md_HDD_04 HDT D Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 3,67E-03 0,0 0,0 0,0 -1,9

M089 Md_HDD_05 HDT D Redução de condensado/Tratamento de água 3,82E-03 0,0 0,0 0,0 -210,2

M090 Md_HDD_06 HDT D Integração do GPU c/ unidades ISBL 2,26E-04 0,0 0,0 0,0 -175,4

188

M091 Md_HDD_07 HDT D Integração do AGR c/ unidades ISBL 1,00E-03 0,0 0,0 0,0 -167,9

M092 Md_HDD_08 HDT D Aumento da concentração de solvente no AGR 2,91E-03 0,0 0,0 0,0 -196,8

M093 Md_HDD_09 HDT D Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) 2,44E-02 0,0 0,0 0,0 -184,6

M094 Md_HDD_10 HDT D Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,54E-04 0,0 0,0 0,0 -186,2

M095 Md_HDD_11 HDT D Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,52E-02 0,0 0,0 0,0 -154,1


DTU 4,44E-03 0,0 0,0 0,0 -139,8

M097 Md_HDD_13 HDT D Queimadores eficientes na DTU/ Controle do excesso de ar 3,33E-03 0,0 0,0 0,0 -108,6

M098 Md_HDD_14 HDT D Revamp na integração de calor da GPU 3,39E-05 0,0 0,0 0,0 -147,4


M100 Md_HDD_16 HDT D Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 1,39E-02 0,0 0,0 0,0 -88,9

M101 Md_HDD_17 HDT D Aumentar isolamento das linhas de vapor 9,13E-04 0,0 0,0 0,0 -121,1

M102 Md_HDD_18 HDT D Instalação de novos "internals" na DTU 2,16E-02 0,0 0,0 0,0 -78,3

M103 Md_HDD_19 HDT D Instalação de novos "internals" na GPU 1,18E-04 0,0 0,0 0,0 -147,4

M104 Md_HDD_20 HDT D Instalação de chillers de topo na DTU 1,50E-02 0,0 0,0 0,0 -7,8

M105 Md_HDD_21 HDT D Instalação de chillers de topo na GPU 1,18E-04 0,0 0,0 0,0 -147,4

M106 Md_HDD_22 HDT D Revamp na integração de calor da DTU (highcost) 5,61E-03 0,0 0,0 0,0 -81,6


pressão 9,13E-04 0,0 0,0 0,0 -77,1

M108 Md_HDD_24 HDT D Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 4,35E-03 0,0 0,0 0,0 -14,5



M111 Md_HDQ_03 HDT Q Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 6,99E-05 0,0 0,0 0,0 -337,2

M112 Md_HDQ_04 HDT Q Redução de condensado/Tratamento de água 1,70E-03 0,0 0,0 0,0 -331,7

M113 Md_HDQ_05 HDT Q Integração da GPU c/ unidades ISBL 3,81E-05 0,0 0,0 0,0 -291,1

M114 Md_HDQ_06 HDT Q Integração da AGR c/ unidades ISBL 5,61E-04 0,0 0,0 0,0 -284,7

M115 Md_HDQ_07 HDT Q Aumento da concentração de solvente no AGR 1,45E-03 0,0 0,0 0,0 -296,8

M116 Md_HDQ_08 HDT Q Revamp na integração de calor da KTU (lowcost) 1,03E-02 0,0 0,0 0,0 -301,4

189


M118 Md_HDQ_10 HDT Q Melhoria na manutenção das linhas de vapor 9,97E-05 0,0 0,0 0,0 -268,5


KTU 2,85E-03 0,0 0,0 0,0 -209,2

M120 Md_HDQ_12 HDT Q Revamp na integração de calor da GTU 4,27E-06 0,0 0,0 0,0 -230,2

M121 Md_HDQ_13 HDT Q Queimadores eficientes na KTU/ Controle do excesso de ar 2,14E-03 0,0 0,0 0,0 -197,3


M123 Md_HDQ_15 HDT Q Instalação de pré-aquecedor de ar na KTU 7,68E-03 0,0 0,0 0,0 -177,1

M124 Md_HDQ_16 HDT Q Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 -235,1

M125 Md_HDQ_17 HDT Q Instalação de novos "internals" na KTU 8,60E-03 0,0 0,0 0,0 -166,2

M126 Md_HDQ_18 HDT Q Instalação de novos "internals" na GPU 1,59E-05 0,0 0,0 0,0 -230,2

M127 Md_HDQ_19 HDT Q Instalação de chillers de topo na KTU 8,41E-03 0,0 0,0 0,0 -57,1

M128 Md_HDQ_20 HDT Q Revamp na integração de calor da KTU (highcost) 3,19E-03 0,0 0,0 0,0 -186,4


pressão 2,30E-04 0,0 0,0 0,0 -184,1

M130 Md_HDQ_22 HDT Q Instalação de chillers de topo na GPU 1,59E-05 0,0 0,0 0,0 -230,2

M131 Md_HDQ_23 HDT Q Isolamento/Redução da infiltração de ar na KTU 2,47E-03 0,0 0,0 0,0 -98,3




M135 Md_HDN_03 HDT N Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 4,25E-05 0,0 0,0 0,0 -197,0

M136 Md_HDN_04 HDT N Redução de condensado/ Tratamento de água 2,28E-03 0,0 0,0 0,0 -194,5

M137 Md_HDN_05 HDT N Integração de GPU c/ unidades ISBL 2,77E-04 0,0 0,0 0,0 -175,2

M138 Md_HDN_06 HDT N Integração do AGR c/ unidades ISBL 2,72E-04 0,0 0,0 0,0 -172,5

M139 Md_HDN_07 HDT N Aumento na concentração de solvente do AGR 7,47E-04 0,0 0,0 0,0 -174,9

M140 Md_HDN_08 HDT N Revamp na integração de calor do NTU (lowcost) 3,94E-02 0,1 0,1 0,1 -184,7

M141 Md_HDN_09 HDT N Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,40E-04 0,0 0,0 0,0 -177,8

190

M142 Md_HDN_10 HDT N Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 2,44E-02 0,0 0,0 0,0 -154,5


NTU 1,15E-02 0,0 0,0 0,0 -133,1

M144 Md_HDN_12 HDT N Queimadores eficientes na NTU/Controle do excesso de ar 8,69E-03 0,0 0,0 0,0 -112,6

M145 Md_HDN_13 HDT N Revamp na integração de calor da GPU 3,59E-05 0,0 0,0 0,0 -134,5


M147 Md_HDN_15 HDT N Aumentar isolamento das linhas de vapor 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 -162,1

M148 Md_HDN_16 HDT N Instalação de pré-aquecedores de ar na NTU 3,08E-02 0,1 0,1 0,1 -121,8

M149 Md_HDN_17 HDT N Instalação de novos "internals" na NTU 3,15E-02 0,1 0,1 0,1 -116,9

M150 Md_HDN_18 HDT N Instalação de novos "internals" no GPU 1,14E-04 0,0 0,0 0,0 -134,5

M151 Md_HDN_19 HDT N Instalação de chiller de topo na NTU 2,83E-02 0,0 0,1 0,1 -98,5

M152 Md_HDN_20 HDT N Instalação de chiller de topo na GPU 1,14E-04 0,0 0,0 0,0 -134,5

M153 Md_HDN_21 HDT N Revamp na integração de calor da NTU (highcost) 1,20E-02 0,0 0,0 0,0 -141,4


pressão 2,74E-04 0,0 0,0 0,0 -141,7

M155 Md_HDN_23 HDT N Isolamento/Redução da infiltração de ar na NTU 9,29E-03 0,0 0,0 0,0 -92,0




M159 Md_HDI_03 HDT I Instalação de caldeira de recuperação de vapor no SRU 1,42E-03 0,0 0,0 0,0 -152,7

M160 Md_HDI_04 HDT I Instalação de PSA para recuperar H2 de alta pureza 4,44E-02 0,1 0,1 0,1 -1,7

M161 Md_HDI_05 HDT I Redução de condensado/Tratamento de água 3,90E-02 0,1 0,1 0,1 -150,0

M162 Md_HDI_06 HDT I Integração do GPU c/ unidades ISBL 2,77E-03 0,0 0,0 0,0 -128,0

M163 Md_HDI_07 HDT I Integração do AGR c/ unidades ISBL 1,22E-02 0,0 0,0 0,0 -125,2

M164 Md_HDI_08 HDT I Aumento da concentração de solvente no AGR 3,01E-02 0,0 0,0 0,0 -132,1

M165 Md_HDI_09 HDT I Revamp na integração de calor do HDT (lowcost) 2,08E-01 0,3 0,3 0,3 -137,5

191

M166 Md_HDI_10 HDT I Melhoria na manutenção das linhas de vapor 2,60E-03 0,0 0,0 0,0 -122,9

M167 Md_HDI_11 HDT I Substituição de drive a vapor por elétrico no compressor 1,50E-01 0,2 0,2 0,2 -117,9


DTU 4,54E-02 0,1 0,1 0,1 -87,2

M169 Md_HDI_13 HDT I Queimadores eficientes na DTU/ Controle do excesso de ar 3,41E-02 0,0 0,1 0,1 -90,7

M170 Md_HDI_14 HDT I Revamp na integração de calor da GPU 4,41E-04 0,0 0,0 0,0 -104,2


M172 Md_HDI_16 HDT I Instalação de pré-aquecedor de ar na DTU 1,17E-01 0,2 0,2 0,2 -82,9

M173 Md_HDI_17 HDT I Aumentar isolamento das linhas de vapor 7,70E-03 0,0 0,0 0,0 -109,8

M174 Md_HDI_18 HDT I Instalação de novos "internals" na DTU 1,84E-01 0,2 0,3 0,3 -78,2

M175 Md_HDI_19 HDT I Instalação de novos "internals" na GPU 1,33E-03 0,0 0,0 0,0 -104,2

M176 Md_HDI_20 HDT I Instalação de chillers de topo na DTU 1,35E-01 0,2 0,2 0,2 -18,4

M177 Md_HDI_21 HDT I Instalação de chillers de topo na GPU 1,33E-03 0,0 0,0 0,0 -104,2

M178 Md_HDI_22 HDT I Revamp na integração de calor da DTU (highcost) 4,83E-02 0,1 0,1 0,1 -88,7


pressão 7,70E-03 0,0 0,0 0,0 -87,7

M180 Md_HDI_24 HDT I Isolamento/Redução da infiltração de ar na DTU 3,66E-02 0,0 0,1 0,1 -99,8








M188 Md_URC_08 URC Revamp na integração de calor da CRU (lowcost) 8,16E-03 0,0 0,1 0,1 -143,0


CRU 1,90E-03 0,0 0,0 0,0 -3,6

192

M190 Md_URC_10 URC Revamp na integração de calor da GPU 1,79E-04 0,0 0,0 0,0 -137,3

M191 Md_URC_11 URC Queimadores eficientes na CRU/Controle do excesso de ar 1,01E-02 0,1 0,1 0,1 -130,0


M194 Md_URC_14 URC Instalação de pré-aquecimento de ar na CRU 3,76E-02 0,2 0,2 0,2 -126,0

M195 Md_URC_15 URC Instalação de novos "internals" na CRU 1,78E-02 0,1 0,1 0,1 -122,0

M196 Md_URC_16 URC Instalação de novo "internals" na GPU 5,75E-04 0,0 0,0 0,0 -137,3

M197 Md_URC_17 URC Instalação de chiller de tipo na CRU 1,80E-02 0,1 0,1 0,1 -94,1

M198 Md_URC_18 URC Instalação de chillers de topo na GPU 5,75E-04 0,0 0,0 0,0 -137,3

M199 Md_URC_19 URC Revamp na integração de calor da GPU (highcost) 1,79E-02 0,1 0,1 0,1 -115,6


pressão 1,16E-03 0,0 0,0 0,0 59,9

M201 Md_URC_21 URC Isolamento/Redução da infiltração de ar na CRU 1,32E-02 0,1 0,1 0,1 -92,6
