GÁS NATURAL

GÁS NATURAL EM ESTADO GASOSO NO SOYO

Uma infra-estrutura de centenas de kms de pipelines submarinos recolhe o gás associado de várias unidades de produção de petróleo e transporta-o até ao terminal do Soyo onde é tratado e liquefeito para exportação. A configuração do terminal Angola LNG prevê a disponibilização de cerca de 3,5 Mm3 por dia (cerca de 1,3 Bcm anuais) em estado gasoso para utilização local.
Este gás é entregue de forma constante, mas o armazenamento no gasoduto de ligação às centrais – o designado “line pack” – e eventuais instalações de armazenagem a construir permitirão concentrar a sua utilização nalgumas horas do dia. O gráfico da figura 37 mostra a potência que se poderia instalar no Soyo com base no gás disponível em diferentes cenários de utilização e com diferentes tecnologias.
A infra-estrutura eléctrica de ligação – linha dupla a 400kV – deverá permitir transportar até 1.500 MW em direcção ao Sul, valor compatível com a operação em ciclo combinado concentrada em 50% do tempo ou a 50% de carga – utilizando o total do gás disponível.
Caso se opte por instalar potência em redor dos 1.500 MW importará garantir uma solução “dual fuel” para anos hidrológicos secos – eventualmente com base em GNL, GPL ou gasóleo – que permita atingir níveis de utilização de 90 a 100%. Por outro lado, a possibilidade de ocorrência de anos com mais hídrica aumentam o interesse de desenvolver infra-estruturas de interligação – em particular com o Congo – que permitam exportar os excedentes de produção.

ANÁLISE DO POTENCIAL DE GERAÇÃO COM BASE NO GÁS DISPONÍVEL NO SOYO PARA CONSUMO NACIONAL

GÁS NATURAL LIQUEFEITO DO SOYO

O Terminal Angola LNG tem prevista a liquefacção e exportação de cerca de 6 Bcm de gás natural – cerca de 5 vezes o volume de gás disponível em estado gasoso.
O processo de liquefação é realizado por meio da redução da temperatura do gás até ao nível de -162º C, o que lhe permite ocupar cerca de seiscentas vezes menos espaço.
A tecnologia existente permite: i) quer o transporte em grandes navios metaneiros até terminais de regaseificação de grande escala em países distantes; ii) quer o transporte em pequenos metaneiros até terminais marítimos de pequena/média dimensão; iii) quer ainda o transporte em iso-contentores ou cisternas por via terrestre, marítima ou ferroviária até unidades autónomas de armazenagem e regaseificação junto do consumidor.
O GNL poderá ser utilizado, no caso do sector eléctrico de Angola, quer para abastecer um terminal de média dimensão em Benguela/Lobito ou Namibe associado a novas centrais de grande dimensão, quer para abastecer pequenas unidades de armazenagem e regaseificação associadas a turbinas de menor dimensão. No entanto, o interesse de contratualizar a venda de parte significativa do GNL por prazos longos e o investimento na infra-estrutura de recepção e regaseificação, tornam a conversão interessante apenas para centrais que tenham alguma estabilidade no seu funcionamento.
Apesar de até 2025 se prever que a maioria das turbinas em ciclo simples existentes passem a funcionar em regime de “backup”, existirá a necessidade em cada sistema de manter uma unidade de geração a funcionar para regulação de frequência e reserva girante. A menor necessidade de geração em Luanda deverá permitir deslocalizar as turbinas em barcaça existentes na Boavista para o Namibe e Benguela/Lobito. Estas unidades, em conjunto com o ciclo combinado de média dimensão em instalação na Central de Cazenga poderão cumprir este tipo de funções, pelo que se prevê a sua conversão para GNL, mantendo as restantes turbinas de “backup” a diesel.
A instalação de infra-estruturas de armazenagem e regaseificação ao longo do país beneficiará também a indústria, que passará a dispôr de uma alternativa energética adicional.

GÁS NATURAL EM CABINDA

As recentes descobertas de gás natural “on-shore” em Cabinda viabilizam a conversão das turbinas em Fútila para gás natural. Caso esse gás não demonstre condições técnicas ou económicas para alimentar a geração então a alternativa de GNL deverá ser considerada com vista à redução dos custos do sistema.

NOVAS DESCOBERTAS A SUL DE LUANDA

Foram recentemente anunciadas novas descobertas relevantes de gás natural em blocos situados a sul de Luanda. Este gás, dependendo da dimensão e custo de extracção que se vier a confirmar, poderá utilizar a infra-estrutura de gasodutos submarinos existente e reforçar ou prolongar a vida do terminal no Soyo, podendo também viabilizar uma nova unidade de liquefacção a sul de Luanda – em Benguela ou Porto Amboim, ou prever apenas a sua utilização e disponibilização para consumo interno – associado a grandes projectos de indústria, petroquímica ou geração. A solução final dependerá de estudos detalhados com prazos longos, não se prevendo a disponibilidade deste gás no horizonte 2025.
Não obstante, a visão das infra-estruturas a desenvolver no horizonte 2025 deve ter esta perspectiva em consideração preparando o sistema para a possibilidade de receber geração significativa na região de Porto Amboim ou Benguela se daí não resultar um aumento de custos significativos a curto prazo.

OPÇÕES ESTRUTURANTES CONSIDERADAS

Foram estabelecidos 4 cenários alternativos de desenvolvimento de novas centrais estruturantes a partir do gás natural, a ponderar numa óptica integrada com as alternativas hidroeléctricas (ver figura abaixo).
A primeira alternativa é a da utilização plena do potencial de recurso e infra-estrutura eléctrica do Soyo, instalando 2 unidades adicionais em ciclo combinado de cerca de 360 - 400 MW cada uma. Este é o cenário de menor custo mas de maior concentração da geração de energia no norte.
Uma segunda alternativa passa pela criação de um novo centro de produção a gás em Benguela/Lobito com a instalação de um terminal portuário de regaseificação de média dimensão associado à instalação de até 1200 MW de geração. No futuro, as novas descobertas alimentariam directamente este novo centro. Neste cenário a central existente no Soyo funcionaria em regime quase permanente libertando-se algum gás para projectos industriais.
A combinação das duas alternativas anteriores é viável com apenas mais 360 a 400 MW no Soyo e a instalação da restante potência em Benguela ou Lobito.
Finalmente, considera-se a alternativa de uma maior aposta na diversificação regional com algum aumento de custos através da criação de um terminal de média dimensão em Benguela/Lobito e um de menor dimensão no Namibe associado a uma unidade de geração de 200 a 400 MW.

DESCRIÇÃO E CUSTO DOS 4 CENÁRIOS ALTERNATIVOS DE GERAÇÃO ESTRUTURANTE A GÁS