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Análise da Viabilidade de Armazenamento Energético

Através de Gás Comprimido em Cavidades Salinas para

Integração de Energias Renováveis

Diogo Sousa Mendes de Reinaldo Gimenez

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Mecânica

Orientadores: Professor Luís Manuel de Carvalho Gato Professor João Carlos de Campos Henriques

Júri

Presidente: Professor Viriato Sérgio de Almeida Semião Orientador: Professor Luís Manuel de Carvalho Gato Vogais: Engenheiro António Manuel Gomes Domingues Professor José Maria Campos da Silva André

Maio de 2014

iii

Agradecimentos

Quero agradecer a todas as pessoas que me deram o encorajamento necessário para fazer o curso

e que fizeram de mim quem sou hoje.

Obrigado Mãe! Obrigado Pai! Obrigado Frederico!

Quero também agradecer ao Professor Luís Gato por me ter recebido e orientado ao longo da

dissertação durante a qual sempre se mostrou disponível e próximo quando precisei, bem como pela

ajuda através da informação e contactos facultados.

Tive o prazer ao longo da dissertação de entrar também em contacto com os Engs. Ricardo Pacheco,

António Domingues, Mário Santos e Jorge Lúcio, a quem quero agradecer pela disponibilidade e

amabilidade para me ajudarem com tudo o que lhes pedi.

Um grande abraço a todos os meus outros colegas que sempre estiveram lá para mim quando foi

preciso, em especial ao Zé que foi meu �compincha� em muitos capítulos desta aventura.

Um agradecimento e um beijo muito especial à Carolina.

iv

Resumo

A elevada penetração da capacidade eólica no mix de produção elétrica em Portugal continental,

gera dificuldades de despacho das centrais de produção elétrica em regime ordinário, devido à

intermitência deste recurso. Uma forma de minimizar este impacto, consiste em armazenar os

excedentes de energia elétrica produzida para posterior utilização quando requerida, atualmente

conseguido recorrendo a centrais PHES e CAES, maioritariamente.

Em Portugal existem diversas áreas com diápiros salinos cujas condições geológicas são propícias

à construção de cavidades subterrâneas, sendo estas usadas em vários pontos do globo para

reservatórios, tanto para CAES como armazenamento de gás natural. O sistema nacional de gás

natural (SNGN) integra já um complexo de armazenamento subterrâneo em cavidades salinas no

Carriço que visa garantir a constituição de uma parte da reserva estratégica de segurança de

abastecimento a Portugal e oferecer flexibilidade operacional e comercial para os utilizadores do SNGN.

Nesta dissertação, estudou-se a viabilidade técnica e económica de utilização destes diápiros para

uso como CAES (e respetiva variante adiabática A-CAES), com o objetivo de minimizar o impacto da

penetração eólica na estabilidade da rede elétrica nacional e fez-se uma avaliação de uma possível

adaptação do complexo de armazenamento subterrâneo de gás natural do Carriço de forma a

incorporar este tipo de sistemas (usando gás natural como fluido de trabalho) bem como do impacto

desta adaptação no SNGN.

Os resultados mostraram que embora dependendo de uma série de fatores e da sua tipologia, o

armazenamento energético subterrâneo dificilmente tem viabilidade a nível financeiro para os

investimentos considerados.

Palavras-Chave

Cavidades Salinas Gás Natural

Armazenamento Energético

Energia Eólica

v

Abstract

The high penetration of wind power in the electric production mix in �Portugal mainland� creates

dispatch difficulties of electric power plants subject to the control of the system operator, due to its

delivery intermittency.

One way to minimize the impact of the volatility of this renewable energy resource is to storage the

exceeding produced energy. The main way of doing this nowadays is by means of PHES and CAES.

Portugal has several diapirs with saline geological conditions conducive to the construction of salt

caverns, which are used worldwide for CAES systems and natural gas storage reservoirs. The national

natural gas system (SNGN), includes nowadays a complex of underground storage in salt caverns which

aims to ensure the constitution of a part of the supply strategic security system for Portugal and provide

operational and commercial flexibility to the users of the SNGN.

In this thesis, it is carried out a study of the technical and economical viability of using this diapirs for

CAES proposes (and adiabatic variant A-CAES), as a way to smooth the effects of the wind uncertain

power production in the power grid, an evaluation of a possible adaptation of the underground natural

gas storage complex in ways to incorporate this type of system (using natural gas as working fluid) and

its impact in the SNGN.

The results point out that, despite depending on some factors and its typology, the underground

energy storage nowadays, hardly have the possibility to be viable economically for the considered

investments.

Keywords

Salt Caverns Natural Gas

Energy Storage

Wind Power

vi

Índice

Agradecimentos��..iii

Resumo��iv

Abstract��.v

Lista de Figuras.��.��..�viii

Lista de Tabelas��..��xi

Lista de Siglas��.�..xiii

Lista de Símbolos��.....xiv

Lista de Índices��.....xiv

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

1.1. Enquadramento ................................................................................................................... 1

1.2. Motivação ............................................................................................................................ 4

1.3. Objetivos .............................................................................................................................. 5

1.4. Estrutura da dissertação ...................................................................................................... 5

2. Revisão Bibliográfica ....................................................................................................................... 6

2.1. Caracterização do Sistema e Mercado Nacional de Eletricidade ....................................... 6

2.1.1. Sistema Elétrico Nacional ............................................................................................ 6

2.1.2. Mercado de Eletricidade Nacional ............................................................................... 6

2.2. Caracterização do Sistema e Mercado Nacional de Gás Natural ..................................... 10

2.2.1. Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN) ............................................................... 11

2.2.2. Mercado e Organização do Sector Gasista .............................................................. 18

2.2.3. Gestão Técnica Global do SNGN.............................................................................. 20

2.3. Energias Intermitentes ....................................................................................................... 22

2.4. Armazenamento de Energia .............................................................................................. 25

2.4.1. Centrais de ar comprimido (CAES e variantes) ........................................................ 27

2.4.2. Centrais hidroelétricas de bombagem (PHES) ......................................................... 35

3. Modelos de avaliação do armazenamento energético subterrâneo. ............................................ 38

3.1. CAES. ................................................................................................................................ 40

3.1.1. Modelo termodinâmico .............................................................................................. 40

3.1.2. Modelo de pricing ...................................................................................................... 49

3.2. A-CAES. ............................................................................................................................ 51

3.2.1. Modelo termodinâmico .............................................................................................. 51

vii


3.3. CNGES .............................................................................................................................. 53

3.3.1. Modelo Termodinâmico ............................................................................................. 53


3.4. AA-CNGES ........................................................................................................................ 54

3.4.1. Modelo Termodinâmico ............................................................................................. 54


3.5. Modelo de avaliação financeira ......................................................................................... 54

3.5.1. Pressupostos Financeiros ............................................................................................. 54

3.5.2. Métricas de avaliação .................................................................................................... 55

3.5.3. Estimativa de Investimentos .......................................................................................... 56

4. Resultados e discussão ................................................................................................................. 59

4.1. CAES ................................................................................................................................. 59

4.1.1. Viabilidade técnica ..................................................................................................... 61

4.1.2. Viabilidade Financeira ............................................................................................... 62

4.2. A-CAES ............................................................................................................................. 63



4.3. CNGES .............................................................................................................................. 65



4.4. A-CNGES .......................................................................................................................... 70


4.4.2. Viabilidade financeira ................................................................................................ 72

4.5. Resultados Conjuntos ....................................................................................................... 72

5. Comparação entre CAES e PHES ................................................................................................ 74

6. Conclusões e desenvolvimentos futuros ....................................................................................... 77

6.1. Conclusões ........................................................................................................................ 77

6.2. Desenvolvimentos futuros ................................................................................................. 79

Referências bibliográficas .................................................................................................................. 81

Anexos ................................................................................................................................................... I

viii

Lista de Figuras

Figura 1.1 - a) Emissões de gases produtores de efeito de estufa discriminados por composto químico

e origem b) Fontes de emissões de CO2 por sector (1970-2004) (Adaptada: IEA, 2013) ...................... 1

Figura 1.2 - Evolução da distribuição das fontes de energia usadas para produção elétrica em 1973

e 2011 (Fonte: IEA, 2013) ....................................................................................................................... 2

Figura 2.1 � Exemplo de Market! Splitting (Espanha país exportador � Portugal país importador)

(Fonte: ERSE 2014) ................................................................................................................................ 7

Figura 2.2 � Ordem de mérito e �acréscimos de receita� (Fonte: ERSE, 2014) .................................. 9

Figura 2.3 � Encontro de preços no mercado elétrico (Fonte: ERSE, 2014) .................................... 10

Figura 2.4 - Áreas de influência dos operadores de distribuição em Portugal continental (Fonte: ERSE,

2014) ...................................................................................................................................................... 12

Figura 2.5 � Vista aérea da refinaria de Sines. Ao fundo, os tanques de armazenamento .............. 13

Figura 2.6 � Vista aérea do complexo de armazenamento do Carriço (Fonte: COBA, 2012) ........... 15

Figura 2.7 � Esquema simplificado � Armazenamento GN Carriço (Adaptada: ERSE, 2014) ......... 15

Figura 2.8 � Extração e injeção de GN nas cavidades do armazenamento subterrâneo do Carriço nos

últimos 9 anos (Fonte: REN, 2014) ....................................................................................................... 16

Figura 2.9 � Cavidades constituintes do complexo do Carriço (Adaptada: GALP, 2014; REN 2014)

............................................................................................................................................................... 17

Figura 2.10 � Potência total eólica instalada a nível mundial até 2013 (Fonte: GWEC, 2014) ......... 22

Figura 2.11 � Aceleração de Coriolis (Fonte: EIU, 2013) .................................................................. 23

Figura 2.12 � Espectro de energia das flutuações de velocidade do vento (Adaptada: sebentas

renováveis) ............................................................................................................................................ 23

Figura 2.13 � Posição de Portugal - top10 Europeu de potência eólica instalada (GWEC, 2014) ... 24

Figura 2.14 � Discriminação da produção elétrica 2012 e 2013 (Fonte: REN, 2014) ....................... 24

Figura 2.15 � Classificação de armazenamento de energia elétrica (Fonte: stoRE, 2013) .............. 25

Figura 2.16 � Comparação dos tempos de descarga e potência de diferentes tipos de armazenamento

energético (Fonte: stoRE, 2013) ........................................................................................................... 26

Figura 2.17 � Investimento total por potência instalada para os principais tipos de armazenamento

energético em larga escala (Fonte: stoRE, 2013) ................................................................................. 26

Figura 2.18 � a) Esquema de uma CAES; b) Gestão de potência feita pela CAES (Fonte: stoRE, 2013;

Confs., 2010). ........................................................................................................................................ 27

Figura 2.19 � a) CAES Huntorf; b) Esquema cavidades c) Módulo de compressão e expansão

(Adaptada: Crotogino, 2001; Crotogino et al, 2004; Succar & Williams, 2008) .................................... 32

Figura 2.20 � a) Diagrama da central de Huntorf b) Evolução da pressão, temperatura e caudal

mássico do ar num ciclo de expansão (Fonte: Riaz, 2010; Crotogino, 2001) ...................................... 33

Figura 2.21 � a) Central de McIntosh; b) módulo de compressão; c) Módulo de expansão (Fonte:

Succar & Williams, 2008; apresentações) ............................................................................................. 33

Figura 2.22 � Diagrama da CAES de McIntosh, Alabama (Fonte: Serata & Mehta, 1993) ............... 34

ix

Figura 2.23 � a) Esboço ADELE; b) e c) possíveis desenhos do TA, d) bases dos TA já construídas,

e) e f) esferas cerâmicas para armazenamento de calor. (Fonte: RWE 2013; RWE Power, 2010) ..... 34

Figura 2.24 - Desenvolvimento cronológico das PHES na Europa desde 1940 (Fonte: StoRE, 2013)

............................................................................................................................................................... 36

Figura 2.25 � a) Princípio de funcionamento das PHES; b) PHES de Ludington, Michigan. ............ 36

Figura 3.1 � Modelo termodinâmico da CAES (Adaptada: Hartmann et!al, 2011) ............................ 40

Figura 3.2 � CAES a) Módulo compressor com um estágio b) Módulo compressor com 3 estágios e

inter-refrigeração (Adaptada: Hartmann et!al, 2011) ............................................................................ 40

Figura 3.3 � a) Gráfico representativo da perda de volume por convergência (Adaptada: IFGG, 2013);

b) Esquema da perda de volume da cavidade#1 da Eminence!Salt!Dome no Mississippi (Adaptada:

Bérest & Djizanne, 2012)....................................................................................................................... 45

Figura 3.4 � a) Módulo de expansão com um estágio b) Módulo de expansão com três estágios e

reaquecimento (Adaptada: Hartmann et!al, 2011) ................................................................................ 46

Figura 3.5 � Gráfico de preços (Preço mínimo de expansão, Máximo de compressão e Média)

resultante do algoritmo global - MATLAB .............................................................................................. 50

Figura 3.6 � Modelo termodinâmico da A-CAES (Adaptada: Hartmann et!al, 2011) ........................ 51

Figura 3.7 � Composição e propriedades físicas exatas do gás natural do Carriço para condições

PTN (Fonte: Transgás Armazenagem, 1998) ....................................................................................... 53

Figura 6.1 � �Bolsas de Energia� (Adaptada: Theengineer, 2013). ................................................... 79

Figura 6.2 � CAES com coluna de água de compensação (a), bombeio de água (b), e conjunto

bomba/motor com dois reservatórios (c). (Adaptada: Kim et!al(1), 2011). ........................................... 80

Figura 1 - Esquema representativo da RNTIAT em Dezembro de 2012 (Fonte: ERSE, 2014)��...�I

Figura 2 - Gráficos dos ciclos de compressão e expansão para a CAES e A-CAES��... VI

Figura 3 - Gráficos dos ciclos de compressão e expansão para a CNGES e A-CNGES��. VI

Figura 4 - Mapa original do diapirismo na Bacia Lusitaniana (Fonte: Nunes, 2010)�� VII

Figura 5 - Produção elétrica discriminada por fonte de produção e total consumido nos anos de 2012

e 2013 (Fonte: REN, 2014)��..� VIII

Figura 6 - Entradas, saídas, evolução e discriminação do consumo no SNGN em 2012 e 2013 (Fonte:

REN, 2014)��..................... IX

Figura 7 - Evolução do consumo no SNGN de 2004 a 2013 (Fonte: REN, 2014)��. X

Figura 8 - Diagrama do mapeamento das cavidades do Carriço e respetiva estação de superfície

(COBA, 2012)�� X

Figura 9 - Diagrama do complexo de armazenamento subterrâneo contemplando as cavernas TGC-

1 e TGC-2 (Fonte: Transgás Armazenagem, 1998)�.��.� XI

Figura 10 � Fases do processo de lixiviação das cavidades salinas subterrâneas (Vasconcelos,

2011)��.. XI

Figura 11 - Processo de lixiviação das cavidades salinas subterrâneas (IFGG, 2013)�� XII

Figura 12 - Distribuição de diápiros salinos a nível mundial (Fonte: Bérest et!al, 2011)��.... XII

Figura 13 - Disposição de um diápiro salino e de uma cavidade salina (Adaptada: Nunes, 2010).. XIII

x

Figura 14 - Preços da eletricidade estabelecidos em mercado diário e intra-diário (Fonte: REN,

2014)��... XIV

xi

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 - Capacidade de armazenamento, emissão e receção das cavidades na RNTGN (Fonte:

ERSE, 2014) .......................................................................................................................................... 15

Tabela 2.2 � Capacidade disponível para fins comerciais - SNGN (Fonte: REN, 2014) ................... 18

Tabela 2.3 � Capacidade de entrega Vs. Tipo de reservatório (Confort, 2006) ................................ 29

Tabela 3.1 � Investimentos descriminados para as centrais Huntorf e McIntosh ............................. 57

Tabela 3.2 � Investimentos do TA por tecnologia empregue. ........................................................... 58

Tabela 3.3 � Tabela conjunta de investimentos considerados por componente ............................... 58

Tabela 4.1 � Resultados do ciclo de compressão ininterrompido da cavidade para diferentes estágios

e potências nominais (Projeto CAES) ................................................................................................... 59

Tabela 4.2 � Resultados do ciclo de expansão ininterrompido da cavidade para diferentes estágios e

potências nominais (Projeto CAES) ...................................................................................................... 60

Tabela 4.3 � Resultados do projeto CAES por ano (2009-2013) e médios (desenho ótimo) ............ 61

Tabela 4.4 � Resultados do projeto CAES para diferentes volumes do reservatório. ....................... 61

Tabela 4.5 � Resultados para um contrato de GN reduzido a metade (10�/MWh � CAES) ............. 62

Tabela 4.6 - Resultados do projeto A-CAES descriminados por ano (2009-2013) e médios (desenho

ótimo) ..................................................................................................................................................... 63

Tabela 4.7 � Resultados do projeto A-CAES para diferentes volumes do reservatório. ................... 64

Tabela 4.8 � Resultados do ciclo de compressão ininterrompido da cavidade para diferentes estágios

e potências nominais (Projeto CNGES) ................................................................................................ 65

Tabela 4.9 � Resultados do ciclo de expansão ininterrompido da cavidade para diferentes estágios e

potências nominais (Projeto CNGES) ................................................................................................... 66

Tabela 4.10 - Resultados do projeto CNGES descriminados por ano (2009-2013) e médios (desenho

ótimo) ..................................................................................................................................................... 66

Tabela 4.11 � Resultados do projeto CNGES para diferentes volumes do reservatório. .................. 67

Tabela 4.12 � Resultados para um contrato de GN reduzido a metade (10�/MWh � CGNES) ........ 70

Tabela 4.13 � Rango de pressões consoante as combinações de estágios para os módulos de

compressão e expansão (A-CNGES). .................................................................................................. 71

Tabela 4.14 � Resultados do projeto A-CNGES descriminados por ano (2009-2013) e médios

(desenho ótimo) ..................................................................................................................................... 71

Tabela 4.15 � Resultados do projeto A-CNGES para diferentes volumes do reservatório ............... 71

Tabela 4.16 � Relação entre coeficiente de variação dos preços do mercado, percentagem do mix

PRE+hídrica na produção elétrica total e índice de produtibilidade hidroelétrica (IPH). ...................... 72

Tabela 5.1 � Comparação de características de funcionamento entre as CAES e PHES (Adaptada:

stoRE, 2013) .......................................................................................................................................... 76

Tabela 1 � Resultados do algoritmo global para o projeto CAES��..� II

Tabela 2 � Resultados do algoritmo global para o projeto A-CAES��.�� III

xii

Tabela 3 � Resultados do algoritmo global para o projeto A-CAES��. IV

Tabela 4 - Resultados do algoritmo global para o projeto A-CNGES��..��. V

Tabela 5 � Valores Huntorf e McIntosh (Fonte: Steta, 2010)��.XIII

xiii

Lista de Siglas

A-CAES � Adiabatic Compressed Air Energy Storage

A-CNGES � Adiabatic Compressed Natural Gas Energy Storage

BCE � Banco Central Europeu

CAES � Compressed Air Energy Storage

CNGES � Compressed Natural Gas Energy Storage

CV � Coeficiente de Variação

ER � Energias Renováveis

ERI � Energias Renováveis Intermitentes

ERSE � Entidade Reguladora dos Servições Energéticos

GN � Gás Natural

MCA � Margem de Contribuição Anual

PHES � Pumped Hydroelectric Energy Storage

PNBEPH � Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico

REN � Rede Elétrica Nacional

TA � Termoacumulador

xiv

Lista de Símbolos

Lista de Índices

Potência Ar

Caudal Gás Natural

Rendimento Turbina

Rendimento Geométrico Compressor/Compressão

Entalpia Elétrico/Expansão

Calor Específico Mecânico

Temperatura Elétrico e Mecânico

Pressão Condição de Estagnação

Expoente Politrópico Módulo de Compressão

Relação de Compressão Cavidade

Gama Condição Atmosférica

Coef. Adimensional de Caudal Condição de Projeto

Densidade Instantâneo/a

Velocidade de Rotação Motor

Diâmetro Gerador

Velocidade Periférica de Rotação Eletricidade

Fator de Escorregamento Nº de Estágios de Compressão

Número de Pás Nº de Estágios de Expansão

Potência Calorifica Nominal

Volume Gasoduto

Constante dos Gases Perfeitos Ambiente

Energia Mínimo

Custos de Operação de Compressão Máximo

Custos de Operação de Expansão

Nº de Estágios de Expansão

Nº de Estágios de Compressão

1

1. Introdução

Esta dissertação estuda a viabilidade técnica e económica do armazenamento de energia em

cavidades salinas subterrâneas com base no sistema CAES, considerando quatro modelos distintos, e

diferentes cenários de projeto. No presente capítulo consta o enquadramento do tema da dissertação

e motivação subjacente à sua realização. São posteriormente mostrados e enumerados os objetivos

do trabalho e finalmente é feita uma explicação sucinta da estrutura da dissertação.

1.1. Enquadramento

As evoluções tecnológicas e demográficas contribuíram, a par da procura pelo conforto e qualidade

de vida, para o forte crescimento do consumo energético a nível mundial. Por estar já tão enraizada

nos nossos gestos e tarefas, abdicar da eletricidade ser-nos-ia agora praticamente impossível. Já são

poucas as pessoas que se imaginariam privadas de iluminação elétrica ou da possibilidade de usufruir

dos vários equipamentos consumidores de eletricidade que nos ajudam nas tarefas laborais. Sem

telemóveis, computadores, aquecimento ou arrefecimento, o mundo parava. A eletricidade, tanto ou

mais do que as outras formas de energia, é em suma, o �motor� da vida moderna. Mas apesar desse

valor, há impactos e custos ambientais a pagar muito elevados, associados à sua produção.

O aquecimento global tem vindo a ser identificado como uma das principais ameaças que o planeta

enfrenta. A temperatura média da superfície terrestre tem vindo desde 1970 a aumentar por década

entre 0,2ºC a 0,3ºC o que implica alterações climáticas drásticas caso não sejam tomadas as devidas

medidas (EPA, 2013).

A principal parcela responsável pelo aumento da concentração de gases de efeito de estufa é a

emissão de CO2 (56,6%) (Figura 1.1 a)). Por sua vez, a parcela que mais contribui para as emissões

de CO2, é exatamente a produção elétrica (Figura 1.1 b)).

Figura 1.1 - a) Emissões de gases produtores de efeito de estufa discriminados por composto

químico e origem b) Fontes de emissões de CO2 por sector (1970-2004) (Adaptada: IEA, 2013)!

2

Analisando as três últimas décadas, tem vindo a ser notória uma maior consciencialização para esta

problemática, visível através de campanhas, tratados e protocolos, com compromissos mais rígidos na

redução da emissão dos gases responsáveis pelo efeito de estufa, que sujeitam os visados a coimas

pesadas no caso de serem ultrapassados os níveis acordados, estimulando assim os países signatários

a cooperarem entre si para esta causa, como é o caso do protocolo de Kyoto e da diretiva 2009/28/EC

do Conselho e Parlamento Europeu sobre o incentivo da utilização de energia proveniente de fontes

renováveis, que define metas ambiciosas para a redução de emissões de dióxido de carbono até 2020

aumentando a percentagem de penetração das energias renováveis (ER), dos quais Portugal faz parte

(UNFCCC, 2013).

No entanto, a eletricidade à escala mundial é ainda na sua grande maioria produzida por queima de

combustíveis fósseis (IEA, 2013), que, para além de contribuir para o nível alto das emissões de CO2,

assenta numa fonte de energia de recursos finitos e com uma distribuição geograficamente

desequilibrada. Como se ilustra na Figura 1.2, o ano de 2011 verificou um total de produção de

eletricidade por queima destes combustíveis de aproximadamente 68%, de tal forma que apenas 32%

(não chegando a um terço) das fontes de energia são de origem não fóssil. Dessa pequena parcela,

11,7% correspondem a energia nuclear que também levanta muitas questões quanto à segurança que

consegue garantir, sendo que o risco de radiação é real, como ficou comprovado com o caso de

Chernobil e mais recentemente Fukushima, Japão, aquando dos terramotos de 11 de Março de 2011.

Ainda hoje estas são cidades fantasma de acesso interdito, sendo este um tipo de energia que foi até

já parcialmente posto de parte pela Alemanha, no mesmo ano, que para dar o exemplo, encerrou

imediatamente 8 dos seus 17 reatores nucleares (WNA, 2013). Dos 20,3% restantes, 15.8% são

energia hídrica, cujos locais ideais de construção começam a escassear. Assim, as ER não hídricas

representaram apenas 4,5% na distribuição das fontes de energia usadas para produção elétrica no

ano de 2011.

Figura 1.2 - Evolução da distribuição das fontes de energia usadas para produção elétrica em 1973 e 2011 (Fonte: IEA, 2013)

Da Figura 1.2 e depois de alguma álgebra, pode também ver-se que a parcela de 4,5% de energia

produzida por fontes renováveis representaria em 1973, mais de 16% do total da energia elétrica

produzida e que no espaço de aproximadamente 40 anos de 1973 a 2011 a percentagem de energia

produzida sem emissões diretamente associadas aumentou percentualmente, mais de 7% mesmo

tendo a produção energética aumentado 260%. Fica clara a tendência para a redução das fontes de

3

origem fóssil principalmente na produção elétrica. Aprofundar a promoção do uso de fontes energéticas

renováveis sustentáveis é por isso uma medida chave para esta problemática, havendo mesmo uma

meta proposta no 2005!Green!paper!on!Energy!Efficiency para reduzir em 20% o consumo de energia

primária entre 2005 e 2020 (Harmsen et!al, 2011). Tendo origem em recursos naturais como o sol, o

vento, a chuva, as marés, a ondulação, o aquecimento geotérmico, etc� à exceção da biomassa, estas

fontes de energia não emitem CO2 e representam um recurso que será renovável e �com o mesmo

prazo de validade do sol�.

Os incentivos que os governos têm dado ao crescimento das ER, os esforços na redução de

emissões, a procura pela diversificação de opções e diversificação geográfica, juntamente com as

subidas e previsões de contínua subida dos preços dos combustíveis fósseis, fazem deste tipo de

energia uma solução atrativa para muitos investidores a nível mundial. Fortes investimentos têm sido e

serão feitos em todo o mundo (IEA, 2013), principalmente nos países mais sensibilizados para esta

necessidade de mudança e que possuem a verba e as condições naturais necessárias à penetração

das mesmas, como é o caso de Portugal, cuja penetração das ER tem apresentado valores e previsões

de potência instalada consideráveis. Na Figura 2.14 pode ver-se que aproximadamente 25% da

potência instalada é de natureza renovável e intermitente (eólica e solar).

No entanto, associado a este tipo de energia, há um aspeto menos positivo. A natureza imprevisível

das suas fontes. Esta particularidade inflige alguns aspetos nefastos na rede elétrica, já que toda a

eletricidade que é produzida tem de ser consumida de forma praticamente instantânea (Ambec &

Crampes, 2012).

Não se sabendo com a certeza e o detalhe desejados os valores instantâneos da produção das ER

intermitentes, é necessário um sistema de reserva que assegure o equilíbrio entre a produção e o

consumo elétrico. No caso por exemplo de um momento de energia excedente relativamente à procura

originada por excesso de vento têm que ser paradas algumas turbinas de produção energética de

regime ordinário, de forma a garantir o equilíbrio síncrono entre a geração-consumo aumentando a

capacidade ociosa dessas mesmas tecnologias, reduzindo a recuperação dos custos fixos associados

ao seu investimento. Outra alternativa passa por considerar o deslastre da geração eólica que também

acarreta perdas financeiras para a recuperação dos custos de investimento1.

Numa perspetiva sistémica, ambas as medidas descritas atrás devem ser contidas de modo a que

tenham um ligeiro impacto na fatura do consumidor (ERSE, 2014). Pelo contrário, no caso de uma

paragem repentina e imprevisível na produção eólica, são necessárias centrais de arranque rápido para

garantir constantemente a satisfação da procura. Isto é conseguido através de centrais a gás, cujos

custos fixos são elevados traduzindo-se também na fatura dos consumidores.

Neste contexto, vale a pena pensar-se num armazenamento de energia capaz, que permita colmatar

esta particularidade menos positiva das ER de output variável, de forma a permitir a sua penetração no

mix de produção de forma sustentável.

1 No entanto a legislação portuguesa não prevê o deslastre de ER, sendo estas prioritárias no despacho de

energia para satisfação do consumo, o que poderá acarretar alguns custos na gestão do sistema elétrico como um todo já que numa situação em que tecnologias que concorrem no mercado com as ER e que apresentem um custo marginal inferior à tarifa de apoio às ER poderão ser penalizadas, aumentando os custos para o consumidor (Pacheco, 2010)

4

De modo a poder ter influência na gestão da produção elétrica com um volume útil, o armazenamento

energético necessita de ser de larga escala, na ordem das centenas de MWh ou mesmo GWh (Steta,

2010). Este tipo de armazenamento consiste no aproveitamento da energia elétrica excedente,

utilizando-a, aumentando assim o consumo, armazenando-a noutro tipo de energia que possa voltar a

ser transformada em energia elétrica para períodos de excesso de procura, nos quais esta escasseia.

Ambas as modalidades se complementam com o fim de equilibrar a balança entre consumo e produção,

evitando assim a necessidade de deslastre de energia ou de ativação de centrais térmicas,

respetivamente. Actualmente a tecnologia mais usada para o armazenamento em larga escala, são as

PHES (Pumped Hydroelectric Energy Storage). No entanto, a CAES (Compressed Air Energy Storage),

menos conhecida mas com o mesmo princípio de funcionamento � em altura de produção elétrica

excedente, usa esta energia em excesso, para comprimir ar para um reservatório subterrâneo

(cavidades salinas), e nas alturas de picos de consumo, faz uso desse mesmo ar comprimido para o

expandir numa turbina que acciona um gerador produzindo energia elétrica � bem como a A-CAES,

versão �adiabática� da CAES que armazena o calor resultante da compressão para pré-aquecimento

do ar à entrada da turbina, prometendo maiores eficiências (embora esteja ainda em fase de

desenvolvimento), começam a ter uma expressão significativa e a poder competir com as PHES sendo

vistas como o possível futuro do armazenamento de energia em larga escala (Lund et!al, 2008).

1.2. Motivação

Encontramo-nos assim, num panorama determinante de transição energética. Para que esta

mudança para fontes de energia renováveis seja sustentável, faz sentido aprofundar o estudo do

armazenamento energético, procurando alternativas ou melhoras a sistemas já existentes de modo a

permitir a penetração significativa e sustentável das mesmas no mix de produção, especialmente em

Portugal, um dos países que maior esforço tem feito e que melhor se tem movimentado neste campo,

sendo atualmente o sétimo país europeu com mais potência eólica instalada (Figura 2.13).

Posto isto, e dadas as dificuldades em encontrar-se as exigências específicas locais para a

construção de novas centrais de bombagem hídrica, e que os possíveis já estão na sua grande maioria

aproveitados (Kim et al, 2011.b), surge a motivação para esta dissertação, sendo que o uso da CAES

promete ser uma alternativa sustentável, os requisitos técnicos para a sua realização são alcançáveis

e as áreas com os recursos naturais necessários à sua construção estão ainda por explorar, existem

em abundância e têm grande potencial.

Tendo Portugal uma série de locais com este tipo de formações salinas propícias à sua exploração

(Nunes, 2010) e sendo que no Carriço foram exploradas cavidades salinas onde está atualmente

armazenada uma reserva de gás natural (doravante abreviado por GN), quis avaliar-se a nível técnico

e económico a possibilidade de armazenamento de energia em cavidades deste tipo.

Mais concretamente � tendo sido de resto a razão principal que levou à origem desta dissertação �

avaliar-se a possibilidade da adaptação deste complexo de armazenamento no Carriço para

armazenamento energético com GN como fluido de trabalho, fazendo a junção do já existente

armazenamento subterrâneo de GN no Carriço com o armazenamento de energia elétrica por via de

5

um sistema CAES, obtendo-se uma forma inteligente de juntar os dois tipos de armazenamento,

aproveitando as já existentes infraestruturas reduzindo os custos de projeto. Decidiu adotar-se a sigla

CNGES (Compressed Natural Gas Energy Storage) para este sistema (e assim se fará referência ao

mesmo ao longo da dissertação) que difere da CAES apenas no seu fluido de trabalho. Finalmente,

interessa obviamente, dada a maior eficiência conseguida, explorar a viabilidade deste sistema com a

componente adiabática. A sigla adotada para este sistema, foi A-CNGES (e será também a sigla

utilizada ao longo da dissertação).

1.3. Objetivos

A presente dissertação foi realizada com quatro objetivos principais:

· Analisar a viabilidade do armazenamento subterrâneo em Portugal, com o estudo da

construção de uma CAES ou de uma A-CAES.

· Analisar a viabilidade da adaptação da estação de armazenamento de GN do Carriço para

funcionamento simultâneo como CNGES ou como A-CNGES, mobilizando a estação já

existente, de forma a torna-la mais competitiva.

· Analisar o impacto de um sistema deste tipo no SNGN.

· Comparar estas duas situações com o armazenamento através de bombagem (PHES).

1.4. Estrutura da dissertação

Este trabalho está estruturado por 6 capítulos, seguindo uma linha de raciocínio que leva o leitor pela

problemática do armazenamento energético e possível modo de resolução através do armazenamento

por gás comprimido, de forma concisa e clara.

No presente capítulo, faz-se uma abordagem sobre o tema a tratar, o enquadramento geral, a

estruturação da dissertação e os objetivos que foram traçados na realização da mesma, sendo que no

segundo capítulo, é feita uma revisão bibliográfica dos temas abordados ao longo da dissertação, com

o objetivo de dar ao leitor as ferramentas necessárias à compreensão dos capítulos seguintes.

No terceiro capítulo, são apresentados os modelos termodinâmicos e financeiros dos 4 sistemas de

armazenamento energético subterrâneo em estudo. No quarto capítulo são apresentados e discutidos

os resultados das simulações para cada um dos 4 sistemas analisados sendo avaliado o impacto que

teria no SNGN uma CNGES ou A-CNGES integrada no sistema de armazenamento do Carriço.

No quinto capítulo é feita uma breve comparação entre os dois tipos de armazenamento de energia

de maior capacidade existentes atualmente, PHES e CAES.

O sexto Capítulo apresenta as conclusões e desenvolvimentos futuros a esta dissertação que

poderão fazer sentido no contexto do armazenamento energético.

6

2. Revisão Bibliográfica

2.1. Caracterização do Sistema e Mercado Nacional de Eletricidade

O sistema elétrico, bem como o mercado elétrico, representam conjuntamente a forma como é

processada a eletricidade desde o momento da sua produção até ao momento do seu consumo. Será

abordada a estrutura do Sistema Elétrico Nacional e do Mercado de Eletricidade Nacional com o

objetivo de dar a conhecer como se comportam as variações no preço da energia elétrica e como está

dividida a comercialização da mesma, bem como os seus mercados, sendo fundamental na

compreensão das operações de um sistema de armazenamento de energia como a CAES ou PHES.

2.1.1. Sistema Elétrico Nacional

O Sistema elétrico nacional é composto por cinco atividades principais desenvolvidas de forma

independente. São elas a produção, transporte, distribuição, comercialização e operação dos mercados

organizados. A produção de eletricidade pode ser dividida em produção em regime ordinário (com base

em energias primárias tradicionais e não renováveis e em grandes centrais hídricas), ou em produção

em regime especial (com base em fontes renováveis e endógenas e cogeração). Atualmente, estas

seguem uma lógica de mercado e de iniciativa privada, sendo que cabe ao operador do sistema elétrico

intervir a este nível apenas para efeitos de segurança do abastecimento em situações que se prevejam

ser de escassez energética, seja pelo lado da oferta como da procura, tendo como objetivo a

manutenção do equilíbrio entre a produção e o consumo, em tempo real. (ERSE, 2014).

O transporte é assegurado pela REN (Rede Elétrica Nacional) através de uma concessão atribuída

pelo Estado Português em regime de exclusividade e serviço público da RNT (Rede Nacional de

Transporte). A distribuição pode ser feita em alta, média ou baixa tensão sendo a RND (Rede Nacional

de Distribuição) operada também através de uma concessão exclusiva atribuída pelo estado Português.

Já a comercialização, está aberta em regime concorrencial ao mercado. Os comercializadores

compram e vendem livremente e acedem também de forma livre às redes de transporte e distribuição

mediante o pagamento de tarifas de acesso à rede, impostas pela ERSE, podendo os consumidores

escolher o comercializador que bem entenderem. Estes por sua vez estão sujeitos a obrigações de

serviço público no que à qualidade e ao contínuo abastecimento de eletricidade bem como ao

fornecimento de forma transparente de quaisquer informações requeridas em termos simples e

compreensíveis diz respeito (Gil, 2010). A operação dos mercados organizados é analisada em maior

detalhe no próximo subcapítulo, dada a sua importância para a compreensão do trabalho.

2.1.2. Mercado de Eletricidade Nacional

Com a liberalização do sector elétrico efetuado de forma progressiva entre 1995 e 2006 todos os

consumidores Portugueses passaram a poder escolher o seu fornecedor de energia elétrica (ERSE,

2014). Atualmente o mercado em vigor é o MIBEL (Mercado Ibérico de Eletricidade) que foi formalmente

iniciado em Novembro de 2001, com a celebração do �Protocolo de colaboração entre as

7

administrações espanhola e portuguesa para a criação do Mercado Ibérico de Eletricidade�. Esta

cooperação entre os dois países tem-se revelado de grande utilidade e tem vindo a cimentar-se

seguindo um caminho de construção contínua com a celebração periódica de protocolos e acordos

entre os dois países bem como melhoras na interligação entre os dois países (OMIP, 2013).

A criação do MIBEL permite que os consumidores possam adquirir energia elétrica em regime de

livre concorrência a qualquer produtor ou comercializador ibérico e com preço igual para ambos os

países. Embora ainda surjam por vezes congestões por restrições físicas na interligação ibérica levando

a que o preço de encontro, gerado pelo algoritmo de mercado, possa não ser viável. Nesse caso,

correm-se algoritmos separados para as duas áreas de preço definidas. Recorre-se a uma separação

de mercado. O chamado market!splitting!(MS) (ERSE, 2014).

É assim determinado para cada país, um novo preço de encontro diferente um do outro. Na procura

do país exportador é colocada a totalidade da capacidade exportadora desse país (a preço instrumental

máximo � estabelecedor de preço) e na oferta do país importador é colocado também esse mesmo

volume (a preço do país exportador) de forma a igualar ao máximo os preços, estando a capacidade

de interligação na máxima carga. Na Figura 14 em anexo, pode ver-se a negrito as ocorrências de MS,

e na Figura 2.1 pode ver-se um exemplo do encontro de curvas de procura e oferta quando ocorre um

fenómeno deste tipo:

Figura 2.1 � Exemplo de Market!Splitting (Espanha país exportador � Portugal país importador)

(Fonte: ERSE 2014)

Este mercado liberalizado divide-se em três tipos:

1. O mercado grossista, o principal mercado, em que os agentes presentes na produção asseguram

a colocação da mesma e os agentes que necessitam abastecer-se de eletricidade procuram

adquiri-la, seja para satisfazer a carteira de fornecimentos a clientes finais, seja para consumo

próprio.

2. O mercado retalhista, associado à atividade de comercialização, em que os agentes

comercializadores concorrem para assegurar o fornecimento dos clientes finais.

8

3. Os mercados organizados, que se constituem como plataformas de negociação dos agentes

tradicionais (produtores e comercializadores de eletricidade).

A maior parte da energia é comercializada no mercado grossista, que por sua vez está assente em 4

modalidades de contratação que serão abordadas de seguida mais em detalhe (ERSE, 2014):

· Mercado a prazo � Onde se estabelecem contratos de compra e produção de energia elétrica a

longo prazo (semana, mês, trimestre e ano).

· Mercado de contratação à vista � Este divide-se no mercado diário e intradiário:

Ø O mercado diário é onde se realizam a maioria das transações. Neste mercado devem

participar como ofertantes todas as unidades de produção disponíveis não vinculadas a um

contrato bilateral físico, tal como os comercializadores não residentes registados como

vendedores. A parte requerente no mercado diário são os comercializadores de ultimo recurso,

comercializadores, consumidores diretos e agentes externos registados como compradores.

Forma-se então um preço para cada uma das 24 horas de cada dia e para cada dia de cada

ano. A atribuição do preço é feita por cruzamento de ofertas, mediante a apresentação de

ofertas de venda e aquisição de energia elétrica por parte dos agentes de mercado. O resultado

garante que não se supere a capacidade máxima de interligação com os sistemas elétricos

externos considerando os contratos bilaterais físicos que digam respeito às interligações

internacionais. Este é de resto, o mercado com o maior nível de liquidez de energia elétrica.

Ø O mercado intradiário, são seis sessões complementares da negociação do mercado diário,

onde se transaciona eletricidade de forma a atender aos ajustes sobre o programa diário viável

definitivo, mediante a apresentação de ofertas de venda e aquisição de energia elétrica por

parte dos agentes de mercado podendo estes participar como requerentes e/ou ofertantes,

sendo por isso um mercado com um nível de liquidez muito inferior ao que se transaciona no

mercado diário (A Figura 14 em anexo, mostra os preços do mercado diário e intradiário para

um determinado dia).

· Mercado de serviços de sistema � Onde são feitos apenas os ajustes finais da produção com o

consumo de eletricidade.

· Mercado de contratação bilateral � Onde os agentes estabelecem contratos de compra e venda de

energia elétrica para os vários horizontes temporais.

O mercado de eletricidade é caracterizado por uma série de parâmetros específicos que afetam tanto

a sua dinâmica de funcionamento como a própria estrutura. As características mais significativas são

que, ao contrário do gás, a energia elétrica tem de ser consumida instantaneamente e não tem vindo a

conseguir armazenar-se a uma escala significativa. Esta escassez de armazenamento, a baixa

rentabilidade do mesmo, juntamente com o facto da procura final de eletricidade variar

consideravelmente de acordo com a sazonalidade do ano bem como durante todo o dia, significa que

os níveis de geração de energia elétrica precisam de ser capazes de se ajustar o mais rapidamente,

numa base horária, para responder de forma eficaz à natureza variável das exigências da procura.

Isto implica que parte da capacidade de geração elétrica necessite obrigatoriamente de estar

disponível para responder a picos de procura, quando os houver, embora não seja necessária aquando

9

de níveis médios ou baixos da mesma. O facto de se terem centrais com custos de produção mais

caros permanentemente aquecidas para uma possível necessidade de arranque rápido como sistema

de backup!e destas centrais serem usadas apenas em momentos de pico de procura, faz com que os

preços possam subir significativamente nestes períodos (para permitir a estas centrais recuperarem os

seus custos variáveis na lógica do preço marginal de mercado) (Pacheco, 2010).

O facto de não se controlar completamente a procura e de esta não se moldar às necessidades

momentâneas do mercado, traz também a necessidade da oferta ter capacidade de sobra relativamente

aos picos de procura de modo a haver sempre capacidade disponível mesmo nos picos máximos,

atuando como fator de segurança.

Estas características do mercado de energia elétrica acima descritas, resultam numa combinação de

centrais produtoras utilizadas para responder da melhor forma e em qualquer altura às necessidades.

Assim, as centrais com elevados custos fixos e reduzidos custos marginais com produções estáveis

(nucleares, algumas centrais de lenhite e carvão, grandes hídricas, etc..) bem como a energia eólica e

solar, são usadas para responder à procura de carga base, ou seja, ao nível de consumo base que se

verifica ao longo de um período de procura, por exemplo um ano. As centrais com reduzidos custos

fixos e elevados custos marginais, como as centrais de turbinas a gás, são usadas para colmatar os

tais picos de consumo ou vazios de produção repentinos. Finalmente, as centrais cujos custos

marginais e fixos são intermédios, operam frequentemente, estando sempre em funcionamento exceto

nos períodos de menor procura, como por exemplo centrais de ciclo combinado (CHP).

Com base nestes pressupostos, desenha-se então a "ordem de mérito" das diferentes centrais e

sistemas do mercado de geração elétrica, classificando as diferentes tecnologias, da mais barata para

a mais cara em função dos custos variáveis, onde simples flutuações nos preços dos combustíveis,

nos custos de emissão de CO2, a própria hidraulicidade e eolicidade, podem afetar a posição das

diferentes tecnologias na respetiva ordem de mérito (Pacheco, 2010). Na Figura 2.2, pode ver-se um

exemplo de uma �ordem de mérito� das diferentes tecnologias.

Figura 2.2 � Ordem de mérito e �acréscimos de receita� (Fonte: ERSE, 2014)

Num mercado competitivo (ie, com baixos níveis de concentração) as centrais de geração elétrica

enfrentam incentivos para oferecer a sua energia a um custo variável durante a maioria das horas do

ano. Os produtores fazem as suas ofertas consoante a posição do tipo de processo que usam na ordem

de mérito, dando origem à chamada curva de oferta. A formação do preço da eletricidade é por isso

definida, cruzando a curva de oferta com a da procura, sendo que o preço final é o encontro do menor

10

preço oferecido que garanta a satisfação da última. (ERSE2, 2014) Na Figura 2.3 pode ver-se o

processo de encontro do preço de mercado.

Figura 2.3 � Encontro de preços no mercado elétrico (Fonte: ERSE, 2014)

A central com a produção mais custosa da ordem de mérito, necessária para atender a procura nessa

hora, é a chamada central marginal. Centrais com menores custos marginais do que a central marginal

podem também produzir energia nessa hora e com isso ganhar um �acréscimo de receita� que lhes

permita, além dos custos marginais, recuperar também parte dos seus custos fixos, já que o preço

estabelecido segue um modelo de preço marginal único definido pelo custo de produção da central

marginal, e como tal, todos os compradores pagam o mesmo preço que por sua vez é pago a todos os

produtores independentemente do tipo de produção de que disponham (Pacheco, 2010). Isto pode ser

visto claramente no exemplo da Figura 2.2, onde cada cor representa uma tecnologia de produção

elétrica. Até à central marginal, as cores mais claras acima das correspondes cores escuras que vão

até à linha a tracejado, representam o �acréscimo de receita� referido anteriormente.

2.2. Caracterização do Sistema e Mercado Nacional de Gás Natural

A decisão de iniciar a penetração de GN em Portugal teve como objetivo permitir ao país o acesso a

uma nova fonte de energia competitiva e cómoda. Permitiu igualmente criar um projeto estruturante da

economia portuguesa e diversificador do abastecimento de hidrocarbonetos. Assim, o país passou a

poder aumentar a competitividade da sua indústria, a facilitar o desenvolvimento social e bem-estar das

populações e a melhorar a segurança do abastecimento energético (ERSE, 2014).

Por forma a sustentar a sua introdução no país e assegurar a sustentabilidade dos custos inerentes,

foi primeiramente assegurado um consumo fixo de capacidade significativa, na circunstância a central

termoelétrica de ciclo combinado da Tapada do Outeiro, com uma potência instalada de 990 MW.

O conceito de �cliente âncora�, no caso português, permitiu, por um lado, absorver as anuidades com

os custos de capital inerente à construção das infraestruturas de aprovisionamento, a qual incluiu a

rede de transporte de GN nacional e, também, as participações do concessionário nacional (na altura

a Transgás S.A.) nos gasodutos a montante em território espanhol, marroquino e argelino. Por outro

lado, a garantia desse consumo viabilizou a celebração de um contrato de aquisição de GN de longa

duração com a Sonatrach, sujeito às cláusulas de take-or-pay. (ERSE, 2014)

Dado o estudo da viabilidade de uso da CAES com GN como fluido de trabalho nas cavidades salinas

da zona do Carriço, é fundamental conhecer o sistema e mercado nacional de GN, para avaliar a

11

possibilidade técnica da adaptação da estação de armazenamento subterrâneo do Carriço a um

sistema deste tipo.

2.2.1. Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN)

O SNGN é composto pela Rede Nacional de Transporte de GN (RNTGN), Rede Nacional de

Distribuição de GN (RNDGN), terminal de Sines e estação de armazenamento subterrâneo de GN.

Estas são as quatro principais infraestruturas, razão pela qual serão abordadas em maior detalhe.

2.2.1.1. Rede Nacional de Transporte de GN (RNTGN)

A Rede Nacional de Transporte de GN (RNTGN) dispõe de duas interligações, em Campo-Maior e

Valença do Minho, inicialmente unilaterais no sentido da importação e exportação, respetivamente e

de um conjunto de sete gasodutos em exploração, conforme ilustrados na Figura 1 em anexo.

Os lotes 1, 2 e 4 abastecem a faixa litoral de Portugal, desde Setúbal até à fronteira com Espanha,

sendo juntamente com o Lote 3, que se inicia em Campo Maior e termina no nó da Bidoeira, os

gasodutos mais antigos da RNTGN. Os lotes 2, 3 e 4 foram geridos por sociedades mistas, assinalando-

se o ano 2006 em que a titularidade, a nível nacional, passou da Transgás S.A. para o grupo REN, e o

ano 2010 em que a Enagas vendeu a sua posição ao grupo REN, sendo consequentemente extintas

as referidas sociedades.

Os lotes 5 e 6 foram construídos entre 1997 a 1999, com a finalidade de abastecer as áreas interiores

de Portugal, designadamente parte do Alto Alentejo, a Beira Alta e a Beira Baixa. Em 2003 é colocado

em exploração o Lote 7, entre Setúbal e Sines, em virtude da construção do terminal de receção,

armazenamento e regaseificação de GNL de Sines.

Presentemente encontra-se em construção o Lote 8, entre Mangualde e a Guarda, fechando em anel

os lotes 5 e 6. Encontra-se ainda em fase de projeto o Lote 9, entre Celorico e Vale de Frades, o qual

materializará a terceira interligação a Espanha (ERSE, 2014).

Finalmente, referir que os gasodutos de alta pressão estão a uma pressão média entre 60 a 70bar,

podendo no entanto baixar a sua pressão até 55bar ou aumenta-la até 85bar graças ao chamado line-

pack!que representa a flexibilidade de pressões que o gasoduto consegue suportar sem risco de rotura.

A temperatura de transporte ronda os 10ºC (Soares, 2009),(Vasconcelos, 2011).

2.2.1.2. Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural (RNDGN)

A atividade de distribuição de GN em Portugal teve início em Valongo, em abril de 1997. No mesmo

ano entraram em atividade a Setgás, a Lisboagás (na altura GDL), a Lusitâniagás e a Portgás. Estas

quatro concessionárias cobrem a faixa litoral de Portugal desde a península de Setúbal até à fronteira

com Espanha no Minho.

Em 1998 são constituídas a Beiragás e a Tagusgás, com as concessões do interior centro de

Portugal. Um ano mais tarde são constituídas as licenciadas � Duriensegás, Dianagás, Paxgás e

Medigás � às quais foram atribuídas licenças para distribuição das então denominadas redes locais,

12

que recebem gás a partir das Unidades Autónomas de Gás Natural Liquefeito (UAGNL). Com a reforma

do sector gasista de 2006 as concessionárias e licenciadas de distribuição passam a ser operadoras,

com a atividade de comercialização separada da operação da rede a partir de uma determinada

dimensão (100 000 consumidores ligados à rede).

Presentemente existem onze operadores de distribuição, em atividade no SNGN, dos quais seis

desenvolvem a sua atividade em regime de concessão � Lisboagás, Setgás, Lusitâniagás, Portgás,

Tagusgás e Beiragás � e os restantes cinco detêm licenças de distribuição local de GN � Medigás,

Paxgás, Dianagás, Duriensegás e Sonorgás. A Figura 2.4 identifica as áreas geográficas de influência

dos operadores de distribuição no território nacional.

No final do ano 2012 a extensão da Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural (RNDGN)

totalizava 16 290km, sendo que as concessionárias mais antigas, a Setgás, a Lisboagás, a Lusitâniagás

e a Portgás, detêm 84% da rede construída (ERSE, 2014).

Figura 2.4 - Áreas de influência dos operadores de distribuição em Portugal continental (Fonte:

ERSE, 2014)

2.2.1.3. Terminal de GNL de Sines

A decisão de construir o terminal de GNL de Sines foi tomada no final do ano de 1998, por resolução

do Conselho de Ministros, tendo a Transgás Atlântico sido constituída em abril do ano seguinte.

A Transgás Atlântico teve a incumbência de construir um terminal de GNL que desse resposta ao

aumento substancial da procura de GN registada no mercado nacional. A opção pela construção de

um terminal de GNL, face ao reforço de capacidade de aprovisionamento por gasoduto, teve como

motivações a salvaguarda da segurança de abastecimento, a diversificação das fontes de

aprovisionamento e o incremento da capacidade de armazenamento de GN no SNGN.

O terminal de GNL de Sines entrou em exploração no final de 2003, tendo as seguintes

características:

· Interface portuária protegida, apta a receber navios metaneiros de capacidades entre os 40 000 e

os 165 000m3 de GNL;

· Dois tanques full-containment de GNL, com uma capacidade total de 240 000m3 de GNL;

13

· Sistemas de bombagem, regaseificação e emissão para a RNTGN, com uma capacidade nominal

de 600 000m3(n)/h e capacidade em ponta de 900 000m3(n)/h;

· Duas baías de enchimento de camiões-cisterna.

Em 2006 o terminal de GNL passou a integrar a base de ativos do grupo REN, sendo extinta a

Transgás Atlântico por via da reestruturação do sector gasista nacional.

Figura 2.5 � Vista aérea da refinaria de Sines. Ao fundo, os tanques de armazenamento

Em 2008 foi tomada a decisão de reforçar o terminal de GNL de Sines, motivada pela necessidade

de responder ao crescimento da procura de GN, tanto a nível doméstico como numa perspetival ibérica,

motivada pela integração do SNGN num contexto do Mercado Ibérico de Gás Natural (MIBGAS). A

expansão do terminal de GNL de Sines consistiu no fornecimento e construção, em regime de EPC2,

do terceiro tanque de armazenagem de GNL, do reforço da capacidade de emissão de GN para a

RNTGN e da construção de uma nova baía de enchimento de camiões cisterna.

O terminal de GNL de Sines, pela sua aptidão para responder às pontas de consumo, foi a primeira

opção para o reforço da capacidade de entrada de GN no SNGN, desempenhando um papel essencial

na garantia de abastecimento aos centros electroprodutores, em especial aos novos grupos de ciclo

combinado de Lares e Pego, já em exploração, e Sines e Lavos, ainda por construir.

A construção do terceiro tanque de armazenagem permitiu uma maior flexibilidade de utilização do

terminal de GNL de Sines, dotando-o da aptidão para receber mais navios e conjugar as necessidades

de mais agentes de mercado, promovendo um maior nível de concorrência no sector. Presentemente,

o terminal de GNL de Sines dispõe de uma capacidade de armazenamento de 390 000m3 de GNL

(ERSE, 2014).

2.2.1.4. Armazenamento Subterrâneo de Gás Natural

Mundialmente, o armazenamento subterrâneo de GN tem como objetivo principal equilibrar o

consumo e procura de GN de forma a amenizar picos de consumo diários ou mesmo horários

suavizando assim possíveis flutuações no consumo. No entanto este tipo de armazenamento é usado

também para uma variedade significativa de outras funções como por exemplo:

· Manutenção da pressão do fluxo de GN nos gasodutos dentro dos limites permitidos (linepack).

2 A designação EPC (Engineering,!Procurement!and!Construction) corresponde genericamente a um projeto

�chave-na-mão�.

14

· Cumprimento dos contratos efetuados salvaguardando qualquer falha na entrega do GN.

· Nivelação de produção em períodos de flutuação de consumo.

· Ferramenta de especulação de mercado graças a flutuações no preço do GN.

· Segurança relativamente a possíveis catástrofes naturais ou sociais que interrompam o normal

funcionamento do sistema de GN.

O armazenamento subterrâneo de GN teve origem no Canadá em 1915 num reservatório extinto de

GN. Foi pela primeira vez, em 1964, armazenado GN num aquífero, no estado de Kentucky, EUA e só

em 1961 no estado de Michigan, EUA, foram usadas pela primeira vez cavidades salinas para este

propósito (Nunes, 2010). São estes três tipos de reservatórios subterrâneos as mais usadas para

armazenamento de GN subterrâneo em todo o mundo. Cada uma destas cavidades apresenta

características físicas (porosidade, permeabilidade, capacidade de retenção, etc..), económicas (custos

de preparação, manutenção, etc..) e de funcionamento (taxa de injeção e extração, números de ciclos,

etc..) muito próprias, que determinam a sua escolha consoante o objetivo e condições (Confort, 2006).

A informação detalhada deste tipo de cavidades será descrita no subcapítulo 2.4.1. As infraestruturas

de armazenamento incluem uma instalação de superfície que deve assegurar as seguintes

funcionalidades: transporte de gás entre os poços e a estação de processamento, tratamento e

eliminação de água do gás extraído, filtragem de pequenas partículas sólidas, odorização (eventual),

compressão do gás para injeção nas cavidades, contagem e controlo de pressão e temperatura à

cabeça dos poços (REN, 2014).

Caso Português:

Concretizando para o caso Português, antes de 2006, com o objetivo de assegurar a existência de

uma reserva estratégica para o país, as bases da concessão da Transgás S.A. estipularam que as

reservas de segurança de GN deveriam cobrir 20 vezes a média diária do consumo nacional, verificado

no ano anterior, excluindo o consumo inerente à central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro.

Como consequência, é criada a Transgás Armazenagem a qual passaria a deter e operar uma

infraestrutura de armazenamento subterrâneo de GN a construir no Carriço.

Parte dos ativos da concessão da Transgás Armazenagem foram transferidos para o grupo REN,

designadamente a TGC-3 a TGC-5 e a estação de superfície, passando o complexo a ser detido por

dois concessionários, a Transgás Armazenagem e a REN Armazenagem e um único operador, a REN

Armazenagem.

O armazenamento subterrâneo do Carriço é uma infraestrutura composta atualmente por 5 cavidades

de armazenamento de GN em formações salinas naturais. Esta infraestrutura inclui, ainda, uma

instalação de superfície destinada à compressão e injeção de GN do gasoduto de alta pressão para as

cavidades de armazenamento, à extração e ao tratamento do gás retirado das referidas cavidades e à

posterior emissão para a rede de transporte.

15

Figura 2.6 � Vista aérea do complexo de armazenamento do Carriço (Fonte: COBA, 2012)

A Tabela 2.1 e Figura 2.7 caracterizam a infraestrutura de armazenamento de GN do Carriço. Em

anexo pode ver-se o diagrama da disposição das cavidades na Figura 8 e um esquema mais detalhado

do complexo na Figura 9.

Cavidade Subterrânea

Capacidade de armazenamento

[NMm3]

Capacidade total de armazenamento

[GWh]

Capacidade de emissão para a RNTGN [Nm3/h]

Capacidade de injeção para as

cavidades [Nm3/h]

TGC � 1S 52

TGC � 2 132

RENC � 3 84 2 948 300 000 83 350

RENC � 4 105

RENC � 5 70

Tabela 2.1 - Capacidade de armazenamento, emissão e receção das cavidades na RNTGN (Fonte:

ERSE, 2014)

Figura 2.7 � Esquema simplificado � Armazenamento GN Carriço (Adaptada: ERSE, 2014)

A utilização do armazenamento no Carriço não é muito corrente, sendo como já foi referido que o seu

propósito é constituir uma reserva estratégica para o país poder ter margem de manobra no caso de

haver algum corte no fornecimento de GN por qualquer razão. No entanto, estão pensados novos

16

planos para possíveis operações de trading de GN. Por esta razão, novos projetos de cavidades estão

em andamento bem como aumento da capacidade de injeção e extração das cavidades (REN, 2014).

Na Figura 2.8 podem ver-se as quantidades extraídas e injetadas da/para as cavidades nos últimos

nove anos.

Figura 2.8 � Extração e injeção de GN nas cavidades do armazenamento subterrâneo do Carriço

nos últimos 9 anos (Fonte: REN, 2014)

No ano 2009 entrou em exploração a RENC-4, com uma capacidade de armazenamento de 709GWh

e, no início de 2014, ficou pronta para início da operação comercial, a TGC-2 com uma capacidade

estimada de 1 038GWh. As concessionárias REN Armazenagem e a Transgás Armazenagem

perspetivam realizar, até ao final do ano 2022, investimentos relativos ao reforço de capacidade da

estação de superfície e à construção de 4 novas cavidades de armazenamento3 de GN,

designadamente:

· A construção das cavidades RENC-6 e RENC-8, tendo a RENC-6 a entrada prevista para

dezembro de 2014.

· A construção das cavidades TGC-7S e TGC-9S.

3 Os projetos de construção de cavidades de armazenamento subterrâneo de gás natural são codificados por RENC-XX ou TGC-XX, caso o operador detentor do ativo seja a REN Armazenagem ou a Transgás Armazenagem, respetivamente.

17

Figura 2.9 � Cavidades constituintes do complexo do Carriço (Adaptada: GALP, 2014; REN 2014)

No Relatório de Análise dos Investimentos do Setor do GN, de Junho de 2012, publicado pela ERSE,

foram apresentados os montantes orçamentados para as cavidades de armazenamento RENC-6 e

TGC-2, os quais corresponderam, respetivamente, a 40,9 e 42,6M�, incluindo já o cushion! gas4.

Conforme já se referiu, a RENC-6 encontra-se numa fase muito adiantada da sua construção, e a TGC-

2 entrou já em fase de operação comercial no início deste ano (GALP, 2014).

O mesmo relatório apontou um agravamento considerável dos orçamentos dos projetos da RENC-6

e da TGC-2 devido ao aparecimento de uma camada de sedimentos não esperada que complicou os

trabalhos de lixiviação face ao custo real consolidado da RENC-4, de 32,1M�, e cuja entrada em

exploração ocorreu em 2010. Conclui-se, porém, que o agravamento do custo da RENC-6 e TGC-2

face à RENC-4 é compensado pelo aumento da capacidade disponível para fins comerciais.

Relativamente à TGC-2, é apontada uma parcela de aproximadamente 16M� para o cushion!gas,

estando dentro da mesma ordem de grandeza do custo real observado para a RENC-4, no qual a

referida parcela representou 16,9M� (ERSE, 2014). Estes números pretendem dar uma ordem de

grandeza do custo de construção das cavidades de armazenamento em formações salinas naturais,

incluindo o cushion!gas que, nestas infraestruturas, corresponde também a um CAPEX.

2.2.1.5. Capacidade das Infraestruturas do SNGN

A Tabela 2.2 apresenta as capacidades de veiculação de GN, nos pontos relevantes do sistema5, e

a capacidade de armazenamento das infraestruturas do SNGN.

4 Como forma de garantir a estabilidade das cavidades e minimizar os fenómenos de convergência é necessário

manter um volume de gás natural imobilizado, salvaguardando o cumprimento das pressões mínimas para a operação de uma infraestrutura desta natureza. Esta quantidade de gás imobilizada é denominada cushion!gas.

5 Ponto relevante corresponde à definição estabelecida no Regulamento (CE) n.º 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho, relativo às condições de acesso às redes de transporte de gás natural,

18

Pontos relevantes [GWh/dia] [m3(n)/h]

Interligação de Campo-Maior 134 (e6) 70 (s7) 470 000 (e) 245 000 (s)

Interligação de Valença do Minho 40 (e) 25 (s) 140 000 (e) 87 500 (s)

Injeção no armazenamento subterrâneo 24 83 350

Extração do armazenamento subterrâneo 40 300 000

Emissão do terminal de GNL de Sines

para a RNTGN 213 745 000

Armazenamento [GWh]

Terminal de GNL de Sines 2 569

Armazenamento Subterrâneo do Carriço 2 948

Tabela 2.2 � Capacidade disponível para fins comerciais - SNGN (Fonte: REN, 2014)

2.2.2. Mercado e Organização do Sector Gasista

O mercado nacional do GN foi marcado pela reforma do ano 2006 na qual se liberalizou o

aprovisionamento e a comercialização a retalho, até então concentrados na Transgás S.A. e nas

concessionárias e licenciadas para a distribuição de GN.

No modelo anterior a 2006 o aprovisionamento era monopólio da Transgás S.A., bem como a

operação das grandes infraestruturas nacionais afetas ao sistema de GN (rede de transporte, terminal

de GNL e infraestruturas de armazenamento). A Transgás S.A. garantia as suas receitas através do

fornecimento de GN às centrais electroprodutoras, aos grandes consumidores (com consumos anuais

superiores a 2 milhões de metros cúbicos por ano) e às empresas de distribuição (ERSE, 2014).

A partir de 2006 Portugal passa a adotar o modelo de mercado europeu, no qual a operação é

separada da comercialização, ou seja, a operação continua a ser uma atividade monopolista enquanto

a comercialização passa a ser uma atividade exercida em livre concorrência.

Esta reforma obrigou a passar parte considerável dos ativos da Transgás S.A. para o grupo REN,

nomeadamente a RNTGN, o terminal de GNL de Sines e parte considerável do armazenamento

subterrâneo do Carriço. Assim, a operação destas infraestruturas passa a estar sujeita a regulação

sectorial, por parte da ERSE, sendo o seu titular, o grupo REN, uma organização sem interesses na

área da comercialização. Por sua vez as empresas de distribuição foram obrigadas a separar

juridicamente a operação da comercialização, permitindo-se, porém, às distribuidoras com um número

de clientes inferior a 100 000 que mantivessem a agregação jurídica, sem prejuízo de uma separação

funcional. Sublinha-se ainda, ao nível da comercialização, a existência dos comercializadores de último

relativo a pontos da rede de transporte onde importa dar a conhecer a capacidade disponível para fins comerciais, atribuir capacidade aos comercializadores e monitorizar a sua utilização.

6 Entrada no SNGN 7 Saída do SNGN

19

recurso retalhistas (CURR) e grossistas (CURG) que desempenham a sua atividade sujeitos a

regulação de preço, ou seja, o preço de venda de GN aos clientes finais é estabelecido pela ERSE.

Atendendo a que, em termos formais, o mercado é o ponto de encontro entre a oferta e a procura será

feita uma pequena descrição do aprovisionamento e procura do GN em Portugal (ERSE, 2014).

2.2.2.1. Aprovisionamento

Após a liberalização do setor do GN, que aconteceu de forma faseada entre 2006 e 2009, o

aprovisionamento deixou de ser uma atividade monopolista, passando a ser exercida em concorrência

por vários comercializadores, doravante chamados nesta dissertação por agentes de mercado.

A Galpenergia ficou com os contratos de longo prazo celebrados entre a Transgás S.A. e a Sonatrach

e entre a Transgás e a NLNG. Assim, tendo em conta a cota de mercado da Galpenergia no sector

gasista nacional, a maior parte do GN aprovisionado para o SNGN provem da Argélia e Nigéria. Porém,

a diversidade de agentes de mercado presentes no SNGN, em particular os agentes de mercado

espanhóis, torna mais difícil apontar de forma inequívoca a origem do GN consumido em Portugal.

No que respeita ao aprovisionamento de GN o atual paradigma europeu não exclui a contratação de

longo prazo, contudo, aposta claramente no reforço dos mercados à vista com uma dinâmica de

formação de preço para o GN diferenciada da indexação ao petróleo, típica dos contratos de longo

prazo. Neste contexto, procura-se a implementação de mercados grossistas com grande liquidez, nos

quais existam agentes de mercado do lado da oferta, responsáveis pelo aprovisionamento, e outros do

lado da procura, que garantam o fornecimento de gás ao mercado retalhista e, ainda, agentes que

atuem em ambas as partes do mercado. Os mercados grossistas devem ter hubs de contratação à

vista e a prazo, não excluindo o relacionamento comercial estritamente bilateral fora dos mercados

organizados.

No caso português o mercado grossista é praticamente insipiente, estando limitado a algumas

transações bilaterais e às transações entre comercializadores de ultimo recurso (grossistas e

retalhistas) enquadradas na moldura regulamentar em vigor.

Apesar da pouca vitalidade do mercado grossista de GN nacional, existe um forte otimismo que a

integração do mercado nacional no âmbito de um mercado ibérico de GN (MIBGAS) possa criar

condições para se beneficiar de um mercado grossista fortemente participado, à semelhança do que

sucedeu com o sector elétrico.

2.2.2.2. Caracterização da procura

No ano 2013 a procura de GN no SNGN foi de 47,9TWh (Figura 6), tendo-se registado uma quebra

acentuada face ao máximo histórico do ano 2010, que, na altura, ascendeu aos 57,8TWh. Este facto

ficou a dever-se à contribuição de um segmento específico, o fornecimento do mercado elétrico, que,

de 2010 para 2012, sofreu uma forte contração de 25,3TWh para 11,9TWh.

O fornecimento do mercado elétrico, que em 2008 representava 47,3% da procura nacional de GN,

representou, no ano passado, 7,1% do consumo de gás registado no SNGN (Figura 7). Este facto deve-

se à redução da procura de eletricidade em simultâneo com uma maior contribuição das renováveis no

20

mix de produção elétrica especialmente da produção hídrica. Com efeito, a procura de GN do mercado

elétrico tem sido constrangida pelo incremento acentuado da produção eólica e também é fortemente

influenciada pela hidraulicidade. Este facto faz com que a procura de GN para o mercado elétrico sofra

flutuações muito acentuadas e no ano 2013, observou-se o mínimo histórico dos últimos dez anos,

apesar do aumento expressivo registado nos últimos anos da potência instalada dos centros

electroprodutores de ciclo combinado a GN (REN, 2014).

No que respeita ao mercado convencional, ou seja à procura de GN não associada ao mercado

elétrico, a tendência dos últimos sete anos (2007-2013) aponta para um crescimento médio anual de

7,3%. Em 2013, a procura atingiu um novo máximo de 44,47TWh, e a sua desagregação por segmentos

pode ser vista na Figura 6.

2.2.3. Gestão Técnica Global do SNGN

A Gestão Técnica Global do SNGN foi instituída com a publicação do Decreto-Lei n.º140/2006, de 26

de julho, que estabeleceu os regimes jurídicos aplicáveis às atividades de transporte de GN, de

armazenamento subterrâneo de GN, de receção, armazenamento e regaseificação em terminais de

gás natural liquefeito (GNL) e de distribuição de GN, incluindo as bases das concessões e

procedimentos aplicáveis às respetivas atribuições. Este diploma deu corpo à restruturação do sector

gasista, iniciado no mesmo ano com a publicação do Decreto-Lei n.º 30/2006, de 15 de Fevereiro.

O artigo 13.º do Decreto-Lei n.º140/2006 estabelece que a Gestão Técnica Global do SNGN é uma

das competências do operador da rede de transporte, na circunstância a REN Gasodutos, integrada no

grupo REN. O n.º 2 do referido artigo define a Gestão Técnica Global do SNGN como a �coordenação

sistémica das infraestruturas do SNGN, de forma a assegurar o funcionamento integrado e

harmonizado do sistema� e a �continuidade de abastecimento de GN� aos consumidores finais e ao

mercado na sua generalidade.

Em relação às obrigações que emanam da Gestão Técnica Global do SNGN, o operador da rede de

transporte deve, entre outras, �informar sobre a viabilidade de acesso solicitado por terceiros às

infraestruturas� do SNGN e �emitir instruções sobre as operações de transporte incluindo o trânsito no

território continental, de forma a assegurar a entrega de gás em condições adequadas e eficientes nos

pontos de saída da rede de transporte�. Estas duas obrigações constituem o core da Gestão Técnica

Global do SNGN, isto é, o operador da rede de transporte, no exercício desta função, deve atribuir

capacidade e garantir o despacho de GN nas infraestruturas do SNGN, sendo estas atribuições

descritas com maior detalhe no próximo subcapítulo.

2.2.3.1. Atribuição de capacidade e despacho do gás natural no SNGN

O Gestor Técnico Global do SNGN (GTG) é responsável pela atribuição de capacidade nas

infraestruturas, nos termos do Manual de Procedimentos de Atribuição de capacidade nas

infraestruturas (MPAI).

Até outubro de 2013 a atribuição de capacidade nas infraestruturas do SNGN correspondia a um

processo muito simplificado, nos quais os agentes de mercado solicitavam capacidade enviando

21

programações em janelas temporais especificas. Assim, os agentes de mercado enviavam

programações anuais, mensais, semanais e as nomeações para o dia seguinte, cabendo ao GTG

avaliar a viabilidade conjunta das programações/nomeações. Caso as programações, na sua

globalidade, fossem viáveis o GTG considerava a capacidade atribuída aos agentes de mercado, de

outra forma seria desencadeado um mecanismo de resolução de congestionamentos que, em termos

concretos, corresponde a um leilão para atribuição da capacidade.

A partir de outubro de 2013 o procedimento ganha alguma complexidade, sendo atribuídos direitos

de capacidade em janelas de subscrição anual, trimestral, mensal e diária. Apesar de o horizonte de

atribuição de capacidade continuar a ser de um ano, sublinha-se que a principal diferença reside no

facto dos pagamentos da capacidade passarem a ser em função de um direito adquirido, sendo pagos

ex-ante, enquanto no anterior modelo os pagamentos pelo uso da capacidade refletiam o uso efetivo.

Os agentes de mercado passam a deter um direito, com obrigação de pagamento quer usem a

capacidade ou não. Tal modelo permite a existência de um mercado secundário de capacidade, no

qual os agentes de mercado podem ajustar as suas posições transacionando capacidade, excedentária

ou deficitária, entre si. Caso na aquisição de direitos de capacidade, a procura seja maior que a oferta,

é desencadeado um leilão para a atribuição dos referidos direitos. Se a oferta superar a procura os

direitos são atribuídos pelo valor da tarifa de uso da infraestrutura em causa.

O despacho de GN resulta das nomeações, ou seja, das solicitações dos agentes de mercado para

o dia seguinte. O GTG verifica a viabilidade conjunta das nomeações, considerando viáveis as

solicitações que estão dentro dos direitos de capacidade adquiridos. As nomeações que superem os

direitos de capacidade contratados só serão aceites caso a capacidade das infraestruturas o permita,

isto é, caso a capacidade solicitada seja inferior à capacidade disponível para fins comerciais. Caso

essa solicitação adicional seja aceite pelo operador, fica sujeita ao pagamento de uma penalidade por

violação dos direitos de capacidade previamente adquiridos.

Durante o dia-gás8 os agentes de mercado podem renomear, ajustando as suas posições, sendo que

nos dois dias seguintes ao dia-gás são apuradas as repartições e balanços, nos termos do Manual de

Procedimentos da Gestão Técnica Global do SNGN (MPGTG) (ERSE, 2014).

2.2.3.2. Planificação dos investimentos no SNGN

Para garantir a concretização do paradigma europeu, referido no subcapítulo 2.2.2.1, no qual os

mercados determinam os fluxos de GN no espaço comunitário é necessário planificar adequadamente

os investimentos das infraestruturas de GN europeias. Este exercício concretiza-se através da

elaboração, a nível comunitário, do Ten! Year! Investment! Plan que, entre outros aspetos, procura

salvaguardar a segurança do abastecimento europeu e a existência de uma rede de infraestruturas que

coloque o mínimo de constrangimentos ao funcionamento do mercado interno comunitário.

8 Período entre as 0:00 e as 24:00, considerado para efeitos de compensação em termos de balanço, no qual

se avalia o equilíbrio entre a oferta e a procura de gás natural, por agente de mercado, numa determinada infraestrutura. São determinados balanços para a RNTGN, terminal de GNL de Sines e armazenamento subterrâneo de gás natural do Carriço.

22

Esse objetivo europeu também se coloca em cada estado membro, sendo certo que a existência de

congestionamentos (situações em que a procura por capacidade excede a oferta) resultam em

constrangimentos para o funcionamento eficiente dos mercados nacionais e regionais.

O Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de julho, na redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º

231/2012, de 26 de outubro, estabelece os procedimentos e critérios a que deve obedecer a elaboração

do Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede nacional de infraestruturas de Gás Natural

(PDIRGN), bem como a sua aprovação e articulação entre entidades envolvidas, designadamente o

operador da rede de transporte responsável pela sua elaboração, restantes operadores do SNGN,

DGEG e ERSE. A aprovação do plano compete ao ministro responsável pela área da energia, sendo

realizada uma consulta pública em sede de PDIRGN.

2.3. Energias Intermitentes

As ER (principalmente a eólica) têm vindo a crescer, verificando-se um aumento significativo da

capacidade instalada em todo o mundo na última década graças às suas características, como a não

emissão de CO2, os incentivos que os governos têm aportado ao seu crescimento, a necessidade de

diversificação do mix de produção energética, as subidas (e previsões de contínua subida) dos preços

dos combustíveis fósseis (Riaz, 2010), a natureza permanentemente renovável das suas fontes, entre

outros fatores que as tornam atraentes para os investidores. (Figura 2.10)

Figura 2.10 � Potência total eólica instalada a nível mundial até 2013 (Fonte: GWEC, 2014)

No entanto, a maioria deste tipo de produção elétrica depende de fatores que não são totalmente

previsíveis, já que usam como fonte de energia o vento, sol e ondas cujos comportamentos variam de

forma caótica, sendo impossível antecipar-se a potência produzida com a exatidão desejada. No caso

da energia eólica, (Dada a potência instalada relativamente às outras ER intermitentes é a única que

se detalhará), o vento depende de uma série de fatores que tornam o seu comportamento imprevisível.

Numa análise mais concisa, o vento resulta do desigual aquecimento da superfície terrestre pela

radiação solar. Aquecimento esse que depende por sua vez da época do ano, latitude, hora do dia,

natureza da superfície, e presença de nuvens. A sua direção é afetada pela componente horizontal da

aceleração de Coriolis, à qual se associa uma força mássica fictícia de , em que é a

velocidade do vento, a latitude e a velocidade angular da Terra. Esta força, por ser perpendicular

à velocidade do vento, tende a encurvar as suas linhas de corrente resultando num padrão global de

circulação atmosférica na superfície terrestre como pode ver visto na Figura 2.11.

23

Figura 2.11 � Aceleração de Coriolis (Fonte: EIU, 2013)

O relevo não uniforme da superfície (oceanos, continentes, grandes ilhas e a menor escala a

presença de montes e montanhas) leva a que estes padrões sofram alterações. A interação

extremamente complexa e não linear de todos estes efeitos e variações, resulta num comportamento

caótico a que está associado a dificuldade de previsão do estado do tempo em cada local com mais do

que alguns dias de antecedência (Sebentas Renováveis, 2012).

A turbulência atmosférica produz oscilações a uma escala de tempo ainda menor, inferior a alguns

minutos, sendo especialmente importantes por perturbarem o funcionamento da turbina eólica os

turbilhões cujas dimensões características sejam da ordem de grandeza do comprimento das pás do

rotor. É usual adotar-se o vetor velocidade instantânea do vento num dado ponto sendo

, como a sobreposição de um valor médio (definido ao longo de um intervalo de tempo de 10 min

a 1 hora) e de uma flutuação turbulenta . A intensidade da turbulência depende por sua vez da

distância à superfície e da rugosidade do solo (presença de árvores, montanhas, edifícios, etc�).

Figura 2.12 � Espectro de energia das flutuações de velocidade do vento (Adaptada: Sebentas

Renováveis, 2012)

A Figura 2.12 mostra, para um caso típico, o espectro de energia das flutuações de velocidade do

vento na atmosfera. A variável associada às ordenadas é representativa da amplitude das flutuações

de velocidade para cada valor do período (Figura 2.12, entre 1000 horas = 42 dias e 0,001 hora = 3,6s).

Verifica-se que as maiores flutuações se situam na escala macro-meteorológica (com um pico no

período de 4 dias associado à passagem de sistemas meteorológicos) e na escala micro-meteorológica

(associada à turbulência e ocorrência de rajadas). O intervalo entre 0,1 e 5 horas, para o qual são

menores as oscilações, define uma gama conveniente para a definição de valores médios da

24

velocidade do vento. O valor médio da velocidade depende pouco do intervalo de tempo adotado se

este se situar entre cerca de 10 min e uma hora (Sebentas Renováveis, 2012).

Desta característica intermitente das eólicas, da qual resulta que nunca se saiba ao certo a potência

que realmente será produzida num determinado instante e uma vez que a capacidade instalada de

turbinas eólicas já atinge em vários países, números suficientemente elevados para influenciar o mix

de produção elétrica, a sua contínua penetração pode tornar-se um sério problema para os

controladores da rede elétrica de forma a garantir uma gestão ideal que permita ter a rede de transporte

sempre descongestionada, pronta a fornecer a energia que satisfaça a procura a todo o instante, com

qualidade.

Figura 2.13 � Posição de Portugal - top10 Europeu de potência eólica instalada (GWEC, 2014)

Na Figura 2.13 pode ver-se que no caso específico de Portugal, o país está na 7ª posição nos países

com mais potência eólica instalada na Europa. Segundo dados da REN, a capacidade de potência

eólica e solar instalada em Portugal chegou mesmo a atingir mais de 4,6GW e na Figura 2.14 pode ver-

se que a produção de energia eólica e solar representou 25% da produção de energia total para o ano

de 2013.

Figura 2.14 � Discriminação da produção elétrica 2012 e 2013 (Fonte: REN, 2014)

25

2.4. Armazenamento de Energia

Com o avançar do tempo e das tecnologias, surgiu a necessidade de se fazer a correta gestão da

energia elétrica produzida conforme as necessidades. Sendo que a eletricidade produzida tem que

igualar a consumida a todo o instante deve chegar-se a uma forma de garantir que as ER intermitentes,

principais responsáveis nos desajustes que se verificam a todo o instante, entreguem a potência

expectável quer esteja ou não o sol a brilhar, quer haja ou não vento (Steta, 2010). O armazenamento

de energia emerge assim como uma forma viável de preencher esta lacuna. Usada em pequena bem

como em larga escala, é hoje um dos temas mais discutidos no que em matéria de energia diz respeito

dada a sua importância no bom funcionamento dos sistemas elétricos. (Confs., 2010),(Radgen, 2009).

O armazenamento de energia consiste na conversão da energia elétrica para outra forma de energia

(como por exemplo química, térmica, potencial, entre outras), que possa ser armazenada por um

determinado período de tempo e transformada novamente em energia elétrica, quando desejado. A

sua natureza e aplicação dependem da velocidade de resposta necessária, do custo associado,

densidade energética e capacidade de entrega. Pode ser classificado em armazenamento direto ou

indireto. Na Figura 2.15 podem ver-se estas classificações.

Figura 2.15 � Classificação de armazenamento de energia elétrica (Fonte: stoRE, 2013)

De forma a poder contribuir com o impacto desejado na gestão dos sistemas elétricos, o

armazenamento necessita de ser de larga escala. Atualmente, este só é conseguido com base em duas

tecnologias. Os sistemas PHES, atualmente o tipo de sistema de armazenamento de larga escala mais

conhecido e tecnicamente desenvolvido e os sistemas CAES que estão em constante investigação e

desenvolvimento, de forma a poderem obter-se melhores desempenhos. Na Figura 2.16, pode ver-se

uma distribuição dos vários tipos de armazenamento de energia consoante o tempo de descarga e

potência entregue. Pode ver-se claramente, que, como já descrito no Capítulo 1 as únicas formas de

armazenamento que podem chegar a ordens de grandeza das centenas de MWh ou mesmo GWh,

potência necessária para impactar na gestão dos sistemas elétricos, são a CAES e a PHES. No caso

das células de hidrogénio (Hydrogen fuel cells storage system � HFCSS) estas poderão ter potencial

para conseguir níveis desejáveis também, dependendo de uma série de fatores, no entanto ainda se

encontram em fase de projeto e terão que demonstrar esta capacidade no futuro, surgindo por esta

razão a tracejado na figura. Na Figura 2.17 podem ver-se os intervalos do investimento por potência

instalada para os diferentes tipos de armazenamento de larga escala.

26

Figura 2.16 � Comparação dos tempos de descarga e potência de diferentes tipos de

armazenamento energético (Fonte: stoRE, 2013)

Figura 2.17 � Investimento total por potência instalada para os principais tipos de armazenamento

energético em larga escala (Fonte: stoRE, 2013)

De resto, a liberalização do mercado energético, permitiu às companhias elétricas passarem a colocar

a energia vinda da sua própria capacidade de armazenamento, no mercado, o que dá às centrais de

armazenamento, um valor acrescentado aumentando o interesse em investimentos neste tipo de

sistemas e permitindo consequentemente uma maior facilidade na sua instalação (Steta, 2010).

Para o caso específico Português, devido à grande disparidade entre os níveis de produção eólica e

procura elétrica com as alturas de maior vento ocorrendo sobretudo de noite e madrugada, análises

preliminares feitas no �Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico� (PNBEPH),

indicaram que a relação ideal entre a capacidade de bombagem e potência eólica instalada deveria ser

da ordem de 1MW de capacidade de bombagem para 3,5MW de potência eólica instalada (Deane et!

al, 2009) o que para 2013 representaria uma capacidade de bombagem de 1 248GW o que está

obviamente muito longe dos atuais 2,51GW instalados em bombagem (AR, 2013).

Dado o âmbito desta dissertação, será agora descrito ao pormenor a CAES e variantes e finalmente

faz-se uma abordagem resumida das PHES.

27

2.4.1. Centrais de ar comprimido (CAES e variantes)

A CAES é uma central de armazenamento de energia, cujo princípio é idêntico ao das PHES. Pode

ser visto como um sistema de gestão de potência elétrica. Nos momentos de excesso de geração,

ocorrentes normalmente em períodos noturnos de vento forte e baixa procura, comprime-se ar

atmosférico para um reservatório, a preços baixos (ou mesmo nulos) de eletricidade, funcionando como

um grande consumidor contribuindo deste modo para equilibrar o gap verificado entre a oferta e a

procura. Posteriormente, em momentos nos quais o consumo elétrico excede a geração e se requer

uma maior produção elétrica, a CAES entra em funcionamento para fazer a expansão do ar comprimido

no reservatório, acionando um gerador a jusante, aumentando assim a produção elétrica necessária

ao seu reajuste relativamente ao consumo, entregando-a à rede a preços mais elevados, gerando com

estas diferenças, as margens de contribuição com as quais abate o investimento. A Figura 2.18 ilustra

em a) o esquema da constituição de uma CAES bem como o seu princípio de funcionamento e em b)

o processo desta gestão de potência.

Assim, as principais características e possibilidades que fazem deste tipo de central um sistema

capaz da simbiose entre as ER intermitentes e a rede elétrica são as seguintes:

· Armazenamento de energia elétrica em larga escala de forma eficiente possibilitando uma melhor

gestão da rede elétrica reduzindo as flutuações entre a potência elétrica produzida e consumida,

possibilitando maiores níveis de penetração das ER intermitentes.

· Capacidade de regulação da frequência e compensação de potência reativa na rede.

· Capacidade de arranque rápido (5-15 min).

· Capacidade de Black-Start9!(Banach & Klafki, 2012).

Figura 2.18 � a) Esquema de uma CAES; b) Gestão de potência feita pela CAES (Fonte: stoRE,

2013; Confs., 2010).

No entanto, ao contrário das PHES, o processo de expansão, requer a queima de um combustível

(GN) que permita aumentar a temperatura do ar à entrada da turbina uma vez que o ar comprimido que

está no reservatório se encontra a uma temperatura inferior à requerida para a expansão. Assim

compromete-se o rendimento e claro está, tem-se um armazenamento que não é livre de emissões.

9 Black-Start é a capacidade que uma central tem de poder iniciar a sua atividade no caso de se dar um black-

out.

28

Para aumentar a eficiência e anular as emissões da CAES, vem sendo estudada e desenvolvida uma

variante que consiste no armazenamento da energia térmica gerado aquando da compressão, voltando

a fornece-la ao ar antes da entrada na turbina. Assim tornar-se-á a central 100% livre de emissões e

aumentar-se-á o rendimento em cerca de 20% (RWE Power, 2010). A esta versão da CAES deu-se o

nome de A-CAES (Adiabatic-CAES). Existe ainda apenas em fase de projeto, sendo o mais

desenvolvido, o projeto ADELE que terá estreia prevista para 2020 (RWE, 2013). No entanto esta

variante traz alguns detalhes de execução que estão ainda por ser resolvidos, particularmente no que

toca ao termoacumulador (doravante abreviado como TA) que representa um desafio relativamente ao

modo de transferência e armazenamento do calor.

Existem ainda mais variantes da CAES, mas além de estarem em fase de projeto saem fora do âmbito

desta dissertação (stoRE, 2013),(Chen, 2013),(Kim et al, 2011.b),(Succar & Williams, 2008);(PNNL,

2013),(RWE, 2013).

Elementos constituintes

Este tipo de sistema é composto por um módulo de compressão, um TA ou permutadores de calor

consoante o sistema seja adiabático ou não respetivamente, um reservatório subterrâneo onde o ar é

armazenado, um módulo de expansão, um motor e um gerador sendo geralmente os dois últimos um

só componente.

Reservatório

As CAES e A-CAES usam como reservatório de ar comprimido uma (ou mais) cavidade subterrânea

que pode ter diferentes origens como foi referido no subcapítulo 2.2.1.4.

No caso da CAES e A-CAES (tal como no armazenamento subterrâneo de GN), os reservatórios

ideais são as Cavidades Salinas em diápiros. A escolha deste tipo de cavidades em detrimento de

qualquer outro advém da necessidade de permanência do cushion!gas na cavidade. Jogando a CAES

com a injeção e extração de ar, é fundamental ter a máxima percentagem de gás de serviço10 possível.

Estas cavidades, por serem as que menor percentagens de cushion!gas necessitam (10-50%), têm

uma alta taxa de entrega. No entanto, são as de mais cara exploração e desenvolvimento podendo ser

duas a três vezes mais caras que as concorrentes (Confort, 2006). A possibilidade de deterioração das

paredes salinas por infiltração de água, aumenta ainda mais o seu investimento por necessidade de

prevenção contra este fenómeno (ATG, 1990),(Confort, 2006).

Ainda assim, pesando os prós e contras relativamente aos reservatórios concorrentes, as cavidades

salinas são as preferíveis e são a forma de armazenamento usada nas duas únicas CAES em

funcionamento no mundo. Na Tabela 2.3 pode ver-se o gás de serviço de cada tipo de cavidade.

10 Gás de serviço é aquele que pode ser injetado e extraído. É o gás total da cavidade menos o cushion!gas.

29

Reservatórios Extintos Aquíferos Cavidades Salinas

Gás de serviço

(capacidade de entrega)

17% a 75% da

capacidade total

20% a 57% da

capacidade total

50% a 89% da

capacidade total

Tabela 2.3 � Capacidade de entrega Vs. Tipo de reservatório (Confort, 2006)

As cavidades salinas, desenvolvidas em formações salinas naturais subterrâneas (diápiros) podem

chegar a 1,6km de diâmetro e 9km de altura, começando a 500m de profundidade. Estas formações

resultam da evaporação da água do mar, a partir da qual mais de 30 espécies de minerais são formadas

no subsolo correspondentes a diferentes formações por associações químicas de elementos como o

Ca, Na, Mg, B, K, , e Cl, originando grandes bacias sedimentares (diápiros e camadas salinas)

constituídos maioritariamente por sal-gema. A particularidade que torna as cavidades salinas

adequadas à armazenagem de gases (GN, Gases de Petróleo Liquefeito e ar) é o facto de:

· O sal-gema (NaCl) ser facilmente solúvel em água permitindo o seu processo de lixiviação;

· O sal apresentar baixa porosidade útil (inferior a 1%), sendo a permeabilidade praticamente não

mensurável (inferior a 10-3miliDarcy), estando desta forma garantida a estanquicidade.

Apesar das vantagens referidas, as formações de sal-gema contêm rochas �insolúveis� (ou de difícil

solubilidade) como argilas, margas e anidrita, essencialmente. Estas estão repartidas nos diápiros sob

forma de bancos ou disseminadas uniformemente afetando a capacidade do reservatório.

Assim, para se construir uma cavidade salina, as suas estruturas são avaliadas por meio de

pesquisas sísmicas, gravimétricas e eletromagnéticas que assentam nas diferenças que existem de

condutividade, velocidade de propagação de ondas e densidade do sal e rochas circundantes de forma

a assegurar condições de segurança e estabilidade e verificar a percentagem de detritos não solúveis.

No caso das condições requeridas serem satisfeitas, passa-se ao processo de lixiviação (dissolução

do sal-gema em água doce ou pouco salgada).

Começa por se fazer um poço até se atingir a profundidade à qual se pretende ter a cavidade. Esse

poço é constituído por três tubagens concêntricas. Pela externa, entra o GN. Posteriormente, se a

lixiviação for direta, pela intermédia é injetada a água doce ou de baixa concentração salina e pela

interior é feita a extração da salmoura. No caso de ser lixiviação indireta, o processo ocorre

inversamente. A lixiviação indireta fornece caudais de extração de salmoura ligeiramente acima da

lixiviação direta (um caudal de extração entre 290 a 310kg/m3 Vs. 230 a 285kg/m3) (ATG, 1990).

A água doce tem por objetivo dissolver a sal-gema transformando-a em salmoura que é

posteriormente extraída. Assim sucessivamente até se obter o volume pretendido sendo necessários

em média 7 a 9m3 de água doce para dissolver 1m3 de sal-gema. Quanto à salmoura extraída, esta

pode ser descarregada no mar quando permitido, utilizada por indústrias químicas ou disposta em

minas de sal abandonadas. (A Figura 10 e Figura 11 mostram as fases do processo de lixiviação)

Obtém-se uma cavidade que pode assumir dimensões de mais de 500 000m3, 400m de profundidade

e 80m de largura.

As cavidades são exploradas em ciclos de compressão-expansão entre uma pressão máxima e

mínima definidas pelos critérios de estabilidade e estanquidade. O princípio de exploração de uma

30

cavidade é em tudo análogo ao de uma garrafa de gás comprimido. Esta aparente simplicidade causa

problemas de estabilidade mecânica relacionados com a perda de equilíbrio natural �geostático�.

A partir de algumas centenas de metros de profundidade os constrangimentos naturais num maciço

de sal são sensivelmente hidrostáticos, com constrangimentos horizontais e verticais iguais

(Rajapakse, 2008). Chama-se pressão �geostática� à pressão resultante do peso próprio dos terrenos

e é dada pela expressão:

[1]

Na qual � é a massa volúmica dos terrenos (kg/m3), é a aceleração da gravidade (m/s2) e é a

profundidade (m). A massa volúmica dos terrenos típicos é da ordem dos 2300kg/m3 o que significa

que a pressão �geostática� aumenta cerca de 0,23bar por cada metro de profundidade. Para uma

profundidade de 1000m a pressão �geostática� é da ordem de 230bar. Claro está que estes valores são

generalizados, dependendo do tipo de terreno (Vallejo, 2004).

A realização de uma cavidade rompe com o equilíbrio natural geostático dos terrenos. Este

desequilíbrio promove certas manifestações como a perda de volume na cavidade por convergência

do sal, cedência de terreno ou em situações limite, ruturas localizadas.

O sal é um material suscetível de sofrer grandes deformações sem quebrar. O seu domínio de

elasticidade é bastante reduzido, sendo as deformações registadas de carácter permanente. A rutura

pode suceder no caso da pressão mínima da cavidade ser muito baixa ou de ocorrer uma

despressurização muito rápida da cavidade, por esta razão não se recomendam variações de pressão

acima dos 15bar/h (Crotogino, 2001).

A variação de volume das cavidades das formações salinas naturais não é observável num curto

espaço de tempo. A intensidade da perda de volume é função da diferença de pressão geostática e

interna (fase gasosa na cavidade). Esta diferença é função da profundidade, razão pela qual não é

conveniente implantar as cavidades a grandes profundidades (ATG, 1990).

Como forma de garantir a estabilidade das cavidades e minimizar os fenómenos de convergência é

necessário manter um volume de GN imobilizado. O cushion!gas a que já se fez referência e que

corresponde a um investimento praticamente da mesma ordem de grandeza que a construção da

cavidade propriamente dita e equipamento associado a cada poço.

Módulo de Compressão

A secção de compressão pode ter várias configurações, consoante os fatores de funcionamento da

CAES: pressão, temperatura, caudal, potência requerida, humidade, tempos de resposta exigidos,

etc� Em função destas variáveis, é projetada a configuração ideal, tentando minimizar os custos e

aumentar a eficiência. Para a CAES, segundo o Dr. Chris Bullough, os compressores mais adequados

são os compressores dinâmicos, tanto os axiais como os centrífugos já que permitem caudais mássicos

elevados podendo mesmo ser usados ambos os tipos de compressor (Riaz, 2010),(A-CAES Pres.,

2009).

31

Módulo de expansão

A expansão é feita aproveitando o ar já comprimido para mover a turbina que aciona o gerador, para

a produção de eletricidade. A secção de expansão pode ter diferentes configurações. Neste caso, no

entanto, as possibilidades variam praticamente apenas no número de estágios, e na relação de

pressão, já que atualmente para as CAES são projetadas e estudadas apenas sistemas de turbinas de

gás, praticamente (RWE, 2013),(Riaz, 2010). No entanto, por exemplo, uma adaptação teve de ser feita

por problemas técnicos na central de Huntorf � apresentada mais adiante � onde para a turbina de alta

pressão teve de ser usada uma turbina de vapor por não se conseguirem operar turbinas de gás para

aquelas pressões na altura do projeto (1978) (Succar & Williams, 2008).

Motor/Gerador

Para acionar o compressor usa-se um motor elétrico (fundamental, dado que se quer consumir

energia elétrica) acoplado ao mesmo, que recebe energia diretamente da rede. Já no caso da

expansão, a turbina está acoplada a um gerador, responsável pela produção elétrica, eletricidade que

é posteriormente administrada à rede. Ambos componentes podem ser máquinas separadas, ou uma

máquina só (unidade motor/gerador) como é o caso da central de Huntorf (Figura 2.20) e McIntosh

(Figura 2.22) e do que será o projeto ADELE, abordado mais adiante.

Termoacumulador (TA)

Este elemento é usado apenas na A-CAES. Como se referiu é responsável pelo aproveitamento do

calor da compressão do ar para o reservatório, armazenando-o e voltando a libertá-lo, fornecendo-o ao

ar comprimido quando este é extraído do reservatório para a expansão, descartando a necessidade de

queima de GN para pré-aquecimento do ar à entrada da turbina. (O TA será aprofundado em detalhe

mais à frente, aquando da apresentação do projeto ADELE, ainda neste subcapítulo).

Permutador de calor

São usados na compressão para arrefecer o ar entre estágios, antes da entrada do ar na cavidade

caso a temperatura seja superior à máxima na cavidade e na expansão para aquecer o fluido de

trabalho até à temperatura necessária à entrada da turbina, para que se cumpra com a temperatura

mínima de saída da turbina de 0ºC, temperatura de congelamento, de forma a evitar danos na

turbomáquina.

Centrais existentes e em fase de projeto

Embora ainda tenha que se esperar aproximadamente 6 a 7 anos até se poderem ver finalmente em

funcionamento novas variantes da CAES, foram construídas até à data e seguem em funcionamento

nos dias que correm, duas CAES em todo o mundo. São elas a central de Huntorf, e a de McIntosh. O

projeto variante mais desenvolvido até á data é uma versão adiabática cuja construção já arrancou e

32

data de inauguração está prevista para o ano de 2020. O já anteriormente referido, projeto ADELE.

Estas 3 centrais serão agora abordadas em maior detalhe.

Central de Huntorf

Situada no norte da Alemanha perto da cidade de Bremen, desenhada e construída pela ABB, com

capacidade de 290MW e um rendimento de 42% entrou em operação em 1978. É a primeira CAES do

mundo. Foi construída com o objetivo de ajudar no arranque das centrais nucleares perto do mar do

norte graças à sua capacidade de black!start!e!colmatar períodos de picos de consumo. Até à data são

referenciadas percentagens de fiabilidade e disponibilidade de 99% e 90% respetivamente. Atualmente

é usada apenas na gestão da energia produzida pelas turbinas eólicas do norte da Alemanha

(Crotogino, 2001),(Succar & Williams, 2008),(Steta, 2010),(Riaz, 2010). Na Figura 2.19 pode ver-se

uma fotografia da central e respetiva maquinaria e um esquema das suas cavidades.

Figura 2.19 � a) CAES Huntorf; b) Esquema cavidades c) Módulo de compressão e expansão

(Adaptada: Crotogino, 2001; Crotogino et al, 2004; Succar & Williams, 2008)

É composta por duas cavidades salinas (de forma a poder encerrar-se uma para manutenção,

mantendo a outra em operação), com um volume de aproximadamente 155 000m3 cada. O ar é

armazenado a pressões entre os 44 e 70bar. Com uma potência de compressão de 60MW e um caudal

mássico de 108kg/s, a central pode estar a comprimir durante aproximadamente doze horas sem

paragens. Relativamente à expansão, com um módulo de expansão de dois estágios capaz de entregar

290MW, um caudal de 425kg/s e variação de pressão máxima das cavidades de 15bar/h, a central

podia expandir um máximo de duas horas sem paragens, até 2007 quando se fez um up-grade da

central para uma potência de 321MW e três horas de expansão (stoRE, 2013),(Radgen, 2009),(Modern

P.S., 2012). A Figura 2.20 mostra o diagrama da central e a variação da pressão, temperatura e caudal,

num ciclo de expansão desde a pressão máxima à mínima da cavidade. A temperatura na cavidade

diminui com a expansão, mas volta a aumentar já que passa a ser inferior à temperatura da parede da

cavidade que transfere calor ao ar (Crotogino, 2001).

33

Figura 2.20 � a) Diagrama da central de Huntorf b) Evolução da pressão, temperatura e caudal

mássico do ar num ciclo de expansão (Fonte: Riaz, 2010; Crotogino, 2001)

Central de McIntosh:

A central de McIntosh, Alabama, é a segunda maior central de ar comprimido do mundo, inaugurada

em 1991. Tem uma capacidade de 110MW e uma só cavidade, com um volume de aproximadamente

560 000m3. Na Figura 2.21 a) pode ver-se uma fotografia da central e em b) e c) os módulos de

compressão e expansão respetivamente.

Figura 2.21 � a) Central de McIntosh; b) módulo de compressão; c) Módulo de expansão (Fonte:

Succar & Williams, 2008)

Com um rendimento a rondar os 54% (Modern P.S., 2012), e pressões de operação entre os 45 e

74bar (Steta, 2010) a central permite 26 horas de geração elétrica (potência nominal) sem paragens.

As suas temperaturas de operação são similares às da central de Huntorf, sendo a diferença principal

o uso de recuperadores de calor aquando da expansão, que permitem pré-aquecer o ar antes da

combustão com o calor desperdiçado das combustões prévias, reduzindo o consumo de combustível

em cerca de 22%, para operação em carga máxima (Succar & Williams, 2008). Na Tabela 5 em anexo,

pode ver-se a comparação entre os valores fundamentais de operação das duas centrais, Huntorf e

McIntosh.

34

Figura 2.22 � Diagrama da CAES de McIntosh, Alabama (Fonte: Serata & Mehta, 1993)

ADELE:

Em 2007 foi analisada a viabilidade entre a General Electrics (GE) e a RWE do projeto ADELE11, uma

A-CAES. Na Figura 2.23 podem ver-se diversas imagens do que serão os componentes e o desenho

desta nova central de armazenamento.

Figura 2.23 � a) Esboço ADELE; b) e c) possíveis desenhos do TA, d) bases dos TA já construídas,

e) e f) esferas cerâmicas para armazenamento de calor. (Fonte: RWE 2013; RWE Power, 2010)

Os resultados da análise apontaram para uma eficiência a rondar os 70% (Banach & Klafki, 2012). O

objetivo é obter uma capacidade de 360MW (Modern P.S., 2012), o equivalente em termos de produção

elétrica a 30 turbinas eólicas modernas. Com início dos testes experimentais para 2016 e início de

atividades para 2020 (RWE, 2013), ainda muito está por apurar acerca de vários componentes. Todas

as partes envolvidas, juntamente com o ministério da economia e tecnologia alemão, financiaram no

total, 12M� para a primeira fase de desenvolvimento do projeto (Modern P.S., 2012) tendo mesmo o

governo federal alemão classificado a A-CAES como uma área prioritária para desenvolvimento

(Banach & Klafki, 2012).

Os desafios a nível técnico têm sido vários. Relativamente às turbomáquinas (modulo de compressão

e expansão) estas têm que ser desenhadas com o cuidado necessário dadas as temperaturas da ordem

11 ADELE: �Adiabatic Compressed Air Energy Storage for Electricity Supply�.

35

dos 600ºC que poderão atingir, obrigando a engrenagens especiais conectadas a embraiagens

especiais, que sofrerão tremendas cargas axiais devido à expansão térmica imposta por este rango de

temperaturas.

Para a cavidade subterrânea, a empresa Partner Erdgasspeicher Kalle GmbH está encarregue do

desenvolvimento da mesma, sendo que até à data têm desenvolvido cavidades para armazenamento

de GN, e esta cavidade significa um novo desafio tendo em conta que para este caso o ar é injetado e

extraído numa base diária, com maiores caudais e pressões que flutuam de acordo com estas

injeções/extrações também numa base diária pelo que as tubagens deverão ter de ser maiores e mais

resistentes. Tem que se certificar que com este tipo de utilização se garante estabilidade e integridade

a longo prazo. A humidade representa também um fator importante relativamente aos níveis de

corrosão do equipamento subterrâneo, como o last!casing!shoe cimentado12.

O TA está ainda em desenvolvimento, havendo vários desenhos estudados e avançados como

possíveis, como mostra a Figura 2.23 b); c). Ainda assim pelo que a informação disponível

relativamente ao projeto ADELE permite apurar, as ideias até à data ditam que pode ser um ou mais

reservatórios pressurizados, que consigam manter temperaturas que poderão chegar aos 600ºC e

pressões na ordem dos 65bar. O calor fluirá através do TA, e será armazenado ou numa camada de

blocos de um material de tipo cerâmico ou similar (adiantando-se mesmo a hipótese de um tipo de

esferas cerâmicas como se pode ver na Figura 2.23 e) e f)) ou através de um sistema com óleo e ar,

sendo avançado que este último será o menos custoso e como tendo maior nível de maturidade

tecnológica (Freund et!al,!2012).

2.4.2. Centrais hidroelétricas de bombagem (PHES)

O uso do armazenamento de eletricidade sob a forma de energia potencial foi a primeira � e é por

isso evidentemente a mais antiga � tecnologia de armazenamento em larga escala. A primeira central

de armazenamento hidroelétrica foi construída no ano de 1892 em Zürick, Suíça (Steta, 2010). Desde

aí têm sido construídas uma série de centrais deste tipo e a sua tecnologia tem evoluído até aos dias

de hoje. Atualmente, estes são os sistemas de armazenamento de energia mais comuns e

comercializados no mundo (Muche, 2009). Na Figura 2.24 pode ver-se o desenvolvimento cronológico

das PHES na Europa desde 1940 até aos dias de hoje, com previsão até 2018.

Pode ver-se claramente um pico de construção dos anos 60 até final dos anos 80, devido em grande

parte à crise energética dos anos 70 que resultou na procura desmesurada pela segurança energética.

Dos anos 90 até hoje, apenas algumas centrais têm vindo a ser construídas uma vez que os melhores

locais estão já aproveitados, e que as condições necessárias à construção se tornaram mais restritas

graças tanto à necessidade de se conseguirem locais onde se possam ter dois enormes reservatórios

a uma grande diferença de altura e como ao seu impacto a nível ambiental e social (Kim et al, 2011.b).

12 A tubagem que vai da superfície até à cavidade é constituída por vários casings (várias tubagens), sendo a

last!casing!shoe cimentada a última tubagem, a mais profunda.

36

Figura 2.24 - Desenvolvimento cronológico das PHES na Europa desde 1940 (Fonte: StoRE, 2013)

Estes sistemas usam a energia elétrica produzida excedente que se verifica em períodos de maior

oferta relativamente à procura, para bombearem água a um custo reduzido ou mesmo nulo por vezes,

de um reservatório inferior para outro localizado a uma altura de queda bruta H mais acima deste

(reservatório superior), onde é armazenada, até ser necessária a produção de eletricidade. Quando é

necessária energia elétrica, a água é então descarregada para o reservatório inferior acionando uma

turbina que converte a energia potencial em mecânica que por sua vez, acoplada a um gerador, vê

convertida a energia mecânica produzida, em energia elétrica, sendo a potência elétrica descrita pela

equação:

[2]

Para a qual é a densidade da água, o caudal volumétrico, a altura de queda de água disponível,

a aceleração da gravidade e o rendimento da central (Sebenta Renováveis, 2012) (Os rendimentos

totais usuais de uma PHE rondam os 70% (Deane et!al, 2009)) Na Figura 2.25 pode ver-se o modo de

funcionamento de uma PHES bem como uma vista aérea da PHES de Ludington, Michigan.

Figura 2.25 � a) Princípio de funcionamento das PHES; b) PHES de Ludington, Michigan.

Podem ser classificadas relativamente ao tipo de instalação, podendo a turbina e a bomba serem

unidades separadas, ou a mesma unidade (o que aporta menores custos de construção associados

(30%) mas uma menor eficiência � aproximadamente menos 2% (stoRE, 2013)).

Podem também ser classificadas em função do tipo de reservatórios. Podem ser de ciclo fechado,

cujos reservatórios (inferior e superior) são ou artificiais ou lagos fechados, não estando conectados a

rios ou mar. Ciclo semi-aberto, em que um dos reservatórios é fechado e outro forma parte de um

37

sistema aberto como por exemplo um rio. E finalmente, ciclo aberto (ou pump-back PHES), nas quais

ambos os reservatórios são sistemas abertos.

Um fator muito importante e do qual depende o funcionamento e rentabilidade das PHES é a

hidraulicidade, sendo que para anos de maior hidraulicidade (anos húmidos) se obtêm obviamente

maiores níveis de armazenamento com os quais existe maior potencial de produção elétrica (Connolly

et! al, 2011). Atualmente existem mais de 130GW em sistemas PHES (com potência>100MW)

instalados em todo o mundo, representando cerca de 3% da capacidade global de geração (IEA, 2013).

Além disso, há projetos atualmente em fase de construção e planeamento, que juntos chegarão a

8,2GW, sendo a maioria provenientes da Suíça (2,9GW), Portugal (aproximadamente 2GW) e Áustria

(1,4GW) (Deane et!al, 2009),(AR, 2013)

Hoje em dia, a capacidade instalada total em Portugal é aproximadamente 2,51GW e a produção

elétrica proveniente de bombagem representou cerca de 2,4% da produção nacional total para 2013

como se pode ver na Figura 5.

38

3. Modelos de avaliação do armazenamento energético

subterrâneo.

Neste capítulo descrevem-se os modelos usados na avaliação da viabilidade de quatro projetos

distintos, cada um com o seu sistema (CAES, A-CAES, CNGES e A-CNGES):

· Construção de uma CAES.

· Construção de uma A-CAES.

· Adaptação do complexo de armazenamento de GN do Carriço para uso como CNGES.

· Adaptação do complexo de armazenamento de GN do Carriço para uso como A-CNGES.

A análise de cada sistema foi feita através de um conjunto de quatro modelos que complementando-

se, conseguissem simular de uma forma realista os seus comportamentos e avaliar a viabilidade em

função dos resultados obtidos. Assim, para cada um dos quatro sistemas foram criados:

· Dois modelos termodinâmicos, um para a simulação do enchimento desde a pressão mínima à

pressão máxima da cavidade e outro para a simulação do esvaziamento desde a pressão máxima

à pressão mínima da cavidade, ambos de forma ininterrupta, (ciclo de expansão e compressão

ininterrupto, respetivamente) nos quais se avaliaram diferentes desenhos dos módulos de

compressão e expansão com o objetivo de conhecer tempos, valores máximos e mínimos de

caudais, temperaturas, etc�.

· Um modelo global de simulação da operação da central que incluiu todo o processo termodinâmico

bem como um modelo de pricing de forma a determinar os preços target. Ou seja, os preços da

eletricidade ótimos para a operação da central, permitindo saber os instantes adequados (horas

target) para se proceder à expansão ou compressão de modo a maximizar os ganhos de cada

projeto (dado o tempo de análise de um ano, o instante foi definido como uma hora).

· Um modelo financeiro com as devidas métricas de avaliação económica com o objetivo de avaliar

a viabilidade financeira de cada projeto e compará-los entre si.

Ambos os modelos termodinâmicos bem como o modelo global foram desenvolvidos sob a forma de

algoritmos através do programa MATLAB para cada sistema. Os dois modelos termodinâmicos serão

referidos como algoritmos secundários e o modelo global como algoritmo global. Já o modelo financeiro

foi criado no programa Excel e usado para avaliar os 4 projetos.

De forma a simular os mesmos na realidade energética portuguesa para aferir a viabilidade técnica

e económica de cada um dos quatro projetos, foram usados os preços praticados no mercado diário

elétrico (quadro vermelho da Figura 14) nos últimos 5 anos, de 2009 a 2013. (Consideraram-se os

preços deste mercado visto ser, como referido no Subcapítulo 2.1.2. o que maior volume negoceia, e

por esta razão o mercado alvo de centrais deste tipo).

Os algoritmos do modelo global são idênticos para os 4 casos. Recebem como inputs todas as

variáveis que interessavam estudar: as características físicas do fluido de trabalho, o número de

estágios de compressão e expansão, a potência total dos módulos de compressão e expansão, o ano

em análise, o preço do GN (sistemas não adiabáticos), o volume e número de cavidades subterrâneas

39

e as pressões máxima e mínima de operação e oferecem como outputs para cada ano, os resultados

desejados para se proceder à análise: o número de horas de compressão e expansão efetuadas, o

número de horas target nas quais não foi viável proceder à compressão ou expansão por violação da

pressão máxima ou mínima de segurança respetivamente, o número de horas em que se mantém

inativa a central (horas de vazio), as margens de contribuição financeiras e gráficos da variação da

pressão na cavidade ao longo do ano bem como dos preços target para expansão e compressão por

estação do ano, com o respetivo gráfico.

Para cada um dos quatro sistemas, será descrito neste capítulo o modelo termodinâmico e de pricing

adotado, bem como valores, simplificações ou considerações tomadas. No entanto algumas destas

considerações e valores são iguais para os quatro sistemas, pelo que são apresentados de seguida:

· Temperatura ambiente e pressão atmosférica: =293K e =1bar respetivamente.

· Temperatura e pressão no gasoduto de alta pressão correspondente às instalações do Carriço:

=283K e =65bar respetivamente.

· Cavidade: Para a temperatura bem como pressões mínima e máxima de operação, consideraram-

se os valores médios usados nas cavidades no Carriço, que além de serem as cavernas tipo para

as quais se quis analisar a viabilidade dos projetos, já deram mostras de fiabilidade e durabilidade:

=70bar, =180bar e =323K. Todos os estudos levados a cabo, à exceção do estudo da

variação volúmica da cavidade, tomaram como volume da mesma, o valor típico das existentes

tanto a nível nacional como internacional: =500 000m3 (Crotogino & Huebner, 2008),(GALP, 2014)

· Ar: Considerou-se =287J/(kg.K) (Moran & Shapiro, 2000) e para o valor de e

consideraram-se tal como em (Hartmann et!al, 2011) valores médios constantes, segundo o rango

de temperaturas e pressões entre a entrada e a saída das turbomáquinas. Estes valores foram

obtidos pelo programa RefProp: =1050J/(kg.K) e =1,43.

· GN: Para o GN, considerou-se =442,7J/Kg.K (Transgás Armazenagem, 1998) e relativamente

ao , e foram também considerados valores médios constantes segundo compressão

ou expansão e rango de temperaturas e pressões entre a entrada e a saída das turbomáquinas

tendo estas propriedades sido retiradas de tabelas do GN com a composição química exata do GN

do Carriço, que será abordada em maior detalhe: =2650J/(kg.K), =0,89 e =1,48

(Transgás Armazenagem, 1998). O preço do GN considerado estipulou-se em 20�/MWh, preço

comum para grandes consumidores (GALP, 2014). No entanto, neste tipo de projeto estes preços

são geralmente negociados.

· O rendimento geométrico dos compressores foi considerado 88% e das turbinas 92,5% (Hartmann

et!al, 2011).

· Os custos de operação do módulo de compressão e expansão adotados foram respetivamente

2,3�/MWh e 2,7�/MWh para todos os casos (Lund et!al, 2008).

· Todas as perdas de cargas nas tubagens, válvulas, cavidade, etc� foram desprezadas.

· Todas as perdas de calor nas tubagens, válvulas, cavidade, etc� foram desprezadas.

· Todos os processos de expansão e compressão consideraram-se politrópicos.

40

· O volume de controlo para o modelo termodinâmico não engloba o aporte de calor ao ar que entra

na turbina vindo da cavidade. Ou seja, não entram no volume de controlo os permutadores de calor,

os queimadores (CAES e CNGES) nem o TA (A-CAES e A-CNGES).

Finalmente, será descrito também o modelo de avaliação financeira dos projetos.

3.1. CAES.

3.1.1. Modelo termodinâmico

A configuração genérica de uma CAES agrega quatro componentes principais: Módulo de

compressão, Módulo de Expansão, Motor/Gerador e Reservatório. Ligados a estes componentes estão

permutadores de calor e queimadores. Existem também uma série de outros equipamentos auxiliares

(i.e. equipamentos de controlo de temperatura, de acionamento, válvulas, tubagens, etc�), que não

entram no âmbito desta dissertação. A configuração geral do modelo pode ser vista na Figura 3.1.

Figura 3.1 � Modelo termodinâmico da CAES (Adaptada: Hartmann et!al, 2011)

Módulo de Compressão:

O módulo de compressão pode ter vários desenhos, consoante as condições de projeto. Pode variar

o número de estágios ter ou não inter-refrigeração, etc� Os compressores foram considerados

turbomáquinas radiais por serem os mais indicados a um sistema deste tipo (Riaz, 2010),(Bannach &

Klafki, 2012). Estudaram-se três tipos de configuração através dos dois algoritmos secundários: Um,

dois e três estágios de compressão, incorporando inter-refrigeração nos dois últimos. Na Figura 3.2

podem ver-se dois esquemas de módulos de compressão com um e três estágios.

Figura 3.2 � CAES a) Módulo compressor com um estágio b) Módulo compressor com 3 estágios e

inter-refrigeração (Adaptada: Hartmann et!al, 2011)

41

Para o processo de compressão, interessava saber o caudal que circulava pelo compressor em

função da pressão na caverna, de modo a controlar o acréscimo de pressão e massa na cavidade para

cada instante uma vez que há limites máximos e mínimos de funcionamento a cumprir, bem como a

potência elétrica consumida pelo compressor a fim de se calcularem os custos associados a cada hora

de compressão. Começou por se analisar um estágio. Combinaram-se as equações da potência,

variação de entalpia, relação de pressões com a temperatura e expoente politrópico. (numeração da

Figura 3.2 a)):

[3]

[4]

[5 e 6]

[7]

[8]

Chegou-se então à expressão do caudal de ar para cada instante:

[9]

Na expressão [9], é a temperatura ambiente, a pressão atmosférica, a pressão na caverna

e o produto de , rendimento da transmissão mecânica entre motor e compressor e

rendimento elétrico do motor que o aciona. Na expressão [6], é o rendimento geométrico do

compressor.

Para múltiplos estágios, interessa saber a potência elétrica total do módulo de compressão ( )

que é a soma das potências dos diferentes estágios ( onde é o número de

estágios de compressão). Assim, depois de alguma álgebra, chegou-se à equação (numeração da

Figura 3.2 b)):

[10]

42

Na equação [10], , e tomam os mesmos valores que na expressão [9] sendo , e

a temperatura e pressão à entrada do estágio e a pressão à saída do estágio respetivamente. Para

múltiplos estágios, a temperatura de aspiração após o primeiro estágio considerou-se constante e de

valor =333K já que o arrefecimento entre estágios é feito através de um permutador de calor cuja

refrigeração é feita com ar ambiente não permitindo chegar-se a temperaturas iguais às deste.

Obviamente, este valor depende do tipo de permutador aplicado. Por não ser o foco desta dissertação,

adotou-se um valor razoável (Çengel, 2010). As relações de pressão dos compressores de cada estágio

variam segundo o número de compressores e pressão no interior da cavidade tendo sido consideradas

iguais para cada compressor do módulo, para maior simplicidade. Estas foram definidas através da

seguinte expressão na qual é o estágio da respetiva relação de compressão:

[11]

De seguida, e independentemente do número de estágios, projetou-se a potência nominal para a

compressão, ( ) que é a necessária para comprimir o ar da pressão atmosférica à máxima de

operação da cavidade. Consideraram-se 3 potências nominais diferentes: 100MW, 200MW e 300MW.

Com a potência nominal, obteve-se o caudal respetivo ( ) pela expressão [10].

De forma a poder tirar-se o máximo aproveitamento do compressor, decidiu trabalhar-se sempre com

o rendimento máximo da turbomáquina, ou seja, o coeficiente adimensional de caudal ( ) para um

mesmo compressor ou estágio de compressão é constante, mesmo em condições de trabalho distintas

(por exemplo: 1 e 2):

[12]

Considerando a condição 1 um determinado instante, a condição 2 a condição nominal (cavidade

cheia) e dado que as condições de entrada do ar para um determinado compressor são consideradas

constantes ( ), facilmente se chegou à expressão do caudal para cada instante:

[13]

Assim, foi necessário saber-se o valor da relação do compressor para cada instante. Sabendo

que:

[14]

43

Onde é o fator de escorregamento e que se considerou um número típico de pás: =19

(Falcão, 2006), obteve-se então, após alguma álgebra:

[15]

O cálculo de foi feito através da expressão [15] para as condições de projeto já mencionadas

acima e o para as condições do instante que se quer. Ficou-se em condições de determinar o

caudal instantâneo pela expressão [13]. Com o caudal instantâneo, calculou-se a potência de cada

compressão para cada instante. Esta potência é dada pela expressão [16]:

[16]

Motor/Gerador:

Para o motor, o seu rendimento elétrico ( ) bem como o da sua transmissão mecânica ao

compressor ( ), influenciam o modelo, corrigindo o valor da potência elétrica da compressão por

estes dois rendimentos como se viu para o módulo de compressão, pelo termo (produto dos

últimos dois).

Para o gerador, de forma idêntica, tem-se que o seu rendimento elétrico ( ) tal como o da sua

transmissão mecânica à turbina ( ) também influenciam o modelo, corrigindo o valor da potência

elétrica da expansão por estes dois rendimentos, pelo termo (produto dos últimos dois) como será

descrito mais adiante.

Tanto para o motor como para o gerador o valor do rendimento foi considerado de 98% e o valor do

rendimento de transmissão mecânica também 98%, valores comuns neste tipo de máquinas.

(Hartmann et!al, 2011).

Permutadores de calor e queimadores:

Os permutadores de calor são usados no arrefecimento do ar entre estágios de compressão bem

como à saída do último estágio de compressão para entrar na caverna dado que esta temperatura é

fixada por condições de estabilidade da cavidade nos 323K (Hartmann et! al, 2011). Esta potência

calorífica para o arrefecimento do ar aquando da compressão traduz-se através da expressão [17] onde

A e B representam a entrada e saída no permutador:

[17]

44

São também usados queimadores para o aquecimento do ar através da queima de GN para a

temperatura de entrada do ar na turbina ser alta o suficiente de forma a obter-se uma temperatura de

saída acima dos 273K de forma a evitar possíveis congelamentos e consequentes danos materiais

(Hartmann et!al, 2011). Por segurança adotou-se uma temperatura de saída de 283K.

Esta queima é feita diretamente na turbina, pelo que os gases resultantes da combustão saem

juntamente com o ar. Assim, na realidade, deveria ser contabilizado este incremento no caudal mássico

de ar que passa pela turbina. Este caudal de GN foi calculado pela expressão [19]. Dado que o

queimador não terá uma eficiência de 100%, considerou-se o valor do poder calorífico inferior. No

entanto dada a sua baixa percentagem em relação ao caudal de ar (aproximadamente 1%) foi

desprezada esta contabilização. A potência calorífica e o caudal de GN tomam então a forma [18] e

[19] respetivamente, onde 1 é a entrada e 2 a saída da turbina:

[18]

[19]

Reservatório:

Para calcular a pressão no interior do reservatório usou-se a equação dos gases perfeitos.

(numeração da Figura 3.1):

[20]

Nesta expressão, contabiliza a variação de massa que entra ou sai da turbina e é

constante. Relativamente ao volume da cavidade ( ), vários estudos realizados sobre o seu

comportamento mecânico apontam para uma pequena perda do volume, consoante uma série de

fatores como o número de vezes que a cavidade é totalmente carregada e descarregada, valores da

variação de pressão por hora, valores da diferença entre a pressão mínima e máxima da caverna, tipo

de terrenos circundantes, etc�(ATG, 1990),(Serata & Mehta, 1993).

O sal, ao ser um material com propriedades visco plásticas, praticamente não altera a sua densidade

quando compactado. (Serata & Mehta, 1993). Ao abrir-se uma cavidade num maciço salino, este,

pressionado pelas camadas de matéria que se encontram acima (Figura 13 em anexo) tende a fecha-

la, voltando a ocupar o espaço formado. A este fenómeno chama-se �convergência� e reflete-se numa

perda de volume com valores médios de 0,66%/ano, o que se traduz numa redução de

aproximadamente 20% do volume num espaço de 30 anos (tempo mínimo de vida esperado para uma

cavidade salina, a partir do qual se recomenda a realização de novos testes para avaliar o estado da

mesma) embora estes valores sejam muito diferentes consoante os terrenos circundantes (IFGG,

2013). Este é o principal fator de perda de volume das cavidades com o passar do tempo. Na Figura

45

3.3 pode ver-se a perda de volume de uma cavidade e o gráfico da perda de volume em função do

tempo, por convergência.

Figura 3.3 � a) Gráfico representativo da perda de volume por convergência (Adaptada: IFGG, 2013);

b) Esquema da perda de volume da cavidade#1 da Eminence!Salt!Dome no Mississippi (Adaptada:

Bérest & Djizanne, 2012)

Mais concretamente, no caso da CAES de Huntorf, foram feitos estudos de reconhecimento do

volume na cavidade após 20 anos de operação através de uma sonda laser, e os resultados mostraram

que praticamente não houve alteração do volume da cavidade: �Quando! a! caverna! NK1! foi!

descarregada!até!à!pressão!atmosférica,!no!início!de!2001,!foi!possível!fazer!uma!avaliação!da!variação!

de volume na cavidade com um medidor a laser [�] A avaliação!feita!após!20!anos!de!operação!da!

central, mostrou praticamente nenhum desvio em relação ao volume inicial� (Crotogino, 2001).

Para este trabalho, o modelo termodinâmico não contabiliza por isso, qualquer variação de volume

da cavidade considerando-se desprezável dado que a redução anual ronda os 0,66%, juntamente com

os resultados obtidos para 20 anos de operação da cavidade NK1 de Huntorf que não revelou

praticamente nenhuma variação de volume.

Relativamente à temperatura no interior da caverna, foram também desenvolvidos vários estudos e

analisadas várias cavernas para perceber a sua variação (Kim et al, 2011.b),(Raju & Khaitan, 2011).

Esta temperatura além de não ser constante devido a permanentes transferências de calor entre o gás

no interior da cavidade e o maciço salino, também não é igual ao longo da sua distância entre o último

casing cimentado e o fundo da cavidade sendo a temperatura mais elevada no fundo da mesma.

Obviamente, quando é injetado ou extraído gás na/da cavidade, é quando mais se nota a variação na

temperatura no interior da caverna. Pelo que para efeitos de estudo da transferência de temperatura é

necessário contar com modelos apropriados que permitam não só contabilizar as diferenças de

temperatura por injeção e extração de gás, mas também as transferências de calor do gás no interior

da caverna para as paredes do maciço e vice-versa (Kim et al, 2011.b),(Raju & Khaitan, 2011). Para

um ciclo de expansão ininterrupto na central de Huntorf, por exemplo, pode ver-se na Figura 2.20 que

a temperatura cai de 40ºC para sensivelmente 10ºC, voltando a subir posteriormente dado que a

temperatura da cavidade chega mesmo a ficar mais baixa que a temperatura do maciço passando a

46

ocorrer transferência de calor do maciço para o gás da cavidade. Estes valores são no entanto para

uma extração sem paragens e durante 16 horas.

No caso desta dissertação, o objetivo dos 4 modelos estudados não são extrações e compressões

constantes, se não pontuais segundo as janelas de oportunidades dadas pela pressão na cavidade e

pelo preço da energia elétrica no momento e com períodos de paragem de largas horas, oferecendo

tempo aos terrenos de igualarem temperaturas com o gás na cavidade, pelo que as variações de

temperatura não serão então tão significativas. Posto isto e dado que este é um tema que sai dos

objetivos desta dissertação, as variações de temperatura no interior da caverna não foram

contabilizadas. Assim e são constantes na expressão [20], ficando claro que a pressão na

cavidade é então diretamente proporcional à variação de massa, variando apenas com esta.

Módulo de Expansão:

Para o módulo de expansão são usadas turbomáquinas idênticas às turbinas a gás mas sem o

compressor incorporado (Riaz, 2010). Tal como no caso da compressão, estudaram-se três tipos de

configuração. Um módulo com uma turbina (um estágio), e os outros três com 2 e 3 estágios e

reaquecimento. Na Figura 3.4 podem ver-se as configurações do módulo de compressão com um

estágio, e três estágios.

Figura 3.4 � a) Módulo de expansão com um estágio b) Módulo de expansão com três estágios e

reaquecimento (Adaptada: Hartmann et!al, 2011)

Para o processo de expansão, interessava tal como na compressão, saber qual o caudal que

circulava pelo módulo de expansão e a potência gerada. No entanto neste caso é também importante

saber-se a temperatura necessária à entrada de cada estágio, e a respetiva potência calorífica

necessária aportar para calcular os custos associados à produção elétrica para cada hora de expansão,

já que o calor para o aquecimento do ar à entrada da turbina é gerado por queima de GN que tem um

custo associado, como se verá adiante. Começando pela análise com um estágio, combinaram-se as

equações da potência, da variação de entalpia, da relação de pressões com a temperatura e do

expoente politrópico (numeração da Figura 3.4a):

[21]

[22]

47

[23]

[24]

[25]

Chegou-se então à expressão do caudal da turbina:

[26]

Na expressão [26] é a pressão na cavidade, a pressão atmosférica e o produto

de , rendimento da transmissão mecânica entre turbina e gerador e , rendimento elétrico do

gerador que o aciona. é a temperatura de entrada na turbina em função da necessidade de fixar a

por razões de segurança e manutenção já referidas atrás e vem dada por:

[27]

Para o caso de múltiplos estágios, interessa saber a potência total do módulo de expansão ( )

que é a soma das potências dos diferentes estágios ( onde é o número de

estágios de expansão). Assim, o valor do caudal mássico vem dado por:

[28]

Onde é a temperatura à entrada no estágio , é a pressão à entrada do estágio e é a

pressão à saída do estágio . A expressão [28] é obtida dividindo a expressão [26] por . Isto resulta

de se ter considerado a relação de compressão igual e de todos os outros valores serem iguais também

para qualquer estágio. Assim, as relações de pressão de cada estágio variam com a expressão [29]:

48

[29]

De seguida e independentemente do número de estágios, projetou-se a potência nominal para a

expansão, , que é a potência gerada quando se expande da pressão máxima da cavidade para

a atmosfera. Foram consideradas 3 potências nominais diferentes: 100MW, 200MW e 300MW. Com a

potência nominal obtém-se o respetivo caudal nominal ( ).

De forma a poder tirar-se o máximo aproveitamento da turbina, trabalhou-se sempre com o

rendimento máximo da turbomáquina, ou seja, o coeficiente de caudal adimensional para uma mesma

turbina ou estágio de expansão é constante mesmo em condições de trabalho diferentes (por exemplo:

1 e 2). Assim, obteve-se:

[30]

Chegou-se então à expressão que permite calcular o caudal instantâneo, considerando a condição 1

como a condição num determinado instante, e a condição 2 como a condição nominal:

[31]

Pela fórmula do rendimento hidráulico da turbina e após algumas relações de proporcionalidade

chegou-se à expressão [32] (numeração da Figura 3.4 a)):

[32]

Assim, relembrando que é sempre constante, é considerado constante para qualquer instante

e , a relação pode ser calculada pela seguinte expressão:

49

[33]

As densidades de entrada do ar na turbina para condições nominais e instantâneas, foram calculadas

através da expressão [34] usando-se os valores nominais ou instantâneos, respetivamente:

[34]

Obtiveram-se assim todas as condições para determinar o caudal instantâneo pela expressão [31] e

com isso determinar a massa extraída da cavidade e a consequente diminuição de pressão. Finalmente

calculou-se a potência gerada para cada instante, através da expressão [35]:

[35]

3.1.2. Modelo de pricing

O modelo de pricing foi elaborado com vista na obtenção da maior rentabilidade económica possível.

Foi calculada uma margem ( ) que somada ou subtraída ao preço médio anual da eletricidade

( ), resultasse no preço target. Foi por isso imposta a condição de que o custo máximo de uma

hora de compressão efetuada teria de ser sempre mais baixo que qualquer venda de eletricidade por

uma expansão efetuada posteriormente (Lund et!al, 2008). Analisando os custos inerentes a qualquer

processo de compressão e de expansão para a CAES chegou-se às equações [36] e [37]:

[36]

[37]

Nesta expressão, é o preço da eletricidade no instante de compressão, é o rácio entre

a potência calorífica que é preciso aportar ao sistema e a potência elétrica gerada pela turbina, e

a energia na compressão e expansão respetivamente, e o custo de operação do compressor

e turbina respetivamente e o preço do GN estes últimos três expressos em �/MWh. A condição

que tem sempre que ser verificada é dada pela expressão [38].

50

[38]

Sendo que:

[39]

[40]

[41]

Então:

[42]

[43]

[44]

Assumindo para facilidade de representação:

[45]

Foram calculadas 4 margens diferentes uma para cada estação do ano. Na Figura 3.5 pode ver-se

as retas de cor preta (Média) que representa o preço médio da eletricidade, para cada estação

do ano, as retas a cor vermelha (Pe e Pc) que representam os preços target de expansão e compressão

também para cada estação do ano. A (uma diferente por cada estação do ano) é assim a

diferença da linha Pe ou da linha Pc relativamente à linha da média.

Figura 3.5 � Gráfico de preços (Preço mínimo de expansão, Máximo de compressão e Média)

resultante do algoritmo global - MATLAB

51

3.2. A-CAES.

Para o estudo da A-CAES surgem algumas diferenças relativamente à análise da CAES resultantes

do facto de ser feito o aproveitamento do calor resultante da compressão para uso no aquecimento do

ar no processo de expansão, tornando a central independente da queima de GN. Assim optou-se por

apresentar as diferenças existentes relativamente a esta última, pelo que não se abordará o

reservatório nem o motor/gerador ao pormenor já que em nada mudam relativamente à CAES.

3.2.1. Modelo termodinâmico

A configuração genérica de uma A-CAES consiste num arranjo de cinco componentes principais.

Módulo de compressão, Modulo de expansão, Motor/Gerador, Reservatório e Termoacumulador (TA),

componente que a distingue da CAES. Ligados a estes componentes estão também permutadores de

calor, sendo que os queimadores existentes na CAES não existem na A-CAES dado o aproveitamento

de calor da compressão. A configuração do modelo termodinâmico toma então a forma da Figura 3.6:

Figura 3.6 � Modelo termodinâmico da A-CAES (Adaptada: Hartmann et!al, 2011)

Módulo de Compressão:

Relativamente à CAES a diferença no estudo do módulo de compressão, reside na necessidade de

controlo da temperatura de saída do compressor, ou dos compressores no caso de múltiplos estágios,

impondo-se a temperatura mínima de saída da compressão superior à temperatura máxima necessária

à entrada no grupo de expansão, devido ao aproveitamento de calor. Por outro lado, a temperatura à

saída do compressor não pode ultrapassar o limite suportado pelo TA que se estima que rondará os

600ºC (RWE Power, 2010). Assim, este módulo foi estudado tendo em conta estas duas condições. A

temperatura à saída do compressor foi calculada pela expressão [46] (numeração da Figura 3.6):

[46]

O restante da modelação termodinâmica do módulo de compressão não se altera em relação à CAES,

tendo as equações [3-16] sido também usadas para a modelação da A-CAES.

52

Permutador de calor:

Relativamente à CAES, o permutador de calor entre a saída do módulo de compressão e a caverna

passa a localizar-se entre a saída do módulo de compressão e o TA (entre 2 e 3 na Figura 3.6) e é

usado para arrefecimento do ar de compressão no caso de que à saída do módulo de compressão se

ultrapasse a temperatura máxima de entrada do TA sendo a equação que o governa dada pela

expressão [47] (numeração da Figura 3.6):

[47]

Termoacumulador (TA):

O TA armazena, como já se referiu, o calor resultante da compressão, de forma a aporta-lo

novamente ao ar antes da entrada na turbina. No modelo termodinâmico, contabiliza-se a existência

deste novo elemento apenas pela imposição da condição de que a temperatura mínima à saída do

compressor tem de ser superior à máxima de entrada na turbina (Bannach & Klafki, 2012).

Módulo de Expansão:

Para o módulo de expansão, relativamente à CAES, surge a necessidade de imposição da tal

condição de diferença de temperaturas já referida. Finalmente faz-se ainda a ressalva relativamente à

não necessidade de contabilização dos gases resultantes da combustão do GN, dado que este é

aquecido pelo TA. Tudo o resto no modelo termodinâmico da expansão se mantém pelo que as

equações [21-35] são usadas também para a A-CAES.


Para a A-CAES, o modelo de pricing é idêntico ao da CAES diferindo apenas no termo da queima de

gás para aumento de temperatura, já que todas as expansões são realizadas com o pré-aquecimento

do ar feito pela passagem pelo TA, reduzindo-se assim os custos da queima do GN. Os custos da

expansão passam então a ser dados pela expressão seguinte:

[48]

O que acaba por se traduzir num menor valor da margem de preços target, permitindo mais horas

target. Assim, para a A-CAES, assumindo para facilidade de representação:

[49]

53

3.3. CNGES

3.3.1. Modelo Termodinâmico

Do potencial das cavidades salinas subterrâneas para armazenamento estratégico de GN (Nunes,

2010), surgiu a ideia que despoletou esta dissertação. Trata-se de uma �fusão de ideias�, por forma a

usar-se a injeção e extração de GN da caverna para o gasoduto e vice-versa, como forma de

armazenamento de energia pelo mesmo princípio da CAES trocando apenas o fluido de trabalho, de ar

para GN.

Estudado o modelo termodinâmico a adotar, chegou-se à conclusão de que pouco muda

relativamente ao modelo da CAES, à exceção do fluido de trabalho que passa a ser GN, (gás real, e

com condições distintas do ar, pelo que as propriedades físicas do fluido tiveram de ser alteradas para

esses valores) e das condições de entrada no módulo de compressão e de saída no módulo de

expansão serem as condições do gasoduto.

Como já se referiu atrás adotou-se então uma pressão média de 65 bar para o gasoduto.

Relativamente à composição do GN usada neste estudo, adotou-se a composição exata do GN

presente no Carriço, cuja composição química e propriedades de interesse para a dissertação se

detalharão de seguida na Figura 3.7, tendo os valores médios sido assumidos como já referido

anteriormente, como: =2650J/(kg.K), =0,89 e =1,48 (Transgás Armazenagem, 1998):

Figura 3.7 � Composição e propriedades físicas exatas do gás natural do Carriço para condições

PTN (Fonte: Transgás Armazenagem, 1998)

Relativamente às turbomáquinas usadas, estas teriam de ser uma adaptação relativamente às de ar

atmosférico já que o fluido circulante passaria a ser GN, mas em nada mudaria o modelo

termodinâmico. Assim, todas as equações do modelo termodinâmico da CAES [3-35] foram usadas

também no modelo termodinâmico da CNGES apenas, como já se referiu, trocando o fluido de trabalho

para GN, com a ressalva das equações que envolviam gás perfeito, que passaram a englobar o fator

de compressibilidade médio adotado: =0,89

54


Este modelo toma também exatamente a mesma forma que o modelo da CAES, já que o preço do

GN a colocar e extrair da cavidade não entra no modelo. Pode ser visto simplesmente como uma gestão

da localização do GN feita pelo seu proprietário em coordenação com o detentor das cavidades e da

estação de armazenamento, detidas como já referido pela Galp energia e REN Armazenagem. Assim,

o modelo económico que define as horas target para injeção ou extração manteve-se igual ao modelo

para a CAES.

3.4. A-CNGES

3.4.1. Modelo Termodinâmico

Em conformidade com o caso da CNGES relativamente à CAES, para o caso da A-CNGES também

nada muda relativamente ao modelo termodinâmico para a A-CAES à exceção do fluido de trabalho

que passa de ar a GN. Tendo sido já referenciada em 3.3.1 as mudanças aplicadas, resta comentar

também neste caso, a necessidade de turbomáquinas adaptas ao funcionamento com GN.


À imagem do que se referiu para a CNGES, o modelo de pricing da A-CNGES, toma exatamente a

mesma forma que o modelo da A-CAES.

3.5. Modelo de avaliação financeira

Explicados os modelos termodinâmico e de pricing de cada sistema, é de seguida apresentado o

modelo de avaliação financeira adotado para os quatro projetos.

3.5.1. Pressupostos Financeiros

Para um projeto desta dimensão, os promotores do projeto poderão ou não necessitar de fontes

externas de financiamento. O mais comum é recorrer-se a mais do que uma fonte de financiamento de

modo a gerir o risco do investimento inicial total (CAPEX). Nesta dissertação, será adotada uma

estrutura de capital constituída por capital próprio (equity) e capital externo através, por exemplo, de

uma entidade bancária. Dada a incerteza e taxas comummente mais elevadas exigidas pelos

investidores internos, a maioria da percentagem de capital deverá ser externo. Valores típicos neste

tipo de projeto estão entre os 20 e os 30% de equity!(Calaia, 2011).!Para esta dissertação, será tomado

o valor de 20% equity!e 80% capital externo. O custo de capital próprio é o mais incerto, dado que

depende do tipo de investidor, da situação da empresa e do mercado ao qual está associado o projeto

em causa. Adotou-se um custo de capital próprio de 8%. Para o caso do capital externo, adotou-se um

spread bancário típico nos dias correntes de 4% mais o valor da taxa Euribor a 12 meses que no mês

55

de abril de 2014 registava 0.591%, tendo-se adotado o valor arredondado de 4,5% de spread. O período

de amortização máximo concedido pelo banco estimou-se como sendo de 30 anos. Na análise

financeira é necessário contar também com o método de amortização do exercício e definir o período

de vida da central, que neste caso é de 40 anos. A amortização de um ponto de vista fiscal é

considerada um custo pelo que pode ser deduzida aos lucros tributáveis, sendo esta dedução feita em

função das taxas estabelecidas por lei. O resultado bruto ( ) do projeto foi então definido para cada

ano através da expressão [50]:

[50]

Onde i=1,�,40 é o ano, é a margem de contribuição anual, são os custos de operação e

manutenção, neste caso só os fixos (50 000�/ano (Succar et!al,!2006)) já que os principais, os variáveis,

de operação das turbomáquinas foram já englobados no modelo de pricing, é a amortização e

são os encargos financeiros de financiamento (juros bancários).

Finalmente resta saber quais os impostos a pagar sobre os lucros do projeto. É necessário saber qual

a matéria coletável para a qual será aplicada o imposto. O projeto será analisado para o IRC estipulado

para 2014 de 23%. Desta forma, o resultado líquido é calculado pela seguinte expressão:

[51]

3.5.2. Métricas de avaliação

Nesta dissertação foram usados como parâmetros de avaliação de projetos os seguintes indicadores:

· VAL (Valor Atual Líquido): É a fórmula matemático-financeira capaz de determinar o valor atual (ao

dia de hoje) de pagamentos futuros descontados a uma taxa de juros apropriada (rentabilidade

exigida dos capitais investidos) menos o custo do investimento inicial. Permite saber quanto

valeriam atualmente os pagamentos futuros somados a um custo inicial. No entanto nesta

dissertação, dada a volatilidade e difícil tratamento da inflação a 40 anos para o nível de detalhe

abordado, esta não será considerada na fórmula. Para um VAL igual a zero, o projeto é viável à

taxa de retorno exigida. Para um VAL maior que zero, a rentabilidade é superior à exigida. Pelo

contrário se for inferior a zero, o projeto não é rentável, não devendo ser aceite pelo promotor.

[52]

O na equação, é o Weighted!Average!Cost!of!Capital,!o qual é calculado da seguinte forma,

onde o é o custo de capital próprio e o é o custo de capital externo:

[53]

56

O é o cash-flow acionista que vem dado pela expressão:

[54]

· IR (índice de Rentabilidade): Indicador que compara projetos que não apresentem o mesmo

investimento como é o caso da presente dissertação. O critério de avaliação é o mesmo que o do

VAL. É calculado pela seguinte equação:

[55]

!

· LCOE (Levelized!Cost!Of!Energy) � É um parâmetro que calcula o custo médio do total de energia

produzida por uma central de produção energética durante o seu período de vida. Vem expressa

em �/kWh ou �/MWh. O seu cálculo é feito recorrendo à seguinte expressão:!

!

[56]

3.5.3. Estimativa de Investimentos

Para o CAPEX são contabilizados todos os investimentos iniciais dos projetos diferindo para cada um

dos quatro em função dos elementos constituintes. Dada a natureza deste tipo de projetos, o CAPEX

tem que ser estimado, não podendo ser achado com toda a certeza sendo que há elementos em fase

de desenvolvimento como é o caso do TA, que o custo exato da cavidade só no final da sua construção

pode ser apurado podendo haver uma série de fatores que compliquem o processo de lixiviação, etc�

Para se estimar o CAPEX de cada projeto, recorreu-se então a várias fontes, de forma a tentar chegar

a um valor o mais aproximado possível. Começou por se estimar o preço de uma cavidade subterrânea

com base nos valores já apresentados no subcapítulo 2.2.1. para as últimas construídas e em

construção no complexo do Carriço. Considerou-se o valor médio de construção de uma cavidade a

variar linearmente entre 17M� para 200 000m3 e 23M� para 800 000m3, não sendo contabilizado neste

valor o cushion!gas, uma vez que para o caso da CAES e A-CAES esse gás é ar atmosférico e para o

caso da CNGES e A-CNGES o projeto seria para ser implementado no complexo de armazenamento

de GN do carriço, onde as cavidades já existem bem como o cushion!gas pelo que para nenhum caso

este valor entra como CAPEX.

Relativamente à estação de superfície (que inclui todos os elementos além da cavidade, como

infraestruturas, turbomáquinas, tubagens, válvulas, equipamento de controlo, equipamentos auxiliares,

etc�) o seu valor foi estimado olhando aos investimentos totais da central de McIntosh e Huntorf (Estes

valores podem ser consultados na Tabela 5 em anexo (Steta, 2010)). Atualizaram-se os valores para �

no ano corrente 2014 (BLS, 2014),(ECB, 2014) e subtraíram-se os custos correspondentes às

57

cavidades, de forma a desagregar os dois tipos de investimento. A Tabela 3.1 expõe esta estimativa,

apresentando o total investido em cada central (TOTAL), o valor estimado do investimento no

reservatório, o valor resultante da diferença entre estes valores que é o estimado para a estação de

superfície (ES), a potência instalada em cada central (PI) e finalmente o valor do investimento estimado

para a estação de superfície, por potência instalada (ES/PI):

CAES TOTAL (M�) Reservatório (M�) ES (M�) PI (MW) ES/PI (�/kW)

Huntorf 110,2 34 76.2 290 262,76

McIntosh 42,8 20 22.8 110 207,27 Tabela 3.1 � Investimentos descriminados para as centrais Huntorf e McIntosh

Tendo em conta estes resultados, decidiu adotar-se como custo da estação de superfície por potência

média instalada entre o módulo de compressão e expansão (considerou-se o mesmo peso para o valor

de ambos os módulos (Freund et!al,!2012)) o valor mais atual, que diz respeito à CAES de McIntosh

que entrou em funcionamento 13 anos depois da CAES de Huntorf de 207,27�/kW sendo este valor

considerado para 2 estágios de compressão e 2 estágios de expansão.

Considerou-se também uma variação de preços consoante o número total de estágios no conjunto

dos 2 módulos. Adotou-se com base em investimentos estimados para projetos de CAES futuros

(Freund et!al,!2012) e na distribuição equitativa de preços entre os dois módulos, uma redução ou um

aumento de 5% do investimento para a estação de superfície por cada estágio a menos ou a mais no

conjunto dos dois módulos em relação aos 4 assumidos para o valor anunciado anteriormente. Esta

informação pode ser consultada de forma mais clara na Tabela 3.3.

Para os casos da CNGES e A-CNGES, os investimentos implícitos prendem-se com os equipamentos

em falta ou que necessitariam de ser substituídos para poder concretizar o projeto. São dois os

componentes principais onde seria imprescindível investir, para o caso da GNGES. O grupo

compressor para injeção de GN nas cavidades de armazenamento subterrâneo já que no complexo do

Carriço este trabalha a GN, ou seja, não podem fazer uso dos excedentes da produção de eletricidade

em períodos de vazio pelo que se teria de substituir estes compressores por compressores elétricos e

o grupo de expansão, que não existe no complexo do carriço.

No caso da A-CNGES, além destes dois é necessário também um TA. Estas turbomáquinas

implicariam um maior investimento por potência instalada por estarem equipadas de forma a garantir a

não inflamação do GN. No entanto, as turbomáquinas fazem parte da parcela da �estação de superfície�

que engloba também custos das infraestruturas e maioria das tubagens e equipamentos auxiliares, o

que nestes dois casos não terá de ser contabilizado uma vez que a grande maioria já existe no

complexo de armazenamento subterrâneo do carriço. Por esta razão, nenhuma das diferenças foi

contabilizada, tendo sido os custos por potência média dos módulos instalados e número de estágios

considerados iguais para os 4 projetos.

Relativamente ao TA, os investimentos podem ser bastante distintos em função da tecnologia

empregue e correspondente nível de desenvolvimento e complexidade. A Tabela 3.2 mostra os

investimentos estimados em função do nível de tecnologia:

58

Tipo de Tecnologia Investimento (M�)

Óleo - Ar Um tanque 6.7

Dois Tanques 11.9

Sólido - Esferas cerâmicas 29.9

Tabela 3.2 � Investimentos do TA por tecnologia empregue.

Foi adotado o TA Óleo � Ar de um só tanque, dado que é o que representa menores custos. Na

Tabela 3.3 são apresentados os valores estimados para primeira avaliação económica de todos os

componentes integrantes.

De notar que os investimentos para a estação de superfície dependem como foi referido, do número

de estágios total da central sendo o mínimo 2 (um estágio em cada módulo) e o máximo 6 (3 estágios

em cada módulo), bem como da potência instalada, contabilizando-se a potência média entre o módulo

compressor e o módulo de expansão:

Componente Investimento

Estação de Superfície

(Infraestruturas, turbomáquinas, equipamento auxiliar, etc..)

2 Estágios 186,54

�/kW13

3 Estágios 196,91

4 Estágios 207,27

5 Estágios 217,63

6 Estágios 228,00

Cavidade

200 000m3 17 M�

500 000m3 20 M�

800 000m3 23 M�

Termoacumulador (Óleo - Ar)

6,7 M�

Tabela 3.3 � Tabela conjunta de investimentos considerados por componente

13 A potência instalada é a média entre as potências nominais do módulo de compressão e expansão.

59

4. Resultados e discussão

Para cada um dos quatro sistemas, a estrutura de apresentação de resultados segue a mesma ordem

para facilitar a comparação de resultados e conseguinte discussão.

4.1. CAES

Dada a necessidade de conhecer os destintos parâmetros que regem os processos de compressão

e expansão, recorreu-se aos algoritmos secundários para simular um ciclo de compressão e de

expansão ininterrupto da cavidade desde a pressão mínima de 70bar à pressão máxima de 180bar e

vice-versa, respetivamente, para diferentes números de estágios e potências dos respetivos módulos.

Os parâmetros mais relevantes neste trabalho para o funcionamento do módulo de compressão,

como a potência média, tempo de enchimento, caudal médio, variação de pressão na caverna por hora

de compressão e temperatura máxima à saída do compressor, são expostos na Tabela 4.1 para 2 e 3

estágios de compressão com inter-refrigeração e para as potências nominais do módulo de compressão

de 100, 200 e 300MW para a compressão ininterrupta referida. (1 estágio de compressão resultou em

temperaturas à saída do compressor acima do limite recomendado de 900K (Hartmann et!al, 2011)

pelo que essa configuração foi posta de parte para este sistema):

Nº.

Estágios

Potência

nominal

(MW)

Potência

média

(MW)

Tempo de

compressão (h)

Caudal

médio (kg/s)

(bar/h)

T mín

(K)

T max.

(K)

2

100 83,8 165 99,6 0,7 646,8 759,3

200 167,1 82 199,0 1,3 646,8 758,3

300 250,6 55 298,5 2,0 646,8 758,2

3

100 85,4 140 117,0 0,8 507,8 564,9

200 170,5 70 233,8 1,6 507,6 564,6

300 254,7 46 350,3 2,4 507,8 563,7

Tabela 4.1 � Resultados do ciclo de compressão ininterrupto da cavidade para diferentes estágios e

potências nominais (Projeto CAES)

Relativamente à expansão, foi fundamental, além dos parâmetros já referidos para a compressão,

conhecer o rácio de gás médio ( ) já referido no Subcapítulo 3.1.2., fator determinante na

rentabilidade de um sistema como a CAES integrando o seu modelo de pricing. Assim, correu-se o

algoritmo secundário referente ao módulo de expansão e a mesma tabela pode ser vista, agora

referente a este módulo, com o valor da temperatura máxima à entrada da turbina (T máx.) e o valor

do . (Novamente, um estágio requeria temperaturas de entrada na turbina acima dos 900K, pelo

que não se considerou essa hipótese neste sistema):

60

Nº.

Estágios

Potência

nominal

(MW)

Potência

média (MW)

Tempo de

expansão (h)

Caudal

médio (kg/s)

(bar/h)

T máx.

(K)

2

100 58,3 153 107,5 0,7 582,7 1,86

200 117,2 76 216,0 1,5 582,7 1,87

300 177,5 50 326,4 2,2 582,7 1,89

3

100 58,0 136 120,9 0,8 458,0 1,63

200 117,2 67 243,9 1,6 458,0 1,64

300 175,7 45 365,5 2,4 458,0 1,65

Tabela 4.2 � Resultados do ciclo de expansão ininterrupto da cavidade para diferentes estágios e

potências nominais (Projeto CAES)

Na Figura 2 em anexo podem ver-se, os gráficos da variação de alguns dos parâmetros principais

durante o enchimento e esvaziamento da cavidade para o desenho escolhido a título exemplificativo

de 3 estágios e potência nominal de 300MW de forma ininterrupta para ambos processos de

compressão e expansão.

Com base nos resultados anteriores, correu-se o algoritmo global que integra além do modelo

termodinâmico global, o modelo de pricing para diferentes desenhos de ambos os módulos e para

diferentes potências nominais por forma a obter o desenho ótimo. Os resultados podem ser consultados

em anexo na Tabela 1 para os 5 desenhos que em melhores índices de margem resultaram. Dos

resultados obtidos torna-se claro para este projeto que quanto maior a potência nominal bem como o

número de estágios de ambos os módulos, mais altas são as margens de contribuição anual obtidas.

No entanto é preciso pesar estas margens com os correspondentes investimentos. Para tal, cada

desenho foi avaliado através de uma espécie de índice de rentabilidade, ao qual se chamou índice de

margem, para uma primeira avaliação, sem necessidade de recorrer a cálculos de juros, taxas e

rentabilidades, etc� expresso por:

[57]

O desenho ótimo é então o desenho que originou o maior índice de margem. Para este índice, a

considerada foi a média obtida para os 5 anos em análise (2009 � 2013) (desenho ótimo). O

período de vida útil considerado são 40 anos e o CAPEX é considerado em função da Tabela 3.3 para

cada desenho da central.

Verificou-se para este projeto que o desenho ótimo é constituído por um módulo de compressão de

3 estágios e potência nominal 200MW e um módulo de expansão de 3 estágios e potência nominal

300MW, com um IM=0,2798 que pode ser visto na Tabela 4.3 na qual se descrimina o número de horas

de compressão, expansão e vazio, o número de horas nas quais não se comprimiu ou expandiu apenas

porque seriam ultrapassados os limites de pressão (expansões e compressões não autorizadas (NA))

e a energia total produzida para cada ano, bem como os valores médios para os cinco anos e o índice

de margem.

61

Parâmetros 2009 2010 2011 2012 2013 Média IM

Nº Exp. 108 235 55 101 273 154

0,2

79

8

Nº Comp. 138 402 114 181 422 251

Nº Vazio 8 514 8 123 8 591 8 502 8 065 8 359

Nº Exp. (NA) 46 40 0 6 591 137

Nº Comp. (NA) 0 291 113 223 863 298

MCA (k�) 285,3 992,5 309,0 276,6 829,3 538,5

Energia anual (MWh) 14 185 46 758 14 284 21 586 47 410 28 845

Tabela 4.3 � Resultados do projeto CAES por ano (2009-2013) e médios (desenho ótimo)

Para o desenho ótimo, verificou-se ainda como variavam os resultados no caso de um possível

aumento do volume da cavidade ou mesmo da introdução de novas cavidades. Estudou-se assim além

do volume médio (500 000m3), o máximo no carriço (800 000m3). Ambos valores foram analisados

também para duas e três cavidades. Os resultados podem ser vistos na Tabela 4.4 para 500 000m3 e

para as 3 melhores opções de aumento de volume.

Volume de

trabalho (m3)

Nº

Comp. Nº Exp.

Nº

Vazio

Nº Comp.

(NA)

Nº Exp.

(NA) MCA (k�)

Energia

(MWh) IM

500 000 251 154 8 359 298 137 538,5 28 845 0,2798

800 000 277 170 8 317 262 116 608,1 31 823 0,3041

2 x 500 000 293 180 8 291 243 106 643,2 33 673 0,2652

2 x 800 000 316 195 8 253 218 89 756,0 36 385 0,2936

Tabela 4.4 � Resultados do projeto CAES para diferentes volumes do reservatório.

O aumento do volume de trabalho permite obviamente um número maior de expansões e

compressões tardando mais horas a cavidade a encher e esvaziar. Assim, evidentemente, as margens

de contribuição são maiores, até determinado ponto, já que se chega a um volume a partir do qual

todas as horas target obtidas pelo modelo de pricing podem ser feitas nunca se chegando aos limites

de pressão. No entanto, maior volume implica maiores custos como indica a Tabela 3.3.

Olhando ao IM vê-se que seria interessante aumentar a cavidade para 800 000m3, enquanto duas

cavidades de 500 000m3 já implicaria um investimento muito maior que não se justifica mesmo obtendo

maior . Duas cavidades de 800 000m3 representa um investimento que se justificaria em

comparação com uma cavidade de 500 000m3 no entanto não se justificaria em comparação com uma

cavidade de 800 000m3. Deste volume adiante, não se justificavam os investimentos, já que os IM

desciam. Alterou-se e então o desenho ótimo para 800 000m3.

4.1.1. Viabilidade técnica

Do ponto de vista tecnológico, os equipamentos mecânicos descritos para a CAES, como

turbomáquinas e equipamentos auxiliares, embora sendo continuamente utilizados atualmente por

várias indústrias com variados propósitos e provas dadas de sucesso e fiabilidade (Crotogino,

2001),(Freund et!al,!2012) poderão implicar algum estudo independente, em função das temperaturas

62

e pressões elevadas de funcionamento o que muitas vezes ainda implica preços altos a pagar por este

tipo de tecnologia que fazem o projeto perder interesse de um ponto de vista de sustentabilidade

financeira. (Freund et!al,!2012). Relativamente ao reservatório, há provas dadas de viabilidade técnica

tanto usando como fluido de trabalho o ar, caso das CAES de Huntorf e McIntosh, como o GN, caso do

armazenamento de GN em vários países por todo o mundo como por exemplo no Carriço, em Portugal

(Bérest et! al, 2011). Foram inclusivamente a nível nacional, realizados estudos de análise de

capacidade de construção de novas cavidades para armazenamento de GN que indicam que essa

capacidade existe, especialmente ao longo da bacia lusitaniana (Figura 4) (Nunes, 2010). Assim, de

um ponto de vista de viabilidade tecnológica, pode afirmar-se que o projeto seria viável.

4.1.2. Viabilidade Financeira

O projeto foi avaliado para o desenho ótimo. Rapidamente se chegou à conclusão sem necessidade

de recorrer a qualquer tipo de métrica de avaliação, que este é um projeto que não tem rentabilidade

para o nível de investimento atual, já que, o investimento total é de 80M� (LCOE=64,42�/MWh). Dado

o período de amortização definido anteriormente de 30 anos, rapidamente se percebe que a de

0,608M�/ano está muito abaixo do valor da amortização anual que ainda sem juros, taxas de

rentabilidade, ou impostos aplicados, resultaria em 2,666M�/ano.

No sentido de perceber qual o cenário que viabilizasse a análise financeira do projeto, calculou-se o

valor do CAPEX que resultasse num VAL nulo. Ou seja, que tornasse o projeto viável. O resultado foi

um CAPEX de 11M�. Analisaram-se então duas hipóteses para redução de custos:

1. Implementação do projeto numa cavidade já existente, aliviando-se o CAPEX do projeto. Neste

cenário, o CAPEX reduzir-se-ia para 57M�. Um valor ainda muito acima dos 11M� requeridos, que

por sua vez representam para uma potência média de 250MW, um investimento na estação de

serviço por potência instalada de 44�/kW o que comparativamente aos 207,27�/kW considerados,

significaria uma redução de aproximadamente 80,7% no investimento da estação de serviço. Como

tal, este cenário continuaria a inviabilizar o projeto a nível financeiro.

2. Aliar o primeiro cenário a uma redução do contrato do preço de GN para 10�/MWh. Para esse caso,

são mostrados os resultados anuais e médios na Tabela 4.5:


Nº Exp. 234 495 157 434 573 379

0,5

51

1

Nº Comp. 274 697 251 742 855 564

Nº Vazio 8 252 7 568 8 352 7 608 7 332 7 822

Nº Exp. (NA) 146 221 93 37 1084 316

Nº Comp. (NA) 0 325 161 148 780 283

MCA (k�) 525,7 1 631,8 556,7 827,7 1 968,7 1 102,1

Energia anual (MWh) 26 861 75 220 28 429 86 457 94 906 62 375

Tabela 4.5 � Resultados para um contrato de GN reduzido a metade (10�/MWh � CAES)

63

Dada a nova margem média anual, para obter um VAL nulo seria agora necessário reduzir o CAPEX

para aproximadamente 20M�, o que representaria um investimento na estação de superfície por

potência instalada de 80�/kW. Este valor representa ainda assim uma redução de 64,9% relativamente

ao valor estimado, o que continua a ser um valor incomportável.

4.2. A-CAES

Para o caso da A-CAES, nada muda relativamente à CAES no que aos resultados dos parâmetros

dos ciclos de compressão e expansão ininterruptos diz respeito, pelo que estes são os mesmos da

Tabela 4.1 e Tabela 4.2 respetivamente, uma vez que a nível da modelação termodinâmica, o volume

de controlo engloba apenas a cavidade e as turbomáquinas, não fazendo o TA ou os queimadores

parte do mesmo se não para o calculo da potência calorífica, sendo o único reflexo desta nas diferentes

tecnologias verificado para o modelo de pricing e no calculo do CAPEX, aquando da análise financeira.

No entanto para o módulo de expansão, a coluna do toma sempre o valor zero, devido ao TA. Para

a compressão, referir que a temperatura mínima passa a ter uma importância fulcral já que o TA requer

uma temperatura mínima à saída do compressor, superior à máxima requerida à entrada da turbina.

Relativamente aos gráficos correspondes, estes pela mesma razão são iguais aos gráficos para a

CAES, Figura 2 em anexo (3 estágios e potência de 300 MW para ambos os módulos).

Simulou-se através do algoritmo global e com base nos valores dos parâmetros obtidos para cada

desenho do módulo de compressão e expansão para os últimos 5 anos, o comportamento da A-CAES

de forma a obter-se o desenho ótimo em função do índice de margem, a exemplo do que se fez para a

CAES. Os resultados podem ser consultados em anexo na Tabela 2 para os 5 desenhos que em

melhores índices de margem resultaram.

Olhando aos resultados obtidos, o desenho ótimo foi alcançado para um módulo de compressão de

2 estágios e 300MW e um módulo de expansão de 2 estágios e 300MW com um IM=0,8539 que pode

ser visto na Tabela 4.6 na qual se descriminam os resultados dos parâmetros fundamentais ao exemplo

do que foi feito para o caso da CAES:


Nº Exp. 628 985 462 1 086 1 075 847

0,8

53

9

Nº Comp. 673 995 524 1 138 1 155 897

Nº Vazio 7 459 6 780 7 774 6 560 6 530 7 021

Nº Exp. (NA) 320 975 385 639 1878 839

Nº Comp. (NA) 266 688 556 463 1273 649

MCA (k�) 1 028,6 2 828,6 693,3 1 796,4 3 140,0 1 897,4

Energia (MWh) 107 622 156 417 87 283 181 322 187 001 143 929

Tabela 4.6 - Resultados do projeto A-CAES descriminados por ano (2009-2013) e médios (desenho

ótimo)

Por comparação com a CAES pode ver-se um aumento significativo do número de compressões e

expansões realizados anualmente. Este aumento deve-se ao facto de no modelo de pricing o ser

64

zero, levando a que os preços target estejam mais próximos do preço médio, permitindo que mais horas

num ano sejam consideradas horas target.


aumento do volume da cavidade ou mesmo da introdução de novas cavidades. Estudou-se além do

volume médio (500 000m3), o máximo no carriço (800 000m3). Os resultados podem ser vistos na

Tabela 4.7 para 500 000m3 e para as 3 mais rentáveis opções de aumento de volume.

Volume de

trabalho (m3)

Nº

Comp. Nº Exp.

Nº

Vazio

Nº Comp.

(NA)

Nº Exp.

(NA) MCA (k�)

Energia

(MWh) IM

500 000 897 847 7 021 649 839 1 897,4 143 929 0,8539

800 000 995 956 6 814 551 731 2 208,8 158 713 0,9616

2 x 500 000 1 048 1 014 6 703 511 673 2 329,4 166 571 0,8558

2 x 800 000 1 166 1 140 6 459 394 547 2 595,5 184 058 0,9037

Tabela 4.7 � Resultados do projeto A-CAES para diferentes volumes do reservatório.

Em comparação com a CAES, para este caso qualquer uma das 3 opções de aumento de volume

apresentadas na tabela se justificaria relativamente ao projeto base com uma cavidade de 500 000m3.

Ainda assim, para ambos os projetos o aumento ótimo de volume é a passagem para uma cavidade de

800 000m3. Ou seja, uma lixiviação mais prolongada de forma a aumentar o volume em 300 000m3.

Acima deste volume, os investimentos já não são rentabilizados pelas margens de contribuição, pelo

que este volume passou a fazer parte do desenho ótimo deste projeto.


Do ponto de vista das turbomáquinas e equipamentos mecânicos auxiliares bem como do

reservatório, o que foi escrito para a CAES aplica-se integralmente para a A-CAES.

Relativamente ao TA, como foi referenciado no subcapítulo 2.4.1, os que transmitem mais confiança

e menores custos, já tendo sido utilizado e não necessitando de largos períodos de estudo e

desenvolvimento são os TA Óleo � Ar, que foi o usado neste projeto, pelo que o projeto é viável a nível

tecnológico.


O projeto foi avaliado para o desenho ótimo. Tendo em conta o CAPEX=91,9M�

(LCOE=14,79�/MWh) cujo objetivo será amortizar num prazo de 30 anos, facilmente se percebe que a

de 2,209M� está abaixo do valor das amortizações anuais que sem contabilizar juros ou taxas de

rentabilidade resultaria em 3,063M�.

No sentido de perceber qual o cenário que viabilizasse a análise financeira do projeto, ou seja, que

satisfizesse a condição de VAL nulo (O VAL resultaria nulo para um CAPEX=43M�) analisou-se a

hipótese de implementar o projeto numa cavidade já existente de forma a aliviar o CAPEX inicial.

65

Neste cenário, o CAPEX reduzir-se-ia para 68,9M�, valor ainda acima dos 43M�. Calculando como

se traduz o CAPEX de 43M� em investimento na estação de superfície por potência instalada chega-

se ao valor de 143,3�/kW o que significaria uma redução relativamente ao valor estimado por potência

instalada (de ??? �/kWh) de aproximadamente 30,8%, um valor que permite sonhar com a viabilidade

do projeto para este cenário de cavidade já existente, tendo em conta que o espaço de 13 anos entre

a entrada em atividade da CAES de Huntorf e a de McIntosh, trouxe uma redução de 21% no custo

total entre as duas centrais e que no caso dos novos projetos, os investimentos, devido à tecnologia

que ainda não tem maturidade suficiente são traçados com uma margem de incerteza de 20%

aproximadamente (RWE, 2013).

4.3. CNGES

Para analisar a viabilidade da remodelação da estação de armazenamento de GN do Carriço para

uso como CNGES, há uma série de parâmetros extra relativamente aos últimos dois casos a analisar

para poder aferir a sua viabilidade técnica e económica.

Tal como para a CAES e A-CAES, foram usados os algoritmos secundários para obter de antemão

a informação respetiva aos parâmetros que regem a compressão e expansão, através da simulação do

enchimento e esvaziamento ininterrupto desde a pressão máxima de funcionamento à pressão mínima

e vice-versa. Estes diferem dos últimos dois já que o fluido de trabalho é agora o GN em vez do ar

atmosférico e que a pressão de saída da turbina é a pressão do gasoduto.

No caso da compressão, os parâmetros mais relevantes são a potência média, tempo de enchimento,

caudal médio, variação de pressão na cavidade, por hora de compressão e temperatura máxima à

saída do compressor. A Tabela 4.8 mostra os resultados obtidos para 1, 2 e 3 estágios de compressão

(os dois últimos com inter-refrigeração) bem como potências nominais do módulo de compressão de

100, 200 e 300MW.

Nº.

Estágios

Potência

nominal (MW)

Potência

média (MW)

Tempo

compressão (h)

Caudal

médio (kg/s)

(bar/h)

T mín

(k)

T máx

(k)

1

100 37,3 67 178,6 1,6 321,7 453,0

200 69,9 33 348,9 3,3 321,7 446,7

300 100,0 22 515,0 5,0 321,7 442,9

2

100 38,6 61 193,6 1,8 317,3 375,9

200 76,0 31 384,0 3,6 317,2 375,2

300 112,2 21 571,2 5,2 317,3 374,5

3

100 38,9 59 198,6 1,9 315,9 353,4

200 76,6 30 393,8 3,7 315,9 353,0

300 110,2 20 580,9 5,5 315,9 351,9

Tabela 4.8 � Resultados do ciclo de compressão ininterrompido da cavidade para diferentes

estágios e potências nominais (Projeto CNGES)

66

No caso da expansão, os parâmetros mais relevantes são os mesmos do módulo de compressão

mais o e podem ser vistos na Tabela 4.9 também para 1, 2 e 3 estágios de compressão (os dois

últimos com inter-refrigeração) para as potências nominais do módulo de compressão de 100, 200 e

300MW.

Nº.

Estágios

POT. Nominal

(MW)

Potência

média (MW)

Tempo de

expansão (h)

Caudal

médio (kg/s)

(bar/h)

T máx

(K)

1

100 28,1 65 184,5 1,7 384,1 0,15

200 57,8 32 374,8 3,4 384,1 0,15

300 89,4 21 571,2 5,2 384,1 0,16

2

100 26,9 64 187,5 1,7 329,7 0,01

200 56,3 31 385,6 3,6 329,7 0,01

300 88,6 20 595,0 5,5 329,7 0,01

3

100 26,8 63 190,0 1,8 313,3 0,00

200 55,3 31 386,2 3,6 313,3 0,00

300 87,0 20 596,1 5,5 313,3 0,00

Tabela 4.9 � Resultados do ciclo de expansão ininterrompido da cavidade para diferentes estágios

e potências nominais (Projeto CNGES)

A título exemplificativo, a par com o que se fez para os dois projetos anteriores, podem ver-se os

gráficos do comportamento de alguns parâmetros fundamentais ao funcionamento para 3 estágios e

potência de 300MW, para ambos os módulos, na Figura 3 em anexo.

Simulou-se através do algoritmo principal e com base nos valores dos parâmetros obtidos para cada

desenho do módulo de compressão e expansão para os últimos 5 anos, o comportamento da CNGES

de forma a obter-se o desenho ótimo em função do índice de margem, a exemplo do que se fez para

os dois projetos anteriores. Os resultados podem ser consultados em anexo na Tabela 3 para os 5

desenhos que em melhores índices de margem resultaram.

Olhando aos resultados obtidos, o desenho ótimo foi alcançado para um módulo de compressão de

2 estágios e 100MW de potência Instalada, e um módulo de expansão de 2 estágios e 100MW de

potência instalada com um IM=0,8269 que pode ser visto na Tabela 4.10 na qual se descriminam os

resultados dos parâmetros fundamentais:


Nº Exp. 662 1 067 484 1 171 1 188 914

0,8

26

9

Nº Comp. 656 988 498 1 123 1 149 883

Nº Vazio 7 442 6 705 7 778 6 490 6 423 6 968

Nº Exp. (NA) 272 878 350 537 1 744 756

Nº Comp. (NA) 272 677 560 541 1 263 663

MCA (k�) 239,6 540,2 230,1 432,1 700,3 428,5

Energia (MWh) 19 363 25 664 17 913 31 137 34 158 25 647

Tabela 4.10 - Resultados do projeto CNGES descriminados por ano (2009-2013) e médios

(desenho ótimo)

67


aumento do volume da cavidade ou mesmo da introdução de novas cavidades. Analisou-se além do

volume médio (500 000m3), o máximo no carriço (800 000m3). Rapidamente se percebeu que um

aumento de cavidade não seria um bom investimento, dada a relação entre o CAPEX para este projeto

de aproximadamente 20,7M� e o investimento de 3M� implícito no aumento para 800 000m3 face ao

aumento da margem de contribuição como comprovam os resultados. Por esta razão, colocou-se de

parte a análise do aumento de volume. Ao invés, analisou-se uma redução do volume para 200 000m3.

Os resultados podem ser vistos com um maior nível de detalhe na Tabela 4.11:

Volume de

trabalho (m3)

Nº

Comp. Nº Exp.

Nº

Vazio

Nº Comp.

(NA)

Nº Exp.

(NA) (k�)

Energia

(MWh) IM

200 000 713 705 7 347 835 968 357,1 20 858 0,8057

500 000 883 914 6 968 663 756 428,5 25 647 0,8269

800 000 985 1 043 6 738 561 632 454,1 27 454 0,7655

Tabela 4.11 � Resultados do projeto CNGES para diferentes volumes do reservatório.

Como se vê na tabela, seria mais proveitoso reduzir o volume da caverna para 200 000m3 do que

aumenta-lo para 800 000m3. No entanto o desenho ótimo verifica-se para os 500 000m3 com que se

iniciou a análise.


Para a análise da viabilidade da utilização da infraestrutura de armazenamento subterrâneo de GN

do Carriço como uma CNGES destacam-se algumas limitações tanto a nível da infraestrutura como as

inerentes à garantia da continuidade de abastecimento do SNGN que têm de ser incluídas como

condições a serem cumpridas quer por introdução de novos componentes quer por remodelação dos

existentes. As limitações inerentes à infraestrutura de armazenamento subterrâneo do Carriço são as

seguintes:

· Os grupos compressores para injeção de GN nas cavidades de armazenamento subterrâneo

trabalham a GN, ou seja, não podem fazer uso dos excedentes da produção de eletricidade a partir

das turbinas eólicas em períodos de vazio. Ter-se-ia de substituir estes compressores por

compressores elétricos.

· Os ciclos de expansão/compressão das cavidades de armazenamento devem respeitar uma

pressão mínima, por forma a garantir a estabilidade da cavidade face à pressão geostática. A

violação deste limite pode provocar o colapso da cavidade e acelerar a redução do seu volume por

fluência. Pressão mínima 70bar, pressão máxima 180bar.

As limitações relacionadas com os grupos de compressão e expansão foram levadas em conta no

projeto estando englobadas como CAPEX e os ciclos de compressão e expansão levaram em conta a

pressão mínima de 70bar e máxima de 180bar, sendo estas limitações ultrapassadas.

68

Por sua vez, as limitações inerentes à garantia da continuidade de abastecimento do SNGN são as

seguintes:

· A utilização da infraestrutura de armazenamento subterrâneo de GN do Carriço como CNGES está

limitada, presentemente, às capacidades de veiculação de GN na RNTGN apresentadas na Tabela

2.2. Sublinha-se à partida, a capacidade de importação do SNGN, designadamente as capacidades

das interligações internacionais de Campo-Maior e Valença do Minho e a capacidade de emissão

do terminal de GNL de Sines.

· A capacidade de aprovisionamento referida deve permitir sustentar a procura de GN do SNGN em

simultâneo com o enchimento do parque de cavidades num ciclo de compressão. Com efeito, a

utilização da infraestrutura de armazenamento subterrâneo de GN do Carriço como CNGES

equivale a acrescentar um consumidor e um fornecedor, com uma potência instalada muito

elevada, cujo consumo/fornecimento equivale à capacidade de compressão/expansão dos seus

módulos de injeção/extração de gás para as cavidades.

É fundamental, por isso, avaliar o impacto de adicionar um ponto de entrada e saída da RNTGN com

estas características e uma utilização frequente, transcendendo a utilização perspetivada atualmente

para o armazenamento subterrâneo de GN do Carriço, cuja função tem sido fundamentalmente o

armazenamento das reservas de segurança estabelecidas no Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de julho,

na redação que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º 231/2012, de 26 de outubro.

Torna-se fundamental comparar os caudais envolvidos. Os caudais médios para o desenho ótimo do

projeto são como se viu 193,6kg/s para a injeção e 187,5kg/s para a extração. O que em condições

PTN representa um caudal de 664 258m3/h e 643328m3/h respetivamente. Comparando estes valores

com as capacidades de interligação, percebe-se que o impacto é brutal dado que para fins comerciais,

a capacidade por exemplo da interligação de campo maior prevê um caudal de entrada de 450 000m3/h

(PTN) e de saída de 245 000m3/h (PTN). Dada a imprevisibilidade e o curto tempo de aviso de entrada

em funcionamento da central devido à sua correlação com a imprevisibilidade dos preços em mercado

diário elétrico, seria muito difícil fazer-se esta gestão e ter-se-ia provavelmente que proceder à paragem

ou desvio de contratos de lotes de GN Argelino por gasoduto, para acomodar a injeção do gás da

cavidade para a RNTGN, o que não está pensado nos dias correntes, tão pouco autorizado.

Desta forma teria de ser a REN, a dar o aval para um projeto deste tipo em conformidade com o

deposto no artigo 13.º do Decreto-Lei n.º140/2006 que estabelece que a Gestão Técnica Global do

SNGN é uma das competências do operador da rede de transporte, na circunstância a REN Gasodutos,

integrada no grupo REN. O n.º 2 do referido artigo define a Gestão Técnica Global do SNGN como a

�coordenação sistémica das infraestruturas do SNGN, de forma a assegurar o funcionamento integrado

e harmonizado do sistema� e a �continuidade de abastecimento de GN� aos consumidores finais e ao

mercado na sua generalidade.

O operador da rede de transporte deve, entre outras responsabilidades, �informar sobre a viabilidade

de acesso solicitado por terceiros às infraestruturas� do SNGN e �emitir instruções sobre as operações

de transporte incluindo o trânsito no território continental, de forma a assegurar a entrega de gás em

condições adequadas e eficientes nos pontos de saída da rede de transporte�.

69

Ambas as obrigações constituem o core da Gestão Técnica Global do SNGN, pelo que dado que

ambas estariam comprometidas com o impacto que teria este novo ponto de entrada e saída

intermitente, o projeto seria incomportável para o SNGN.

Pesa também na viabilidade deste projeto o Ten!Year! Investment!Plan que, entre outros aspetos,

procura salvaguardar a segurança do abastecimento europeu e a existência de uma rede de

infraestruturas que coloque o mínimo de constrangimentos ao funcionamento do mercado interno

comunitário, que tem de ser respeitado, e que teria de aprovar o investimento respetivo, podendo

representar mais um entrave. (No subcapítulo 2.2.3 é aprofundada a Gestão Técnica Global do SNGN).

Relativamente à possibilidade de uso do line-pack! como forma de acomodação da variação de

pressão correspondente ao gás injetado para a rede, este representa uma segurança do sistema para

casos de falta de gás ou excesso do mesmo, não estando projetado nem a nível mecânico nem logístico

para uso frequente, além de que representa 7Mm3 (PTN) o que para o caudal médio de injeção obtido

das cavidades para o gasoduto de 664 258m3/h, resulta em 10,5 horas de funcionamento da central,

que é um período muito curto.

Assim sendo, a viabilidade técnica deste projeto para esta potência de 100MW fica muito

comprometida e pode concluir-se que é incomportável para os dias que correm.

Só para o caso de uma subida grande no consumo de GN no país por implementação de novas

CGTS, por exemplo, que implicasse novas obras já pensadas para poder também englobar um sistema

desta natureza é que o projeto poderia ter viabilidade.

No entanto fica o registo de que num sistema de GN com muito maiores volumes, e interligações,

como é o caso da Inglaterra, Alemanha, etc� esta dificuldade poderia talvez ser comportada com muito

maior facilidade do que no caso nacional. No panorama nacional só o seria, baixando-se

substancialmente o caudal injetado e extraído, o que implicaria uma potência muito abaixo dos 100MW.

Dado o objetivo de um projeto desta natureza de acomodar a penetração das renováveis, uma

potência abaixo deste valor, reduz muito o impacto do projeto no sistema elétrico nacional.


Independentemente dos resultados obtidos para a viabilidade técnica a nível nacional descrita no

capítulo anterior, fez-se ainda assim a análise de viabilidade financeira do projeto, já que é um projeto

que poderia ter cabimento num outro sistema de GN além-fronteiras com maiores volumes.

O desenho ótimo representa um CAPEX de 20,7M� aproximadamente (LCOE=22,13�/MWh). Dado

o período de amortização de 30 anos, as amortizações anuais sem contabilizar quaisquer juros ou

taxas de rentabilidade dos investimentos, resulta em 0,690M�. Dada a de 0,428M�, não são

precisos cálculos de métricas financeiras para concluir que o projeto nestas condições não é viável.

Com o objetivo de perceber para que condições seria o projeto viável, considerou-se o cenário da

redução do preço de contrato do GN para metade.

Assim, fez-se a análise para um preço de 10�/MWh. Nestas condições, e para o desenho ótimo, os

resultados obtidos são mostrados na Tabela 4.12:

70


Nº Exp. 665 1 081 494 1 179 1 190 922

0,8

40

76

Nº Comp. 658 1 000 507 1 126 1 152 889

Nº Vazio 7 437 6 679 7 759 6 479 6 418 6 954

Nº Exp. (NA) 277 869 348 543 1 746 757

Nº Comp. (NA) 277 679 566 541 1 265 666

MCA (k�) 241,3 547,8 238,6 437,3 713,3 435,7

Energia (MWh) 19 338 25 889 18 183 30 832 34 353 25 719

Tabela 4.12 � Resultados para um contrato de GN reduzido a metade (10�/MWh � CGNES)

Como se pode ver, a redução do preço do contrato do GN para metade, em pouco altera os

resultados. Isto deve-se às temperaturas de entrada na turbina serem baixas, muito próximas das

temperaturas de saída da caverna sendo o peso do preço do gás no modelo de pricing reduzido e a

não cresce o suficiente para se poder chegar a um VAL maior ou igual a zero. Calculou-se então

qual o investimento necessário para que o projeto fosse viável (VAL=0). Este resultou num CAPEX de

7,7M�, o que representa um custo de 77�/kW, representando uma redução de custo de 62,9%, um

valor muito difícil de se alcançar.

4.4. A-CNGES

No caso da A-CNGES, existe uma diferença significativa perante o projeto adiabático com ar, que é

o facto das temperaturas de saída do compressor em relação às de entrada na turbina, que para o

modelo adiabático têm que ser maiores uma em relação à outra respetivamente, o serem apenas para

3 combinações de estágios quando seria desejável serem-no para 9 combinações.

Por esta razão, aumentou-se o valor da pressão mínima e diminuiu-se o valor da pressão máxima da

cavidade, de forma a aumentar e reduzir as temperaturas mínima de compressão e máxima de

expansão, respetivamente.

Desta forma, não se apresentam os resultados dos ciclos completos de compressão e expansão

ininterruptos para a CAES (à imagem do que foi feito aquando da análise dos outros três projetos), já

que tiveram de ser realizadas várias simulações com diferentes pressões.

No entanto, dada a possibilidade de combinação às mesmas pressões que a A-CAES para a

combinação com 3 estágios de compressão com 3 estágios de expansão, os gráficos podem ser vistos

para esta combinação na Figura 3 em anexo sendo então iguais ao exemplo do projeto CNGES.

Começou por se aumentar o valor mínimo para 90bar dado que no gasoduto, como já foi referido,

podem registar-se pressões limite de 84bar, o que permitiu mais duas combinações.

Posteriormente experimentou-se a redução da pressão máxima para 160bar, permitindo mais uma

combinação, e assim sucessivamente. A Tabela 4.13 mostra para que valores de pressão mínima e

máxima (mínima/máxima) pode ser implementada cada combinação de estágios (SA = Sem Alcance):

71

Estágios Comp. 1 2 3

Estágios Exp. 1 2 3 1 2 3 1 2 3

Pmín/Pmáx

(bar) 100/150 80/180 70/180 SA 90/180 70/180 SA 90/160 70/180

Tabela 4.13 � Rango de pressões consoante as combinações de estágios para os módulos de

compressão e expansão (A-CNGES).

Duas das combinações não foram possíveis fazer-se já que as temperaturas nunca chegaram aos

valores requeridos. Correu-se o algoritmo principal e os resultados podem ser consultados em anexo

na Tabela 4 para os 5 desenhos que em melhores índices de margem resultaram.

Neste projeto o desenho ótimo foi obtido para 1 estágio e 200MW para ambos os módulos, com um

IM=0,8401 e como tal, para uma pressão mínima da cavidade de 100bar e uma pressão máxima de

150bar. Os resultados podem ser vistos na Tabela 4.14:


Nº Exp. 387 544 268 512 459 434

0,8

40

1

Nº Comp. 510 713 356 670 604 571

Nº Vazio 7 863 7 503 8 136 7 602 6 914 7 697

Nº Exp. (NA) 561 1 416 579 1 213 2 494 1 253

Nº Comp. (NA) 429 970 724 997 1 824 989

MCA (k�) 768,7 1 384,2 530,9 949,3 988,3 924,3

Energia (MWh) 46 987 65 022 34 202 60 704 55 966 52 576

Tabela 4.14 � Resultados do projeto A-CNGES descriminados por ano (2009-2013) e médios

(desenho ótimo)

Para o desenho ótimo, analisaram-se os resultados no caso de um possível aumento do volume da

cavidade ou mesmo da introdução de novas cavidades. Estudou-se assim além do volume médio (500

000m3), o máximo no carriço (800 000m3). Os resultados podem ser consultados na Tabela 4.15 para

as três melhores opções.

Volume de

trabalho (m3)

Nº

Comp. Nº Exp.

Nº

Vazio

Nº Comp.

(NA)

Nº Exp.

(NA) MCA (K�)

Energia

(MWh) IM

500 000 571 434 7 697 989 1 253 924,3 52 576 0,8401

800 000 659 515 7 591 888 1 172 1 004,7 59 635 0,8549

2 x 500 000 695 549 7 521 864 1 138 1 046,2 62 456 0,6538

2 x 800 000 774 621 7 370 786 1 065 1 147,6 68 269 0,6850

Tabela 4.15 � Resultados do projeto A-CNGES para diferentes volumes do reservatório

Como mostram os resultados da tabela, para o projeto e desenho em questão, justificar-se-ia um

maior período de lixiviação de forma a aumentar a cavidade para 800 000m3. No entanto, a construção

de mais cavidades não se justifica independentemente do volume já que o aumento da margem de

contribuição não é o suficiente para cobrir o maior investimento necessário.

72


Aplica-se na íntegra o que foi escrito no subcapítulo 4.3.1 respeitante à CNGES. Dado que os caudais

neste caso seriam aproximadamente o dobro, a situação seria ainda mais extrema pelo que a nível

nacional este projeto muito dificilmente seria comportável e aceite por parte do SNGN. Relativamente

ao TA, aplica-se também na íntegra o que foi escrito no subcapítulo 4.2.1 em relação ao mesmo.

4.4.2. Viabilidade financeira

O desenho ótimo representaria um CAPEX de 47M� aproximadamente (LCOE=20,54�/MWh). Dado

o período de amortização de 30 anos, as amortizações anuais sem contabilizar quaisquer juros ou

taxas de rentabilidade dos investimentos, resultam em 1,567M�. Dada a de 1,004M�, não são

precisos cálculos de métricas financeiras para concluir que o projeto nestas condições não é viável.

Com o objetivo de perceber para que condições seria o projeto viável calculou-se o CAPEX que torna

o valor do VAL nulo. O resultado foi um CAPEX=19,2M� que representa uma redução de 59,1% face

ao valor estimado, que é muito, para uma percentagem redução de preço tecnológico requerida, não

sendo o projeto viável a nível financeiro.

4.5. Resultados Conjuntos

Tendo em vista o modelo de pricing utilizado nos algoritmos globais dos 4 projetos, seria expectável

que o comportamento das MCA variasse diretamente com o comportamento do preço da eletricidade.

Mais concretamente com a sua dispersão em relação à média. Para apurar a variação das MCA com

o preço da eletricidade, o coeficiente de variação (CV) dos preços foi calculado para cada ano e usado

como medida para contabilizar a dispersão dos mesmos, sendo comparado com as MCA dos projetos.

A correlação entre as MCA médias dos 4 projetos e o CV foi de 96%. Concluindo-se como era

espectável, que o valor das MCA varia diretamente com o valor do CV sendo que quanto maior este

último (quanto mais voláteis os preços da eletricidade) maiores MCA se adquirem. Estes valores estão

apresentados na Tabela 4.16 que se podem comparar com as várias MCA dos vários desenhos dos 4

projetos nas Tabelas 1 a 4 em anexo.

ANO COEFICIENTE

DE VARIAÇÃO (%) IPH

2009 23,86 48,5 0,77

2010 39,37 65,5 1,31

2011 20,03 59,9 0,92

2012 25,43 58,2 0,47

2013 43,00 74,1 1.26

Tabela 4.16 � Relação entre coeficiente de variação dos preços do mercado, percentagem do mix

PRE+hídrica na produção elétrica total e índice de produtibilidade hidroelétrica (IPH).

73

O CV dos preços da eletricidade está por sua vez relacionado com o tipo de energia produzida no

total de produção elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Por exemplo, quanto maior é a penetração do

mix PRE+hídrica na produção total, menor é a presença das centrais térmicas na formação do preço.

A correlação entre a MCA média para os 4 projetos e a percentagem do mix PRE+hídrica na produção

total (81%) bem como a correlação entre o CV e a percentagem do mix PRE+hídrica na produção total

(também de 81%) sustenta este fenómeno. Conclui-se que para 81% dos casos, o CV pode então ser

explicado pelo nível de penetração do mix PRE+hídrica na produção total.

Contudo em anos secos, nos quais se verifica uma maior contribuição no preço por parte de

tecnologias marginais de base térmica (no caso Português as centrais de ciclo combinado a GN),

qualquer volatilidade que ocorra no preço do GN nos referenciais de mercado TTF, Zeebrugge e NBP

e/ou no preço do CO2, é também refletida na volatilidade dos preços do mercado elétrico. Este facto

justifica em grande parte a �anormalidade� que se pode verificar para o ano de 2009, na Tabela 4.16,

tendo sido este ano um ano seco (com um índice de produtibilidade hidroelétrica de 0,77) no qual houve

volatilidade de preço na tecnologia marginal (CCGTs a GN) que provocou a transmissão do efeito para

os preços do mercado no MIBEL pelo que, embora a influencia do mix PRE+hídrica na produção total

seja a menor dos últimos 5 anos, se tenha verificado um coeficiente de variação, por exemplo, acima

de 2011 (para o qual o mix PRE+hídrica foi aproximadamente 10% maior).

Deste modo fica clara a importância da volatilidade de preços, para que a rentabilidade deste tipo de

armazenamento energético seja a desejada, pelo que este tipo de armazenamento energético faz tanto

mais sentido quanto maior a potência instalada e a percentagem no total da produção elétrica do mix!

PRE+hídrica.

74

5. Comparação entre CAES e PHES

Como já foi referido, existem basicamente apenas dois sistemas de armazenamento energético

capazes e com provas dadas, a uma escala válida para poder interferir na estabilidade da rede elétrica

tendo a capacidade de armazenar energia em excesso: PHES e CAES (e respetivas variantes dos dois

sistemas, principalmente a A-CAES cuja primeira central estará prestes a entrar em funcionamento).

Ambos os sistemas foram já descritos no subcapítulo 2.4. Neste capítulo faz-se uma comparação

entre os dois tipos de sistema de forma a destacar as principais diferenças entre os dois:

Impacto Ambiental e aceitação social:

Uma grande vantagem das CAES relativamente às PHES e suas variantes, é o impacto ambiental

associado e a aceitação social. Para possibilitar a construção de uma barragem, é na maioria das vezes

necessário o bloqueamento de rios para construção dos reservatórios. Este bloqueio dos cursos

naturais da água colidam com o ecossistema fluvial e levam geralmente a alagamentos de áreas outrora

secas que destroem habitats de fauna selvagem e alteram significativamente a paisagem.

O bombeio, pode também resultar num aumento da temperatura da água, podendo dar origem a

remoções de sedimentos dos fundos dos reservatórios deteriorando a qualidade da água. Pode ainda

representar uma armadilha para os animais aquáticos do local, acabando estes por morrer no processo

de bombeio. Podem também interromper-se migrações de algumas espécies de peixes, sendo que

algumas barragens têm até sistemas para diminuir este efeito possibilitando os mesmos de �galgar� a

barragem, no entanto nunca se consegue reduzir este efeito a cem por cento. Todas estas barreiras

além de gerarem fortes repúdios a nível social são de facto significativas, a ponto de terem já resultado

no cancelamento de vários projetos que teriam A!priori condições técnicas e financeiras para serem

realizados. Um caso de grande debate é a barragem de Foz Tua (AR, 2013).

Para a CAES e A-CAES, estes problemas praticamente não existem, sendo a percentagem de

aceitação social e ambiental deste tipo de projetos praticamente 100%, dado que os reservatórios são

subterrâneos e a única parte visível é a estação de superfície. A numerosa área de diápiros salinos

permite também que estas sejam construídas em zonas distanciadas de zonas habitadas. Foram

realizados estudos ambientais e todos concluem que os impactes negativos gerados não são muito

significativos e possuem um caráter dominantemente temporário e reversível, na medida em que se

produzirão sobretudo na fase de construção, com a rejeição da salmoura e seus efeitos nas

comunidades marinhas, podendo no entanto este tipo de problema ser resolvido com a entrega da

salmoura a indústrias específicas. Os impactes associados à instalação das tubagens de adução de

água e rejeição da salmoura podem ser minimizados com uma correta gestão da obra, minimizando as

áreas afetadas, sucedendo o mesmo com os acessos. Este é um tipo de armazenagem que ocupa

menos espaço a nível do solo e tem um impacte visual menor do que a feita em superfície, não

apresentando risco de explosão, dada a ausência de ar (Nunes, 2010).

75

Para o caso específico do complexo de armazenamento de GN do Carriço, a empresa COBA esteve

a cargo do estudo de impacto ambiental da construção das últimas 3 cavidades do qual resultou que

�O nível de risco associado (�) é classificado!como!reduzido!ou!insignificante ou seja, aceitável�. !

Pelas razões anunciadas se conclui que a CAES leva uma enorme vantagem em relação à PHES

neste capítulo do impacto visual e aceitação social.

Comparação técnica e económica:

Ambos os sistemas têm a vantagem de conseguir armazenar energia elétrica em larga escala de

forma eficiente possibilitando uma melhor gestão da rede elétrica reduzindo as flutuações entre a

potência elétrica produzida e consumida possibilitando maiores níveis de penetração das ER

intermitentes, capacidade de arranque rápido e Black-Start!(Banach & Klafki, 2012).

No entanto, a PHES leva vantagem em relação à CAES na maioria dos aspetos, uma vez que é uma

tecnologia que já tem vários anos, tendo atingido o ponto de maturidade tecnológica, com centenas de

centrais por todo o mundo, permitindo calcular uma série de fatores relacionados ao projeto com toda

a exatidão requerida e desejada. No entanto, as exigências específicas locais, a ligação à rede elétrica

que nem sempre está por perto, a venda da eletricidade produzida, o quadro regulador incerto, a

escassez de informações corretas e o recrutamento bem como a formação de técnicos especializados

coloca muitas vezes um travão neste tipo de projetos.

O seu tempo de arranque ronda um minuto, podendo mesmo arrancar em alguns segundos,

permitindo uma resposta quase imediata para o operador da rede, transmitindo uma segurança

excelente à central. A sua eficiência que está entre os 55 e os 85% (dependendo das características

do sistema), o elevado tempo de descarga e um período de vida que atinge os 50 anos com facilidade

são vantagens tremendas para este tipo de central.

Relativamente à CAES, pelo contrário, o seu nível de desenvolvimento ainda não atingiu a maturidade

desejada, já que apenas existem duas centrais, e nestas houve a necessidade de se fazerem

mudanças ao longo do tempo, reajustes a nível técnico. Relativamente às suas variantes, não há

nenhuma central atualmente construída, não passando estas de projetos. Os rendimentos das centrais

existentes são de 42% e 54%, sendo que as variantes adiabáticas prometem rendimentos superiores

de 70%, no entanto, este número terá que ser comprovado efetivamente. Embora tenham um arranque

rápido não conseguem ainda competir com o arranque das PHES, o seu tempo médio de vida ronda

os 40 anos. Esta comparação a nível técnico pode ser vista na Tabela 5.1.

A nível financeiro, os investimentos totais necessários para as PHES são muito variáveis consoante

uma série de fatores como as exigências específicas locais, estando entre os 470�/kW e 2170�/kW.

Valores que não estão longe dos apontados para a CAES e variantes entre os 380�/kWh e os

1300�/kWh (RWE, 2013),(Steta, 2010). No entanto, a PHES tem vindo a ser usada como up-grade à

barragem convencional, ou seja, em sistema aberto (pump-back PHES) como referido no subcapítulo

2.4.2, pelo que pode beneficiar da vantagem de gerar eletricidade sem necessitar de fazer o bombeio

da água, já que o seu reservatório tem a capacidade de encher naturalmente ao contrário da CAES,

que necessita sempre de ativar o compressor para encher o reservatório sendo esta uma grande

vantagem a nível económico de forma a obter margens de contribuição maiores, e períodos de retorno

76

inferiores, obtendo índices de rentabilidade muito superiores à CAES (Deane et al, 2009). O facto de

ser uma tecnologia mais cimentada face à CAES traz também maior confiança aos investidores

externos.

Tabela 5.1 � Comparação de características de funcionamento entre as CAES e PHES

(Adaptada: stoRE, 2013)

Tecnologia Capacidade Tempo de respostaTempo de

descargaEficiência

Tempo

de vida

Estado de

desenvolvimento

Parada: 1 min.

Ainda em rotação: 10 seg.

Compressed Aire

Energy Storage (CAES)25 MW - 2.5 GW 15 min. 2 - 24 h 40 - 70%

15 - 40

anos

maturidade e prematuro

(caso das variantes)

Pumped Hydro energy

Storage (PHES)5 MW - 2 GW 4 - 100 h 55 - 85% 50 + anos Maturidade

77

6. Conclusões e desenvolvimentos futuros

6.1. Conclusões

O trabalho desenvolvido nesta dissertação teve como objetivo principal a análise da viabilidade tanto

a nível técnico como económico de quatro projetos de armazenamento energético cada um com o seu

sistema: CAES, A-CAES, CNGES e AA-CNGES, enquadrando-se estes no objetivo de contribuir, a par

com as PHES, para a minimização da volatilidade das energias intermitentes na rede elétrica nacional,

com enfoque na energia eólica que no ano de 2013 representou 24% da produção elétrica, tendo em

conta o escaço armazenamento energético disponível em Portugal relativamente à potência eólica

instalada no país, bem como o objetivo de uma crescente penetração da mesma na realidade

energética nacional, pondo em causa a sustentabilidade da rede elétrica.

Foram corridos modelos termodinâmicos, de pricing e avaliação financeira desenvolvidos em

MATLAB e EXCEL que permitissem simular para os 4 projetos, o seu funcionamento para diferentes

anos, enquadrado no sistema elétrico nacional e SNGN com o objetivo de aferir a sua viabilidade

técnica e económica. As principais diferenças entre os quatro modelos são a vertente adiabática ou

não, bem como o tipo de fluido de trabalho em causa.

Os resultados obtidos para as simulações realizadas para os últimos cinco anos, mostraram que

apenas o projeto referente à construção de uma A-CAES aplicada a uma cavidade já existente, permite

sonhar com a possibilidade da viabilidade do projeto na realidade do mercado elétrico nacional, tendo

os resultados apontado para um investimento correspondente a um VAL nulo, aproximadamente 30%

abaixo daquele que foi considerado ser o investimento necessário para este projeto.

Dada a rápida evolução da tecnologia e otimização de custos bem como os projetos atualmente em

curso para otimizar este tipo de sistema cuja avaliação de investimentos é feita com uma margem de

20% de desvio, pode concluir-se que este projeto poderá de facto fazer sentido a nível nacional, sendo

que há inclusivamente muitos outros fatores que não foram contabilizados nesta dissertação já que o

objetivo deste estudo é uma primeira análise global do sistema, tendo sido por essa razão desprezados

uma série de possibilidades que podem influir para aumentar as margens de contribuição, como a

redução dos custos fixos operacionais dos módulos de compressão e expansão, o aumento dos

rendimentos das turbomáquinas ou mesmo o uso de turbomáquinas distintas, etc�

De resto, um aspeto também importante a retirar deste estudo é o facto das margens de contribuição

obtidas para este tipo de sistemas variarem proporcionalmente com a volatilidade dos preços do

mercado elétrico MIBEL. Assim, a maiores coeficientes de variação dos preços, correspondem também

maiores margens de contribuição. Desta forma, estes sistemas beneficiam de anos húmidos, nos quais

há geralmente mais vento e onde o peso da produção do mix PRE+ hídrica no total de produção elétrica

é elevado, resultando em flutuações mais acentuadas na variabilidade dos preços da energia elétrica.

No caso de anos secos, a produção de energia é mais estável baixando os níveis de produção do mix

PRE + hídrica no total de produção elétrica fazendo baixar as margens de contribuição deste tipo de

projetos. No entanto para anos secos, nos quais a percentagem de produção de centrais de produção

a GN é maior, quando se verificam volatilidades elevadas dos preços do GN (nos referenciais de

78

mercado TTF, Zeebrugge e NBP), essa mesma volatilidade transmite-se ao preço do mercado,

resultando em valores elevados do coeficiente de variação.

Dada a tendência na produção total de eletricidade que o mix PRE+hídrica tem vindo a mostrar de

um aumento sustentado ano após ano, a tecnologia A-CAES poderá de facto vir a ter uma janela de

oportunidade no panorama nacional.

Nos restantes três casos, os custos associados eram muito elevados relativamente aos estimados,

não augurando a possibilidade de viabilidade dos respetivos sistemas, mesmo com alterações

significativas.

Para o caso da CAES especificamente, abordaram-se algumas situações que pudessem contribuir

para aproximar o VAL a um valor considerado aceitável, como o aumento do volume da cavidade e a

redução do preço contratual do GN, mas ainda assim os resultados não foram satisfatórios. No entanto,

a nível técnico conclui-se a par do que se concluiu para a A-CAES que estão reunidas as condições a

nível técnico para a realização de um projeto deste tipo.

Nos projetos envolvendo o SNGN, concluiu-se para ambos, que além de financeiramente não serem

viáveis com custos de instalação muito altos relativamente às margens de contribuição geradas, a nível

técnico são vários os desafios implicados na sua viabilidade, que se prendem fundamentalmente com

a sua integração no controlo e gestão do SNGN, já que os caudais a injetar e extrair das cavidades

para o gasoduto são muito elevados quando comparados com os valores disponíveis para fins

comerciais nas ligações com Espanha, com as capacidades de injeção e extração nas cavidades e

terminal de Sines, o que implicaria investimentos na estação de superfície do complexo do Carriço de

modo a viabilizar o seu funcionamento para os caudais implícitos, no terminal de Sines, e nas

interligações e gasoduto de alta pressão bem como a contabilização de mais um ponto de alto consumo

ou fornecimento no SNGN o que, no panorama atual Português, com os volumes registados, seria uma

tarefa muito complicada tanto a nível da gestão técnica dos componentes envolvidos no transporte e

armazenamento do gás, como a nível da gestão de contratos de volumes vindos da Argélia por navio

metaneiro e Nigéria por gasoduto na interligação de Campo-Maior.

No entanto, não se coloca de parte a viabilidade de projetos desta natureza noutros países cujos

volumes de GN sejam muito superiores, onde os contratos são feitos ao segundo, cuja disponibilidade

de colocação ou extração de gás na rede não apresente qualquer desafio no funcionamento do SNGN

dada a movimentação existente, preferencialmente com várias interligações a países vizinhos para

facilitar movimentações de volumes e cujo mix PRE+ hídrica tenha um peso elevado no sistema de

produção elétrico.

Comparativamente à PHES, este tipo de sistemas vê-se tecnicamente ainda num ponto de

maturidade muito inferior, o que leva a custos de produção de componentes integrantes do sistema

superiores ao desejado tendo em conta a energia produzida bem como a recuperação financeira do

investimento. No entanto, a janela de novas oportunidades para este tipo de sistemas relativamente à

PHES, é claramente mais larga, tendo em conta o impacto ambiental, aceitação social e as exigências

específicas locais de cada sistema.

79

6.2. Desenvolvimentos futuros

Como foi referido ao longo da dissertação, a tecnologia tipo CAES visa poder fornecer um suporte

sustentável e significativo à penetração das energias de carácter intermitente, permitindo uma melhor

gestão da produção e da própria rede energética suavizando diferenças entre procura e oferta de

energia. Dada a natureza ampla de uma dissertação deste tipo, muito fica por abordar ou explorar com

mais detalhe. De seguida são apresentadas propostas para possíveis futuros desenvolvimentos a

realizar:

· Análise técnica e financeira da hipótese de armazenamento de energia sob forma de ar comprimido

em �bolsas de energia� submergíveis (Figura 6.1). Ao insuflar os sacos e submergi-los até uma

determinada profundidade, gera-se uma pressão hidrostática correspondente (a 600m, pode

armazenar-se cerca de 70MWh numa bolsa de 20m de diâmetro). Assim, o objetivo é reduzir-se

significativamente os custos do modulo e custos de compressão e ter-se uma pressão constante

no interior do saco, independentemente da quantidade de ar dentro da bolsa, o que torna o

processo mais estável ao ter-se uma relação de pressão constante tanto na expansão como

compressão, sendo mais fácil cumprir com as condições de desenho/projeto, podendo mesmo

resultar em eficiências mais altas, ideia atrativa na utilização direta com turbinas eólicas offshore

(Kim et al, 2011.a).

Figura 6.1 � �Bolsas de Energia� (Adaptada: Theengineer, 2013).

· Estudo detalhado de um modelo de transferência de calor entre caverna e terrenos circundantes

no Carriço, bem como do TA, a fim de determinar as perdas em função de variações de pressão,

horas de funcionamento, tempos de paragem, etc�

· Instalação de um recuperador de calor nos sistemas não adiabáticos (CAES e CNGES) (Biasi,

2009).

· Diferentes tipos de módulo de compressão e expansão para o caso das cavidades do carriço. Por

exemplo compressão e expansão a caudal constante e rendimentos variáveis.

· Estudo da CAES a pressão constante (beneficiando das vantagens já descritas acima) por coluna

de água, por bombeio de água e por conjunto bomba/motor e dois reservatórios (Kim et al, 2011.a).

Dada a localização do carriço perto da costa esta poderia ser uma opção embora ousada,

interessante para um futuro estudo. Estes sistemas podem ver-se representados na Figura 6.2:

80

Figura 6.2 � CAES com coluna de água de compensação (a), bombeio de água (b), e conjunto

bomba/motor com dois reservatórios (c). (Adaptada: Kim et!al(1), 2011).

81

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I

Anexos

Figura 1 � Esquema representativo da RNTIAT em Dezembro de 2012 (Fonte: ERSE)

II

Compressão Expansão CAES

Nº Est. POT

Nº Est. POT


3 300 3 300

Nº Exp. 128 249 55 90 307 166

0.2

631

Nº Comp. 110 306 77 106 321 184

Nº Vazio 8 522 8 205 8 628 8 588 8 132 8 415

Nº Exp. (NA) 25 24 0 4 557 122

Nº Comp. (NA) 25 373 150 298 963 362

MCA (k�) 299,0 1 115,6 274,2 257,4 961,3 581,5

Energia (MWh) 17 020 55 038 14 552 18 804 54 254 31 934

Rácio gás 1,438 1,490 1,519 1,490 1,429 1,473

3 200 3 200

Nº Exp. 152 265 55 85 367 185

0.2

780

Nº Comp. 132 334 79 108 378 206

Nº Vazio 8 476 8 161 8 626 8 591 8 015 8 374

Nº Exp. (NA) 1 3 0 0 497 100

Nº Comp. (NA) 3 339 148 265 901 331

MCA (k�) 282,3 833,4 188,4 201,1 774,6 456,0

Energia (MWh) 13 738 40 571 10 112 11 960 42 449 23 766

Rácio gás 1,445 1,501 1,523 1,530 1,432 1,486

3 100 3 100

Nº Exp. 153 263 54 80 509 212

0.2

606

Nº Comp. 135 360 81 112 515 241

Nº Vazio 8 472 8 137 8 625 8 592 7 736 8 312

Nº Exp. (NA) 0 0 0 0 350 70

Nº Comp. (NA) 0 309 146 257 762 295

MCA (k�) 139,2 466,7 94,9 106,6 586,7 278,8

Energia (MWh) 6 921 22 534 5 188 6 966 28 803 14 082

Rácio gás 1,450 1,516 1,527 1,518 1,441 1,490

3 200 3 300

Nº Exp. 108 235 55 101 273 154

0.2

798

Nº Comp. 138 402 114 181 422 251

Nº Vazio 8 514 8 123 8 591 8 502 8 065 8 359

Nº Exp. (NA) 46 40 0 6 591 137

Nº Comp. (NA) 0 291 113 223 863 298

MCA (k�) 285,3 992,5 309,0 276,6 829,3 538,5

Energia (MWh) 14 185 46 758 14 284 21 586 47 410 28 845

Rácio gás 1,430 1,475 1,517 1,486 1,426 1,467

3 100 3 200

Nº Exp. 91 232 55 87 309 155

0.2

667

Nº Comp. 138 500 155 216 629 328

Nº Vazio 8 531 8 028 8 550 8 481 7 822 8 282

Nº Exp. (NA) 64 43 0 0 641 150

Nº Comp. (NA) 0 193 72 151 594 202

MCA (k�) 133,3 608,5 230,2 215,0 620,0 361,4

Energia (MWh) 6 612 28 428 9 744 13 067 38 524 19 275

Rácio gás 1,417 1,467 1,520 1,501 1,422 1,465

Tabela 1 � Resultados do algoritmo global para o projeto CAES

III

Compressão Expansão A-CAES Nº

Est. POT Nº

Est. POT Parâmetros 2009 2010 2011 2012 2013 Média

IM

3 300 3 300

Nº Exp. 617 987 454 1071 1044 835

0.8

313

Nº Comp. 648 953 500 1090 1079 854

Nº Vazio 7 495 6 820 7 806 6 623 6 637 7 076

Nº Exp. (NA) 331 973 393 654 1909 852

Nº Comp. (NA) 291 730 580 577 1349 705

MCA (k�) 1149,1 2868,3 768,1 1962,1 3134,1 1976,3

Energia (GWh) 109,3 156,3 86,5 182,1 182,1 143,3

2 300 2 300

Nº Exp. 628 985 462 1086 1075 847.2

0.8

539

Nº Comp. 673 995 524 1138 1155 897

Nº Vazio 7 459 6 780 7 774 6 560 6 530 7 021

Nº Exp. (NA) 320 975 385 639 1878 839.4

Nº Comp. (NA) 266 688 556 463 1273 649.2

MCA (k�) 1028,6 2828,6 693,3 1796,4 3140,0 1897,4

Energia (GWh) 107,6 156,4 87,3 181,3 187,0 143,9

3 200 3 200

Nº Exp. 675 1088 502 1174 1205 929

0.8

329

Nº Comp. 702 1055 545 1176 1229 941

Nº Vazio 7 383 6 617 7 713 6 434 6 326 6 895

Nº Exp. (NA) 273 872 345 551 1748 758

Nº Comp. (NA) 237 628 535 491 1199 618

MCA (k�) 798,5 2160,3 562,0 1445,9 2560,8 1505,5

Energia (GWh) 78,7 115,7 62,8 130,1 137,7 105,0

3 100 3 100

Nº Exp. 781 1268 604 1355 1538 1109

0.7

325

Nº Comp. 801 1220 658 1309 1518 1101

Nº Vazio 7 178 6 272 7 498 6 120 5 704 6 554

Nº Exp. (NA) 167 692 243 370 1415 577

Nº Comp. (NA) 138 463 422 292 910 445

MCA (k�) 475,7 1200,5 325,5 838,4 1692,1 906,4

Energia (GWh) 44,6 66,5 38,0 71,4 84,0 60,9

3 200 3 300

Nº Exp. 572 819 409 898 905 721

0.7

876

Nº Comp. 774 1152 658 1261 1356 1040

Nº Vazio 7 414 6 789 7 693 6 625 6 499 7 004

Nº Exp. (NA) 376 1141 438 827 2048 966

Nº Comp. (NA) 165 531 422 406 1072 519

MCA (k�) 906,7 2312,3 777,4 1501,2 2742,5 1648,0

Energia (GWh) 81,9 124,6 75,4 135,6 150,4 113,6

Tabela 2 � Resultados do algoritmo global para o projeto A-CAES

IV

Compressão Expansão CNGES Nº

Est. POT Nº


IM

3 300 3 300

Nº Exp. 544 840 388 852 782 681

0.6

218

Nº Comp. 561 809 417 856 789 686

Nº Vazio 7 655 7 111 7 955 7 076 7 189 7 397

Nº Exp. (NA) 404 1120 459 873 2171 1005

Nº Comp. (NA) 378 874 663 811 1639 873

MCA (k�) 813,2 1371,6 676,7 1161,6 1292,8 1063,2

Energia (MWh) 51 734 62 976 43 849 74 502 71 234 60 859

Rácio gás 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

2 300 2 300

Nº Exp. 534 813 383 838 768 667

0.6

695

Nº Comp. 556 800 416 860 792 685

Nº Vazio 7 670 7 147 7 961 7 086 7 200 7 413

Nº Exp. (NA) 401 1136 457 869 2164 1005

Nº Comp. (NA) 372 865 656 804 1620 863

MCA (k�) 762,6 1331,4 666,7 1131,0 1311,7 1040,7

Energia (MWh) 49 366 61 398 42 735 74 179 71 335 59 803

Rácio gás 0,008 0,009 0,013 0,009 0,011 0.010

2 200 2 200

Nº Exp. 574 899 417 960 911 752

0.7

076

Nº Comp. 584 850 442 958 914 750

Nº Vazio 7 602 7 011 7 901 6 866 6 935 7 263

Nº Exp. (NA) 360 1046 421 747 2021 919

Nº Comp. (NA) 344 815 621 706 1498 797

MCA (k�) 508,4 904,9 462,3 792,1 998,9 733,3

Energia (MWh) 34 517 42 956 30 994 55 406 55 360 43 847

Rácio gás 0,009 0,010 0,016 0,008 0,011 0,011

2 100 2 100

Nº Exp. 662 1067 484 1171 1188 914 0.8

269

Nº Comp. 656 988 498 1123 1149 883

Nº Vazio 7 442 6 705 7 778 6 490 6 423 6 968

Nº Exp. (NA) 272 878 350 537 1744 756

Nº Comp. (NA) 272 677 560 541 1263 663

MCA (k�) 239,6 540,2 230,1 432,1 700,3 428,5

Energia (MWh) 19 363 25 664 17 913 31 137 34 158 25 647

Rácio gás 0,009 0,010 0,020 0,008 0,011 0,012

2 200 2 300

Nº Exp. 473 666 346 738 678 580

0.6

358

Nº Comp. 652 954 539 1062 1027 847

Nº Vazio 7 635 7 140 7 875 6 984 7 055 7 338

Nº Exp. (NA) 468 1283 495 983 2255 1097

Nº Comp. (NA) 283 711 533 604 1385 703

MCA (k�) 383,4 1085,6 594,3 817,9 1237,0 823,6

Energia (MWh) 26 197 47 209 34 399 50 708 60 249 43 752

Rácio gás 0,005 0,009 0,012 0,006 0,010 0,008

Tabela 3 � Resultados do algoritmo global para o projeto CNGES

V

Compressão Expansão A-CNGES Nº

Est. POT Nº


IM

2 300 2 300

Nº Exp. 476 683 337 690 612 560

0.7

279

Nº Comp. 549 774 402 790 704 644

Nº Vazio 7 735 7 303 8 021 7 304 7 444 7 561

Nº Exp. (NA) 472 1277 510 1035 2341 1127

Nº Comp. (NA) 390 909 678 877 1724 916

MCA (k�) 951,7 1804,7 743,3 1348,2 1419,7 1253,5

Energia (MWh) 80 987 85 281 50 509 89 273 80 987 77 407

1 300 1 300

Nº Exp. 336 452 218 415 371 358

0.8

108

Nº Comp. 457 616 298 563 504 488

Nº Vazio 7 885 7 692 8 244 7 806 7 885 7 902

Nº Exp. (NA) 612 1508 629 1310 2582 1328

Nº Comp. (NA) 482 1067 782 1104 1924 1072

MCA (k�) 1159,3 1840,2 740,5 1294,5 1316,5 1270,2

Energia (MWh) 64 335 87 431 42 773 78 385 70 744 68 734

1 200 1 200

Nº Exp. 387 544 268 512 459 434

0.8

401

Nº Comp. 510 713 356 670 604 571

Nº Vazio 7 863 7 503 8 136 7 602 7 697 7 760

Nº Exp. (NA) 561 1416 579 1213 2494 1253

Nº Comp. (NA) 429 970 724 997 1824 989

MCA (k�) 768,7 1384,2 530,9 949,3 988,3 924,3

Energia (MWh) 46 987 65 022 34 202 60 704 55 966 52 576

1 100 1 100

Nº Exp. 457 647 337 688 615 549

0.8

253

Nº Comp. 574 812 435 871 783 695

Nº Vazio 7 729 7 301 7 988 7 225 7 362 7 521

Nº Exp. (NA) 491 1313 510 1037 2338 1138

Nº Comp. (NA) 365 871 645 796 1645 864

MCA (k�) 366,1 731,9 306,4 578,2 632,9 523,1

Energia (MWh) 24 870 35 269 35 269 39 051 35 975 34 087

1 200 1 300

Nº Exp. 280 386 195 360 326 309

0.8

131

Nº Comp. 561 778 394 721 657 622

Nº Vazio 7 919 7 596 8 171 7 703 7 777 7 833

Nº Exp. (NA) 668 1574 652 1365 2627 1377

Nº Comp. (NA) 378 905 686 946 1771 937

MCA (k�) 884,8 1603,6 642,3 1093,0 1197,2 1084,2

Energia (MWh) 51 271 72 934 37 300 65 860 61 612 57 795

Tabela 4 - Resultados do algoritmo global para o projeto A-CNGES

VI

Figura 2 � Gráficos dos ciclos de compressão e expansão para a CAES e A-CAES

Figura 3 � Gráficos dos ciclos de compressão e expansão para a CNGES e A-CNGES

VII

Figura 4 - Mapa original do diapirismo na Bacia Lusitaniana (Fonte: Nunes, 2010)

VIII

Figura 5 � Produção elétrica discriminada por fonte de produção e total consumido nos anos de

2012 e 2013 (Fonte: REN)

IX

Figura 6 � Entradas, saídas, evolução e discriminação do consumo no SNGN em 2012 e 2013

(Fonte: REN)

X

Figura 7 � Evolução do consumo no SNGN de 2004 a 2013 (Fonte: REN)

Figura 8 � Diagrama do mapeamento das cavidades do Carriço e respetiva estação de superfície

(COBA, 2012)

XI

Figura 9 � Diagrama do complexo de armazenamento subterrâneo contemplando as cavernas

TGC-1 e TGC-2 (Fonte: Transgás Armazenagem)

Figura 10 � Fases do processo de lixiviação das cavidades salinas subterrâneas (Vasconcelos,

2011)

XII

Figura 11 � Processo de lixiviação das cavidades salinas subterrâneas (IFGG, 2013)

Figura 12 � Distribuição de diápiros salinos a nível mundial (Fonte: Bérest et!al, 2011)

XIII

Tabela 5 � Valores Huntorf e McIntosh (Fonte: Steta, 2010)

Figura 13 � Disposição de um diápiro salino e de uma cavidade salina (Adaptada: Nunes, 2010)

XIV

Figura 14 � Preços da eletricidade estabelecidos em mercado diário e intra-diário (Fonte: REN,

2014)

análise da viabilidade de armazenamento energético através de … · iv resumo a elevada...

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