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1 GÁS NATURAL SITUATION REPORT Março 2016 Em parceria com

Em parceria com Março 2016 GÁS NATURAL SITUATION … · poder da comercialização de GNL. Historicamente, o mercado de GNL tem sido ca-racterizado pelo estabelecimento de relaço

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1

GÁS NATURAL

SITUATION REPORT

Março 2016

Em parceria com

2

FICHA TÉCNICA

Programa FLAD Segurança Energética

FLAD Energy Security Program

Rua do Sacramento a Lapa, 21

1249-090 LISBOA

Tel: (351) 21 393 58 00

Ruben Eiras

Director Programa FLAD Segurança Energética

E-mail: [email protected]

www.flad.pt

Equipa Programa FLAD Segurança Energética

Adriano Granadeiro

Pedro Louro

Ricardo Leite

Imagens: iStockPhoto,

3

O que é Segurança Energética?

A Agência Internacional de Energia (AIE) define a

segurança energética como «uma disponibilidade

física ininterrupta por um preço que é acessível,

respeitando as preocupações ambientais»

4

Natural

Gas Security Snapshot

5

SECURITY SNAPSHOT

Natural gas

Fonte: BP Energy Outlook, 2015

Numa perspetiva de maior curto prazo, até 2025, as previsões mais recentes da Rystad Energy, empresa parceira do Progra-

ma Segurança Energética FLAD, « apontam para um crescimento de 30%, em que os maiores protagonistas deste influxo

serão os Estados Unidos, seguidos da Rússia. Mas atenção que o Irão e a Austrália também se irão tornar produtores impor-

tantes, e o Brasil e Moçambique também farão parte dos 11 maiores fornecedores mundiais deste hidrocarboneto.

Nos próximos 20 anos iremos assistir a uma ascensão sistémica do gás natural como a segunda maior fonte do mix ener-

gético da economia global. Conforme demonstram os gráficos acima do último BP Energy Outlook, o gás natural ultrapas-

sará o carvão em 2035, atingindo uma quota de 25% da carteira energética global, em simultâneo com um declínio pro-

gressivo do petróleo e um aumento significativo das renováveis, que atingirão a fatia de 10% do fornecimento energético

da economia planetária. Com efeito, são estas as duas únicas fontes que crescem, devido a um efeito de ‘dualidade ener-

gética’: o gás natural será cada vez mais utilizado como backup dos sistemas renováveis, devido à sua abundância, baixo

preço e baixa intensidade carbónica.

Fonte: Rystad Energy, 2016

Evolução do Mix Energético Global, Histórico e Projeção 2035

Gás Natural: evolução da produção e maiores produtores mundiais, histórico e projeções

6

Quando se analisa o preço, as projeções indicam um crescimento em todos os cenários, mesmo nos de contexto de baixo

custo. Todavia não se irá atingir o preço médio global de $9\kcf de 2008, sendo o limite superior indicado em $7,5\kcf. E

como se poderá verificar, com a exportação de GNL dos EUA, o preço para o mercado local duplicará para os $5\kcf, sendo

assim ainda um dos mais competitivos do planeta. O renascimento industrial norte-americano parece bem encaminhado.

Em constraste, a Europa e até mesmo na Rússia os preços atingirão $12\kcf e na Ásia ultrapassarão ligeiramente os $15

\kcf. Ou seja, apesar de uma maior liquidez no abastecimento de gás, os preços continuarão regionalizados.

Mas estas projeções são realizadas

com o que se conhece no momento e

o que se prevê que venha acontecer. É

que, quando se toma em conta o po-

tencial de gás não-convencional que

potenciamente existe no planeta, mais

surpresas se poderão esconder na geo-

logia. Basta olhar para o mapa da USGS

e verificar que a África do Sul, China e

Brasil ainda poderão atuar como ‘wild

cards’ no jogo global do gás natural.

Aliás, como mostram as previsões do

BP Energy Outlook, a produção de sha-

le gas na OCDE irá praticamente equi-

valer a da fonte convencional. O que

significa que a curva de aprendizagem

tecnológica poderá gerar novas reali-

dades nos próximos anos.

Fonte: USGS Global Shale Gas Survey, 2015

Fonte: Rystad Energy, 2016

Gás Natural: Evolução do Preço, Histórico e Projeção 2035

Fonte: BP Energy Outlook, 2015

Shale Gas:

recursos estimados

e projeções de produção

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Em 2015, segundo os dados do BP Outlook, os fornecimentos por pipeline diminuiram em 6,2%, o maior registo até ao

momento, sobretudo devido às quedas de exportações da Rússia (-11,8%) e da Holanda (-28,2%). O Reino Unido (-28.2%),

a Alemanha(-10.1%) e a Ucrânia (-29.9%) reduziram as suas importações por gasoduto. Em contraste o comércio de GNL

aumento em 2,4%. Aumentaram as importações da China (+10.8%) e as do Reino Unido (+20.1%), mas diminuiram as da

Coreia do Sul (-6.0%) e de Espanha (-15.9%). A parcela do comércio de gás comercializado por via marítima, em GNL, au-

mentou para 33,4%.

Fonte: BP Energy Outlook, 2015

Gás Natural: comércio por gasoduto e marítimo (GNL)

Fonte: Rystad Energy, 2016

Gás Natural: infraestruturas transporte terrestre e marítimo

O mapa das infraestruturas de transporte de gás no planeta revela o seguinte: o Atlântico e o Pacífico são as regiões onde se

concentra a maior capacidade de importação. No capítulo da exportação, o destaque vai para o Médio Oriente (Qatar), Indó-

nesia e Austrália. E a Europa ainda dispõe de uma densa rede de gasodutos. Mas este panorama vai sofrer alterações nos próxi-

mos 10 anos: as centrais de importações dos EUA estão a ser convertidas para exportação.

8

O gás natural liquefeito já detém 30%

do mercado mundial. Em 2000, deti-

nha 15%. Durante este período, dupli-

caram o número de países exportado-

res e importadores. Conforme se pode

verificar no mapa dos fluxos de comér-

cio GNL da International Gás Union, as

maiores rotas atuais provêm do Médio

Oriente para a Ásia e para a Europa.

Este é mais um mapa em que veremos

diferenças, pois os EUA vão exportar

em massa GNL para a Europa. E a capa-

cidade de regasificação de Portugal e

Espanha está utilizada só em 25%.

Fonte: International Gas Union Report, 2015

Fonte: International Gas Union Report, 2015

Fonte: International Gas Union Report, 2015

Gás Natural: maritimização do transporte em ascensão

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Key Trend

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TENDÊNCIA EM FOCO

GNL: 7 Desafios para um Mercado mais seguro

O mercado de GNL tem crescido

significativamente nas últimas dé-

cadas e é expectável o seu cresci-

mento regular no futuro próximo.

Nos próximos cinco anos, apesar do ambien-

te de preços baixos, a International Gas

Union, uma das mais importantes associa-

ções industriais mundiais do sector, prevê

um aumento de 35% na capacidade de lique-

fação, o que redundará num crescimento de

poder da comercialização de GNL.

Historicamente, o mercado de GNL tem sido ca-

racterizado pelo estabelecimento de relaço es de

longo prazo entre vendedores e compradores,

para facilitar o investimento e reduzir as incer-

tezas.

A medida que o mercado de GNL amadurece, a

estrutura do mercado gradualmente evolui para

uma mistura mais variada de disposiço es co-

merciais, com uma maior incide ncia em relaço es

de curto prazo. Esta evoluça o e acompanhada

pela introduça o dos mercados spot e de desen-

volvimentos tecnolo gicos que facilitam a negoci-

aça o do ga s.

Desafio 1: a viabilidade das unidades

flutuantes de GNL (FLNG)

Um desenvolvimento importante no setor de

GNL foi a introduça o das unidades flutuantes de

GNL (FLNG – Floating Liquefied Natural Gas

Units). A liquefaça o flutuante tem potencial para

criar novas vias de monetizaça o do ga s natural,

que de outra forma na o teria viabilidade (por

exemplo, produça o em zonas remotas offshore

ou abastecimento de mercados de pequena es-

cala). Ale m disso, esta soluça o tambe m pode ser

usada para evitar a queima de ga s em zonas

offshore remotas de produça o petrolí fera.

Contudo, a tecnologia FLNG ainda é assom-

brada por várias incertezas operacionais, so-

bretudo relativamente ao volume de produto

adicional que poderá acrescentar ao merca-

do e à velocidade com que irá fazê-lo. A en-

trada online do projeto Prelude da Shell em

2017 irá dar uma indicação mais clara da

real capacidade operacional da tecnologia.

Por sua vez, na cadeia de valor do GNL, o FLNG

tambe m esta a ser usado no processo de rega-

seificaça o. As estatí sticas da International Gas

Union mostram que um terço dos 29 paí ses im-

portadores de GNL possuem uma FLNG para fins

de regaseificaça o (neste caso, a designa-se por

FSRU – Floating Storage and Regasification

Unit).

Portanto, o aumento global da capacidade de

liquefaça o e de regaseificaça o de GNL podera

conduzir a uma maior liquidez no mercado de

ga s global, o que aumentaria a resilie ncia da

oferta e da procura dos paí ses, reduzindo a atual

rigidez das interdepende ncias.

Com efeito, tambe m limitaria o impacto de po-

tenciais disrupço es na cadeia global de ga s natu-

ral, diminuindo sobretudo a intensidade do risco

geopolí tico associado a depende ncia rí gida gera-

da pelo seu transporte por pipeline.

Todavia, o crescimento do mercado de GNL na o

pode ser dado como garantido, sobretudo no

contexto de baixo preço do petro leo que agora

Fonte: Technip (Illustration), World Maritime News

11

atravessamos. Os custos de produça o ainda sa o

elevados e o atual preço coloca em causa a renta-

bilidade dos projetos – a criaça o de infraestrutu-

ras exige um CAPEX muito elevado, tornando o

perí odo de ROI bastante estendido no tempo. Por

isso, esta situaça o faz com que os contratos de

fornecimento de GNL assentem no estabeleci-

mento de relaço es contratuais de longo prazo.

Se a situaça o de depressa o do preço perdurar por

demasiado tempo, isto colocara a segurança da

cadeia de valor do ga s natural em causa. Isto por-

que compromete o crescimento adicional de de-

senvolvimento de novas reservas de ga s e respe-

tiva construça o da infraestrutura no me dio prazo

(po s-2020).

Desafio 2: o gás não-convencional na

reformulação do mercado mundial

Por outro lado, o impacto do ga s na o convencio-

nal (vulgo xisto ou shale) no mercado nos u lti-

mos anos tem sido significativo. Em pouco mais

de 10 anos, a produção de shale gas passou de

1% em 2000 para 40% em 2015, face ao total

da produção dos EUA, atualmente o maior

produtor mundial.

O desenvolvimento do ga s na o convencional en-

cerra em si um grande potencial, mas tambe m

conte m muitos desafios para superar. Ale m disso,

existem va rias tipologias de ga s na o convencio-

nal. Para ale m do ga s de xisto, existe tambe m o

Coal Bed Methane (CBM - metano exalado pela

gasificaça o induzida de uma formaça o carboní fe-

ra), o tight gas (bolsas de ga s encapsuladas nas

rochas de reservato rio com baixa permeabilida-

de) e os hidratos de metano (ga s natural encap-

sulado em gelo nos fundos ocea nicos). Cada uma

destas tipologias possui uma complexidade tec-

nolo gica especí fica, com diferentes custos, mas

sempre mais elevados do que a produça o de ga s

convencional.

Shale gas: uma excepção americana?

Contudo, a otimizaça o tecnolo gica alcançada no

shale gas já é impressionante, dado que em algu-

mas formaço es geolo gicas (como a do North Da-

kota), o custo de produça o ja se situa nos $30.

Todavia, a indu stria de ga s na o convencional esta

ainda num esta gio inicial de desenvolvimento,

sendo que o seu sucesso depende fortemente da

experimentaça o. Ainda na o existe um modelo

normalizado para uma abordagem bem-sucedida

– tem de ser personalizada para cada bacia. E es-

se e um aspecto que tem de ser acomodado pela

regulamentaça o, a qual tem de ser flexí vel ao li-

dar com o licenciamento desta nova atividade.

Mas ha um outro factor premente. Com efeito, o

sucesso da indústria de shale gas é o resulta-

do de uma maratona de I&D, financiada por

entidades públicas e privadas. A chave foi a

combinaça o de duas te cnicas ja ha muito conhe-

cidas no sector para conseguir extrair os hidro-

carbonetos entranhados na rocha-ma e: a fratura-

ça o hidra ulica (existente desde 1940) e a perfu-

raça o horizontal (desde 1980). O aperfeiçoamen-

to e integraça o tecnolo gica resultaram no cresci-

mento da eficie ncia e numa reduça o no custo de

produça o. Ale m disso, o mercado dos EUA ja dis-

ponha de toda a infraestrututra de transporte

(pipelines) e do acesso a um mercado doméstico de

grande escala.

Mas sera que a revoluça o shale das terras do Tio

Sam pode ser replicada em outros pontos do glo-

bo? Esta e uma questa o ainda por responder, mas

as u ltimas tentativas na Polo nia e na China reve-

lam que e um processo complexo do ponto de

vista geolo gico: o mesmo tipo de formaça o geolo -

gica na o assegura o sucesso das tecnologias na

Fonte: http://blogs.state.gov/

12

extraça o.

Mas ha outras razo es para que seja difí cil repli-

car o sucesso norte-americano noutros pontos

do globo. Na Europa, por exemplo, na o so exis-

te uma grande resiste ncia na opinia o pu blica,

como inclusive a França e a Alemanha chega-

ram ao extremo da proibiça o da utilizaça o da

tecnologia.

No limite, uma liça o a ser retirada da experie n-

cia norte-americana e que desenvolvimento

bem-sucedido do ga s de xisto requer o envolvi-

mento dos empresa rios privados, visando a

inovaça o. Isto porque, como ja mencionado,

cada campo de shale gas e diferente.

É necessário perseverança e um contexto

institucional, tecnológico, social e político

que facilite o sucesso. O envolvimento dos

stakeholders locais é essencial, bem como estu-

dos de avaliaça o de impacto ambiental realiza-

dos com rigor e isença o demonstrativos da ine-

xiste ncia de danos maiores ambientais.

CBM: o ‘primo’ australiano da revolução do

gás

No que respeita ao Coal Bed Methane, o seu

desenvolvimento tem sido limitado aos EUA e

Austra lia. Neste u ltimo paí s foi encomendado o

primeiro CBM para GNL, denominado Gladsto-

ne, com uma capacidade ma xima de 25 mtpa.

Este projeto duplicou a capacidade de ex-

portação da Austrália e coloca o país entre

os maiores exportadores mundiais de GNL.

O CBM australiano esta a ser desenvolvido des-

de 1970, sendo que a primeira produça o co-

mercial deu-se em 1996.

Todavia, a rentabilidade deste tipo de produ-

ça o na Austra lia na o esta so dependente da efi-

cie ncia tecnolo gicas, mas tambe m de alto preço

do ga s no mercado asia tico.

A Austra lia aprovou planos para uma produça o

adicional capacidade de 30 mtpa, mas os eleva-

dos custos operacionais no sector do ga s, em

combinaça o com a pressa o de baixos preços do

mercado asia tico devido ao aumento da produ-

ça o de shale gas nos EUA, torna esta iniciativa,

por ora, invia vel.

No Extremo Oriente, a Indone sia e a China tam-

be m esta o a desenvolver esforços para desen-

volver o CBM em grande escala. Embora ate ao

momento o sucesso na o tenha sido alcançado,

os objetivos de combate a poluiça o gerada pela

eletricidade produzida a base de carva o e a ne-

cessidade de produça o dome stica de energia

tornara o paulatinamente esta alternativa eco-

nomicamente via vel.

Hidratos de metano: a próxima fronteira da

energia oceânica

A longo prazo, os hidratos de ga s (metano)

tambe m tera o elevado potencial. A atividade

de I&D para recuperar o ga s natural a partir de

hidratos nos EUA começou a tomar forma em

1990. Contudo, dada a complexidade das ope-

raço es de extraça o naquele tipo de formaça o

geolo gica, existe ainda um longo caminho de

investigaça o e testagem de novas tecnologias

para criaça o de me todos de produça o mais efi-

cientes e seguros. Contudo, os hidratos de me-

tano irão tornar-se uma nova fonte de pro-

dução de gás natural, contribuindo signifi-

cativamente para um maior abastecimento

mundial de gás e consequentemente uma

acrescida liquidez no mercado. Com efeito,

a primeira produça o comercial pode ja surgir

em 2018, numa aça o de exploraça o liderada

pela estatal japonesa Jogmec, numa reserva em

a guas profundas, a 50 km da costa do paí s.

13

Desafio 3: Hibridização com as reno-

váveis e Power-to-gas

Outro factor de crescimento do consumo de ga s

e o aumento da introduça o da energia renova -

vel, sobretudo das fontes eo lica e solar. Dada a

sua natureza intermitente, o ga s natural sera

cada vez mais usado como fonte de backup das

centrais renova veis ou ate de armazenamento.

Contudo, no curto prazo, as quantidades cres-

centes de energia intermitente podem inicial-

mente gerar um efeito negativo sobre o nego cio

do ga s. Isto porque num sistema ele trico com

um mix diversificado – ga s, carva o e nuclear -,

as primeiras centrais a serem desligadas quan-

do as energias renova veis entram na rede sa o

as baseadas em ga s natural (isto porque sa o as

que demoram menos a arrancar depois de des-

ligadas).

Por outro lado, a crescente necessidade de

energia de backup devido a maior introduça o

de renova veis intermitentes no sistema dara ao

ga s natural, no me dio prazo, uma vantagem de-

cisiva face ao nuclear e a s centrais movidas a

carva o. Isto na o so porque e mais barato e ope-

racionalmente seguro, mas também porque

é a fonte fóssil com menor intensidade car-

bónica.

Com efeito, o fornecimento de energia de bac-

kup pode ser uma atividade com um potencial

interessante. Mesmos nas zonas do globo com

maior radiaça o solar ou eolicidade, a disponibi-

lidade produtiva destas fontes situa-se nos

50%. Por isso, o ga s natural assume-se como a

energia complementar do sistema.

So que tambe m existem avanços significativos

nas tecnologias de armazenamento de energia

ele trica de grande escala. Atualmente os custos

de armazenamento de eletricidade sa o muito

elevados, cerca de € 100 por kW/h de quanti-

dade de energia armazenada (ou mais). Para

ale m disso, as baterias te m uma vida limitada.

Mas o esforço de I&D no globo e significativo

para ultrapassar estes estrangulamentos.

E ha outras formas do ga s trabalhar bem em

conjunto com as energias renova veis. A funça o

de backup na o so e necessa ria ao ní vel macro

(para geraça o de eletricidade na rede), mas

tambe m no ní vel micro (por exemplo, para a

climatizaça o de edifí cios).

E em muitas partes do mundo a maior parte da

energia e utilizada para aquecimento, na o para

electricidade. Nesse sentido, diversas combina-

ço es de paine is solares, de bombas de calor a

ga s natural e de caldeiras de condensaça o po-

dem gerar formas muito eficientes de forneci-

mento de calor e energia para edifí cios, a um

custo mais acessí vel do que o conseguido por

armazenamento em bateria.

Portanto, é a tripla vantagem competitiva da

flexibilidade de uso, da eficiência e da baixa

intensidade carbónica que pode tornar o gás

a energia de transição básica no presente

século.

O ga s pode ser implementado em qualquer ní -

vel do sistema energe tico, independente da di-

mensa o do mesmo, como tambe m pode ser

transformado em qualquer outro combustí vel,

em qualquer escala: centrais, combustí vel lí qui-

do ou ce lulas de combustí vel.

Todavia, na Europa, o ga s e percecionado como

apenas mais um dos combustí veis do mix. E na

Alemanha, o seu consumo tem descido em de-

Fonte: http://www.industry.siemens.com/

14

trimento do carva o, devido ao mais baixo custo

deste.

Em suma, o ga s natural e a energia renova vel

energia sa o aliados naturais para a transiça o

rumo a um sistema energe tico mais limpo no

futuro. Ainda assim, continuam em debate os

pape is especí ficos, valores e me ritos do ga s na-

tural e das energias renova veis em relaça o a s

metas de longo prazo da segurança energe tica e

da mitigaça o das alteraço es clima ticas.

Infelizmente, este debate, na maioria do tempo,

considera cada uma das fontes energe ticas iso-

ladamente ou concentra-se sobre os impactos

competitivos de um sobre o outro. A energia

renova vel vai-se consolidar e aumentar signifi-

cativamente nas pro ximas de cadas. O sector do

ga s natural deve explorar sinergias com as

energias renova veis na eletricidade, no aqueci-

mento e no transporte. Mais uma vez, vai exigir

constante inovaça o e investimento em I&D, para

que o ga s se afirme de forma robusta como uma

fonte integrante do mix de descarbonizaça o

energe tica de eleiça o.

Desafio 4: aplicação no transporte e

mobilidade

Mas o ga s tambe m pode ser usado com sucesso

na mobilidade. Tem-se vindo a afirmar como

uma alternativa aos combustí veis lí quidos base-

ados em petro leo, sobretudo na aplicaça o a

grandes frotas.

Sendo o sector dos transportes um dos princi-

pais consumidores de energia, esta e uma opor-

tunidade de grande importa ncia, mesmo tendo

em conta o aumento da eficie ncia dos motores a

combusta o. Mas como foi demonstrado recente-

mente com o esca ndalo das emisso es da VW, ha

limites difí ceis de ultrapassar na otimizaça o tec-

nolo gica ambiental sem gerar impactos negati-

vos na rentabilidade do produto.

E a opça o ele trica ainda esta longe de uma mas-

sificaça o da capacidade de autonomia energe ti-

ca a custos compara veis com a do motor de

combusta o convencional.

Por isso, o gás é um candidato sério à substi-

tuição do crude por ser flexível, possibilitar

uma autonomia similar na mobilidade e ser

ambientalmente atrativo: tem emissões

mais baixas de poluentes, emissões quase

nulas de partículas finas, às vezes menores,

emissões 20-25% mais baixas de gases estu-

fa e em determinadas alturas do mercado,

até é mais barato do que o barril de crude.

Significativamente, o ga s como combustí vel de

transporte ja na o esta confinado ao uso de veí -

culos comerciais ligeiros equipados com CNG

(ga s natural comprimido ou GNC), os quais sem-

pre tiveram um lugar no mercado, por exemplo,

na Argentina, Ira o, I ndia e Ita lia. Hoje, graças ao

desenvolvimento do GNL de pequena escala, o

ga s natural tambe m pode ser utilizado, por

exemplo, em navios, camio es, autocarros e com-

boios.

O GNL em pequena escala (ou small-scale LNG)

refere-se ao uso direto de GNL para em aplica-

ço es de dimensa o reduzida: transporte rodovia -

rio pesado e abastecimento para pequenos pro-

cessos industriais, por exemplo. A utilizaça o de

GNL no sector dos transportes tem sido impul-

sionada por um nu mero de inovaço es tecnolo gi-

cas. Por exemplo, atrave s do uso de bombas cri-

oge nicas em tanques de armazenamento de

GNL, o ga s natural pode ser injetado a alta pres-

sa o para dentro do motor, resultando em opera-

ça o semelhante a utilizaça o de diesel. Esta des-

Fonte: LNG World News

15

coberta, designada por Injeça o direta de alta

pressa o, permite que motores de grandes dimen-

so es funcionem a elevada pote ncia com ga s natu-

ral.

O crescimento do GNL de pequena escala vai

depender de um número de fatores económi-

cos e regulamentares. O fator econo mico deter-

minante e o diferencial de preço do combustí vel a

base de ga s face aos dos derivados do petro leo, da

disponibilidade de GNL e da cadeia de distribui-

ça o de GNL estar suficientemente desenvolvida.

Quanto a fatores regulato rios, estes incluem nor-

mas ambientais e de segurança. Por exemplo, a

introduça o de novas regulamentaço es das emis-

so es no transporte marí timo na Europa, nos EUA

e da qualidade do ar na China. Como ja referido, a

utilizaça o de GNL reduz drasticamente as emis-

so es de o xidos de enxofre e azoto e de partí culas.

De facto, o potencial de crescimento do ga s no

transporte e significativo. Entre 2000 e 2015, a

frota de veí culos de ga s natural no mundo cres-

ceu de menos de 2 milho es para 20 milho es de

veí culos. Diversas previso es apontam para uma

taxa de crescimento anual de 7% dos veí culos

movidos a ga s. Se essa evoluça o se concretizar, o

consumo de ga s natural no setor de transporte

global aumentaria para 400-500 bcm em 2050.

Por sua vez, a AIE preve um crescimento de 190

bcm em 2040, correspondendo a um crescimento

anual na ordem dos 5%.

Os principais desafios para o ga s natural a crescer

no sector do transporte sa o tre s. Em primeiro lu-

gar, existe o problema do «ovo e da galinha»: o

desenvolvimento da indu stria exige investimen-

tos em infra-estrutura, mas a falta de infraestru-

tura gera incerteza na procura de ga s natural,

sendo um elemento de risco para os investidores.

Em segundo lugar, a economia de ga s para trans-

porte e desafiadora, uma vez que o sector tem

que competir com a matura infraestrutura petro-

lí fera. Em terceiro lugar, as incertezas dos facto-

res econo micos e regulamentares trazem desafios

adicionais para os agentes do mercado. As preo-

cupaço es com a segurança do fornecimento e da

procura te m estado sempre presentes no merca-

do do ga s. Mas sa o riscos que te m sido mitigados

nos u ltimos anos, com o aumento da diversifica-

ça o de fontes.

Desafio 5: o espectro da instabilidade

geopolítica

Contudo, as preocupaço es sobre o risco te m sido

alimentadas pela perceça o de instabilidade geo-

polí tica por muitos atores do mercado. Segundo a

International Gas Union, os fornecedores de ga s

te m expresso em muitas ocasio es a sua preocupa-

ça o sobre certas medidas regulato rias implemen-

tadas e polí ticas adotadas em alguns mercados

terem um efeito potencial sobre a estabilidade do

mercado do ga s, colocando em risco investimen-

tos em projetos intensivos em novo capital. Mas

como a realidade atual o demonstra, os recursos

de ga s globais sa o grandes o suficiente para co-

brir qualquer procura concebí vel, numa perspeti-

va de longo prazo.

Com efeito, este facto e um dos pontos fortes mais

importantes do ga s natural: na o ha nenhuma dis-

cussa o sobre o «pico do ga s», como no «pico do

petro leo». De acordo com o u ltimo BP Energy Sta-

tistical Review, as reservas de ga s comprovadas

sa o suficientes para cobrir mais de 50 anos do

consumo corrente. Com efeito, o total de rema-

nescentes recursos tecnicamente recupera veis

sa o muito mais elevados - de acordo com a AIE, o

equivalente a 235 anos de produça o atual.

Fonte: Sputnik News

16

De facto, a expectativa de o crescimento da pro-

dução de gás não convencional no globo não

só levará a uma maior disponibilidade deste

recurso, mas também à diminuição da inten-

sidade das interdependências, já que este

tipo de recursos está distribuído mais uni-

formemente por todo o mundo. Esta reconfi-

guraça o resultara num impacto positivo na se-

gurança do abastecimento.

A evoluça o de um produto globalizado no mer-

cado, devido ao aumento de come rcio de GNL,

ira reduzir as tenso es geopolí ticas, ao permitir a

diversificaça o da oferta e da procura.

No entanto, a expansão deste comércio de

GNL depende do desenvolvimento da cadeia

de valor assente em preços equilibrados, em

confiáveis mecanismos de partilha de risco

entre detentores de recursos, desenvolvedo-

res dos projetos, financiadores e consumido-

res de gás. Só com este «cocktail» de factores

sera possí vel proporcionar estruturas e condi-

ço es para um desenvolvimento sustenta vel do

nego cio do ga s.

O dia logo, o entendimento e a cooperaça o entre

as va rias partes interessadas na indu stria do ga s

deve ser uma importante alavanca a usar para

reforçar a segurança do fornecimento e da pro-

cura, criando um ambiente de confiança em re-

laço es comerciais pautadas por contratos de

longo prazo.

Portanto, a expectativa racional da IGU e de ou-

tros atores do sector e a de que as tenso es geo-

polí ticas no mercado internacional de ga s sejam

reduzidas. Contudo, o comportamento de deter-

minados atores centrais no mercado do ga s, co-

mo a Ru ssia, na o ajudam a consolidar essa per-

ceça o do ga s como energia abundante e segura

na opinia o pu blica e nos decisores polí ticos eu-

ropeus.

Com efeito, embora a indu stria de ga s seja geri-

da «para manter o ga s a fluir», se existe uma de-

pende ncia muito grande de um u nico fornece-

dor e/ou compradores individuais, esta e perce-

cionada por decisores por ser portadora de ris-

cos e pode, em u ltima insta ncia, prejudicar a po-

siça o do ga s na matriz energe tica.

A percepça o desses riscos podem tornar o ga s

menos atrativo e complicam a realizaça o de no-

vos projetos. Um mercado global de ga s em que

os consumidores e os produtores te m mu ltiplas

opço es de compra e venda de ga s podera ser be-

ne fico para combater este problema, embora

isso na o impeça a continuaça o da existe ncia de

parcerias de longo prazo.

Desafio 6: o risco ambiental das emis-

sões de metano

O risco das emisso es de metano (ga s natural)

merece atença o. O metano e um ga s de efeito

estufa grave que pode escapar durante a produ-

ça o de combustí veis fo sseis, do seu transporte,

distribuiça o e uso.

Se as taxas de fuga de metano na o forem sufici-

entemente controladas, as emisso es contribui-

ra o para uma fracça o significativa do aqueci-

mento global total.

Consequentemente, os hidrocarbonetos na o so

competem com respeito a s suas emisso es relati-

vas de CO2, mas tambe m com as emisso es de

metano. Os cientistas e os engenheiros estabele-

ceram que existe um amplo leque de tecnologias

disponí veis para identificar e limitar as fugas de

metano na cadeia de ga s. Os u ltimos realizados

pela IGU mostram que 25% das emisso es de

Fonte: Vox.com

17

GEE prove m da queima e fuga de metano gerada

pela produça o e utilizaça o do ga s.

Ou seja, as emisso es de metano podem aumentar a

pegada de ga s natural consideravelmente. Portan-

to, e necessa rio investir na reduça o das emisso es

por meio de I&D, da inovaça o, da partilha de co-

nhecimento e da implementaça o das melhores

pra ticas.

O ga s e o combustí vel fo ssil mais limpo. No entan-

to, os seus produtores esta o conscientes de que

precisam para trabalhar na sustentabilidade. Os

riscos ambientais gerados pela produça o de ga s,

pelo seu transporte e distribuiça o sa o certamente

gerí veis, mas precisam sempre ser abordados de

forma adequada, com foco na melhoria contí nua e

com investimento suficiente em I&D.

Desafio 7: continuar a reduzir os custos

Nas pro ximas de cadas, o ga s permanecera em con-

corre ncia com o carva o e o petro leo. Por razo es

ambientais, o ga s e o combustí vel preferido, mas

isto na o e suficiente se as diferenças de preços en-

tre o ga s e os combustí veis alternativos forem

considera veis.

A continuaça o das melhorias de eficie ncia de cus-

tos na cadeia do ga s, em particular na do GNL, sa o

cruciais para efetivamente competir com o carva o

e o petro leo.

Em conclusão: o gás natural tem a ampla oportunidade de se tornar a fonte

de energia mais importante do mundo em 2050. No entanto, que não se de-

ve tomar este cenário como garantido. Para trazer o gás para a pole positi-

on da segurança energética, a indústria do gás tem de se envolver com as

partes interessadas e demonstrar ao mundo as virtudes da segurança

energética assente num papel de vanguarda do gás natural.

18

No RADAR

19

NO RADAR: EUA

GNL é central para a segurança

energética atlântica

O s projetos de GNL em construça o va o acrescentar 175 bcm de capacidade mundial ate 2020, sendo a maioria proveniente da Austra lia e dos EUA. Como ja referido na secça o, o forne-

cimento de GNL ira se defrontar com preços de ga s muito mais baixos e com uma desacelera-ça o da procura global de ga s, factores que ira o pressionar o racional econo mico dos projetos GNL.

Para os exportadores dos EUA, segundo uma

ana lise recente do think-tank Atlantic Council,

o transporte e liquefaça o acrescentara o cerca

de $5,30 m/btu em custos para o GNL enviado

para o Japa o. Por sua vez, o custo de liquefa-

zer, transportar e regasificar o GNL enviado para a Europa e similar.

Com preços me dios para o GNL a caí rem para abaixo dos $8 mbtu no Japa o e na Europa, a mar-

gem de lucro e muito escassa, mesmo com o preço no Henry Hub a $2,4 mbtu. Mas, segundo

aquele think tank, os exportadores de GNL va o continuar a vender, desde que os seus custos vari-

a veis sejam cobertos. Isto para ganharem quotas de um mercado energe tico que se esta a estru-

turar.

Neste contexto, a perspectiva e mais favora vel para empresas que concluí ram a sua decisa o final

de investimento para avançarem com um projeto de exportaça o de GNL. A maioria destes proje-

tos esta o em construça o e te m muito do seu output planeado contratualizado para venda para 20

anos. A maioria das vendas dos EUA começara o dentro de dois anos, quando se perspectiva um

aumento da procura.

A maioria dos projetos da Austra lia estara o em linha e a funcionar em 2018. Por isso, colocam

menos pressa o competitiva aos exportadores dos EUA no processo de aquisiça o de novos clientes

de GNL. Os projetos dos EUA tambe m esta o na dianteira quando comparados com os projetos

offshore da A frica Oriental e do Mediterra neo Oriental, os quais so devera o estar em linha depois

de 2020.

Mas o mais importante e que as exportaço es de GNL dos EUA ira o complementar a polí tica de ga s

e de segurança energe tica da Unia o Europeia, o que implicara a construça o de infraestruturas pa-

Fonte: LNG World News

20

ra aprofundar a integraça o dos mercados de ga s, especialmente nas regio es da Europa Central, Ori-

ental e Ba ltica. A UE tambe m procura diversificar os fornecimentos de ga s para promover a compe-

tiça o no mercado e melhorar a segurança, aumentando desta forma a proteça o contra cortes de for-

necimento da Ru ssia.

A peça central deste esforço e a conclusa o do corredor Norte-Sul, que liga a Polo nia, a Eslova quia,

Repu blica Checa, Hungria e Croa cia, com os gasodutos a se estenderem desde o terminal importa-

dor de GNL de S winoujs cie na Polo nia ate ao terminal importador de GNL da ilha de Krk na Croa cia,

com ligaço es aos paí ses ba lticos, Ucra nia, Molda via, Rome nia, Bulga ria, A ustria, Gre cia, Turquia e os

paí ses balca nicos.

Este sistema ligara redes de ga s nacionais e possibilitaria aos fornecimentos de ga s da Europa Oci-

dental e do Azerbaija o via Geo rgia e Turquia, e GNL de novas fontes, fazendo com que os EUA alcan-

cem paí ses que neste momento sa o dominados pelo fornecimento de ga s russo. Esta rede tambe m

ira mover fornecimentos de ga s crí ticos para paí ses que antes estariam isolados no caso do corte de

abastecimento de ga s russo.

As exportaço es de GNL dos EUA na o sa o direcionadas pelo governo norte-americano para um paí s

em particular. As empresas te m de encontrar os seus clientes. As empresas que planeiam exportar o

GNL te m de se candidatar para aprovaça o de venda a paí ses com os quais os EUA na o te m acordos

de livre come rcio, os quais incluem Japa o, Espanha,

I ndia e o Reino Unido. O Trans-Pacific Partnership

como o TTIP ira o conferir aos signata rios o estatuto

de livre come rcio, facilitando desta forma a aquisi-

ça o de GNL dos EUA.

As exportaço es de GNL dos EUA acrescentara o ao

seu come rcio crescente, o qual esta a ajudar a inte-

grar os tre s maiores mercados regionais: Ame rica do

Norte, Europa e A sia. Esta integraça o ja reduziu a

diferença nos preços do ga s entre a A sia e a Europa.

Segundo o Atlantic Council, os preços do ga s nos EUA na o sera o substancialmente afetados pelas

exportaço es de GNL, na pro xima de cada, devido a enorme abunda ncia do recurso e do mecanismo

deformaça o de preços do Henry Hub. Ale m disso, os custos da infraestrutura adicional e de trans-

porte marí timo tambe m limitara o as exportaço es de GNL.

No longo prazo, a procura de ga s devera aumentar, em muito devido a s preocupaço es ambientais

geradas na COP21 de Paris 2015. A AIE preve que as exportaço es de GNL dos EUA crescera o ate aos

60 bcm/ano ate 2020. A Europa e a China sera o os principais mercados clientes. A AIE estima que a

importaça o de ga s em 2020 sera maior em 70 bcm na Europa e 90 bcm na China, enquanto que na

A sia como um todo as necessidades de ga s aumentara o para 400 bcm em 2040.

A AIE tambe m aponta que a duas principais opço es da Europa para o incremento das importaço es

sa o o GNL e os gasodutos russos, ate 2020. A partir dessa data, o ga s do Azerbaija o vai começar a

chegar a Europa. O impacto nos preços de GNL dos EUA vai ser sentido nos mercados estrangeiros.

O GNL norte-americano acrescentara a diversificaça o da oferta em ambos os mercados europeus e

asia ticos, o que tambe m contribuira para um preço mais competitivo.

O Atlantic Council defende que

os gasodutos de Portugal e

Espanha devem estar

interligados com as redes da

Europa Central e Oriental

21

Os impactos sa o positivos tanto para os EUA como para os seus parceiros comerciais a ní vel eco-

no mico, polí tico e ambiental. O Atlantic Council refere um estudo recente do governo norte-

americano que constata que o aumento das exportaço es ate 200 bcm estimulara a economia dos

EUA com uma subida ligeira dos preços internos de ga s.

As exportaço es de GNL fortalecem as relaço es polí ticas e econo micas dos EUA com os seus par-

ceiros comerciais. Do ponto de vista ambiental, o ga s natural e mais limpo de todos os combustí -

veis fo sseis, como tambe m e versa til e eficiente como para a geraça o de eletricidade, utilizaça o

industrial e residencial, e para outros fins.

Mesmo num contexto de mercado de preços baixos, o GNL pode ter um impacto vital. Na Europa,

os preços de GNL na o podem ser comparados com os preços do ga s russo na Alemanha, na Holan-

da e no Reino Unido, porque os preços nestes mercados sa o os mais baixos. A grande liça o na Eu-

ropa e que paí ses com menos alternativas ao ga s russo sa o aqueles que pagam os maiores preços.

Portanto, uma das prioridades europeias devera ser facilitar a capacitaça o do GNL, atrave s do au-

mento da infraestrutura e da facilidade de exportaça o dos EUA e acesso aos mercados. Especifica-

mente, a polí tica pu blica dos EUA pode definir que todas as exportaço es de GNL sa o do interesse

nacional, independentemente do estatuto de livre come rcio. Esta aça o eliminaria o requisito de

que os exportadores de GNL que vendessem a paí ses sem o estatuto de come rcio livre mostras-

sem que os seus carregamentos de GNL na o prejudicaria economicamente os EUA.

Ale m disso, a polí tica pu blica dos EUA deveria incluir o livre come rcio de energia em todos os

seus futuros acordos de livre come rcio, inclusive o TTIP.

Na Europa, o Atlantic Council aponta que a CE deveria acelerar a conclusa o do Corredor Norte-

Sul atrave s da aprovaça o e financiamento de projetos-chave, como o terminal da Ilha Krk na Cro-

a cia, os gasodutos norte-sul que ligam os terminais croata com o polaco S winoujs cie, bem como

os gasodutos que ligam os terminais com baixa utilizaça o de Portugal e Espanha com a Europa

Central e Oriental.

Ale m disso, o think tank tambe m aponta que o Corredor Norte-Sul pode ser expandido atrave s do apoio a importaço es de GNL atrave s da Ita lia, Gre cia e Turquia, ligando os terminais destes paí -

ses, bem os dos paí ses ba lticos ao Corredor Norte-Sul.

Moçambique exporta gás offshore em

novo pipeline para a África do Sul

P reços baixos e uma fraca economia global deram um rude golpe em muitos planos de de-senvolvimento baseados na exploraça o e produça o de recursos energe ticos. Contudo, es-sa pode na o ser a histo ria para Moçambique. No dia 1 de Março de 2016, um conso rcio as-sinou um acordo de cooperaça o para a construça o de um gasoduto que se estendera desde

NO RADAR: CPLP

22

o norte moçambicano, onde se encontram as massivas reservas de ga s natural offshore, ate ao nor-deste sul-africano. E um sinal de que os dois paí ses da A frica Austral esta o apostados na criaça o de uma profunda simbiose econo mica assente na segurança energe tica.

O conso rcio e composto pela Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), a sul-africana Sasol, a holandesa Profin e o China Petroleum Pipeline Bureau. O acordo compromete as quatro empresas a financiarem o montante necessa rio para o pre -investimento do projeto e dos estudos de engenha-ria, como tambe m a construça o do gasoduto e a sua operaça o. A infraestrutura tera um compri-mento de 2600 km e custara 6 mil milho es de do lares. Cerca de 70% do financiamento sera assegurado pelo China Petroleum Pipeline Bureau (subsidia ria da CNOOC). Para a China, este gasoduto e uma oportunidade para a empresa aumentar os seus lucros provenientes dos seus ativos energe ticos moçambicanos. A CNOOC dete m 10% do Rovuma 4, um dos campos mais promissores do offshore moçambicano, onde tambe m esta a ENI e a Galp. Embora Mozambique possua enormes reservas de ga s natural, na o tem os recursos para desenvol-ve -los de forma auto noma. O seu desenvolvimento depende de duas empresas maiorita rias nos conso rcios: a americana Anadarko e a italiana ENI. Os dois blocos situam-se na bacia do Rovuma, que conte m a admira vel quantia de 100 tcm de ga s natural. Contudo, a emerge ncia dos EUA e da Austra lia como exportadores de ga s natural esta a complicar os planos de desenvolvimento. E que enquanto nestes paí ses uma boa parte das reservas situam-seperto de infraestruturas existentes, em Moçambique na o so esta o longe, como tambe m o paí s tem uma força de trabalho com muito poucas qualificaço es. Por isso, num ambiente de preços bai-xos, o racional econo mico dos projetos infraestruturais e muito mais exigente. Por isso, a Anadarko e a ENI organizaram os projetos em construça o faseada, em regime de unitiza-ça o dos blocos, a fim de reduzir custss para ambas as empresas. A primeira fase compreendera a produça o de 24 tcm. Uma vez finalizada esta etapa, passara o ao desenvolvimento das restantes re-servas em regime de joint venture. A ENI esta a explorar a possobilidade da construça o de uma uni-dade FLNG para exportaça o, projeto ja aprovado pelo governo moçambicano. Mas para que se concretize, te m de ser assegurados compradores de longo prazo para o ga s natu-ral. A BP ja acordou em comprar todo o ga s produzido pela ENI e a Anadarko ja conseguiu estabele-cer acordos de compra para 90% do seu ga s. Mas neh«nhum destes acordos e vinculativo, o que significa que os riscos ainda residem. E neste ponto que o gasoduto faz a diferença para a ENI e a Anadarko. Isto porque liga Moçambique a um mercado com imenso potencial de crescimento. A A frica do Sul e um paí s industrializado, mas na o consegue crescer mais em muito devido a falta de um fornecimento seguro de ga s natural. E um gasoduto da maiores garantias de venda certa a quem explora o ga s. Esta tambe m e uma soluça o que resolve problemas da A frica do Sul. O mix energe tico do BRIC afri-cano baseia-se em carva o e a rede e afetada com frequentes apago es. A maior disponibilidade de ga s natural criara uma alternativa fia vel ao carva o, diminuindo o impacto ambiental do sector ele -trico e diversificando as suas fontes. No limite, uma energia mais segura. E embora o paí s inicie o desenvolvimento do seu ga s de xisto, este esta revelar-se difí cil e oneroso no seu desenvolvimento.

23

NO RADAR: TECNOLOGIA

U mas das mais recentes inovaço es

emergentes para o transporte co-

mercial de ga s por mar e o seu

armazenamento en forma compri-

mida, ou seja, ga s natural compri-

mido (GNC). Alguns exemplos atuais da apli-

caça o desta tecnologia sa o os pipelines de

transmissa o em alta, me dia e baixa pressa o,

tanques de armazenamento de superfí cie e

subterra neos e tanques de alta pressa o.

O design e procedimentos para o tratamento

do ga s comprimido existem ha mais de um

se culo. Mas o crescimento da utilizaça o desta fonte energe tica no quotidiano residencial e industrial

(indu stria, transportes, climatizaça o) fez com que esta tecnologia fosse alvo de melhorias e aumento

da eficie ncia.

Com efeito, a tecnologia do GNC tem crescido nos automo veis (ligeiros e pesados), sobretudo devido

a pequena dimensa o necessa ria para o tanque de armazenamento no veí culo. Ate 2020, a Internatio-

nal Association for Natural Gas Vehicles (IANGV) preve que 50 milho es de veí culos CNG circulara o

nas estradas do globo.

O CNG tambe m começa a chegar ao transporte marí timo. A primeira experie ncia remonta a de cada

de 60 do se culo passado, quando a empresa Columbia Gas Company desenvolveu sistema de conten-

ça o de CNG a bordo de um navio convertido. Este navio proto tipo foi aprovado pelas autoridades ma-

rí timas e costeiras dos EUA. Embora as viagens tenham sido bem sucedido, devido ao baixo valor co-

mercial do ga s natural nessa e poca, o conceito de navio CNG foi abandonado.

Mas o contexto de mercadod o ga s natural modificou-se e hoje e uma fonte energe tica que na o so

concorre em substituiça o do carva o, mas tambe m e uma aliada das renova veis, como pode, por outro

lado, substituir o petro leo na mobilidade.

Diversas empresas iniciaram o desenvolvimento de tecnologias para o CNG marí timo. Por exemplo, a

EnerSea desenvolveu o conceito VOTRANS (Volume Optimized Transport and Storage system). Esta

soluça o e disruptiva na capacidade de armazenar e fornecer ga s natural comprimido a navios a cus-

tos competitivos.

Contudo, a soluça o CNG na o consegue competir com o GNL no transporte de ga s de grandes dista n-

cias. E uma via sobretudo para o corte de custos no come rcio marí timo regional de curta dista ncia

(short sea) de gás natural.

Navios GNC: inovaça o para o come rcio

marí timo regional de ga s

Fonte: Technip (Illustration), World Maritime News

Fonte: Coselle.com

24

Portanto, o GNC e especialmente adequado para mercados localizados para ale m do alcance dos gaso-

dutos, mas que na o ultrapasse os 3000 kms. Ou seja, sa o tambe m adequados para fontes de oferta que

na o sa o suficiente volumosas para justificar o elevado investimento para um projeto GNL.

A soluça o do Navio GNC verifica-se ideal para o armazenamento e transporte direto de ga s produzido

em offshore, em a guas profundas e ultra-profundas, de campos localizados em zonas remotas, do ga s

associado da produça o de petro leo e do proveniente de campos em teste e arranque de produça o.

As grandes diferenças entre o GNC e o GNL centram-se nas dimenso es do investimento e do impacto

ambiental. Relativamente a primeira, os projetos de GNC na o requerem onerosas centrais de liquefa-

ça o e regasificaça o. No geral, a cadeia de valor e muito menos exigente em capital.

Por sua vez, o impacto ambiental nos terminais CNG e muito menor quando comparado com os termi-

nais GNL. Isto porque o GNL exige um pre -processamento mais profundo (e com mais custos) do ga s

para remoça o de componentes como o mercu rio ou o CO2 do que o CNG. O CNG tambe m na o gera

emisso es derivadas das fugas ocorridas nos navios e nas estruturas de armazenamento. Ale m disso, o

CNG tambe m e energeticamente mais eficiente do que o GNL.

Portanto, o GNC e muito mais adequado para projetos de fornecimento ga s pequenos e me dios, para

mercados regionais, enquanto que o GNL se adequa para projetos de grande escala. Por exemplo, po-

de ser uma alternativa para o reforço de Sines como um porto relevante para a segurança e diversifi-

caça o do abastecimento na Europa.

O transporte marítimo em CNG

O transporte marítimo de CNG possui características únicas e valiosas para a gestão do risco e introdução de maior flexibilidade

no sistema energético:

Facilidade de fornecimento e acesso ao mercado: os terminais necessários para a receção e despacho dos navios CNG

são simples em design, muito mais controlados nos custos (quando comparados com as centrais de liquefação e regasifi-

cação) e com uma pegada ambiental bastante menor. Por isso, o CNG pode aceder a locais de fornecimento e a merca-

dos de menor dimensão mais facilmente do que a solução do GNL marítimo.

Recontextualização: diferentemente dos projetos GNL e dos pipelines, a grande maioria do capital emprqgue nos proje-

tos CNG podde ser reutilizado em outras aplicações, se necessário. Isto providencia uma solução de gestão única no caso

da ocorrência de imprevistos na cadeia de valor, incluindo riscos de fornecimento, mercado, comerciais e politicos.

Escalabilidade: a capacidade de um projeto CNG é facilmente escálavel pelo acrescento de navios ou redistribuição de

navios da frota. Por isso, ao contrário da rede de pipelines, não é necessário investimento em capital para capacidade

especulativa. Pelo contrário, pode ser empregue quando a capacidade adicional for requerida. Com este tipo de caracte-

rísticas, os projetos de CNG podem ser mais atrativos em termos de financiamento e gerar maior valor os stakeholders

da iniciativa.

Benefícios de segurança e ambientais

Qualidade do ar: com a diminuição dos custos nas partes da cadeia do transporte, o CNG irá acelerar a substituição do

carvão, fuel e diesel no mix de geração de eletricidade do planeta, redzido assim as emissões e gases de efeito de estufa.

As emissões do sistema: o CNG não tem fugas na cadeia de transporte; a utilização do gás transportado como com-

bustível marítimo também diminui a necessidade do uso de tanques e de armazenagem na operação de «shipping».

Os terminais de CNG têm uma menor pegada ambiental. As bóias para transferência do gás para os terminais podem

estar localizadas 5-20 kms da costa para a transfega offshore de navios CNG.

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GÁS NATURAL

SITUATION REPORT

Março 2016

Em parceria com