Relatório Final Técnico-Científico

UNIÃO EUROPEIA

Fundo Europeu de Desenvolvimento Regional

Entidades participantes

Co- financiado por:

K Tejo

Relatório Final Técnico-Científico

Estudo de Viabilidade da

Captura e Armazenamento de CO2

na Central Termoeléctrica do PEGO

Outubro 2010

Relatório Técnico-Científico Final do Projecto “KTejo”

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Índice

Índice ............................................................................................................................. 1

Índice de Tabelas ........................................................................................................... 6

Preâmbulo ..................................................................................................................... 8

Sumário Executivo ....................................................................................................... 10

Capitulo 2 – O Projecto................................................................................................. 36

2.1 Motivações ................................................................................................................. 36

2.2 Objectivos e Estrutura ............................................................................................... 37

2.3 Tarefas, Actividades e Cronograma ........................................................................... 40

2.4 Milestones do projecto e resultados atingidos .......................................................... 46

Capítulo 3 - Trabalhos desenvolvidos............................................................................ 48

3.1. Actividade 1 - Estudos Preliminares .......................................................................... 48

Tarefa 1.1 Instalação de equipamentos ........................................................................... 48

Tarefa 1.2 Situação actual da Central do Pego ................................................................ 50

Tarefa 1.3 Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e geofísica . 54

3.2. Actividade 2 - Especificações técnicas ....................................................................... 56

Tarefa 2.1 Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central .................................... 56

Tarefa 2.2 Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à

captura do CO2 ..................................................................................................................... 60

Tarefa 2.3 Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública ................ 68

Tarefa 2.4 Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de

armazenamento offshore .................................................................................................... 69

3.3. Actividade 3 - Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades

para o desenvolvimento ...................................................................................................... 73

Tarefa 3.1 Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos .............................. 73

Tarefa 3.2 Caracterização hidrogeológica e estratigráfica .............................................. 76

Tarefa 3.3 Caracterização estrutural e neotectónica ....................................................... 81

Tarefa 3.4 Estimativa da capacidade de armazenamento .............................................. 84

Tarefa 3.5 Caracterização sísmica, mecanismos de ruptura e modelos de velocidades . 85

Tarefa 3.6 Hierarquização dos potenciais locais de armazenamento ............................. 88


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3.4. Actividade 4 - Testes e Ensaios .................................................................................. 90

Tarefa 4.1 Estudo dos tipos de carvão ............................................................................. 90

Tarefa 4.2 Análises petrofísicas ........................................................................................ 94

Tarefa 4.3 Análise do CO2 recuperado .............................................................................. 97

Tarefa 4.4 Monitorização da Central ............................................................................. 101

3.5. Actividade 5 - Promoção e divulgação ..................................................................... 106

Tarefa 5.1 Sessão de divulgação inicial ...................................................................... 106

Tarefa 5.2 Divulgação Científica ................................................................................. 107

Capítulo 4 - Estratégia de Valorização a Curto-Médio Prazo e a Longo termo .............. 113

4.1 Estratégia de valorização ......................................................................................... 113

4.2 Impacto do projecto para as entidades participantes ............................................. 117

Tejo Energia ....................................................................................................................... 117

PEGOP ................................................................................................................................ 119

Capítulo 5 - Avaliação Ex-Post .................................................................................... 120

Capítulo 6 - Execução Financeira ................................................................................ 123

Capítulo 7 – Bibliografia ............................................................................................. 126


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Índice de Figuras

Figura 1 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento. .................................. 15

Figura 2 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento no offshore ................ 20

Figura 3 – Objectivos do projecto KTEJO .................................................................................. 38

Figura 4 – Equipamento de monitorização online de CO2........................................................ 48

Figura 5 – Imagem do gráfico de acompanhamento da medida online de CO2 através do

sistema de informação da Central ............................................................................................ 49

Figura 6 - Layout da Central do Pego........................................................................................ 50

Figura 7- Ciclo simplificado de produção de energia eléctrica................................................. 51

Figura 8- Valores de caudal, pressão e temperatura do vapor à entrada das turbinas ........... 52

Figura 9 - Evolução da produção de energia eléctrica na Central do Pego VS consumo de

electricidade em PT (adaptado de REN) ................................................................................... 52

Figura 10 - Tendência da produção de electricidade em Portugal entre 2004 e 2010 ............ 53

Figura 11 - Imagem de alguns campos da base de dados ........................................................ 55

Figura 12 – Localização de um eventual sistema de captura por pós-combustão na Central do

Pego .......................................................................................................................................... 57

Figura 13 - Pós-combustão. Adaptado de (Feron & Hendriks 2005a) ...................................... 57

Figura 14 – Esquema simplificado da captura de CO2 por pós-combustão ............................. 58

Figura 15 - Modificações a realizar no layout da central devido à instalação de um sistema de

captura por pós-combustão ..................................................................................................... 60

Figura 16 – Consumo mensal de carvão (t/dia) conforme os três cenários de utilização da

Central ...................................................................................................................................... 64


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Figura 17 - Custo anual que a Central terá pelas emissões de CO2 no âmbito do CELE .......... 65

Figura 18 - Custo por tonelada de CO2 emitido pressupondo a instalação de um sistema de

captura, evitando pagar pelas emissões no âmbito do CELE ................................................... 66

Figura 19 - Definição espacial da zona de armazenamento no offshore, com indicação da

Two-Way-Time (TWT). Pontos verdes indicam as sondagens existentes ................................ 71

Figura 20 - Mapa de gradiente geotérmico e mapa de temperaturas a 1000m de

profundidade ............................................................................................................................ 76

Figura 21 - Sistema aquíferos e sequência estratigráfica na zona de estudo .......................... 78

Figura 22 - Perfil lito-estratigráfico detalhado do Grés de Silves ............................................. 79

Figura 23 – Fotografias de afloramentos da Formação de Castelo Viegas (topo) e da

Formação da Conraria (base) ................................................................................................... 80

Figura 24 – Estruturas neotectónicas e relação entre alinhamentos e epicentros de sismos . 81

Figura 25 – Subdivisão da Bacia Lusitaniana e zona de ocorrência do reservatório Grés de

Silves ......................................................................................................................................... 83

Figura 26 – Capacidade de armazenamento para as estruturas alvo. ..................................... 85

Figura 27 – Epicentros do inventário sísmico e simulação numérica de sismo na falha do vale

inferior do Tejo ......................................................................................................................... 87

Figura 28 – Zona de maior estabilidade tectónica e resultados de simulação numérica de

sismo ......................................................................................................................................... 88

Figura 29 – Carvão consumido na central do pego entre 2005 e 2010 e previsão de consumo

entre 2011 e 2012 .................................................................................................................... 90

Figura 30 - Distribuição por origem do carvão consumido em 2010 na Central do Pego ....... 92

Figura 31 - Distribuição do carvão consumido em 2011 na Central do Pego, por origem ...... 93


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Figura 32 - Variação mensal das emissões de CO2 na Central do Pego entre 2005 e Junho de

2011 .......................................................................................................................................... 98

Figura 33 - Comparação entre as emissões de CO2 registadas pelo analisador e as emissões

calculadas com base nas características dos carvões queimados na Central .......................... 99

Figura 34 - Comparação entre as emissões de CO2 por electricidade registadas pelo

analisador e as emissões por electricidade calculadas com base nas características dos

carvões queimados na Central ............................................................................................... 100

Figura 35 - Esquema das entradas e saídas dos sistemas de tratamento dos gases de

combustão .............................................................................................................................. 103

Figura 36 - Comparação das emissões de SO2 e NOX antes e depois do início da operação das

unidades FGD e SCR ................................................................................................................ 104

Figura 37 - Emissões de partículas antes e depois da melhoria de performance dos

precipitadores electrostáticos ................................................................................................ 104

Figura 38 – Imagens das brochuras e apresentações preparadas para a sessão de Divulgação

Inicial ....................................................................................................................................... 107

Figura 39 - Imagens das notícias sobre o KTEJO publicadas em publicações internacionais

sobre Captura e Armazenamento de CO2 .............................................................................. 108

Figura 40 - Apresentações por poster em congressos internacionais de 2010 ..................... 109

Figura 41 – Apresentação por poster em congressos internacionais de 2011 ...................... 110

Figura 42 - Apresentação realizada na Alstom em Setembro de 2010 .................................. 110

Figura 43 - Apresentação realizada no Workshop internacional - CCS in Portugal and Norway:

Status and future prospects .................................................................................................... 111


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Índice de Tabelas

Tabela 1 – Distribuição de tarefas relativas à Actividade 1 do projecto KTEJO ....................... 33





Tabela 6– Milestones do projecto ............................................................................................ 47

Tabela 7 – Listagem de dados recolhidos ................................................................................. 54

Tabela 8 - Desafios da captura de CO2 na Central do Pego ...................................................... 56

Tabela 9 - Aspectos gerais relacionados com o retrofitting de centrais de produção de

energia eléctrica ....................................................................................................................... 59

Tabela 10 - Estimativa de custos de transporte de CO2 (€/tCO2) para projectos de

demonstração e para uma rede de transporte já desenvolvida Adaptado de (ZEP 2011) ...... 62

Tabela 11 - Preço a pagar pelas emissões de CO2 consoante os diferentes cenários do preço

das emissões de CO2 no âmbito do CELE ................................................................................. 64

Tabela 12 - Estimativa de custos de transporte de CO2 (€/tCO2) consoante os diferentes

cenários de utilização da Central Termoeléctrica do Pego ...................................................... 67

Tabela 13 – Legislação Nacional relevante para o armazenamento geológico de CO2 ........... 68

Tabela 14 – Estimativas de permeabilidade e capacidade de injecção para os reservatórios

offshore ..................................................................................................................................... 72

Tabela 15 – Comparação de custos entre armazenamento onshore e offshore ..................... 73

Tabela 16 – Diagrafias analisadas ............................................................................................. 74

Tabela 17 – Resultados da análise das diagrafias da sondagem Aljubarrota-2 ....................... 75


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Tabela 18 - Análise aos carvões utilizados na Central do Pego entre 2005 e Junho de 2011 . 91

Tabela 19 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em 2010 ..... 92

Tabela 20 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em 2011 ..... 93

Tabela 21 – Análises e ensaios realizados sobre as amostras de afloramento ........................ 95

Tabela 22 – Principais Resultados do Estudo Petrográfico e Geoquímico ............................... 96

Tabela 23 - Comparação das toneladas de CO2 e das tCO2/GWh com base no CO2 medido e

calculado ................................................................................................................................. 100

Tabela 24 – Valores máximos de emissão de SO2, NOX e partículas (Tejo Energia, 2010) .... 102

Tabela 25 - Caracterização das emissões gasosas na Central Termoeléctrica do Pego ......... 105

Tabela 26 - Emissões de CO2, SO2, NOX, partículas e cinzas entre 2005 e 2010 .................... 106


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Preâmbulo

Ao longo deste relatório final do projecto KTEJO são efectuadas diversas referências a uma

plataforma online que contém informação detalhada sobre o trabalho desenvolvido.

Recomenda-se que essa plataforma online seja acedida para se obterem detalhes sobre as

tarefas ou para descarregar os Deliverables produzidos.

A plataforma online é o Moodle_Projectos da Universidade de Évora, uma ferramenta

colaborativa entre a equipa do projecto e onde se reúne a informação, dados e resultados

produzidos.

O acesso a esta plataforma faz-se através da página de internet do projecto

www.ktejo.cge.uevora.pt (WIKI) ou do endereço: http://projectos.Moodle.uevora.pt/. Na

página de abertura deve-se digitar KTejo na caixa de pesquisa. Após localizar o projecto deve

aceder-se na opção Entrar como visitante introduzindo a chave de acesso Feemiev3.


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Sumário Executivo

As preocupações em matéria de segurança energética, a ameaça das alterações climáticas e

a necessidade de atender a uma procura de energia crescente constituem grandes desafios

para os decisores do sector energético.

A captura e armazenamento geológico de CO2, doravante designado por CCS (Carbon

Capture and Storage) entra neste cenário como uma tecnologia que tem a capacidade de

reduzir as emissões de CO2, ao mesmo tempo que permite fazer face ao aumento das

necessidades energéticas, traduzidas pela queima de combustíveis fósseis em centrais

termoeléctricas.

I. Captura de CO2

Qual a tecnologia mais adequada ao Pego?

Para se instalar um sistema de captura na Central Termoeléctrica do Pego é necessário

seleccionar a tecnologia que melhor se adequa ao retrofitting da Central (adaptação de uma

central e dos seus equipamentos a um novo modo de funcionamento) tendo em conta as

condições actuais de operação desta.

Verificou-se que a aplicação de um sistema de captura no Pego é tecnicamente possível, pois

já existe tecnologia disponível e espaço suficiente na Central para instalar a unidade, apesar

das desvantagens em termos de redução da energia debitada e da eficiência energética da

central.

Depois de abordadas as três tecnologias disponíveis para capturar o CO2 (pós-combustão,

oxi-combustão e pré-combustão), analisou-se quais podiam ser usadas para retrofitting

desta Central. Concluiu-se que a captura por pós combustão poderá ser compatível com a

Central do Pego, pela facilidade de retroffiting sem grandes modificações no processo

normal de produção de energia na central.

Na captura por pós-combustão, os gases resultantes da queima do combustível entram em

contacto em altas colunas de absorção com um solvente líquido selectivo para o CO2 que o

dissolve e o transporta para outra coluna, a de regeneração, onde acontece a libertação do


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fluxo de CO2 por acção do aumento da temperatura. O calor necessário para promover este

aumento de temperatura é retirado da central sob a forma de vapor causando uma

penalização na potência debitada por esta( redução de 30%)assim como uma redução da sua

eficiência de cerca de 10 pontos percentuais.

Um dos grandes obstáculos à aplicação de sistemas de captura em centrais com as

características da Central do Pego prende-se com os aspectos económicos do sistema de

captura. Por se encontrarem ainda numa fase de demonstração, os sistemas de captura são

bastante caros, contribuindo assim para o aumento do preço da electricidade produzida. O

intervalo de valores indicado pelos diferentes estudos é bastante variável, mas

grosseiramente rondam os 50€ por tonelada de CO2 capturado (incluindo os custos de

compressão e excluindo custos de transporte e armazenamento)

A médio/longo prazo, prevê-se que os preços por tonelada de CO2 capturado desçam

consoante maior penetração da tecnologia pelo aumento de projectos comerciais de larga

escala, como de resto tem acontecido com a maior parte das tecnologias.

Desafios à captura de CO2 na Central Termoeléctrica do Pego

No entanto a questão de avançar para a instalação de um sistema de captura de CO2 na

Central do Pego não depende só de aspectos económicos:

- A instalação recente das unidades de tratamento de gases (FGD e SCR) é um aspecto

importante no que respeita à implementação de uma unidade de captura de CO2 no Pego,

uma vez que são sistemas que contribuem para mitigar os problemas relacionados com a

formação de compostos estáveis e irreversíveis, resultantes da reacção dos NOX e SO2 com

os solventes usados na captura.

O investimento feito nestas tecnologias colocou a Central do Pego numa posição de

liderança relativamente a questões ambientais, pois tornou-se numa Central moderna que

reduziu significativamente o impacto decorrente da sua actividade no ambiente.

- A aceitação pública da tecnologia é um aspecto importante que contribuirá (ou não) para o

sucesso da instalação de sistemas de captura em centrais deste tipo. Neste campo os

governos têm um papel a desempenhar: a promoção e divulgação da tecnologia pelos mais

diversos meios, para além da regulamentação e dos apoios financeiros, e da inclusão do CCS


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nas políticas governamentais, podem servir de impulsionadores à instalação de sistemas de

captura nas unidades industriais, de tal forma que, poder-se-ia construir uma rede de

transporte como a já existente para o gás natural, que transporte o CO2 capturado das várias

fontes até aos locais de armazenamento.

- O papel que a Central do Pego a carvão vai ter no sistema electroprodutor Português no

futuro pode ser determinante para avançar com a decisão de implementar a captura de CO2:

apesar de barato, o carvão é uma matéria-prima cuja queima contribui para o aumento dos

GEE.

O contexto em que se insere a Central do Pego no sistema electroprodutor português (SEP) é

hoje incerto. As previsões futuras para o SEP são para o aumento da energia produzida a

partir das fontes de energia renováveis, e como as centrais de produção em regime especial

(PRE- corresponde à produção de electricidade através da utilização de recursos endógenos

renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e electricidade) e as centrais

a fio de água têm um regime de funcionamento imprevisível pela dependências das

condições meteorológicas, têm prioridade sobre todas as outras formas de produção

entrando na base do diagrama de cargas. Esta tendência tem consequências na produção de

energia eléctrica na Central do Pego, que tem vindo a diminuir ao longo dos anos.

Por este motivo, é expectável que a produção no Pego continue a ter um regime instável,

dependente das condições do meteorológicas, com a sua utilização cada vez mais a incidir

em horas de picos de consumo ou quando a produção renovável tem valores mais baixos.

- Os anos de funcionamento da Central podem condicionar o investimento num sistema de

captura de CO2 no Pego, pois prevê-se que a Central tenha mais dez anos de vida, apesar de

se poder prolongar este tempo se o governo assim o desejar.

- Uma vez que não é sustentável que um sistema electroprodutor obtenha energia apenas

através das renováveis, pelo seu carácter aleatório e imprevisível, existe a necessidade de

ter disponíveis formas de produção de energia que não dependam das condições

meteorológicas, e que consigam produzir energia independentemente da altura do ano ou

do dia. Estas centrais produzem energia quando solicitado pelo gestor da rede eléctrica. A

Central do Pego insere-se nesta classe. Este é um dado importante no que respeita à


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utilização da Central do Pego, na medida em que é uma Central importante no panorama

energético pelo facto de poder ser utilizada a qualquer hora do dia.

-A evolução do preço das emissões de CO2 no âmbito do Comércio Europeu de Licenças de

Emissão (CELE) é um factor que pode condicionar a implementação de um sistema de

captura: foi importante avaliar se é mais vantajoso pagar pelas emissões produzidas no

âmbito deste mercado, sujeito a variações diárias, ou evitá-las através do investimento num

sistema de captura de CO2, com um custo associado conhecido. Um preço elevado a cobrar

pelas emissões do CO2 neste mercado poderá tornar insustentável a produção eléctrica sem

recorrer ao CCS, e o CELE poderá funcionar como um impulsionador ao uso alargado de

tecnologias de captura e armazenamento de CO2 na indústria.

- Outra questão importante prende-se com o facto de Espanha ter nos seus planos

implementar projectos de CCS. Numa altura em que a energia produzida tanto em Portugal

como em Espanha circulam no MIBEL1, será que Portugal não vai pagar pelo aumento dos

custos de produção associados à energia produzida nas centrais espanholas? E uma vez a

pagar por isso, valerá a pena não investir na tecnologia pelo aumento de custos da

electricidade produzida, mas pagar na mesma esse aumento resultante da energia vinda de

Espanha?

- Apesar de a Central ter um contrato de exploração com a REN de fornecimento de energia

por mais 10 anos (até 2021), este limite não é necessariamente estático. A decisão da

continuidade da Central para produção de electricidade depende de estratégias delineadas

pelos governos, e da evolução do sistema electroprodutor. Num contexto em que o tempo

de vida desta Central se prolongaria, talvez a sua actividade tivesse que ser colmatada com

um sistema de captura de CO2.

II. Transporte de CO2

O transporte de substâncias a alta pressão por pipelines é um processo com maturidade

usado principalmente no transporte de hidrocarbonetos na indústria de petróleo e do gás

natural.

1

O Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) constitui uma iniciativa conjunta dos Governos de Portugal e Espanha, visando a construção de um mercado regional de electricidade. Com a concretização do MIBEL, passou a ser possível, a qualquer consumidor no espaço ibérico, adquirir energia eléctrica num regime de livre concorrência, a qualquer produtor ou comercializador que actue em Portugal ou Espanha.


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Os custos associados ao transporte de CO2 por pipelines estão directamente associados ao

material constituinte destes, à espessura do pipeline, ao tipo de terreno que atravessam

(áreas altamente povoadas, montanhas, rios ou regiões geladas etc.), à distância necessária

percorrer e ao tipo de pipeline (onshore ou offshore).

Tendo em conta os custos de transporte indicados num estudo da ZEP (2011), e partindo do

princípio que o transporte de CO2 do Pego para o local de armazenamento será feito por

pipelines numa distância inferior a 100 km:

- para projectos de demonstração cuja capacidade máxima de transporte de CO2 é de

2,5 Mt, (independentemente da Central produzir mais que 2,5 Mt de CO2) os custos de

investimento associados ao transporte podem ir até aos 13,5M€ no caso da utilização de

pipelines onshore e até os 23M€ para pipelines offshore;

- para a segunda geração de projectos os custos variam consoante a utilização da

Central do Pego. Assim, e para o transporte de CO2 por pipelines onshore os custos de

investimento associados ao transporte podem variar entre os 2,4 e os 6,4 M€, enquanto que

para pipelines offshore este intervalo varia entre os 6 e os 10M€.

III. Armazenamento geológico

Entre os objectivos do projecto KTEJO constava a identificação de locais em que o

armazenamento geológico do CO2 pudesse ser efectuado de forma segura, com capacidade

de armazenamento adequada para as emissões da Central do Pego e, tanto quanto possível,

na proximidade da Central do Pego para minimizar os custos de transporte do CO2.

Foram seguidos os critérios recomendados internacionalmente para a selecção de locais de

armazenamento de CO2 (Bachu, 2003; CO2CRC, 2008; Chadwick et al., 2008), entre os quais

se salienta a necessidade do reservatório geológico estar a mais de 800 m de profundidade,

garantindo que CO2 é armazenado em estado de elevada densidade, e ainda que existam

camadas de muito baixa permeabilidade que impeçam o CO2 de ascender para a superfície.

Foram identificadas quatro zonas que reúnem as condições para serem utilizadas como

reservatório do CO2 produzido na Central do Pego (Figura I). As quatro zonas situam-se a

uma distância mínima de 50 km da central do Pego, em linha recta, e localizam-se em:


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• Zona A - S. Mamede/Batalha, a zona de maior interesse para a Central do Pego, por

se encontrar a menor distancia, estar numa zona sismicamente mais estável e ter maior

capacidade de armazenamento;

• Zona B – Alcobaça;

• Zona C – Caldas da Rainha;

• Zona D - S. Pedro de Moel.

PEGO

Zona A(90-180 Mt)

Zona B (40-80 Mt)

Zona D (30-60 Mt)

Zona C (10-15 Mt)

Figura 1 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento.

O reservatório geológico encontra-se regra geral, naquelas zonas, a profundidades variando

entre os 2000 m e 3000 m, e está sobreposto por espessos níveis de sal-gema, argilas e

margas que isolam o reservatório de formações sobrejacentes e da superfície.

Estima-se, para as zonas seleccionadas, uma capacidade de armazenamento total entre 170

e 335 Milhões de toneladas de CO2. Tomando por referência as 3Mt de CO2 emitidas pela

Central do Pego em 2009, o reservatório identificado tem capacidade para armazenar o CO2

emitido pela Central do Pego durante cerca de 55 a 110 anos.

Face à profundidade do reservatório e à permeabilidade relativamente reduzida que é

esperada, os custos associados à implementação de um sistema de armazenamento à escala


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industrial são consideráveis. Utilizando custos de referência do ano de 2010, e para um

cenário de armazenamento de 2 Mt por ano durante 30 anos, antecipam-se custos de

investimento entre 77 M€ e 104 M€, e custos anuais de Operação e Manutenção entre 3M€

e 3.8M€, considerando que seriam necessários pelo menos quatro furos de injecção.

Riscos associados ao armazenamento

A injecção de CO2 em formações geológicas é efectuada pela indústria petrolífera desde a

década de 1970, como metodologia para recuperação assistida de hidrocarbonetos, sem que

sejam conhecidos quaisquer incidentes para a segurança de pessoas, património e

ambiente. Também o armazenamento geológico como metodologia de combate às

alterações climáticas é efectuado desde 1996, em vários pontos do globo, tendo até ao

momento sido injectadas cerca de 56 milhões de toneladas sem que tenha sido detectada

qualquer fuga de CO2.

Apesar deste registo positivo, e de o CO2 não ser inflamável ou tóxico, o armazenamento

geológico de CO2, como qualquer actividade humana, não é isento de riscos. A ocorrência de

blow-outs no furo de injecção por deficiente controlo da pressão, a libertação de metais

pesados em aquíferos de água potável por reacção com o CO2, ou a asfixia por acumulação

de fugas de CO2 em locais não ventilados, são riscos reais que importa identificar e minimizar

(IPCC, 2005).

Nesse sentido foi efectuada uma análise dos principais riscos associados ao armazenamento

de CO2 nas zonas identificadas no KTEJO. De um modo geral, os riscos identificados são

muito reduzidos, mas ainda assim, importa tê-los em consideração, pois terão que ser

abordados se for considerada a injecção de CO2 como uma prática industrial. Face às

condições locais, os riscos identificados são:

i. Contaminação de aquíferos de água potável – existem importantes aquíferos de água

potável nas zonas mais superficiais da área de interesse. Estudos recentes efectuados pela

Agência Ambiental dos EUA, indicam que a fuga de CO2 para aquíferos pode induzir, através

de reacções químicas, ao aumento da acidez das águas e à libertação de metais pesados

prejudiciais à saúde. Este efeito seria sempre localizado e o modo de o minimizar é

garantindo que as formações impermeáveis (o selante) sobrejacentes ao reservatório,


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possuem as características adequadas para impedir a ascensão do CO2 e que os aquíferos

são monitorizados adequadamente. Nos locais seleccionados no projecto KTEJO, o selante

do reservatório é de excelente qualidade, quer em termos da sua espessura, continuidade e

características, pelo que este risco é considerado mínimo, sobretudo se for implementada

uma rede de monitorização das águas subterrâneas;

ii. Fugas de CO2 em furos abandonados de modo inadequado – furos pré-existentes que

interceptem o reservatório e tenham sido abandonados de modo inadequado ou que se

tenham deteriorado, constituem percursos preferenciais para ocorrência de fugas de CO2,

diminuindo a eficácia do armazenamento e constituindo um risco para o meio ambiente e

para os seres vivos. Porém, na zona seleccionada o número de furos que intercepta o

reservatório é muito reduzido (3) pelo que é fácil efectuar a sua monitorização, minimizando

consideravelmente este risco;

iii. Sismicidade induzida – o processo de injecção de um fluido impõe pressões adicionais

sobre as formações geológicas, podendo induzir actividade microsísmica. A experiência

existente na injecção de CO2 e em processos similares ligados à geotermia mostram que,

normalmente, a sismicidade induzida não é perceptível pelos seres humanos, tendo

magnitude inferior a 1. Ainda assim, este é um risco para o qual a opinião pública revela

sempre maior atenção;

iv. Sismicidade natural – Portugal Continental é uma zona sismicamente activa e a

selecção das zonas de interesse levou em conta essa realidade, de modo a minimizar o risco

de o reservatório e a estruturas de transporte e injecção serem afectados pela ocorrência de

sismos. A zona de maior capacidade de armazenamento e de maior interesse para o Pego,

Zona A, é bastante estável, não se antecipando grandes riscos de sismicidade natural. As

outras áreas, sobretudo as Zonas B e D, situadas mais a Oeste encontram-se na zona da falha

activa da Nazaré, e por conseguinte apresentam um maior risco de ser afectadas por sismos

que possam causar ruptura das infra-estruturas de injecção ou de transporte;

v. Fugas de CO2 em fracturas não detectadas – fracturas profundas (falhas geológicas)

que afectem o reservatório, podem, se não estiverem seladas naturalmente, constituir um

percurso de ascensão e fuga do CO2 para a superfície. Na área estudada, por estar muito


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fracturada, este é um risco real, que só pode ser minimizado por uma caracterização

geológica e geofísica detalhada em fases posteriores;

Assim, dos principais riscos identificados, aqueles que em fases posteriores deverão merecer

uma atenção mais cuidada são a sismicidade natural nas zonas B e D, a poluição de

aquíferos, e a ocorrência de fugas de CO2 em falhas não detectadas. Estes riscos podem ser

minimizados por uma caracterização detalhada dos locais de injecção.

Potenciais conflitos de interesse

Foram identificados alguns potenciais conflitos de interesse na utilização do espaço

superficial e sub-superficial, que devem ser tidos em conta no desenvolvimento de uma

estratégia para aplicação de CCS na Central do Pego.

i. Prospecção de hidrocarbonetos – as características de uma formação geológica para

armazenar o CO2 são, na essência, as mesmas que lhe permitem albergar hidrocarbonetos.

Assim, quer a zona de estudo, quer o próprio reservatório identificado pelo KTEJO vêm

desde há alguns anos a ser alvo de pesquisa por hidrocarbonetos. Actualmente, e de acordo

com a imprensa, a empresa Mohave Oil&Gas Co. encontra-se a realizar prospecção geofísica

e furos de pesquisa na zona de estudo do KTEJO. Caso sejam identificados hidrocarbonetos

em condições economicamente rentáveis, haverá um conflito de interesses entre a

exploração desses hidrocarbonetos e o armazenamento de CO2. A existência e eventual

extensão desse conflito de interesses só poderá ser avaliada através de contactos directos

com a Mohave Oil&Gas Co. e/ou com a Divisão de Exploração e Pesquisa de Petróleos

(DPEP) da DGEG. Note-se, porém, que esta interligação entre a exploração de petróleos e o

armazenamento de CO2 pode também encerrar oportunidades de cooperação com uma

empresa com conhecimento extenso sobre a zona de interesse, e know-how sobre as

tecnologias de perfuração e injecção de fluidos a grandes profundidades e, eventualmente,

sobre utilização do CO2 para a recuperação assistida de hidrocarbonetos;

ii. Zonas protegidas – a Zona A, de maior interesse para a Central do Pego, está em

parte subjacente ao Parque Natural da Serra de Aire /Candeeiros. É necessário confirmar se

transposição da Directiva Comunitária sobre Armazenamento de CO2 para o Direito Nacional

impõe restrições ao armazenamento de CO2 em zonas ambientalmente protegidas;


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19

iii. Aproveitamento hidrotermais e geotérmicos – as zonas identificadas possuem algum

potencial hidrotermal e geotérmico, como se comprova pela existência de algumas

nascentes e aproveitamentos hidrotermais. Embora não se antecipe a existência de grandes

investimentos nessa área, não se pode afastar a ocorrência de alguns conflitos de interesses.

Outras opções de armazenamento

Os diversos projectos de captura e armazenamento a nível europeu têm, em anos recentes,

deparado com dificuldades de aceitação pública, motivadas, na essência, por receios que

eventuais fugas de CO2 possam constituir um risco substancial para a saúde e segurança, e

um factor de desvalorização do património imobiliário situado à superfície dos locais de

armazenamento. Embora estes receios sejam em larga medida infundados e resultantes de

falta de informação, estas reacções levaram à suspensão de projectos importantes na

Holanda e Alemanha. Como consequência destas reacções públicas, alguns países europeus

encaram a possibilidade do armazenamento de CO2 ser efectuado apenas em formações

geológicas imersas pelo oceano, no chamado offshore, em que os problemas de aceitação

públicas são bem menores, mas os custos associados são muito superiores

Face a esta conjuntura, entendeu-se no âmbito do KTEJO efectuar uma análise das

possibilidades de efectuar o armazenamento do CO2 no offshore nacional, na plataforma

continental situada entre Figueira da Foz e Peniche. Foram identificados diversos locais com

potencial de armazenamento (Figura II). Estima-se que as áreas seleccionadas, situadas

entre os 800 m e os 2500 m de profundidade em relação ao nível médio das águas, possuam

uma capacidade de armazenamento total de cerca de 3800 milhões de toneladas, ou seja

mais de 10 vezes superior ao máximo esperado para a área emersa (o onshore).

Verificou-se ainda que os reservatórios geológicos ocorrem no offshore a menores

profundidades e com maiores permeabilidades, pelo que seria necessário um número menor

de furos de injecção, e com menor comprimento, para injectar a mesma quantidade de CO2.

Assim, e apesar dos custos de execução dos furos serem quase cinco vezes superiores aos

custos na área onshore, para o mesmo cenário de injecção de 2Mt por ano durante 30 anos,

os custos de investimento estimados seriam de 143 M€ e os custos anuais de Operação e

manutenção ascenderiam a 3.6M€. Para uma comparação mais detalhada entre as duas


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opções recomenda-se a leitura dos resultados da tarefa 2.4, também incluídos neste

relatório.

PEGO

Figura 2 - Localização das zonas com capacidade de armazenamento no offshore (Fonte: projecto COMET)

Factores de Incerteza

Embora no projecto KTEJO se tenha procurado utilizar as metodologias e conhecimentos

mais exigentes do ponto de vista técnico e científico para identificação dos reservatórios, a

interpretação da geologia profunda está sempre sujeita a um nível de incerteza que importa

clarificar.

O conhecimento que é possível obter sobre as condições geológicas existentes a

profundidades tão elevadas é sempre incompleto e o resultado de informações pontuais

(sondagens mecânicas) ou indirectas (prospecção geofísica, efectuada à superfície, ou ao

longo de sondagens mecânicas). Os locais de armazenamento foram identificados

recorrendo sobretudo a informação proveniente da prospecção petrolífera efectuada na

zona até ao final da década de 1990 e constando, essencialmente, de 3 sondagens

mecânicas profundas que interceptam o reservatório, de sísmica de reflexão realizada à


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21

superfície e de ensaios geofísicos realizados nas sondagens. Embora esta informação seja

suficiente para alcançar os objectivos definidos pelo KTEJO, não se deve pensar que a

estrutura do reservatório, as capacidades de armazenamento estimadas ou os

constrangimentos existentes, estão identificados de um modo definitivo e sem incertezas.

Pelo contrário, a estrutura do reservatório foi interpretada exclusivamente com informação

indirecta (a sísmica de reflexão), rectificada pela informação pontual das sondagens. Estudos

posteriores devem incidir especificamente sobre o refinamento da estrutura e, sobretudo,

sobre a localização de falhas geológicas que possam constranger lateralmente a zona de

injecção.

Mais relevante ainda, é a incerteza sobre a porosidade e permeabilidade do reservatório.

Por ausência de informação estas propriedades, essenciais para estimar a capacidade de

armazenamento e a taxa de injecção do CO2, foram avaliadas com recurso a informação

sobre a mesma formação geológica, mas a profundidades muito inferiores àquelas que

importam para o armazenamento. O aumento da profundidade implica, normalmente, uma

diminuição da porosidade e da permeabilidade das formações geológicas. Assim, as

estimativas aqui apresentadas, necessitariam, em fase posterior, de ser reavaliadas através

da execução de testes hidráulicos às profundidades antecipadas para o armazenamento.

Não se exclui, de todo, que a estas profundidades as permeabilidades possam ser muito

inferiores, podendo inviabilizar economicamente o armazenamento, por implicarem um

maior número de furos de injecção para armazenar o mesmo volume de CO2.

Estas incertezas só poderão ser resolvidas mediante a realização de uma fase de

caracterização detalhada do reservatório. Antecipa-se que o custo dessa fase de

caracterização, com execução de prospecção sísmica adicional e um furo de teste, poderia

ascender a valores entre 9M€ a 14M€.

Condicionantes Legais

O Conselho de Ministros de 12 de Maio de 2011, aprovou o Decreto-Lei que estabelece o

regime jurídico da actividade de armazenamento geológico de CO2 e transpõe a Directiva

Comunitária para o Direito nacional. Porém, e até à data de submissão deste relatório, o

respectivo Decreto-lei ainda não foi publicado em Diário da República, e não é conhecida a


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22

sua redacção final. Em qualquer caso, e uma vez que a Directiva foi transposta, o

enquadramento legal da actividade de armazenamento de CO2 em Portugal passará a ser

efectuada ao abrigo do mesmo.

O KTEJO elaborou uma revisão exaustiva dos aspectos legais e jurídicos que culminou numa

análise SWOT (Strengths, Weaknesses, Opportunities, Threaths) sobre a aplicação da

legislação existente ao eventual licenciamento de um projecto industrial de injecção de CO2.

Conclusões e Recomendações

1. A aplicação de um sistema de captura no Pego é tecnicamente possível, pois existe

tecnologia disponível e espaço suficiente na Central para instalar a unidade.

2. A captura por pós combustão recorrendo ao uso de solventes é compatível com a

Central do Pego, pela facilidade de retroffiting, apesar de apresentar desvantagens em

termos de redução da energia debitada e da eficiência energética da central.

3. Os custos relacionados com a captura por pós-combustão, e tendo em conta o

estado actual da arte, rondam os 50€ por tonelada de CO2 capturado, valor que inclui os

custos de compressão do gás capturado para transporte.

4. Apesar de a Central ter um contrato de exploração com a REN de fornecimento de

energia por mais 11 anos (até 2021), este limite poderá ser estendido se o governo assim o

desejar. Num contexto em que o tempo de vida desta Central se prolongaria, julgamos que a

sua actividade terá que ser colmatada com um sistema de captura de CO2.

4. A evolução do preço das emissões de CO2 no CELE vai ter um papel importante a

partir de 2013: uma vez que o sector eléctrico terá que adquirir a totalidade das licenças de

emissão de CO2 em leilão (ao contrário do que acontece actualmente onde parte das

licenças são atribuídas às instalações industriais gratuitamente) a produção eléctrica sem

recorrer ao CCS poderá ser insustentável, e o CELE poderá funcionar como um

impulsionador ao uso alargado de tecnologias de captura e armazenamento de CO2 na

indústria.


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5. Partindo do princípio que o transporte de CO2 do Pego para o local de

armazenamento será feito por pipelines numa distância inferior a 100 km, para projectos de

demonstração cuja capacidade máxima de transporte de CO2 seja de 2,5 Mt/ano, os custos

de investimento e manutenção associados ao transporte podem ir até aos 13,5M€ (pipelines

onshore) e 23M€ (pipelines offshore); para a segunda geração de projectos os custos são

variáveis: o transporte de CO2 por pipelines onshore terá custos de investimento e

manutenção que podem variar entre os 2,4 e os 6,4 M€ e para pipelines offshore os custos

poderão variar entre os 6 e os 10M€ (valores correspondentes à utilização da Central de 34

ou 95%).

6. No projecto KTEJO foram identificados reservatórios onshore com capacidade para

armazenar pelo menos seis décadas das emissões de CO2 da Central do Pego;

7. A área de maior interesse, por se situar mais próxima do Pego, ser sismicamente

mais estável e ter maior capacidade de armazenamento, situa-se na zona de

S.Mamede/Batalha, com capacidade de armazenamento estimada entre 90 Mt e 180 Mt de

CO2;

8. Outras três zonas, situadas mais a Oeste, possuem uma capacidade de

armazenamento equivalente à de S. Mamede/Fátima, mas estão situadas a maior distância e

em zonas de menor estabilidade sísmica;

9. Um cenário de injecção de 2 Mt/ano de CO2 durante 30 anos, implica custos de

investimento entre 77 M€ e 104 M€, e custos anuais de Operação e Manutenção entre 3M€

e 3.8M€, dependendo do número de furos de injecção que se puderem efectuar numa

mesma área de injecção;

10. Os maiores riscos associados ao processo de injecção são as fugas de CO2 ao

longo de falhas não detectadas e que não estejam naturalmente seladas, podendo conduzir

à contaminação local de aquíferos superficiais e/ou acumulação de CO2 em zonas restritas à

superfície, com consequências ambientais e para saúde. Nas zonas localizadas mais a Oeste,

sobretudo nas zonas B e D, a sismicidade natural constitui um risco que pode conduzir à

ruptura de infra-estruturas de injecção e transporte;


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24

11. A exploração de hidrocarbonetos pode constituir um conflito de interesse, mas

também uma oportunidade para estabelecer cooperação com uma empresa que detém

profundo conhecimento sobre a zona de estudo e know-how sobre as tecnologias

necessárias para armazenar o CO2;

12. A área de maior interesse para armazenar o CO2 da Central do Pego situa-se, em

parte, sob o Parque Natural da Serra de Aire/Candeeiros. É necessário verificar se

transposição da Directiva Comunitária poderá constituir um impedimento para a utilização

daquela área;

13. A capacidade de armazenamento offshore é muito superior à do armazenamento

onshore, mas com custos de investimento de 143 M€ e custos anuais de Operação e

manutenção de 3.6M€, a que acrescem custos adicionais de transporte;

14. A aceitação pública do armazenamento offshore é provavelmente muito mais

favorável do que para a zona onshore, e riscos como a contaminação de aquíferos

superficiais são inexistentes;

15. Face à capacidade de armazenamento offshore e aos investimentos implicados

(nomeadamente para o transporte no offshore), uma opção por armazenamento no offshore

deveria ponderar um investimento conjunto com outras instalações energéticas e industriais

nacionais com elevadas taxas de emissão de CO2 e situadas na mesma área geográfica;

16. A caracterização detalhada de potenciais reservatórios, extravasando o âmbito do

KTEJO, implica investimentos avultados, de pelo menos 9M€ a 14M€ na zona onshore. Essa

fase de caracterização é indispensável para resolver algumas das incertezas persistentes;

17. Os investimentos na fase de caracterização poderiam ser minimizados acedendo

aos resultados da prospecção actualmente a ser efectuada pela empresa Mohave oil & gas

Co.. Porém, esses dados estarão sobre embargo durante vários anos após a sua obtenção.

Contactos poderiam ser efectuados com a Divisão de Pesquisa e Exploração de Petróleo

(DPEP) da DGEG, e com a própria empresa Mohave, no sentido de procurar mecanismos

para aceder àquela informação.


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25

Capitulo 1 – Identificação do Consórcio

O consórcio é constituído por duas empresas que asseguraram as operações técnicas e

científicas na Central do Pego e os estudos económicos e financeiros, e por duas entidades

do SCT que foram responsáveis pela vertente científica do projecto. O consórcio formou-se

tendo por base a complementaridade das competências e é composto por:

1. Tejo Energia

2. Pegop

3. Universidade de Évora

4. Laboratório Nacional de Energia e Geologia

A empresa Tejo Energia – Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A (empresa

promotora) é a proprietária da Central Termoeléctrica do Pego, a qual foi adquirida em 24

de Novembro de 1993 e tem por actividade a produção e distribuição de energia eléctrica. O

seu capital social está distribuído pelos seguintes accionistas:

- EDP participações SGPS (11,1% das acções);

- Internacional Power (50% das acções);

- Endesa Generatión (38,9% das acções).

A Central Termoeléctrica foi construída entre 1988 e 1995, tendo vindo a reforçar o sistema

electroprodutor nacional em resposta ao crescimento do consumo na década de 90 e à

necessária diversificação das fontes energéticas.

A compra da central em 1993 por um consórcio internacional representou um enorme

avanço, introduzindo o sector privado numa parte significativa da produção eléctrica

nacional. Desde então, a Tejo Energia tornou-se num projecto inovador que se mantém

como referência nos mercados eléctricos a nível mundial.

A Central do Pego significou também o primeiro grande Project Finance no Sul da Europa,

envolvendo os accionistas bem como os maiores bancos portugueses e internacionais. Para


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26

dar uma ideia da importância desta operação, esta foi a maior transferência transfronteiriça

realizada na Europa em 1993.

O Project Finance deu origem a três empresas relacionadas com a central do Pego:

- A Tejo Energia (proprietária);

- A Pegop (empresa criada especificamente para operar e manter a Central do Pego,

trabalhando em exclusivo para a Tejo Energia);

- A Carbopego (Responsável pelo fornecimento de carvão).

A concretização deste projecto permitiu reunir as condições para a Tejo Energia levar a cabo

o seu objectivo: transformar carvão em electricidade. A missão da Tejo Energia consiste em

“Produzir energia eléctrica de modo competitivo, seguro e respeitando o meio ambiente”.A

fim de gerir as suas obrigações, a Tejo Energia mantém implementado um Sistema de

Gestão Ambiental e um Sistema de Gestão de Segurança e Saúde no trabalho certificados

segundo as normas ISO 14001 e OHSAS 18001 respectivamente.

A Pegop (empresa criada especificamente para operar e manter a Central do Pego,

trabalhando em exclusivo para a Tejo Energia);

A Central do Pego foi a primeira entidade em Portugal registada no EMAS (Sistema

Comunitário de Ecogestão e Auditoria) com o número P-S-0001. O facto de estar registada

no EMAS implica que a instalação possui um sistema de gestão ambiental que cumpre com

os requisitos do mesmo e com a legislação ambiental aplicável.

Possui ainda um laboratório químico de ensaios para análises de carvão e cinza acreditado

pelo Instituto Português de Acreditação (certificado L.235) com base na norma NP EN

ISO/IEC 17025:2005.

Além de cumprir os requisitos da legislação e licenças, mantendo o compromisso de

melhorar continuamente o desempenho em termos de segurança, saúde e ambiente, e a


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implementação de novas tecnologias que permitiram reduzir as emissões de dióxido de

enxofre (SO2), de óxidos de azoto (NOx) e de partículas.

No entanto, as medidas ambientais tomadas apesar de suficientes até agora não respondem

às exigências impostas pela União Europeia para os próximos anos, sendo por isso

importante tomar novas medidas a fim de reduzir as emissões de CO2.

A Universidade de Évora foi fundada em 1559, a partir do Colégio do Espírito Santo fundado

em 1551 e coordenado pela ordem dos jesuítas. A Universidade foi extinta em 1759 na

sequência da expulsão das ordens religiosas; em 1973 foi reconstituída como Instituto

Universitário dando lugar, em 1979, à Universidade de Évora. A Universidade, localizada a

130 km a Este de Lisboa, tem cerca de 8000 alunos e 539 docentes (doutorados, não

doutorados, de nomeação definitiva e provisória) distribuídos por seis áreas departamentais

(Artes, Ciências Exactas, Ciências da Natureza, Ciências Agrárias, Ciências Económicas e

Empresariais e Ciências Sociais e Humanas). Os departamentos, constituindo unidades

científico-pedagógicas, são responsáveis por todo o ensino e investigação e outros serviços

especializados à comunidade oferece 33 cursos de graduação e 41 pós-graduações. A

Universidade tem uma longa experiência em colaborações e consórcios de investigação com

instituições de ensino superior e investigação portuguesas e internacionais.

A missão da Universidade consiste (i) na leccionação dos seus alunos ao mais alto nível

teórico e prático e (ii) na condução de actividades de investigação actualizada e original. Para

manter a sua posição entre as universidades portuguesas e europeias, é imperativo que a

universidade aumente de forma constante a qualidade da actividade de investigação, os

seus requisitos standards educacionais e maximize a sua eficiência com o apoio do pessoal

administrativo e académico e em cooperação com parceiros nacionais e estrangeiros.

Para cumprir a sua missão, a universidade adoptou e implementou um conjunto de

prioridades com o objectivo de:

(i) Promover o crescimento, transferência e aplicação de conhecimento;

(ii) Estabelecer centros de excelência em ensino e aprendizagem;


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28

(iii) Contribuir para a realização do Espaço Europeu de Investigação (Processo de Bolonha)

no sentido de promover uma maior compatibilidade e comparabilidade dos sistemas de

ensino superior e realçar a atractividade e competitividade das instituições de ensino

superior europeias;

(iv) Promover um aumento substancial da mobilidade de funcionários e discentes, assim

como da qualidade da mesma mobilidade;

(v) Desenvolver programas integrados, incluindo o uso da aprendizagem à distância, de

licenciatura, mestrado e doutoramento;

(vi) Continuar a internacionalização do processo de aprendizagem e da actividade de

investigação;

(vii) Intensificar o intercâmbio de funcionários através da promoção de visitas a

universidades parceiras e da recepção de visitantes estrangeiros;

(viii) Desenvolver a cooperação com empresas que proporcionem aos alunos estágios

profissionais;

(ix) Procurar novas formas de financiamento internacional e nacional da actividade de

investigação e

(x) Acompanhar futuras iniciativas oferecidas pela comunidade europeia, integrando-as nos

curricula e nos processos administrativos.

A Universidade de Évora promove:

(i) Igualdade de oportunidades entre mulheres e homens;

(ii) Igualdade de oportunidades para pessoas portadoras de deficiências;

(iii) A coesão económica e social

(iv) O desenvolvimento económico e social sustentável

(vi) As tecnologias da comunicação e informação na educação e ensino à distância e

(vii) O desenvolvimento de medidas que acompanhamento dos desafios na aprendizagem

ao longo da vida.

No projecto KTEJO, participaram investigadores de três Centros de Investigação sediados na

Universidade:

- Centro de Geofísica de Évora (CGE);

- Centro de Química de Évora (CQE);


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29

- Centro de Engenharia Mecatrónica (CEM).

Em 2010 decorreu a fase terminal do processo de fusão do Instituto Nacional de Engenharia,

Tecnologia e Inovação, IP (INETI, IP) através da conclusão do procedimento de fusão, a

reafectação do pessoal aos organismos integradores. Assim, no processo relativo ao

Laboratório Nacional de Energia e Geologia, IP (LNEG, IP) foram aprovadas as listas de

actividades e procedimentos a assegurar, as listas de postos de trabalho considerados

necessários e bem assim, o mapa comparativo entre os postos de trabalho necessários e os

efectivos existentes no INETI, IP, afectos à prossecução daquelas actividades. Em 11 de

Outubro de 2010, tornou -se pública a Lista de Reafectação do Pessoal do INETI ao LNEG,

aprovada pela deliberação nº 8/2010, de 1 de Outubro de 2010, do Conselho Directivo do

LNEG.

O Laboratório Nacional de Energia e Geologia (LNEG) tem por missão, impulsionar e realizar

acções de investigação, de demonstração e transferência de conhecimento, de assistência

técnica e tecnológica e de apoio laboratorial, dirigidas às empresas, nos domínios da energia

e geologia e apoiar e implementar as políticas públicas no âmbito da energia e geologia.

O LNEG pretende assumir um papel de interface entre os resultados decorrentes das

actividades relacionadas com os Programas de I&D e a sua integração tecnológica junto do

sector privado, no âmbito das competências estratégicas e políticas para o desenvolvimento

económico e social que lhe estão cometidas pelo Ministério da Economia e do Emprego.

Para além disso, é relevante o seu papel enquanto agente de internacionalização pela sua

participação como parceiro em numerosos projectos internacionais, contribuindo por isso

também como uma relevante fonte de informação especializada nos domínios científicos em

que desenvolve as suas actividades.

O LNEG, I.P. estrutura as suas actividades com foco nas efectivas necessidades das empresas

através de três linhas de acção complementares:


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30

• Projectos de I&D financiados, integrados designadamente em Programas de Apoio à União

Europeia e outros Programas de Investigação e Desenvolvimento Tecnológico, nacionais e

internacionais;

• Prestação de serviços, através de contrato, tanto com o sector privado como com

entidades do sector público nacional;

• Representação do Estado Português a nível internacional, através da disponibilização de

competências científicas e tecnológicas no âmbito das políticas sectoriais, domínios

científicos transversais e suas interfaces, bem como a avaliação do seu impacto na

perspectiva social.

A estrutura do LNEG, I.P. assenta na composição dos serviços centrais que compreendem: o

Laboratório de Energia, o Laboratório de Geologia e Minas, o Museu Geológico, o

Departamento de Gestão e Organização e o Departamento de Planeamento e Informação.

As actividades de âmbito científico, designadamente nos Laboratórios, desenvolvem-se

mediante a organização das suas competências em Unidades de Investigação, coordenadas

por investigadores designados pelo Conselho Directivo do LNEG, I.P.

Ao LEN, Laboratório de Energia, compete desenvolver actividades científicas e técnicas na

área da Energia (recursos endógenos renováveis de energia, eficiência energética nos

diferentes sectores e as novas tecnologias inovadoras e estratégicas, com vista à

sustentabilidade energética), actividades de apoio ao Estado ao nível do desenvolvimento e

aplicação de Políticas Públicas e à Economia em geral.

A Unidade de I&D+I do Laboratório de Energia que participou neste projecto foi a Unidade

de Emissões Zero.

Papel dos co-promotores no projecto

1. Tejo Energia, empresa promotora, proprietária da Central do Pego, foi responsável

pela coordenação do projecto e por todos os estudos de viabilidade económica e financeira,

relacionados com a adaptação da Central do Pego às tecnologias de CCS. A Tejo Energia,

para além dos recursos humanos já existentes, recrutou três técnicos, com dedicação


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integral ao projecto e tendo por função fazer a ligação com a vertente técnica e científica

assegurada pelas entidades do SCT nacional;

2. PEGOP, empresa parceira, responsável pela operação da Central do Pego, foi

responsável pelas actividades técnicas na própria Central, como a monitorização e instalação

de equipamentos, e pelo levantamento da situação actual da Central em termos de layout e

equipamentos disponíveis;

3. Universidade de Évora, interveio sobretudo a nível de identificação de locais de

armazenamento geológico, desenvolvendo os estudos de gabinete e laboratoriais

necessários, nas vertentes de geologia, geofísica, hidrogeologia e química. A Universidade

ainda forneceu complemento às actividades do LNEG no âmbito da captura do CO2,

debruçando-se sobre a possibilidade de adaptação da Central aos métodos de captura;

4. LNEG, assegurou sobretudo as componentes relacionadas com as metodologias de

captura do CO2 e respectivos custos, levantamento da situação actual da Central em termos

de layout e a identificação do método de transporte mais eficiente.

Equipa de Projecto

Cada uma das entidades do consórcio procurou alocar ao projecto os técnicos com a

experiência e as valências necessárias para executar com eficiência as tarefas em que

intervêm:

• A Tejo Energia assegurou a participação de um Gestor do topo da sua hierarquia que

assegurou a Direcção do Projecto e, conjuntamente com um técnico do sector Financeiro, foi

responsável pelos estudos económicos e financeiros que avaliaram a viabilidade da

tecnologia de captura e armazenamento de carbono na Central do Pego. Adicionalmente, a

Tejo Energia contratou três técnicos de elevada qualificação: i) um investigador contratado,

na área da Energia, assegurou a elaboração do levantamento dos aspectos legais, jurídicos e

de opinião pública, bem como a organização de algumas das acções de promoção e

divulgação. ii) dois bolseiros de investigação a 100% foram recrutados de entre os alunos de

mestrado em Energia e Ambiente e/ou Ciências da Terra, e que completaram a sua


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32

dissertação de mestrado em ambiente empresarial. Os bolseiros trabalharam sob orientação

científica dos investigadores das duas instituições de SCT;

• A PEGOP assegurou a participação de dois técnicos superiores cujo conhecimento

profundo dos equipamentos e funcionamento da Central foram cruciais para o projecto, pois

permitiram efectuar o levantamento da situação actual da Central e instalar os

equipamentos de monitorização contínua das emissões de CO2;

• A Universidade de Évora possibilitou a participação de dez investigadores

enquadrados em três centros de investigação: Centro de Geofísica de Évora, Centro de

Química de Évora e Centro de Engenharia Mecatrónica. Todos os elementos dessa equipa

são doutorados e têm vasta experiência nos respectivos domínios de especialidade,

compreendendo a geologia, hidrogeologia, geofísica, sismologia, química, combustão e

energia. A equipa da Universidade da Universidade de Évora foi responsável pelos estudos

referentes à identificação de formações geológicas com potencial para armazenar o CO2 e

participará ainda nos estudos relativos à possibilidade de retrofitting da Central. Embora a

equipa tenha vasta experiência nos respectivos domínios de especialidade, o facto de ser a

primeira vez que participa num estudo de captura e armazenamento de CO2 motivou a

Universidade de Évora a solicitar a assistência técnica da Schlumberger Carbon Services, que

possui uma considerável experiência neste domínio e aconselhou a equipa da Universidade

de Évora nos aspectos relativos ao armazenamento de CO2;

• O LNEG assegurou a participação de dois investigadores doutorados, especialistas na

área da Engenharia Química e da Combustão, que estiveram envolvidos nas actividades e

tarefas relacionadas com a metodologia de captura e transporte do CO2 com a avaliação da

possibilidade de adaptação da Central à tecnologia CCS.


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Tabela 1 – Distribuição de tarefas relativas à Actividade 1 do projecto KTEJO

Actividade 1: Estudos preliminares

Técnico Entidade Tarefa Conteúdo funcional

Felicíssimo Matos Pegop Instalação de equipamentos Instalação de medidor de CO2

Francisco Grazina Pegop Situação actual da Central do Pego Recolha e fornecimento de informação sobre o layout e equipamentos

Dulce Boavida LNEG Situação actual da Central do Pego

Quantificação das emissões de CO2, por tratamento estatísticos dos dados adquiridos com o equipamento de monitorização instalado

Monteiro Marques UÉvora Situação actual da Central do Pego

Análise do layout actual e caracterização de equipamentos existentes, como análise preliminar à sua adequação e adaptabilidade a processos de captura de CO2

Dulcínea Santos LNEG Situação actual da Central do Pego

Análise aos carvões utilizados, ou de potencial utilização, visando definir as características de combustão mais favoráveis para a captura de CO2

Nadine Pereira Tejo Energia

Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e geofísica

Construção de uma base de dados relativa à informação geológica e geofísica preexistente, com vista à selecção de lugares para armazenamento de CO2


Actividade 2: Especificações Técnicas


Dulce Boavida

LNEG Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central

Avaliação das alterações técnicas implicadas pelas diferentes tecnologias de captura de CO2

Monteiro Marques

UÉvora Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central

Avaliação de alternativas e sequente impacto no balanço termodinâmico implicado pelas diferentes tecnologias de captura de CO2

António Lopes da Silva

Tejo Energia

Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à captura do CO2

Análise dos custos económicos e financeiros da adaptação da Central a cada uma das metodologias de captura de CO2

Oksana Turchanina

Tejo Energia Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública

Análise da legislação nacional e comunitária pertinente. Realização de inquéritos de opinião e acções de contacto com populações locais

José Luís Gutierres

Tejo Energia Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de armazenamento

Análise dos custos económicos e financeiros da adopção dos sistemas de transporte e injecção de CO2


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Actividade 2: Especificações Técnicas

Isabel Malico UÉvora Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central

Avaliação de alternativas e subsequente impacto no balanço termodinâmico implicado pelas diferentes tecnologias de captura de CO2

Peter Carrot UÉvora Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central

Avaliação das oportunidades técnicas de diferentes tecnologias de separação de gases e captura de CO2

João Nabais UÉvora Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central

Avaliação das oportunidades técnicas de diferentes tecnologias de separação de gases e captura de CO2


Actividade 3: Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades para o desenvolvimento

Técnico Entidades Tarefa Conteúdo funcional

António Lopes da Silva

Tejo Energia

Identificação do processo com melhor custo/benefício para o transporte do CO2

Comparação técnico económica entre soluções de transporte de CO2

António Correia

UÉvora Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos

Interpretação de diagrafias (estimativas de permeabilidade, porosidade e salinidade) e determinação de gradientes geotérmicos

Nadine Pereira

Tejo Energia

Caracterização hidrogeológica e estratigráfica

Integração em Sistemas de Informação Geográfica da informação geológica, geofísica e hidrogeológica sobre potenciais locais de armazenamento

Mourad Bezzeghoud

UÉvora Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos

Interpretação de perfis sísmicos de reflexão Determinação da sismicidade e tipo de mecanismos de ruptura com base dos dados sismologicos. Elaboração de mapas de sismicidade e definição do risco sísmico.

Júlio Carneiro

UÉvora

Caracterização hidrogeológica e estratigráfica Estimativa de capacidades de armazenamento

Identificação de aquíferos e salinidade das águas subterrâneas. Modelação numérica de armazenamento de CO2

Alexandre Araújo

UÉvora Caracterização estrutural e neotectónica

Definição da estrutura geológica e principais falhas activas com base na informação geofísica preexistente

José Borges UÉvora Caracterização sismica, mecanismos de ruptura e modelos de velocidades

Determinação da estrutura superficial através da tecnica MASW

Rui Namorado Rosa

UÉvora Hierarquização dos potenciais locais de armazenamento

Hierarquização dos locais estudados com base nas implicações técnicas, financeiras e ambientais


KTTEEJJOO

35


Actividade 4: Testes e Ensaios


João Nabais UÉvora Análises petrofísicas Determinação de porosidades em laboratório

Júlio Carneiro UÉvora Análises petrofísicas Determinação de permeabilidades em laboratório

Mariana Sardinha

Tejo Energia

Análise do CO2 recuperado Estudo dos tipos de carvão

Avaliação dos gases emitidos actualmente pela Central. Determinação da composição e dos gases emitidos por múltiplos tipos de carvão

Dulce Boavida LNEG Monitorização da Central Análise dos ensaios de monitorização da Central

Rui Namorado Rosa

UÉvora Análises petrofísicas Selecção de métodos e modelos de caracterização de porosidades e permeabilidades


Actividade 5: Promoção e Divulgação


Rui Namorado Rosa

UÉvora Divulgação Científica Coordenação da preparação e submissão de artigos científicos em revistas internacionais sobre a definição dos potenciais locais de armazenamento e sobre os métodos de captura;

Felicíssimo Matos

Pegop Sessão de divulgação inicial Organização de sessão de divulgação

Mariana Sardinha

Tejo Energia

Seminário com entidades nacionais. Divulgação Internacional

Organização do seminário e contactos com entidades nacionais. Divulgação Internacional. Posters

Nadine Pereira Tejo Energia

Divulgação Internacional Divulgação Nacional e Internacional


KTTEEJJOO

36

Capitulo 2 – O Projecto

2.1 Motivações

A Central Termoeléctrica do Pego é uma central de produção de electricidade essencial para

Portugal, com uma produção anual que representa cerca de 11 % da energia eléctrica

consumida no país. No entanto, por se tratar de uma central termoeléctrica alimentada a

carvão, emite para a atmosfera volumes consideráveis de CO2, um dos gases que contribui

para o aumento do efeito de estufa, responsável em larga medida pelas alterações

climáticas.

A TEJO ENERGIA, proprietária da Central do Pego e promotor líder do projecto KTEJO,

assumiu, desde sempre, um inequívoco «compromisso com o ambiente»; um compromisso

no sentido da sustentabilidade ambiental e no pressuposto de que esta constitui, em

conjunto com a competitividade económica e a coesão social, uma indissociável trilogia. A

procura de soluções aos impactos ambientais derivados da sua actividade constitui uma

linha de acção fundamental na estratégia de desenvolvimento da empresa.

Neste sentido, é importante para a Tejo Energia encontrar soluções para os problemas

ambientais provocados pela emissão de CO2 na Central do Pego, contribuir para o

desenvolvimento sustentável e apresentar uma solução que possa servir de exemplo a

outras centrais similares e até mesmo a outras actividades industriais.

O projecto KTEJO teve por motivação estudar a viabilidade de aplicação de uma tecnologia

de redução de emissões de CO2, a Captura e Armazenamento de CO2 (doravante designada

por CCS, do inglês Carbon Capture and Storage), em que se pretende capturar o CO2 na

Central Termoeléctrica do Pego e efectuar o seu transporte e armazenamento em formações

geológicas. A Tejo Energia, proprietária da Central, pretende assim dar resposta às

exigências impostas pela União Europeia a nível de emissões de CO2 e aumentar a

competitividade da empresa assentando a sua estratégia no desenvolvimento sustentado da

actividade.


KTTEEJJOO

37

2.2 Objectivos e Estrutura

Objectivos

O projecto KTEJO abordou as diversas componentes associadas à aplicação da tecnologia de

Captura e Armazenamento de CO2, nomeadamente a metodologia de captura do CO2, o

modo de transporte e a identificação das formações geológicas, com vista a uma redução

efectiva das emissões de CO2.

O projecto permitiu responder às seguintes questões:

A Central do Pego pode ser adaptada para a captura do CO2?

Em centrais em operação, como a Central Termoeléctrica do Pego, o processo de captura

necessita de conjugar o layout existente com as opções de captura – este processo de

adaptação da central designa-se por retroffitting. O KTEJO avaliou em termos técnico e

económicos se a Captura do CO2 poderia ser efectuada na Central do Pego, e quais as

melhores opções. O papel desta central no panorama energético nacional e as políticas

energéticas nacionais foram tidos em conta na análise final.

Quais as formações geológicas com capacidade para armazenar o CO2?

Dada a inexistência de reservatórios de hidrocarbonetos explorados em Portugal, as

possibilidades de armazenamento geológico de elevados volumes de CO2 circunscreveram-

se a reservatórios profundos saturados com água de elevada salinidade, vulgarmente

designados por aquíferos salinos. A Central Termoeléctrica do Pego está situada a uma

distância relativamente reduzida de uma bacia sedimentar, a Orla Meso-Cenozóica

Ocidental, na qual o projecto KTEJO identificou as formações geológicas mais adequadas,

quer na zona emersa (onshore) quer na zona imersa (offshore)

Qual o processo de transporte de CO2 mais adequado?

Foram estudadas as alternativas de transporte do CO2, nomeadamente através de

gasodutos, e as implicações de ocupação de solo e de definição dos corredores mais

favoráveis para a implementação do sistema de transporte.


KTTEEJJOO

38

Figura 3 – Objectivos do projecto KTEJO

Estrutura

O KTEJO corporiza um Projecto em Co-Promoção ao abrigo do programa QREN – Quadro de

Referência Estratégico Nacional As fontes de financiamento do KTEJO assumiram duas

modalidades em todas as entidades do consórcio: financiamento próprio dos co-promotores

e incentivos do QREN.

O projecto foi liderado pela empresa Tejo Energia (proprietária da central) e foi realizado em

parceria com a PEGOP (empresa que assegura a operação e a manutenção da Central) e com

duas entidades do SCTN2 com competências científicas e técnicas perfeitamente adequadas:

(LNEG – laboratório Nacional de Energia e Geologia e Universidade de Évora). O Consórcio

teve ainda o apoio de uma empresa internacional com grande experiência e prestigio no

âmbito da execução de projectos de armazenamento de CO2, a Schlumberger Carbon

Services.

O projecto KTEJO abordou as diversas componentes de um sistema CCS.

2 Sistema Científico e Tecnológico Nacional

Definir a tecnologia de captura de CO2

com o melhor rácio custo/benefício para

centrais equivalentes à central do Pego

Determinar a viabilidade de utilização da

metodologia de Captura e Armazenamento do

CO2 na Central termoeléctrica do Pego

Definir a tecnologia de transporte de

CO2 com o melhor rácio custo/benefício

para centrais equivalentes à central do

Pego

Definir a tecnologia de armazenamento

de CO2 identificando os aquíferos

relevantes e quantificando a capacidade

de armazenamento


KTTEEJJOO

39

Captura do CO2

Os estudos referentes à captura do CO2 incidiram sobre três aspectos fundamentais:

i. A avaliação da possibilidade de capturar o CO2 com uma percentagem muito reduzida

de outros gases ou impurezas, tal como exigido na Directiva Comunitária aprovada

pelo Conselho Europeu em Dezembro de 2008;

ii. A selecção do método de captura, confrontando as alternativas de pré-combustão,

oxi-combustão e pós-combustão, em função da possibilidade de adaptação dos

sistemas existentes;

iii. A viabilidade de efectuar o retrofitting da Central do Pego, isto é a adaptação da

Central e dos seus equipamentos e espaços, comparando as alternativas existentes

do ponto de vista técnico e económico.

Transporte de CO2

Embora o peso económico do sistema de transporte nos custos de uma operação de captura

e armazenamento de CO2 seja relativamente reduzido, a necessidade de analisar a

componente intermédia do sistema, o transporte do CO2, justifica-se pela própria localização

da Central do Pego. A Central está situada no limite NE da bacia do Tejo-Sado, a alguma

distância da Orla Meso-Cenozóica Ocidental em que se encontram as formações geológicas

que permitem o armazenamento do CO2. Foi, por isso, necessário:

i. Confrontar as alternativas de transporte do CO2 em termos de viabilidade económica

e de operacionalidade e segurança do sistema;

ii. Estudar as implicações em termos de ocupação de solo da eventual construção de

pipelines ou de outras estruturas dedicadas ao transporte do CO2 e definir os

corredores mais favoráveis para a implementação desse sistema de transporte.

Armazenamento de CO2

O estudo das formações geológicas e locais de potencial armazenamento do CO2 debruçou-

se sobre a identificação de aquíferos salinos que ocorram a profundidades superiores a 800

m, de modo a assegurar que o CO2 está num estado de elevada densidade e não se


KTTEEJJOO

40

comporta como um gás, e que estejam sobrepostos por formações de muito baixa

permeabilidade que impeçam a ascensão do CO2. Procurou-se não só identificar os locais

com melhores características de segurança, mas também quantificar a capacidade de

armazenamento e os custos associados a esse eventual armazenamento.

Foi ainda abordada a possibilidade da existência de zonas de armazenamento no offshore

nacional. A necessidade de estudar o offshore nacional deveu-se a duas razões: 1) algumas

formações geológicas reconhecidas como aquíferos de água potável no onshore apresentam

água com elevada salinidade no offshore devido aos maiores tempos de residência das águas

subterrâneas; 2) a aceitação pública poderá ser mais positiva em zonas offshore do que em

zonas onshore. Alguns países europeus têm concentrado os seus esforços no offshore,

precisamente porque se admite que essa opção é de mais fácil aceitação pública.

2.3 Tarefas, Actividades e Cronograma

O trabalho realizado enquadrou-se em cinco das Actividades de I&D definidas para projectos

de Co-promoção do QREN.

Actividade 1 – Estudos Preliminares, em que se previu a realização de três tarefas:

1. Instalação do equipamento de monitorização de emissões de CO2;

2. Caracterização das condições de operação da Central do Pego;

3. Recolha de informação Geológica e Geofísica.

As três tarefas foram realizadas de acordo com o inicialmente previsto, não se tendo

produzido desvios significativos. Os resultados são descritos no item 3.1.

Actividade 2 – Especificações Técnicas agrupando quatro tarefas:

1. Avaliação das alterações implicadas pelas tecnologias de captura de CO2;

2. Análise económica e financeira da adaptação da Central do Pego à captura do CO2;

3. Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública;

4. Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de soluções de

armazenamento offshore.


KTTEEJJOO

41

As tarefas foram conduzidas de modo satisfatório e de acordo com o acordado inicialmente.

A tarefa 4 foi desenvolvida com maior relevância do que o previsto na proposta devido à

troca de informação com outros projectos similares em curso e em face de alguns

desenvolvimentos relevantes em termos de opinião pública internacional.

Os resultados destas tarefas são apresentados no item 3.2.

Actividade 3 – Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e capacidades para o

desenvolvimento, em que se previu a realização de sete tarefas:

1. Análise e interpretação dos dados relativos à prospecção geofísica;

2. Caracterização hidrogeológica e estratigráfica;

3. Caracterização estrutural e neotectónica;

4. Estimativa de capacidades de armazenamento;

5. Determinação da sismicidade da zona de estudo;

6. Identificação do método com melhor custo/benefício para o transporte do CO2;

7. Hierarquização dos locais de armazenamento estudados.

O planeamento das tarefas revelou-se adequado e as sete tarefas foram cumpridas sem

desvios significativos. A única alteração relevante em relação ao previsto refere-se à não

utilização de modelos numéricos para as estimativas de capacidade de armazenamento

efectuadas na tarefa 4, tendo estas estimativas sido efectuadas apenas analiticamente. Esta

alteração foi motivada pela ausência de informação suficiente sobre a geologia profunda da

zona de estudo que permitisse a implementação de modelos numéricos detalhados. Ainda

assim, as estimativas de capacidade de armazenamento apresentadas são consideradas

fiáveis e seguem as metodologias indicadas internacionalmente para estudos de cariz

similar.

Os resultados desta actividade são apresentados no item 3.3.

Actividade 4 – Testes e Ensaios, compreendendo quatro tarefas:

1. Estudo dos tipos de carvão;

2. Análises petrofísicas das formações com capacidade de armazenamento;


KTTEEJJOO

42

3. Análise do CO2 recuperado;

4. Ensaio de monitorização contínua do funcionamento da Central.

O planeamento inicial desta actividade revelou-se ajustado, tendo as tarefas sido realizadas

de acordo com o plano inicial. A tarefa 2, de caracterização petrofísica de potenciais

reservatórios geológicos, foi realizada com maior detalhe e envolvendo metodologias

laboratoriais que não estavam inicialmente previstas.

Os resultados da Actividade 4 apresentam-se no item 3.4.

Actividade 5 – Promoção e Divulgação, em que se previu inicialmente a realização de sete

tarefas:

1. Divulgação Científica;

2. Sessão de divulgação inicial;

3. Simpósio nacional;

4. Divulgação pública local;

5. Simpósio internacional de encerramento do projecto;

6. Seminário com entidades nacionais;

7. Sessão de divulgação final.

Esta Actividade regista alguns desvios em relação ao plano inicial, fruto de opções tomadas

pelos co-promotores durante o projecto. Assim, as tarefas 1 – Divulgação Científica; 2 –

Sessão de Divulgação Inicial e; 6- Seminário com entidades nacionais - desenvolveram-se de

acordo com o planeado, tendo esta última sido concretizada no âmbito de um workshop

Luso-Norueguês efectuado a 15 de Dezembro de 2010. A tarefa 7 - Sessão de Divulgação

final – que reportará os resultados do projecto, será realizada em Novembro de 2011, na

Universidade de Évora, não tendo sido possível realizá-la anteriormente por dificuldades de

agendamento dos co-promotores.

Por decisão dos co-promotores não se realizou a tarefa 4 - Divulgação Pública local. Face a

desenvolvimentos internacionais, nomeadamente na Holanda e Alemanha, em que a

divulgação de planos de armazenamento geológico de CO2 conduziu a problemas de

aceitação pública que resultaram no cancelamento dos projectos, entenderam os co-

promotores que apenas deveriam avançar para contactos de base local após ser enunciada


KTTEEJJOO

43

uma política nacional em que se inclua o armazenamento geológico de CO2 como uma

aposta do sector energético português.

Optou-se ainda por não realizar a tarefa 5 - o Simpósio Internacional - pois o elevado

número de eventos relacionados com CCS que ocorreram durante 2011 fazia recear uma

participação muito reduzida e, consequentemente, um desperdício de recursos. Finalmente

a tarefa 3 - Simpósio Nacional - foi cancelada pois a divulgação efectuada no âmbito do um

workshop Luso-Norueguês efectuado em Dezembro de 2010, permitiu atingir os objectivos a

que esta tarefa se propunha.

Considera-se que a não realização dos Simpósios Nacional e Internacional não resultam em

qualquer prejuízo para a disseminação de resultados pois o projecto é actualmente bem

conhecido quer dos potenciais parceiros nacionais quer internacionalmente.

Os resultados da Actividade 5.1 são descritos no item 3.5.


KTTEEJJOO Cronograma – desvios e justificação


KTTEEJJOO

45

A calendarização original do projecto estruturava o projecto para iniciar em Julho de 2009.

Porém, a necessidade de resolver aspectos administrativos relacionados com a situação da

empresa líder do consórcio e com o estatuto dos bolseiros a contratar conduziu a que o

contrato de concessão de incentivos só tenha sido assinado entre os promotores e a AdI em

Fevereiro de 2010.

Nesse contexto, e porque os promotores necessitavam de adquirir algum equipamento para

dar início às actividades do projecto, a maioria das tarefas só se iniciou após a assinatura

daquele contrato. Também a contratação dos dois bolseiros de investigação, absolutamente

centrais para o projecto pois em larga medida seriam responsáveis pelas tarefas

preliminares e recolha de dados, só foi efectivada após a existência do contrato de

concessão de incentivos.

Saliente-se, no entanto, que ainda antes da assinatura do contrato com a AdI, os promotores

deram início a algumas das tarefas do projecto, tendo decorrido em Setembro de 2009 a

sessão de Divulgação Inicial. Foi também implementada em Novembro de 2009 a página de

internet do projecto e contratado o investigador doutorado responsável pela tarefa de

Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e de opinião pública do projecto. Em Novembro

de 2009 foi também iniciada a tarefa de Caracterização Estratigráfica e Hidrogeológica da

zona de estudo, mas que decorreu a um ritmo muito menor do que o pretendido até à

contratação dos bolseiros de investigação e da empresa consultora Schlumberger, só

efectivada após assinatura do contrato de concessão de incentivos.

O relatório técnico-científico relativo à execução do projecto até Agosto de 2010 identificava

os principais desvios ao cronograma inicial e propunha uma nova calendarização das tarefas

ainda não desenvolvidas. Este novo cronograma foi seguido até à conclusão do projecto, em

Junho de 2011, sem que se tenham registado desvios significativos, excepto na Actividade 5

– Promoção e Divulgação, pelas razões acima aduzidas.

Todas as outras tarefas foram desenvolvidas de acordo com o cronograma revisto proposto

no 1º Relatório Técnico-Científico.


KTTEEJJOO

46

2.1 Milestones do projecto e resultados atingidos

O projecto contemplava 8 milestones, listados na Tabela 6, distribuídos pelas cinco

Actividades do projecto.

Todos os milestones técnicos e científicos foram atingidos, embora a calendarização inicial

para os mesmos tenha sido diferida no tempo de acordo com os desvios ao cronograma

acima identificados. Apenas o milestone de divulgação, M8 - comunicações e apresentações

do Simpósio Internacional - não foi atingido, por se ter optado pela não realização do

Simpósio Internacional face ao elevado número de eventos sobre CCS que foram realizados

na Europa durante 2011 e que faziam antecipar uma capacidade reduzida de atrair

participantes internacionais.

Os meios de verificação dos milestones estão identificados na Tabela 6 e são constituídos

pelos relatórios produzidos para as respectivas tarefas, por mapas ou por ficheiros digitais

que se compilam no Moodle do projecto sempre que as tarefas relacionadas com esses

milestones se referem a compilação e/ou tratamento de dados. O modo de aceder ao

Moodle é detalhado no preâmbulo a este relatório.


KTTEEJJOO

Tabela 6– Milestones do projecto

Actividade Tarefa Milestones Meios de verificação

1

Situação actual da Central do Pego

M1 - Definição da situação actual. Permitirá o início das tarefas de avaliação da possibilidade de retroffiting da Central

Realizado. Relatório sobre situação actual (Moodle)

Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e geofísica

M2 - Construção de base de dados com informação existente, que permitirá o início das actividades relativas à identificação dos potenciais locais de armazenamento

Realizado. Ficheiros de base de dados em formato digital (Moodle)

2

Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central

M3 - Avaliação das possibilidades de adaptar a Central. É essencial para a análise económica e financeira subsequente

Realizado. Desenhos e quadros de síntese sobre alterações requeridas (Moodle)

Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do Pego à captura do CO2

M4 - Relatório final congregando os resultados não só desta fase, mas também das actividades relativas à selecção dos locais de armazenamento, bem como da melhor metodologia de transporte

Realizado. (Moodle)

3

Caracterização hidrogeológica e estratigráfica

M5 - Definição dos potenciais reservatórios para armazenamento de CO2. Permitirá início das actividades de estimativa da capacidade de armazenamento.

Realizado. Relatório sobre características de potenciais reservatórios (Moodle)

Estimativa de capacidades de armazenamento

M6 - Estimativa da capacidade de armazenamento, permitirá o início da tarefa de hierarquização dos potenciais locais.

Realizado. 1- Relatórios com quantificação de capacidade de armazenamento; 2- produção de mapas com localização de reservatórios e indicação de capacidade de armazenamento. (Moodle)

4 Monitorização da Central M7 - Resultados da monitorização são fundamentais para a prossecução do objectivo de definição das vantagens e desvantagens dos métodos de captura de CO2

Realizado. Base de dados digitais com resultados dos ensaios de monitorização (Moodle)

5 Simpósio internacional M8 – Compilação das comunicações e apresentações técnico- científicas Não efectuado


KTTEEJJOO

48

Capítulo 3 - Trabalhos desenvolvidos

Neste capítulo apresenta-se uma síntese das acções desenvolvidas e resultados obtidos em

cada uma das tarefas. Não se pretende descrever exaustivamente o trabalho desenvolvido,

mas tão-somente identificar os factores que se revestiram de maior impacto para o projecto,

em cada uma das tarefas. Os relatórios detalhados e o suporte documental das diferentes

tarefas podem ser encontrados no Moodle do projecto.

O capítulo está organizado de modo a apresentar os resultados desagregados pelas

Actividades do projecto e, dentro de cada Actividade, reportam-se os resultados por tarefa.

3.1. Actividade 1 - Estudos Preliminares

Tarefa 1.1 Instalação de equipamentos

Esta tarefa foi concluída de acordo com a proposta inicial. Tal como previsto foi adquirido um

sistema de monitorização online, para caracterização das emissões de CO2.

Foram seleccionados analisadores ABB série AO 2040 tendo em conta a compatibilidade com

outros analisadores instalados na chaminé e com os sistemas de tratamento de informação e

comando da instalação.

Figura 4 – Equipamento de monitorização online de CO2


KTTEEJJOO

49

A baixa e intermitente utilização da Central na primeira parte do ano originou que só a partir

do 2º semestre de 2010 fosse possível finalizar os testes de funcionamento dos

equipamentos e a sua colocação em serviço contínuo.

\\pi_se rve r\10HNE30FQ057_XJ01

13,000

%

\\pi_se rve r\20HNE30FQ057_XJ01

12,435

%

G1 CHAMINE CO2 G2 CHAM INE CO2

14-10-2010 0:00:0013-10-2010 0:00:00 24,00 horas

Chaminé CO2

0

2

4

6

8

10

12

14

Figura 5 – Imagem do gráfico de acompanhamento da medida online de CO2 através do sistema de informação da Central


KTTEEJJOO

50

Tarefa 1.2 Situação actual da Central do Pego

Esta tarefa foi executada com a duração prevista inicialmente e com os resultados esperados.

Nesta tarefa pretendeu-se caracterizar das condições actuais de operação da Central do

Pego. Fez-se o levantamento do layout das instalações e a caracterização dos equipamentos,

base de partida para a avaliação da adaptabilidade da Central. Esta tarefa comportou ainda a

identificação dos compostos reactivos que podem influenciar o processo de captura.

No âmbito desta tarefa foi realizada uma visita às instalações da central e procurou-se

descrever o processo de produção eléctrica na Central do Pego, assim como os valores de

produção de electricidade nos últimos anos.

Figura 6 - Layout da Central do Pego

A central utiliza como combustível carvão Colombiano, Norte-Americano e Sul-Africano que

chega ao porto de Sines e daí é transportado via caminho-de-ferro até à Central do Pego,

onde é queimado, emitindo volumes substanciais de CO2 para a atmosfera.

A Central Termoeléctrica do Pego tem dois grupos produtores de energia eléctrica, com uma

potência unitária de 314 MW, cada um equipado com um grupo gerador de vapor, um grupo

turbina-alternador e um transformador principal.

Em plena carga, cada grupo tem a capacidade de queimar por hora na caldeira cerca de 108

toneladas de carvão pulverizado, produzindo aproximadamente 950 toneladas de vapor, a

167 bar e 535°C. Em 2009, a central queimou cerca de 1,2 milhões de toneladas de carvão


KTTEEJJOO

51

para produzir 3073 GWh de energia eléctrica, representando 6% do consumo eléctrico em

Portugal, que nesse ano totalizou os 49,9 TWh.

Após a expansão do vapor nas turbinas, que se encontram ligadas a um gerador que converte

a energia mecânica em energia eléctrica, o vapor passa pelo condensador, para ser

transformado novamente em água que é enviada para a caldeira para se reiniciar o ciclo.

Figura 7- Ciclo simplificado de produção de energia eléctrica

A caldeira é um equipamento formado por tubulares metálicos soldados entre si por onde

circula a água, que é aquecida pelo calor que se liberta durante a queima do combustível. A

água utilizada na central provém do rio Tejo e é extraída por uma torre de captação, que

pode recolhê-la a três cotas diferentes, consoante o nível do rio.

A caldeira é de circulação natural, o que implica a existência de um reservatório que reúna as

fases líquida e gasosa da água, o barrilete. Na caldeira podem-se queimar até 108 toneladas

de carvão por hora com uma capacidade de produção de vapor de 264 kg/s a 167 bar e

535°C.

O vapor produzido na caldeira é entregue às turbinas que têm a função de transformar a

energia potencial do vapor, em energia mecânica, que transmitida ao gerador se transforma

em energia eléctrica. Cada grupo é constituído por quatro turbinas - uma de alta pressão,

uma de média pressão e duas de baixa pressão - todas colocadas sobre o mesmo veio, e a

este associado um alternador que converte a energia mecânica em energia eléctrica,

produzida a 18kV, que é depois transformada em 400 kV, por um transformador principal

com a potência nominal de 340 MVA.


KTTEEJJOO

52

Figura 8- Valores de caudal, pressão e temperatura do vapor à entrada das turbinas

O alternador, ou gerador, faz a transformação da energia mecânica transmitida pelas

turbinas, em energia eléctrica que vai ser entregue à rede através do transformador.

Na Plataforma online poderá ser consultado um relatório detalhado acerca do processo de

produção de energia eléctrica na Central do Pego.

Histórico da produção de electricidade na Central do Pego

A produção de energia eléctrica na Central Termoeléctrica do Pego tem vindo a diminuir ao

longo dos anos, apesar de não ser esta a tendência do consumo de electricidade em Portugal,

Figura 9.

50664376

3615 34983073

1663

46

48

50

52

54

0

2000

4000

6000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 Co

nsu

mo

de

en

ergi

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PT

(TW

h)

Pro

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ção

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Wh

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Produção de energia eléctrica no Pego VS consumo de energia eléctrica em PT

Produção: Pego Consumo total em PT

Figura 9 - Evolução da produção de energia eléctrica na Central do Pego VS consumo de electricidade em PT (adaptado de REN)


KTTEEJJOO

53

O gráfico da Figura 10 evidencia o comportamento do sistema electroprodutor português nos

últimos anos, permitindo-nos observar que a produção de energia eléctrica a partir de fontes

endógenas tem aumentado, enquanto a produção a partir dos combustíveis fósseis

diminuído.

10

15

20

25

30

35

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

TWh

Tendência da produção de electricidade em PT 2004-2010

Renováveis e Hidroeléctrica Térmicas

Figura 10 - Tendência da produção de electricidade em Portugal entre 2004 e 2010

O comportamento descrito no gráfico apresentado é reflexo da gestão da rede eléctrica: o

princípio básico de gestão da rede é que a oferta de energia eléctrica tem que igualar a

procura em tempo real. Ora, como a produção a partir dos recursos naturais endógenos tem

um regime de funcionamento imprevisível, tem prioridade sobre todas as outras formas de

produção entrando na base do diagrama de cargas. Hoje em dia Portugal tem um regime de

acesso à rede eléctrica que dá prioridade à produção a partir das fontes renováveis de

energia, quer ao nível do planeamento e desenvolvimento da rede, quer ao nível da gestão

da rede, sendo obrigatória a sua entrada prioritária na rede de transporte ou de distribuição.

Assim, e devido ao aumento da potência endógena renovável em Portugal, a produção de

electricidade nas centrais termoeléctricas é variável e dependente das condições

meteorológicas, sendo que este tipo de produção tem cada vez mais a tendência em ficar

para segundo plano porque não convém desperdiçar recursos energéticos como o vento ou a

precipitação.


KTTEEJJOO

54

Mais pormenores sobre esta análise podem ser consultados nos relatórios disponíveis na

plataforma online do projecto.

Tarefa 1.3 Recolha bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e

geofísica


Foi efectuada uma recolha bibliográfica de artigos científicos sobre a Bacia Lusitaniana,

objecto da investigação para identificar locais de armazenamento. Estes artigos contêm

informações de carácter geológico, estrutural, hidrogeológico e geofísico. Para além de

informação bibliográfica foram recolhidos e compilados dados que constituem a base de

dados digital de informação relativa à área de estudo. Foram recolhidos dados,

maioritariamente, de carácter posicional no web site do Laboratório Nacional de Energia e

Geologia (LNEG) (LNEG, 2010) e na base de dados online do Sistema Nacional de Informação

de Recursos Hídricos (SNIRH) (INAG, 2010). Na Divisão de Pesquisa e Exploração de Petróleos

(DPEP) foram recolhidos dados referentes à localização das sondagens petrolíferas de

maiores profundidades e que se situam no raio de abrangência do estudo. Foi ainda reunida

informação relativa a ensaios geofísicos (diagrafias) realizados nos respectivos poços

petrolíferos (DPEP, 2010)..

Na Tabela 7 encontra-se uma listagem dos dados recolhidos, considerados essenciais para o

projecto.

Tabela 7 – Listagem de dados recolhidos

Informação Fonte

Sondagens petrolíferas DPEP

Recursos Geotérmicos LNEG

Pontos de Água LNEG

Ocorrências Geotérmicas LNEG

Furos e pontos de água INAG

Sismos 1961-2009 Ints. Meteo

Diagrafias em poços de petróleo DPEP

Análises águas poços petróleo DPEP

Inf. DST DPEP

Mapa geológico 1/500 000

Mapa neotectónico

Fontes emissoras de CO2

Mapa de Grad. Geotérmico

Perfis sísmicos de reflexão DPEP

Amostras de sondagens LNEG


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Na Figura 11 apresenta-se uma imagem das tabelas com os resultados compilados, sendo

que alguns dos dados são propriedade da DPEP e não podem ser disponibilizados

publicamente.

Os dados recolhidos foram implementados numa Base de Dados em MS EXCEL e num

Sistema de Informação Geográfica (SIG) desenvolvido com o recurso ao software ArcGis da

ESRI e com a ferramenta ArcInfo, a mais completa disponível. Inclui todas as funcionalidades

do ArcView e do ArcEditor e acrescenta avançadas análises espaciais, manipulação de dados,

e ferramentas de cartografia.

Figura 11 - Imagem de alguns campos da base de dados

Todos os dados que fazem parte da base de dados estão no SIG, colocados como layers de

modo a permitir a sua edição e análise, bem como interpolações e cálculos de grandezas

física. Para além disso permite produzir mapas com informação composta por vários

elementos, possibilitando a análise da interacção entre variáveis que compõem cada um dos


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56

layers. Todos os mapas ilustrados neste relatório, e nos relatórios detalhados, foram

produzidos a partir deste SIG.

Importa salientar que a base de dados e o SIG resultantes desta tarefa constituíram as

ferramentas primordiais para identificar os locais de armazenamento e quantificar a

capacidade disponível para sequestrar o CO2 emitido pela Central do Pego.

As bases de dados e a informação básica do ARCGIS podem ser consultadas na plataforma

Moodle, com excepção dos dados cedidos sob confidencialidade pela DPEP.

3.2. Actividade 2 - Especificações técnicas

Tarefa 2.1 Avaliação da possibilidade de retrofitting da Central


A tarefa compreendeu a avaliação das alterações técnicas recorrentes da instalação de uma

unidade para captura de CO2 na Central do Pego, onde se estudaram as alternativas

existentes no mercado em termos de tecnologias disponíveis para aplicação no Pego a

curto/médio prazo. Os principais resultados desta análise apresentam-se de seguida.

Sugerimos ainda a consulta do relatório completo sobre este assunto na plataforma online do

projecto.

Na combustão convencional do carvão (tal como acontece na Central do Pego) o CO2 está

presente nos gases de combustão em concentrações muito pequenas (entre 13% v/v) e

baixas pressões (entre 1 e 1,7 bar), o que implica o tratamento de grandes volumes de gases

com baixa concentração de CO2 sendo a tarefa da captura dificultada.

Na Tabela 8 apresentamos os principais desafios inerentes à captura de CO2 na Central do

Pego.

Tabela 8 - Desafios da captura de CO2 na Central do Pego

Desafios da separação de CO2 por pós-combustão

Grande volume de gases a tratar

CO2 diluído nos gases de combustão (13% v/v)

Gases à pressão atmosférica

Presença de impurezas (SO2 e NOX)

Compressão do CO2 capturado para cerca de 100-150 bar para transporte


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Dos três tipos de captura disponíveis actualmente consideramos que a captura por pós-

combustão por absorção química através de solventes é a que mais se adequa à Central

Termoeléctrica do Pego pela facilidade de retroffiting, uma vez que não é preciso fazer

modificações significativas no processo de produção de electricidade, sendo o sistema de

captura adicionado à central como um sistema independente, posterior à passagem dos

gases pelos sistemas de redução de NOX (SCR) de partículas (PE) e de SO2 (FGD), Figura 12.

Figura 12 – Localização de um eventual sistema de captura por pós-combustão na Central do Pego

A captura por pós-combustão

A separação do CO2 através do processo de captura por pós-combustão acontece quando o

CO2 é separado dos gases de combustão após a queima do combustível na presença de ar.

Figura 13 - Pós-combustão. Adaptado de (Feron & Hendriks 2005a)

Numa central a carvão com características idênticas à do Pego, os gases resultantes da

queima do combustível entram em contacto em altas colunas de absorção com o solvente

líquido selectivo para o CO2, que o absorve e o transporta para outra coluna, a de

regeneração, onde acontece a libertação do fluxo de CO2 por acção do aumento da

temperatura (Herzog 2009b). Um esquema simplificado deste processo pode ser observado

na Figura 14.


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58

Figura 14 – Esquema simplificado da captura de CO2 por pós-combustão

Na eventualidade de instalação de um sistema de captura no Pego, as modificações mais

significativas teriam que ver com a necessidade de instalar novas tubagens que permitissem

retirar vapor à saída da turbina de média pressão e canalizá-lo para o sistema de captura

para manter as condições ideais de temperatura para regeneração do solvente. Teria

também que se desviar os gases de combustão entre o sistema FGD e a chaminé, para os

gases passarem primeiro pelo sistema de captura antes de serem expelidos para a atmosfera.

Consideramos que a instalação recente das unidades de tratamento de gases (FGD e SCR) na

Central do Pego a colocou numa posição favorável à implementação de uma unidade de

captura de CO2 por pós-combustão, uma vez que seria um investimento que se teria que

realizar de qualquer forma no caso de se optar por instalar um sistema de captura na Central

em causa, pois são sistemas que contribuem para mitigar os problemas relacionados com a

formação de compostos estáveis e irreversíveis, resultantes da reacção dos NOX e SO2 com os

solventes usados na pós-combustão.

As necessidades energéticas associadas a um sistema de captura de CO2 afectarão a

eficiência da Central e o output desta: o vapor para regenerar o solvente, as necessidades

energia eléctrica para operar bombas e ventiladores, e ainda a energia necessária para

comprimir o CO2 recuperado para transporte são exemplos de gastos extraordinárias de

energia que vão contribuir para um significativo efeito da unidade de captura no

desempenho da central, o que poderá representar uma redução na eficiência até 12 pontos


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59

percentuais e uma redução da potência debitada a rondar os 30 a 40 %, apesar das emissões

poderem ser reduzidas entre os 94 e os 85%.

É também relevante notar que a aplicação de uma unidade de captura no pego não depende

apenas da disponibilidade de tecnologias de captura: o espaço em redor da Central para

implementação desta unidade, a disponibilidade de água e as zonas para armazenamento

num raio de cerca de 100 km de distância da Central são importantes parâmetros a ter em

consideração.

A Tabela 9 evidencia importantes aspectos relacionados com o retrofitting de centrais com as

características da Central Termoeléctrica do Pego.

Tabela 9 - Aspectos gerais relacionados com o retrofitting de centrais de produção de energia eléctrica

Aspectos relacionados com o retrofitting de centrais de produção de energia eléctrica

Custos com aquisição do equipamento de captura

Aumento dos custos de operação e de manutenção da central

Aumento dos custos da electricidade produzida

Redução da energia produzida pela central – aumento das necessidades energéticas para a unidade de captura

Diminuição da eficiência da central

Proximidade com locais de armazenamento

Áreas disponíveis para implementação da unidade de captura perto da central

Design, idade da central e perspectivas de funcionamento futuro

Grau de pureza do CO2 produzido para transporte

Disponibilidade de água

Também é importante referir que na Central do Pego são utilizadas grandes quantidades de

água com o objectivo de arrefecimento e de produção de vapor na caldeira. A instalação de

um sistema de captura aumentará as necessidades de água disponível para produção de

electricidade, não só porque sistema de captura e compressão do CO2 utiliza água para

diminuir a temperatura dos gases à entrada da coluna de absorção, mas também pela

necessidade extra de vapor para usar na coluna de regeneração. Neste sentido, é importante

averiguar se os limites de extracção de água do rio Tejo vão representar um significativo

obstáculo na implementação de uma unidade de captura no Pego.

A Figura 15 esquematiza sucintamente as modificações a realizar no layout da Central do

Pego decorrentes da instalação de um sistema de captura por pós-combustão.


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Figura 15 - Modificações a realizar no layout da central devido à instalação de um sistema de captura por pós-combustão

Em suma, é importante reter que a aplicação de um sistema de captura na Central

Termoeléctrica a carvão do Pego é tecnicamente possível, pois existe a tecnologia disponível

a ser testada em unidades piloto de demonstração, apesar do efeito que uma unidade de

captura pode ter a nível da redução da eficiência e do output da Central.

Poderá ser consultado na plataforma Moodle um relatório com a análise detalhada feita

relativamente às tecnologias para capturar o CO2 da Central Termoeléctrica do Pego.

Tarefa 2.2 Análise económica e financeira associada à adaptação da Central do

Pego à captura do CO2


Nesta tarefa procurou-se analisar os custos, económicos e financeiros, da adaptação da

Central a cada uma das metodologias de captura de CO2, tendo em conta as perspectivas de

desenvolvimento do mercado energético.


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61

Realizou-se um levantamento dos custos inerentes à tecnologia de captura de CO2 e aos

custos de transporte, e elaborou cenários de evolução da produção de electricidade na

Central do Pego. Fez-se ainda a análise do impacto que o Comércio Europeu de Licenças de

Emissão (CELE) poderá ter no desenvolvimento dos sistemas CCS.

Custos de Captura e Transporte

Com as tecnologias de captura disponíveis actualmente, o retrofitting de uma Central a

carvão pode significar uma penalização na eficiência da central até 12 pontos percentuais,

um aumento do consumo de combustível na ordem dos 20 a 30% por electricidade produzida

(IEA, 2010) e representar custos por CO2 evitado em média de 55 USD/tCO2 (Finkenrath,

2011).

Os custos relacionados com a aquisição de equipamentos, com o combustível usado, com a

energia necessária para fazer funcionar a unidade de captura, a redução do output

energético da central, a distância aos locais de armazenamento, a operação e manutenção da

Central e a diminuição da energia debitada para a rede são apenas alguns exemplos de

variáveis que podem influenciar os custos da captura (WorleyParsons 2009, Herzog 2009c e

DOE/NETL 2010).

É ainda relevante referir que pelo facto do CCS ser uma tecnologia emergente os custos

associados a esta terão tendência para diminuir. Segundo a ZEP (2011), os custos por CO2

evitado rondarão os 30 a 40€/tCO2 capturado para a primeira geração de sistemas comerciais

mais avançados que os actuais.

Relativamente aos custos de transporte o mesmo estudo (ZEP 2011) aponta para os valores

evidenciados na Tabela 10.


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62

Tabela 10 - Estimativa de custos de transporte de CO2 (€/tCO2) para projectos de demonstração e para uma rede de transporte já desenvolvida Adaptado de (ZEP 2011)

Distância 180 km 500 km 750 km 1500 km

Maturidade da rede de

transporte

Projectos Demons. 2,5MtCO2

anuais

Projectos Comer.

10MtCO2

anuais


anuais

Projectos Comer.

10MtCO2

anuais


anuais

Projectos Comer.

10MtCO2

anuais


anuais

Projectos Comer.

10MtCO2

anuais

Pipelines

Onshore* [€/tCO2]

5,4 1,5 n.d. 3,7 n.d. 5,3 n.d. n.d.

Pipelines

Offshore*

[€/tCO2] 9,3 3,4 20,4 6,0 28,7 8,2 51,7 16,3

Navio (incluindo liquefacção do

CO2) [€/tCO2]

13,5 11,1 14,8 12,2 15,9 13,2 19,8 16,1

*os custos apresentados excluem os custos inerentes à compressão de CO2 nos locais de captura

A análise da Tabela 10 permite-nos observar que a diferença de custos esperados é grande

entre os projectos de demonstração e aos primeiros projectos comerciais, para o transporte

de CO2 via pipelines. Já relativamente ao transporte por navios, os custos indicados não

apresentam grandes diferenças para projectos de demonstração ou comerciais.

Tal como era de esperar a tabela anterior também nos permite ver que os custos de

transporte por pipelines aumentam com a distância entre as fontes de emissão e as zonas de

armazenamento. Já quanto aos custos de transporte por navios o aumento não é tão grande,

apesar de também aumentarem com a distância.

O papel do Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) no desenvolvimento do CCS e cenários de utilização futura da Central do Pego

CELE - O CELE constitui o primeiro instrumento de mercado intracomunitário de regulação

das emissões GEE. Esta medida a destina-se a controlar a emissão destes gases baseando-se

no sistema cap-and-trade. Neste sistema é atribuída uma quantidade fixa de licenças de

emissão a cada um dos Estados-membros da UE, definindo os limites globais de emissão

(cap). Estas licenças são transaccionáveis (trade), sendo que os agentes que ultrapassarem o

seu limite de emissão de CO2 terão de comprar no mercado licenças de emissão aos agentes

que possuírem excedente de licenças.


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63

A primeira fase do CELE iniciou-se a 1 de Janeiro de 2005 e durou três anos, constituindo uma

fase de aprendizagem e preparação para o segundo período do comércio, que está

actualmente a decorrer (2008 a 2012). Nestes dois períodos as licenças foram atribuídas às

instalações industriais gratuitamente.

No entanto, para a terceira fase deste comércio (que começa em 2013) é relevante referir

que o sector de produção de energia eléctrica irá ter um aumento de custos inerentes ao seu

funcionamento, uma vez que terá que adquirir a totalidade das licenças de emissão de CO2

em leilão, ao contrário do que acontece actualmente onde as licenças são atribuídas às

instalações industriais gratuitamente (UE 2010d).

O preço a pagar pelas emissões de CO2 no âmbito do CELE pode ter um efeito positivo no

desenvolvimento das tecnologias de redução de emissões como o CCS. Se dentro de alguns

anos o preço das emissões de CO2 neste mercado ultrapassar o preço de capturar uma

tonelada de CO2, julgamos que as empresas vão escolher entre pagar pelas emissões no

âmbito do CELE estando sujeito às variações dos mercados, ou anular as emissões de CO2

para a atmosfera pela captura e armazenamento geológico do CO2 em locais apropriados.

Cenários de utilização futura da Central do Pego

Tendo em conta dados históricos de consumo de carvão procurou-se construir cenários de

utilização da Central do Pego no futuro de 35%, 64% e 95% e obtiveram-se os perfis de

consumo mensal de carvão apresentados na

Figura 16.


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64

Figura 16 – Consumo mensal de carvão (t/dia) conforme os três cenários de utilização da Central

A partir dos dados apresentados na

Figura 16 construíram-se cenários de custos que a central irá ter no futuro tendo em conta o

preço esperado a pagar por tonelada de CO2 a partir de 2013 no âmbito do CELE.

Partindo das estimativas de emissões de CO2 para os três regimes de utilização (35, 64 e 95%)

construiu-se a Tabela 11 que evidencia o preço a pagar pelas emissões de CO2 consoante a

utilização da Central assumindo que as licenças de emissão no âmbito do CELE serão

transaccionadas a 16€/tCO2 (A) e a 30€/tCO2 (B).

O terceiro cenário (C) assume a instalação de um sistema de captura na central, com um

preço de 50€ por tonelada de CO2 capturado (excluindo custos de transporte e

armazenamento), valor médio dentro do intervalo de custos em vários estudos analisados.

Tabela 11 - Preço a pagar pelas emissões de CO2 consoante os diferentes cenários do preço das emissões de CO2 no âmbito do CELE

Utilização da central 35% 64% 95%

Carvão anual consumido (ton) 682115 1219797 1807586

Emissões de CO2 anuais (ton) 1624083 2904279 4303776

Cenários

Cada licença vale 16€/ton CO2 26M€ 46 M€ 69 M€

Cada licença vale 30€/ton CO2 49 M€ 87 M€ 129 M€

Pós-combustão a 50€/ton CO2 81 M€ 145 M€ 215 M€


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65

O gráfico da Figura 17 pretende evidenciar os custos anuais a pagar por tonelada de CO2

emitido pela Central nos diferentes cenários de utilização da Central Termoeléctrica do Pego.

Figura 17 - Custo anual que a Central terá pelas emissões de CO2 no âmbito do CELE

No entanto, e uma vez que de qualquer forma a Central vai ter que pagar pelas suas

emissões no âmbito do CELE a partir de 2013, o valor a pagar por tonelada de CO2 emitido no

caso da implementação de uma unidade de captura, vai ser a diferença entre os custos por

tonelada de CO2 capturado e os custos das emissões no âmbito do CELE:

[2] Custo por tonelada CO2 emitido = €/t CO2 com CCS - €/t CO2 com CELE

O resultado do custo por tonelada de CO2 emitido descrito pela equação [2] pode ser

observado na Figura 18, que evidencia o papel que o CELE pode vir a desempenhar no

investimento em tecnologias que permitam reduzir as emissões gasosas de centrais

termoeléctricas.


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66

Figura 18 - Custo por tonelada de CO2 emitido pressupondo a instalação de um sistema de captura, evitando pagar pelas emissões no âmbito do CELE

Assim, nota-se que no caso de ser implementado um sistema de captura com o custo de 50€

por tonelada de CO2 capturado, o preço a pagar pelas emissões de CO2 não vai ser, por

exemplo para o caso A, de 49 M€ (se as licenças de emissão forem transaccionadas a 30€/t)

mas sim de 32M€ de forma a evitar o pagamento das emissões no âmbito do CELE.

Este efeito ilustra a importância que o CELE vai ter no desenvolvimento do CCS: num cenário

em que o preço a pagar pelas licenças de emissão de CO2 compense o preço a pagar pela

tecnologia de captura, transporte e armazenamento vai ser aliciante implementar um

sistema de captura, não só pela diminuição de custos de funcionamento inerentes à

actividade desenvolvida, mas também pela boa imagem passada no que respeita às

preocupações ambientais.

Uma vez que as previsões de futuro para o sistema electroprodutor português são para o

aumento da energia produzida a partir das fontes de energia renováveis (MEID 2010),

espera-se que a produção de electricidade no Pego irá provavelmente ter um regime instável

dependente das condições meteorológicas, com a utilização cada vez maior da produção

termoeléctrica nas horas de picos de consumo ou quando a produção renovável tiver valores

que não permitam satisfazer o consumo. Este é um importante condicionante de toda a

estratégia de investimentos em infra-estruturas novas na Central do Pego.


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67

Sugerimos a consulta do relatório completo relativo a este assunto na plataforma Moodle do

Projecto KTEJO.

Custos de transporte de CO2 da Central do Pego aos locais de armazenamento

consoante os cenários de utilização da Central.

A análise dos custos de transporte teve em conta que os locais de armazenamento têm que

estar a uma distância máxima de 100 km da Central, condição que foi desde o início acordada

entre a toda a equipa para formular uma solução que não fosse excessivamente cara, e que

permita que o armazenamento de CO2 seja feito a uma distância relativamente curta do Pego

Posto isto, e a partir dos dados recolhidos da ZEP (2011) da estimativa de custos de

transporte de CO2 (€/tCO2), calculámos um intervalo de valores relativos aos custos de

transporte do CO2 da Central do Pego para locais de armazenamento a uma distância até

100 km,Tabela 12, consoante os cenários apresentados anteriormente de utilização da

Central do Pego.

Tabela 12 - Estimativa de custos de transporte de CO2 (€/tCO2) consoante os diferentes cenários de utilização da Central Termoeléctrica do Pego

Projectos comercialização | Transporte de 10 MtCO2 anuais

Utilização da Central 35%

(1 624 083 tCO2 emitidas) 64%

(2 904 279 tCO2 emitidas) 95%

(4 303 776 tCO2 emitidas)

Pipelines Onshore* 1,5 €/tCO2

2,4 M€ 4,4 M€ 6,5 M€

Pipelines Offshore* 3,4 €/tCO2

6 M€ 10 M€ 15 M€

Projectos de demonstração | Transporte de 2,5Mt CO2 anuais

Pipelines Onshore* 5,4 €/tCO2

Para uma utilização de 35%, 9 M€ | Para captura de 2,5 Mt CO2, 13,5 M€

Pipelines Offshore* 9,3 €/tCO2

Para uma utilização de 35%, 15 M€ | Para captura de 2,5 Mt CO2, 23M€

Tendo como ponto de partida os valores indicados pela ZEP (2011) de custos de transporte

de CO2 (Tabela 10):

- para projectos de demonstração cuja capacidade máxima de transporte de CO2 é de 2,5 Mt,

independentemente da Central produzir mais que 2,5 Mt de CO2, os custos associados ao

transporte podem ir até aos 13,5M€, no caso da utilização de pipelines onshore, e até os

23M€ para pipelines offshore;


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68

- para projectos de comercialização os custos variam consoante a utilização da Central do

Pego. Assim, e para o transporte de CO2 por pipelines onshore os custos associados ao

transporte podem variar entre os 2,4 e os 6,4 M€, enquanto que para pipelines offshore este

intervalo é entre os 6 e os 10M€.

Tarefa 2.3 Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública

Para realização do Levantamento dos aspectos legais, jurídicos e da opinião pública foi feito

um estudo de legislação Europeia relevante ao Projecto de Captura e Armazenamento de

Carbono (CCS) e a possibilidade da sua transferência para a legislação nacional tendo em

conta as especificidades da política nacional de meio ambiente.

Os resultados de recolha dos Decretos-lei de legislação nacional aplicáveis para o Projecto

CAC são apresentados na Tabela 13. Estes documentos legais foram distribuídos por cada

fase do projecto.

Tabela 13 – Legislação Nacional relevante para o armazenamento geológico de CO2

Fase do Projecto CAC

Legislação nacional

Fase 1 Avaliação Prévia

DL X/2010 (DL CCS não está disponível)

Fase 2 Pesquisa

DL X/2010 (DL CCS não está disponível) DL 88/90 - Regime Jurídico de Exercício das Actividades de Prospecção, Pesquisa, e Exploração dos Recursos Geológicos

Fase 3 Construção e

Operação

DL X/2010 (DL CAC não está disponível) DL 88/90 - Regime Jurídico de Exercício das Actividades de Prospecção, Pesquisa, e Exploração dos Recursos Geológicos DL 26/2010 - Regime Jurídico de Urbanização e Edificação DL 197/2005 - Regime Jurídico de Avaliação de Impacte Ambiental DL 232/2007 - Regime Jurídico de AIA das Planos e Programas DL 173/2008-Regime Jurídico de Prevenção e Controlo Integrados da Poluição DL 254/2007 - Regime Jurídico de Prevenção de Acidentes Graves DL 178/2006 - Regime Jurídico de Operações de Gestão de Resíduos DL 226-A/2007 - Regime Jurídico de Utilização dos Recursos Hídricos DL 209/2008 - Regime Jurídico de Actividade Industrial DL 41-A/2010 - Regime Jurídico do Transporte Terrestre, Rodoviário e Ferroviário de Mercadorias Perigosas DL 147/2008 - Regime Jurídico de Responsabilidade Ambiental DL 154/2009 - Comércio de Licenças de Emissão de GEE DL 127/2008 - Protocolo sobre Registos de Emissões e Transferências de Poluentes (Protocolo PRTR)


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69

Paralelamente conduziu-se uma análise rigorosa das condicionantes legais impostas pela

Directiva Comunitária para o Armazenamento de CO2.

A revisão da dos aspectos legais e jurídicos culminou numa análise SWOT (Strengths,

Weaknesses, Opportunities, Threaths) sobre a aplicação da legislação existente ao eventual

licenciamento de um projecto industrial de injecção de CO2. Essa análise apresenta-se em

relatório individual que pode ser consultado na plataforma Moodle do projecto.

Posteriormente à conclusão da tarefa, foi tornado público que o Conselho de Ministros

aprovou a transposição da Directiva Comunitária para o Direito nacional. Porém, e até à data

de submissão deste relatório, o respectivo Decreto-lei ainda não foi publicado em Diário da

República, e não é conhecido o seu texto. Em qualquer caso, e uma vez que a Directiva foi

transposta, o enquadramento legal da actividade de armazenamento de CO2 em Portugal

passa a ser efectuada ao abrigo do respectivo Decreto-lei.

Tarefa 2.4 Análise económica e financeira da possibilidade de adopção de

soluções de armazenamento offshore

A opção por soluções de armazenamento no offshore português foi considerada tendo em

vista a capacidade de armazenamento que existe, mas sobretudo face à possibilidade da

aceitação pública ser mais favorável para o armazenamento em zona oceânica do que no

território emerso. Pretendia-se nesta tarefa estimar os custos associados ao armazenamento

offshore, por comparação com os custos de armazenamento onshore.

A identificação dos locais com capacidade e armazenamento no offshore foi efectuada no

âmbito do projecto COMET, em que também participam os co-promotores do KTEJO, e

circunscreveu-se à área situada entre a Figueira da Foz e Peniche, no prolongamento para

plataforma continental da Bacia Lusitaniana. Note-se que foi na zona emersa desta mesma

bacia sedimentar que se identificaram reservatórios geológicos adequados e se quantificou

Fase 4 Pós-encerramento

DL X/2010 (DL CCs não está disponível) DL 147/2008 - Regime Jurídico de Responsabilidade Ambiental DL 154/2009 - Comércio de Licenças de Emissão de GEE

Fase 5 Pós-encerramento

DL X/2010 (DL CCS não está disponível) DL 154/2009 - Comércio de Licenças de Emissão de GEE


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70

capacidade de armazenamento suficiente para as necessidades da Central do Pego (tarefa

3.4).

A capacidade de armazenamento na zona offshore é consideravelmente superior à

encontrada onshore, não só porque a área de ocorrência dos sedimentos é maior, mas

sobretudo porque existem mais formações com potencial de armazenamento.

Assim, na zona offshore foram identificadas dois pares reservatório/selante:

i. A Formação de Torres Vedras, datada do Cretácico Inferior, e composta

essencialmente por níveis siliciclásticos com intercalações argilosas, constitui um

excelente reservatório, com selante garantido pelas margas e argilas da Formação do

Cacém imediatamente sobrejacente;

ii. A Formação do Grés de Silves, do Triásico Superior, composta por arenitos e

conglomerados com cimento argiloso e ferruginoso, e com selante assegurado pelos

níveis de sal-gema, margas e argilas da Formação da Dagorda.

Na zona offshore foi adoptado o critério de profundidade do reservatório entre os 800 m e

2500 m de profundidade, tendo-se definido oito áreas com potencial de armazenamento na

Formação de Torres Vedras, e cinco zonas na Formação do Grés de Silves (Figura 19).


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71

PEGO

Figura 19 - Definição espacial da zona de armazenamento no offshore, com indicação da Two-Way-Time (TWT). Pontos verdes indicam as sondagens existentes (fonte: projecto

COMET).

A capacidade de armazenamento total, calculada pelo método volumétrico descrito na tarefa

T3.7 foi estimada em 3800 Mt de CO2, ou seja cerca de 10 vezes superior à capacidade de

armazenamento no onshore, contribuindo a Formação de Torres Vedras com 2900 Mt e a

Formação do Grés de Silves com 900 Mt.

A Formação de Torres Vedras na zona offshore tem não só maior capacidade de

armazenamento do que Formação do Grés de Silves, como ocorre a menores profundidades

e, por ter permeabilidade mais elevada, com maior capacidade de injecção por furo. Assim,

incontestavelmente a Formação de Torres Vedras que apresenta melhores características

para o armazenamento do CO2.

Os estudos hidrogeológicos efectuados (ver tarefa 3.3) apontam para os valores de

permeabilidade e capacidade de injecção indicados na Tabela 14.


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72

Tabela 14 – Estimativas de permeabilidade e capacidade de injecção para os reservatórios offshore (fonte: projecto COMET)

Reservatório Permeabilidade k (mD) Capacidade de injecção

(Mt CO2/furo/ano) Mínimo Mediana Máximo

Formação de Torres Vedras 129 1676 19750 1

Formação de Grés de Silves 67 358 783 0.5

Face a estes valores de permeabilidade e capacidade de injecção, em regra a injecção do

mesmo volume de CO2 requer o dobro dos furos no Grés de Silves do que na Formação de

Torres Vedras. Este factor, associado ao facto de Formação de Torres Vedras ocorrer a

menores profundidades do que o Grés de Silves, tem implicações na viabilidade económica

do armazenamento offshore.

A Tabela 15 compara os custos de injecção offshore versus onshore para três cenários de

exploração da Central do Pego (ver tarefa 2.1): cenário 1 – emissão de 1.6 Mt CO2/ano;

cenário 2 - emissão de 2.9 Mt CO2/ano e; cenário 3 – emissão de 4.3 Mt CO2/ano. Em todos

os cenários assumiu-se que o armazenamento decorreria durante um período de 30 anos. O

número de furos necessários foi calculado com base na capacidade de injecção ilustrada na

Tabela 14, e sem considerar a existência de furos de reserva.

No offshore, num cenário minimalista seriam necessários pelo menos dois furos com um

comprimento mínimo de 800 m, correspondendo a um investimento total de cerca de 143

M€, e custos de Operação e Manutenção de 3.6 M€/ano. No cenário de exploração mais

ambicioso, seriam necessários cinco furos de injecção, com custos de investimento de 231

M€ e custos de Operação e Manutenção de 11.6 M€/ano

No onshore, e em função da menor permeabilidade e profundidade de ocorrência do Grés de

Silves, para o cenário de menores emissões anuais, seriam necessários pelo menos 4 furos,

com profundidade mínima de 2000 m. O investimento total seria nesse caso de cerca de 103

M€, com custos Operação e Manutenção de 3 M€/ano. Para o cenário mais ambicioso,

seriam necessários um mínimo de nove furos, e os custos de investimento seriam de 215 M€,

enquanto os custos de Operação e Manutenção ascenderiam a 11.3 M€/ano


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73

Tabela 15 – Comparação de custos entre armazenamento onshore e offshore

Por conseguinte, e apesar dos custos de furação por metro no offshore ser cerca de 5 vezes

superiores à furação onshore, a diferença de custos totais não é tão elevada. Na verdade, se

para o cenário com menores necessidades de armazenamento (1.6Mt CO2/ano), o

armazenamento onshore é claramente mais económico, para valores de emissão mais

elevados, com necessidade de maior número de furos de injecção, a diferença de custos

entre as opções offshore e onshore é relativamente reduzida.

Assim, e apesar de a opção onshore ser para os três cenários economicamente mais favorável

que o armazenamento offshore, a diferença de custos é menor do que antecipada, razão pela

qual, face à provável maior aceitabilidade pública e menores riscos, não será de descartar de

todo a opção pelo armazenamento no offshore, sobretudo para cenários mais ambiciosos de

exploração da Central do Pego.

3.3. Actividade 3 - Aquisição e desenvolvimento de novos conhecimentos e

capacidades para o desenvolvimento

Tarefa 3.1 Análise dos elementos de prospecção geofísica coligidos

No conjunto das tarefas relacionadas com a identificação de locais de armazenamento de

CO2, a análise dos elementos de prospecção geofísica assumia um papel preponderante. Era

nesta tarefa que se procurava obter informação sobre as características dos reservatórios a

Formação Cenário de

emissões da Central

Nº de furos

Tempo de vida (anos)

Custos de investimentos

totais (M€)

Custos anuais O&M (M€/ano)

Formação Torres Vedras (offshore)

1.6 Mt/ano

2 30 143,1 7,2

Grés de Silves (onshore)

4 30 76,7 3,8


2.9 Mt/ano

3 30 171,3 8,6


6 30 125,8 6,3


4.3 Mt/ano

5 30 231,2 11,6


9 30 214,8 11,3


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74

profundidades similares às que se pretende armazenar o CO2. Por contraposição às análises

petrofísicas (tarefa 6.2), ensaios laboratoriais efectuados em amostras colhidas à superfície,

nesta tarefa utilizaram-se os dados de prospecção geofísica coligidos durante a execução de

furos de prospecção petrolífera para obter valores de salinidade das águas do reservatório,

porosidades e temperatura do reservatório.

A tarefa consistiu na interpretação de diagrafias (prospecção geofísica efectuada ao longo

dos furos de sondagens) reunidas na DPEP e referentes às sondagens petrolíferas listadas na

Tabela 16.

Tabela 16 – Diagrafias analisadas

Sondagem Tipo de diagrafia Run # Profundidade (m)

Aljubarrota-1 ALAT-MSFL-GR-SP 3 2685-2000

Aljubarrota-1 Accel. Porosity (APS-DSI-CALI-GR) 3 2686-1497

Aljubarrota-1 ELAN 2565-2050

Aljubarrota-1 DSI (Sonic) -GR 2686-2000

Aljubarrota-2 LDL-CNL-GR 3 3605-2414

Aljubarrota-2 DLL-MSFL-SP-GR 3 3612-2414

Aljubarrota-2 Long Spaced Sonic-GR 3 3603-2414

Samora-1A Microlog 2 1809,5-1100

Samora-1A GR/Neutron 1 1810-50

Samora-1A Temperature log 1810-50

São Mamede-1 Microlog 2 3382-3200

São Mamede-1 Gamma Ray - Neutron 1 3384-80

São Mamede-1 Temperature log 3386-0

A Tabela 17 apresenta uma síntese dos resultados obtidos nas diagrafias da sondagem

Aljubarrota-2, a de maior qualidade de informação. A análise efectuada permitiu calcular

valores de salinidade e, pela primeira vez, definir a zona de ocorrência de aquíferos salinos

profundos em território nacional, comprovando-se que podem correr salinidades da ordem

dos 35 g/l, isto é, similar à salinidade da água do mar.

Os valores de porosidade obtidos estão, nesta sondagem, no limite inferior dos valores

usualmente admitidos como limite inferior para o armazenamento de CO2. Porém, a restante


KTTEEJJOO

75

informação coligida aponta para valores médios de porosidade de 13%. Finalmente, a análise

das diagrafias permitiu ainda obter valores de Net-to-Gross, isto é permitiu quantificar a

percentagem do reservatório (Grés de Silves) que é composta por material de maior

permeabilidade, onde efectivamente se pode armazenar o CO2.

Tabela 17 – Síntese dos resultados da análise das diagrafias da sondagem Aljubarrota-2

Profundidade (m)

Porosidade (%) Temperatura

(ºC) Salinidade

(kppm)

3076 3 70 30

3185 6 72 6

3200 5 72 10

3385 9 76 9

3404 7 77 14

3424 9 77 17

3454 6 80 14

3552 7 80 35

3591 7 81 35

Os valores de porosidade e de Net-to-Gross são essenciais para a quantificação da

capacidade de armazenamento, entrando como parâmetros na equação volumétrica aplicada

na tarefa 3.4.

A interpretação das diagrafias permitiu ainda definir o gradiente geotérmico da zona de

estudo através da correcção das Temperaturas de Fundo de Furo, obtidas em relatórios de

sondagens efectuadas para pesquisa petrolífera para todo o relatório nacional. Em conjunto

com outros dados publicados e compilados na tarefa 1.3 foi possível construir, usando

metodologias de interpolação no ambiente ARCGIS, mapas de gradientes geotérmicos na

zona de estudo (Figura 20).


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76

Figura 20 - Mapa de gradiente geotérmico e mapa de temperaturas a 1000m de profundidade

A temperatura do reservatório é utilizada no cálculo da densidade do CO2, necessária na

equação volumétrica aplicada na tarefa 3.4.

O relatório detalhado desta tarefa pode ser consultado na plataforma Moodle.

Tarefa 3.2 Caracterização hidrogeológica e estratigráfica

Esta tarefa, conjuntamente com a tarefa 3.3 - caracterização estrutural e neotectónica -

constituem o núcleo da investigação destinada a definir os reservatórios e locais mais

adequadas para efectuar o armazenamento de CO2, na área de estudo. Em particular nesta,

tarefa procurava-se por um lado identificar os pares reservatório/selante mais adequados e

definir os aquíferos de água doce que não podem ser impactados por eventuais fugas de CO2.

No que concerne aos riscos de contaminação de reservas de água subterrânea, foi possível

identificar e transferir para o SIG todos os aquíferos existentes na zona de estudo (Figura

21A) e que não devem ser afectados pela eventual injecção de CO2. Também se efectuou a

inventariação dos pontos de água subterrânea e das ocorrências de furos hidrotermais que

constituem referências sobre a qualidade química da água subterrânea.


KTTEEJJOO

77

Relativamente à identificação de formações reservatórios, isto é os aquíferos salinos

profundos, , numa primeira fase, a bacia Lusitaniana (Kullbeg, 2000; Kullberg et al. 2006) na

zona de estudo foi subdividida em sete sub-bacias: i) sub-bacia de Arruda; ii) sub-bacia de

Alcobaça/Bombarral; iii) sub-bacia de Turcifal; iv) sub-bacia Monte Real/ Serra da Boa

Viagem; v) Diapiro de Soure /Mondego, vi) sub-bacia Penela/Ourém e vii) Maciço calcário.

Esta subdivisão permitiu definir os constrangimentos estratigráficos e hidrogeológicos na

área de cada sub-bacia. Nesse sentido foi elaborada uma sequência estratigráfica genérica da

bacia Lusitaniana (Figura 21B) e identificados os potenciais pares reservatórios/selantes, a

saber:

• Reservatório Grés de Silves / selante Formação da Dagorda;

• Reservatório Formação da Abadia, com selantes no topo da própria formação;

• Reservatório Formação de Alcobaça, com selantes no topo da própria formação;

• Reservatório Arenitos Superiores + Arenitos de Torres Vedras / selante Margas do

Jurássico Médio

As condições de ocorrência de cada par reservatório/selante foram estudadas para as sete

sub-bacias, com o objectivo de percepcionar quais as áreas que efectivamente poderiam

constituir reservatório para o CO2 emitido pela Central do Pego.

Por razões de estrutura geológica e de profundidade de ocorrência, apenas o Reservatório

Grés de Silves / selante Formação da Dagorda foi considerado com condições de permitir o

armazenamento de CO2, e apenas nas sub-bacias Maciço Calcário, Monte Real/Serra da Boa

Viagem e parcialmente na sub-bacia Bombarral/Alcobaça.


KTTEEJJOO

78

Figura 21 - Sistema aquíferos e sequência estratigráfica na zona de estudo

Considerou-se que os outros potenciais pares reservatórios/selantes não reúnem as

condições adequadas porque são aflorantes ou se encontram a profundidades reduzidas, não

permitindo atingir o estado super-crítico do CO2, ou porque não parecem reunir as condições

de porosidade e permeabilidade necessárias. Nalgumas zonas comprovou-se ainda que

ocorrem nascentes de água de elevada salinidade associadas a falhas que afectam os

potenciais reservatórios do Jurássico e do Cretácico, pelo que não seria possível garantir

condições de estanqueidade adequadas para o armazenamento.

Após ter sido definido que apenas o Grés de Silves na zona de estudo pode constituir um

reservatório, foi efectuada uma análise da estratigrafia detalhada dessa formação, com o

intuito de definir as zonas de maior porosidade/permeabilidade e de permitir a recolha de

amostras em afloramento.

A Figura 22 ilustra a divisão do Grés de Silves adoptada em tarefas subsequentes, do mais

antigo para o mais recente:

• Formação da Conraria, composta predominantemente por arenitos e conglomerados

de cor avermelhada, com matriz argilosa e ferruginosa. Normalmente muito

compacta, mesmo em afloramento, com permeabilidade e porosidade muito

reduzida em profundidade;

A B


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79

• Formação de Castelo Viegas, composta essencialmente por níveis arenosos e siltosos

de cor esbranquiçada e onde é esperado maior potencial de armazenamento;

• Formação de Pereiros, composta por níveis argilosos e margosos, e com propriedades

de selante do sistema.

Assim, dentro do Grés de Silves, é na Formação de Castelo Viegas que se antecipa

existir potencial para injecção.

Figura 22 - Perfil lito-estratigráfico detalhado do Grés de Silves (fonte:Miranda et al. 2010)

A Figura 23 ilustra afloramentos da Formação da Conraria e da Formação de Castelo Viegas.


KTTEEJJOO

80

A selecção do par reservatório/selante mais adequado e das sub-bacias em que apresenta as

condições requeridas para o armazenamento do CO2, constitui, quando complementado pela

análise da estrutura geológica (tarefa 3.3) um dos principais resultados do projecto KTEJO.

Figura 23 – Fotografias de afloramentos da Formação de Castelo Viegas (topo) e da Formação da Conraria (base)


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81

Tarefa 3.3 Caracterização estrutural e neotectónica

Nesta tarefa dividiu-se em duas actividades bem distintas. Uma primeira actividade incidiu

sobretudo sobre a identificação das características neotectónicas (Cabral et al., 1998) de toda

a zona de estudo, num raio de 100 km da Central do Pego, procurando identificar as

principais falhas activas na zona de estudo e, através da correlação com os dados de

sismicidade histórica, identificar as zonas mais instáveis, na proximidade dos quais não se

deverá procurar injectar CO2. Na Figura 24 ilustram-se as estruturas neotectónicas na zona de

estudo (A), bem como as falhas activas mais instáveis (B), que importa evitar na selecção de

locais de armazenamento.

Figura 24 – Estruturas neotectónicas e relação entre alinhamentos e epicentros de sismos

Dada a ligação estreita entre os resultados desta actividade e a análise sobre a sismicidade

natural realizada na tarefa 3.5, optou-se por apresentar os seus resultados no relatório

específico àquela tarefa.

A segunda actividade desenvolvida nesta tarefa decorreu após a selecção dos reservatórios e

selantes adequados e procurou definir a estrutura geológica da zona com maior potencial

para o armazenamento do CO2. Procurou-se sobretudo definir as profundidades de

ocorrência e espessuras do reservatório Grés de Silves e do selante Margas da Dagorda,


KTTEEJJOO

82

definir a existência de falhas influenciando aquelas formações, a continuidade lateral das

formações e identificar “armadilhas” estruturais e estratigráficas capazes de assegurar a

contenção do CO2.

Para estes efeitos foram utilizados os mapas dos horizontes sísmicos resultantes das

campanhas de reflexão sísmica 2-D efectuadas no âmbito do projecto MILUPOBAS

(Rasmussen et al. , 1998; DPEP, 2010) e no âmbito da pesquisa petrolífera desenvolvida pela

empresa Mohave Oil&Gas Co. (Mohave O&G., 1996) e de que se ilustram alguns exemplos na

Figura 25.

Foram produzidos cortes geológicos representativos da zona de estudo () e, recorrendo ao

SIG implementado, definiram-se as zonas em que o reservatório se encontra entre as

profundidades 800 m e 3000 m, assim definindo as zonas em que o CO2 pode ser

armazenado em estado super-crítico (Figura 27). Desta análise, em particular dos mapas de

espessuras da formação reservatório, resultou ainda uma avaliação do volume rochoso

disponível para o armazenamento (essencial para o cálculos efectuados na tarefa 3.4) e o

mapeamento das principais falhas que afectam as zonas recomendadas para injecção do CO2

(Figura 25A). Constatou-se invariavelmente que a fracturação é intensa, levantando questões

sobre a continuidade lateral do reservatório. Porém, o facto dessas mesmas fracturas não

terem sido detectadas no selante, composto por níveis de grande plasticidade com tendência

para “fechar” as fracturas, transmite alguma confiança relativamente à capacidade do

selante para reter o CO2.


KTTEEJJOO

83

Os resultados detalhados desta tarefa são descritos em relatório específico que pode ser

consultado na plataforma Moodle.

Figura 25 – Mapas de profundidade do topo do reservatório (A), e de espessura do selante (B)

Figura 26 – Perfis geológicos na zona de estudo (orientação indicada no mapa).

Reservatório

Selante

A) B)


KTTEEJJOO

84

Tarefa 3.4 Estimativa da capacidade de armazenamento

A quantificação da capacidade de armazenamento constituía, de certo modo, o culminar das

tarefas relacionadas com a identificação de locais armazenamento. Procurava-se utilizar

formulação analítica e modelos numéricos para estimar a capacidade de armazenamento nos

aquíferos salinos, tendo por base a estrutura das formações (tarefa 3.3), a sua porosidade e

permeabilidade (tarefas 3.1 e 5.2), e a sua heterogeneidade (tarefa 3.1 e 3.2).

No decurso do projecto optou-se por utilizar apenas formulação analítica, pois não foi

possível reunir informação geológica suficiente para construir um modelo numérico estático

tri-dimensional. Assim, recorreu-se à bem estabelecida formulação analítica adoptada em

projectos internacionais como o GEOCAPACITY (Geocapacity, 2009):

effrCOCO S�GhAM ×××××=22

ρφ

Em que:

MCO2: capacidade de armazenamento regional

A: área do reservatório (aquifero)

h: espessura média do reservatório

NG: valor médio net-to-gross

φ: porosidade média das formações geológicas reservatório

ρCO2r: densidade do CO2 à pressão e temperatura do reservatório

Seff : Factor de eficiência de armazenamento

Uma vez definidas as zonas de interesse, através da análise estrutural documentada na tarefa

3.3, os cálculos foram efectuados no ambiente ARCGIS, utilizando as porosidades e net-to-

gross obtidos nas tarefas 3.1 e 4.2, a espessura média das áreas identificadas na tarefa 3.3.

Para cálculo da densidade do CO2 foi programada uma macro em Visual Basic e Fortran que

implementa as tabelas de densidade do CO2 do software TOUGH2, em função da

temperatura e pressão à profundidade do topo do reservatório. A temperatura foi calculada

a partir dos mapas de gradiente geotérmico construídos na tarefa 3.1 e de mapas de

temperatura média da superfície. Na ausência de informação sobre a pressão no

reservatório, esta foi assumida como hidrostática.


KTTEEJJOO

85

Foi adoptado um factor de eficiência de armazenamento variando entre 1% e 2%, prática

comum no caso de estruturas de armazenamento fechadas, como as identificadas neste

projecto.

Com base nestes pressupostos quantificou-se uma capacidade de armazenamento total

entre 170 Mt e 335 Mt CO2 (Figura 27), isto é capacidade para armazenar entre 60 a 110 anos

das emissões de CO2 da Central do Pego em 2009

Figura 27 – Capacidade de armazenamento para as estruturas alvo.

Tarefa 3.5 Caracterização sísmica, mecanismos de ruptura e modelos de

velocidades

A sismicidade natural da zona de estudo foi avaliada com base no registo sísmico histórico da

zona de estudo. Para esse efeito foram utilizadas as bases de dados do Instituto de

Meteorologia para definir o risco sísmico da zona de estudo.


KTTEEJJOO

86

Foi avaliada não só a sismicidade induzida localmente, nas falhas activas mais importantes

identificadas na tarefa 3.3, e que se verifica serem sismos de menor magnitude, e sismos

induzidos a maior distância, na fronteira de placas entre as placas tectónicas Euroasiática e

Africana, que se situa a pouco mais de uma centena de km do sul de Portugal e que é

responsável pelos sismos de maior magnitude sentidos no território continental.

Recorreu-se ao cluster computacional do Centro de Geofísica de Évora para elaborar

modelos numéricos de simulação da ocorrência de sismos nas falhas activas mais

importantes da zona de estudo e da fronteira inter-placas. Estas simulações permitiram fazer

o zonamento das velocidades e acelerações de ondas sísmicas na zona de estudo e serão

utilizadas na tarefa Hierarquização dos locais de armazenamento para classificar os locais de

armazenamento em função do maior risco sísmico natural a que estarão sujeitos.

A Figura 28 ilustra o inventário dos sismos registados na zona de estudo (A) e os resultados

da simulação numérica da ocorrência de um sismo na Falha do Vale Inferior do Tejo (B).


KTTEEJJOO

87

Figura 28 – Epicentros do inventário sísmico e simulação numérica de sismo na falha do vale inferior do Tejo

O relatório detalhado (consultar a plataforma Moodle) descreve as actividades efectuadas

em cada uma das tarefas, integrando a recolha de dados sobre o resisto sísmico histórico na

zona de estudo, a identificação das principais falhas activas através da localização e

profundidade dos hipocentros dos sismos. Descrevem-se ainda a metodologia para definir o

risco sísmico e a modelação numérica efectuada.

De entre os resultados mais significativos apresentados cumpre salientar a definição de zonas

de maior estabilidade tectónica, em que a sismicidade natural, capaz de afectar as infra-

estruturas de injecção e o próprio reservatório, é menor (Figura 28A), bem como as

velocidades e acelerações sísmicas esperadas devido a sismos com epicentro localizados nas

zonas do Vale Inferior do Tejo e no Banco de Gorringe (Figura 28B), as duas principais zonas

de actividade sísmica que afectam o território nacional.

A tarefa reflecte aspectos de segurança que devem ser respeitados para a implementação de

locais de armazenamento subterrâneo face ao risco sísmico existente no território nacional.

Os resultados desta tarefa foram tidos em conta na hierarquização dos locais de

armazenamentos identificados, através da aplicação de um critério desigando “distância a

zonas sismicamente activas” (ver tarefa 3.6).

A B


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88

Tarefa 3.6 Hierarquização dos potenciais locais de armazenamento

Esta tarefa tinha por objectivo seriar as estruturas e reservatórios identificados em com base

nas implicações técnicas, financeiras e ambientais. Foram adoptados os seguintes critérios:

i. Profundidade do reservatório – maiores profundidades estão associadas a custos de

furação mais elevados. Adoptou-se como critério apenas definir como aceitáveis

zonas em que o topo do reservatório se situa entre 800 m (para assegurar que o CO2

está em estado supercrítico) e 3000m de profundidade;

ii. Distância à Central do Pego - maiores distâncias implicam maiores custos de

transporte;

iii. Volume da estrutura – maiores estruturas permitem injecção de maior volume de

CO2 induzindo menos pressões no reservatório e, consequentemente, menor risco de

fracturação do reservatório e selante;

iv. Capacidade de armazenamento – favorecendo-se a maior capacidade de

armazenamento;

A B

Figura 29 – Zona de maior estabilidade tectónica e resultados de simulação numérica de sismo


KTTEEJJOO

89

v. Distância a zonas sismicamente activas - áreas com actividade sísmica relevante

(tarefa 3.5) ou com falhas activas importantes (tarefa 3.2) induzem maiores riscos;

vi. Conflitos de uso - áreas em que potenciais conflitos de uso possam existir, como

ocorrência de armazenamento de gás natural ou possível existência de

hidrocarbonetos, devem ter uma preferência menor;

vii. Características ambientais – zonas de parques naturais ou em que ocorram aquíferos

de água doce importantes têm uma classificação inferior.

Cada um destes critérios foi avaliada com um índice numérico inteiro, entre 1(menos

favorável) e 3 (mais favorável). Com base na ponderação destes critérios, aos quais foram

atribuídos pesos diferenciados (cujo somatório é 1), foram seleccionadas as quatro

estruturas indicadas na Figura 27 e na Tabela 18, em que a cor indica a respectiva hierarquia,

diminuindo do verde, para o amarelo e para o laranja. Para a classificação global recomenda-

se a consulta do relatório detalhado na plataforma Moodle.

Tabela 18 - Tabela resumo dos resultados da hierarquização

Designação Capacidade de

armazenamento Índice hierarquização

(máximo 3)

Zona A S. Mamede / Batalha 90-180 Mt CO2 2.4

Zona B Alcobaça 40-80 Mt CO2 1.7

Zona C Caldas da Rainha 10-15 Mt CO2 1.5

Zona D S. Pedro Moel 30-60 Mt CO2 1.6


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90

3.4. Actividade 4 - Testes e Ensaios

Tarefa 4.1 Estudo dos tipos de carvão

Nesta tarefa pretendia-se fazer a caracterização dos carvões actualmente utilizados pela

Central do Pego.

A tarefa iniciou-se com a recolha de dados sobre os carvões usados junto da Tejo Energia e

da Pegop. Fez-se um levantamento histórico do carvão consumido pela central nos últimos

anos, e teve-se acesso à previsão dos consumos de combustível até 2012.

Carvão utilizado na Central do Pego

A Central do Pego queima carvão proveniente da Colômbia, Estados Unidos da América e da

África do Sul, que é transportado por ferrovia desde o porto de Sines até ao Pego. O consumo

de carvão desde 2005 até 2010, e a previsão de consumo até 2012 estão evidenciados no

gráfico da Figura 30.

Figura 30 – Carvão consumido na central do pego entre 2005 e 2010 e previsão de consumo entre 2011 e 2012 (Tejo Energia)

O consumo de combustível tem vindo a diminuir desde 2005, sendo que a previsão até 2012

é que esta tendência se continue a verificar. Uma vez que tivemos acesso aos dados relativos

à previsão de consumo de carvão entre 2010 e 2012, foi possível comparar no decorrer do

projecto o consumo esperado e o efectivo, sendo relevante referir que a previsão de


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91

consumo do carvão em 2010 não foi coincidente com os valores reais, situação que se

repetiu nos primeiros seis meses de 2011.

No laboratório que tivemos oportunidade de visitar no âmbito de uma visita técnica à

Central, fazem-se a análises mensais dos carvões queimados. Na Tabela 19 apresentamos os

valores médios anuais das principais características dos carvões utilizados nas caldeiras.

Tabela 19 - Análise aos carvões utilizados na Central do Pego entre 2005 e Junho de 2011

Ano Toneladas de

carvão consumidas PCS

3

[GJ/t] PCI

4

[GJ/t] Humidade Cinzas

Materiais voláteis

C H S O

2005 1 757 123 25,88 24,72 10,39 11,65 29,06 65,24 4,08 0,67 6,69

2006 1 669 292 25,82 24,64 11,42 10,83 30,63 64,82 4,24 0,62 7,17

2007 1 375 701 26,09 24,93 10,46 10,96 30,84 65,12 4,23 0,61 7,18

2008 1 360 600 25,97 24,84 10,01 11,46 29,98 64,55 4,15 0,61 7,78

2009 1 214 289 25,88 24,79 9,30 12,39 28,86 63,44 4,06 0,65 8,73

2010 682 114 25,87 24,69 11,64 9,57 31,17 64,03 4,20 0,62 8,57

2011* 229 610 25,52 25,22 10,27 10,74 30,24 64,81 4,20 0,66 8,14

*Até Junho de 2011

Uma vez que as emissões de GEE resultam dos carvões queimados é importante estudar as

características destes. A qualidade dos carvões pode ter um grande impacto na performance

da Central pois o teor em carbono, humidade, cinzas, enxofre e conteúdo energético

influenciam muito as emissões gasosas.

A maioria do conteúdo energético de um carvão prende-se com a quantidade de carbono

presente, na medida em que carvões com maiores quantidades de carbono têm um poder

calorífico superior (MIT, 2007). Geralmente, as emissões de SO2 estão relacionadas com o

teor em enxofre (S) dos carvões (Pisupati). A quantidade de S presente num determinado

tipo de carvão implica uma diminuição na eficiência, uma vez que é necessário manter altas a

temperaturas fora da caldeira para evitar a condensação de ácido sulfúrico nos

equipamentos (MIT, 2007). Isto implica que alguma energia térmica não seja aproveitada

para produzir electricidade assim como contribui para que a unidade FGD tenha maiores

necessidades energéticas.

3

Poder calorífico superior 4

Poder calorífico inferior


KTTEEJJOO

92

Também é relevante relembrar que a presença de SO2 nos gases de combustão pode

influenciar a unidade de captura, pela interacção deste composto com o solvente usado na

captura (Herzog et al., 2009a), que pode causar uma diminuição da eficiência do solvente

para capturar o CO2 devido à formação de compostos estáveis e irreversíveis.

Carvões com maiores teores em cinzas podem aumentar a corrosão das estruturas por onde

passam, enquanto carvões com alto teor de humidade podem reduzir a eficiência na

produção de electricidade (MIT, 2007).

Os dados da Figura 31 pretendem evidenciar a origem do Carvão consumido na Central

Termoeléctrica do Pego e as emissões mensais resultantes da produção de electricidade em

2010.

2010

Energia produzi

da [GWh]

Emissões [tCO2/GW

h]

Proveniência do carvão utilizado

África do Sul Colômbia

Janeiro 77 945 100% 0%

Fevereiro 56 928 100% 0%

Março 6 1048 86% 14%

Abril 9 925 55% 45%

Maio 10 1072 79% 21%

Junho 58 860 54% 46%

Julho 325 868 49% 51%

Agosto 383 856 59% 41%

Setembro 289 860 82% 18%

Outubro 199 855 61% 39%

Novembro 183 810 24% 76%

Dezembro 268 928 8% 92%

Figura 31 - Distribuição por origem do carvão consumido em 2010 na Central do Pego

Como se pode ver a partir da figura anterior, a origem do carvão utilizado na Central do Pego

em 2010 foi relativamente repartida entre o carvão colombiano e o sul-africano, com uma

quantidade usada ligeiramente maior do segundo (Figura 31 b).

Na Tabela 20 podemos ver as características médias determinadas no laboratório da Central

dos carvões colombianos e sul-africanos queimados no Pego no ano em análise.

Tabela 20 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em 2010


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93

Proveniência do Carvão

Toneladas de Carvão consumidas

PCS [GJ/t]

PCI [GJ/t]

Humidade Cinzas Materiais Voláteis

C H S O

África Sul 386251,5 25,62 24,50 11,10 11,40 28,70 63,59 4,00 0,62 7,78

Colômbia 349068,6 26,05 24,81 12,50 8,50 34,10 64,29 3,90 0,63 9,22

Os dados da Tabela 20 evidenciam que em 2010 o carvão colombiano usado na Central do

Pego tinha um poder calorífico superior relativamente ao carvão sul-africano, assim como

menor teor de cinzas e maior conteúdo de carbono.

Em 2011 para além da utilização de carvão sul-africano e colombiano houve a introdução de

carvão de origem norte-americana que apresenta um poder calorífico maior, Figura 32.

2011 Energia

produzida [GWh]

Emissões [tCO2/GW]

Proveniência do carvão utilizado

África do Sul

Colômbia EUA

Janeiro 48 934 45,4% 52,3% 2,3%

Fevereiro 123 875 21,3% 43,3% 35,4%

Março 11 935 0% 68,3% 31,7%

Abril 18 907 6,2% 91,5% 2,3%

Maio 156 952 33% 54,7% 12,3%

Junho 238 928 48,4% 4% 47,6%

(a) (b)

Figura 32 - Distribuição do carvão consumido em 2011 na Central do Pego, por origem

Entre Janeiro e Junho de 2011 mais de metade do carvão usado teve origem na Colômbia, e a

utilização de carvão sul-americano passou para cerca de metade, pois foi sendo substituído

pelo carvão norte-americano.

Na Tabela 21 podemos ver as características médias dos carvões queimados no Pego entre

Janeiro e Junho de 2011, determinadas no laboratório da Central.

Tabela 21 - Características médias dos carvões queimados na Central do Pego em 2011


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94

Proveniência

do Carvão

Toneladas de

Carvão consumidas

PCS

[GJ/t]

PCI

[GJ/t] Humidade Cinzas

Materiais

Voláteis C H S O

África Sul 90048 25,701 24,71 8,17 11,18 25,38 64,83 3,78 0,64 7,07

Colômbia 46389 25,718 24,71 12,96 7,30 33,37 63,27 4,26 0,65 8,91

EUA 50514 28,060 26,93 7,93 10,92 31,45 68,22 4,88 0,79 9,55

Neste sentido, e pela análise da Tabela 20, nota-se que o carvão norte-americano tem

características vantajosas relativamente aos outros pelo maior poder calorífico que

apresenta e maior teor em carbono.

Comparando ainda a média das emissões de CO2 por electricidade produzida nos primeiros

seis meses de 2010 e 2011, a média das emissões de 2011 foi mais baixa relativamente a

2010: 922 tCO2/GWh em 2011 versus 963 tCO2/GWh em 2010. O facto de a central também

ter produzido mais electricidade em 2011, a par da utilização de um carvão com um PCS

superior, podem ter contribuído para a melhoria da performance da central no que respeita

a emissões de CO2.

Tarefa 4.2 Análises petrofísicas

Esta tarefa tinha originalmente por objectivo determinar em laboratório valores de

porosidade e permeabilidade dos potenciais reservatórios. Porém, no decurso do projecto,

entendeu-se alargar o âmbito desta tarefa e foram efectuados os seguintes estudos (

Tabela 22):

i. Petrografia (microscópio óptico) de rochas máficas;

ii. Análises geoquímicas de rochas máficas;

iii. Petrografia (microscópio óptico) do Grés de Silves;

iv. Granulometrias do Grés de Silves;

v. Porosidade (método volumétrico) do Grés de Silves

vi. Difracção de raios-X de fracção fina do Grés de Silves.


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95

Tabela 22 – Análises e ensaios realizados sobre as amostras de afloramento

Amostra Microscopia Granulometria Porosidade Difração Raios-X

FC1 X

FCV2 X

FC1 X

FC2 X

FC2a

FC3 X X

FC4 X X

FC5 X

FC6 X X X

FCV2 (arada) X X

FCV3 X X

No decorrer da tarefa “Recolha bibliográfica e de dados” (tarefa 1.3) foi identificada na zona

da central do Pego a ocorrência de rochas ígneas máficas, isto é com minerais com ricos nos

elementos químicos Fe2+, Mg2+, Ca2+. Estudos recentes em vários locais do globo apontam

para que estas rochas podem ter um papel importante para a sequestração definitiva do CO2,

pois tendem a precipitar o CO2 na forma de carbonatos como calcite, aragonite ou siderite,

por reacção do CO2 com os minerais ricos em Fe2+, Mg2+, Ca2+.

Esta possibilidade não estava contemplada na proposta inicial, mas dada a localização dessas

rochas nas proximidades da Central entendeu-se que seria de todo o interesse recolher

algumas amostras dessas rochas e fazer o seu estudo petrográfico e geoquímico com o

objectivo de determinar a sua mineralogia e composição química e assim avaliar da sua

adequação para o sequestro do CO2.

Esse estudo foi efectuado recorrendo ao estudo microscópico de lâminas delgadas e a

análises laboratoriais, cujos resultados sucintos se encontram na Tabela 23. Porém, verificou-


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96

se que as concentrações de Fe2+, Mg2+, Ca2+ são demasiado baixas para o fim pretendido,

tendo-se abandonado esta linha de investigação.

Tabela 23 – Principais Resultados do Estudo Petrográfico e Geoquímico

Amostras

Peso Volume (mL) Abs .1 C.1 (mg/L) Diluição FD C Final C Final

Amostra (g) extracção

HNO3 (4M)+H2O lida final (mg/Kg) %

FERRO

KT1 0,4223 50 0,325 7,562 100 5000,0 89529,27 8,95

KT4 0,4212 50 0,197 4,517 100 5000,0 53618,06 5,36

Core Ref. CÁLCIO

KT1 0,4223 50 0,128 3,365 100 5000,0 39839,46 3,98

KT4 0,4212 50 0,079 2,090 100 5000,0 24808,89 2,48

MAGNÉSIO

KT1 0,4223 50 0,090 0,076 100 5000,0 899,79 0,09

KT4 0,4212 50 0,165 0,189 100 5000,0 2243,48 0,22

As restantes “análises petrofísicas” foram efectuadas já para a caracterização detalhada dos

níveis arenosos do Grés de Silves, mais especificamente sobre amostras recolhidas em

afloramento da Formação da Conraria e da Formação de Castelo Viegas. Embora na proposta

do KTEJO constasse a realização de análises em amostras dos testemunhos de sondagens

existentes na DPEP constatou-se que não seria possível utilizar essas amostras sem recorrer a

um processo destrutivo. Dada a importância documental dos testemunhos de sondagens

essa hipótese foi descartada.

A Formação de Castelo Viegas e da Conraria foram estudadas através de microscopia óptica

para determinar os principais minerais que as compõem, com particular destaque para a

percentagem relativa de quartzo e feldspatos, que impõem evoluções muito diversas do CO2

injectado.

Realizaram-se análises granulométricas sobre duas amostras (Figura 33A), visando

essencialmente definir qual a percentagem de fracção fina e, a partir desse valor, estimar por


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97

métodos empíricos a permeabilidade das amostras, tendo-se obtido valores de 8.1 m/ e de

11.4 m/dia para Formação de castelo Viegas e de acordo com a formulação de Hazen.

Quanto à porosidade, recorreu-se ao método volumétrico (ISRM, 1972), sobre oito amostras,

tendo-se obtido uma porosidade média de 18% para Formação de castelo Viegas e de 15%

para a Formação da Conraria.

Finalmente, e para determinar a composição química da fracção fina (<200 µm) que compõe

as amostras, foi efectuada Difracção de Raios-X sob duas amostras (Figura 33B). Pretendia-se

sobretudo conhecer a percentagem de ferro e de argilas existente no cimento rochoso, pois

estes exercem uma influência muito grande no comportamento a longo prazo do CO2. Em

ambos os casos se concluiu que quartzo, feldspatos e argilas (ilite e caolinite) dominam a

fracção fina.

Figura 33 – Exemplos de análise granulométrica (A) e difractograma (B) efectuados sobre a amostra FCV2.

Tarefa 4.3 Análise do CO2 recuperado

Esta tarefa previa que se analisassem as emissões de CO2 resultantes da queima de carvão na

Central Termoeléctrica do Pego e foi realizada durante mais tempo do que a duração prevista

inicialmente e com mais resultados do que os esperados.

Começou-se por realizar um histórico das emissões de CO2 emitidos para a atmosfera, que

são calculados na central, com base no tipo de carvão queimado. Pelo facto de se ter

instalado um analisador online de CO2 no âmbito do KTEJO, foi possível contabilizar em

tempo real as emissões da Central, e um dos objectivos a que nos propusemos foi a

confrontação dos dados das emissões calculados e dos dados medidos pelo analisador.

Position [°2Theta]

10 20 30 40 50 60 70

Counts

0

100

400

FCV2

A B


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98

As emissões de CO2, calculadas com base nos carvões queimados desde 2005 até Junho de

2011 estão evidenciadas na Figura 34.

Figura 34 - Variação mensal das emissões de CO2 na Central do Pego entre 2005 e Junho de 2011

Os dados do gráfico referente às emissões de CO2 apresentadas figura anterior resultam de

valores calculados com base nos carvões consumidos entre 2005 e 2010, e os valores de 2011

resultam dos dados obtidos pelo analisador instalado recentemente na chaminé.

A comparação das emissões de CO2 calculadas com as emissões medidas pelo analisador na

chaminé recentemente instalado, esta análise é apresentada de seguida. De salvaguardar

este estudo foi feito entre Novembro de 2010 e Junho de 2011, apesar do analisador ter sido

instalado em data anterior, mas problemas relacionados com a calibração do aparelho

impediram que se pudesse fazer uma análise das emissões a todo o ano de 2010.

Para determinar a existência de discrepâncias significativas entre as emissões medidas pelo

analisador de CO2 e as emissões calculadas com base nos carvões queimados, fez-se um

gráfico comparativo onde se pode ver esta variação, Figura 35.


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99

Figura 35 - Comparação entre as emissões de CO2 registadas pelo analisador e as emissões calculadas com base nas características dos carvões queimados na Central

De uma forma geral, e depois de analisados os resultados do estudo feito durante os 8 meses

em causa pode-se afirmar que a quantidade de CO2 calculada pela Central do Pego com base

nas características dos carvões queimados está em linha de conta com as emissões reais

medidas pelo analisador de CO2 instalado na chaminé no âmbito do KTEJO, sendo que apenas

em Dezembro as emissões de CO2 medidas foram superiores às calculadas em 18 kton.

Nos restantes meses o CO2 medido pelo analisador da chaminé ficou abaixo das toneladas

calculadas com base nos carvões queimados: no total houve um desvio de 30000 toneladas

calculadas a mais com base as características dos carvões queimados que não foram emitidas

entre Novembro de 2010 e Junho de 2011.

Analisando agora os dados em termos de toneladas de CO2 emitidas por electricidade

produzida (tCO2/GWh), as diferenças entre o CO2 emitido e o CO2 calculado são maiores,

Figura 36.


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100

810

928 934

875

935

967952

928

856862

1001

929

1008977

1014 1004

800

850

900

950

1000

1050

Comparação das emissões por electricidade produzida calculadas com base nos dados do analisador e em cálculos a partir das características dos carvões consumidos

tCO2/GWh (medido) tCO2/GWh (calculado)

Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun

Figura 36 - Comparação entre as emissões de CO2 por electricidade registadas pelo analisador e as emissões por electricidade calculadas com base nas características dos carvões queimados na Central

De uma forma geral, as emissões por electricidade produzida medidas pelo analisador da

chaminé ficaram abaixo das esperadas a partir dos cálculos. O mês de Junho foi o que

apresentou uma maior diferença entre o esperado e o real e Dezembro foi o único mês em

análise cujas emissões calculadas ficaram abaixo das emissões reais. A média das emissões

do período em estudo foi de 916 tCO2/GWh. Todos os pormenores sobre estas diferenças

podem ser consultados na Tabela 24.

Tabela 24 - Comparação das toneladas de CO2 e das tCO2/GWh com base no CO2 medido e calculado

Mês GWh kt CO2

medido kt CO2

calculado tCO2/GWh

medido tCO2/GWh calculado

Novembro 2010 183 148 157 809 856

Dezembro 2010 268 248 231 925 862

Janeiro 2011 48 45 48 938 1000

Fevereiro 2011 123 108 114 878 927

Março 2011 11 10 11 909 1000

Abril 2011 18 17 18 944 1000

Maio 2011 156 148 157 952 1014

Junho 2011 238 221 239 928 1004

- Pelo facto de ao longo dos últimos anos a produção de energia na Central do Pego ter vindo

a dominuir pela utilização cada vez maior de fontes de energia renováveis no mix energético

a quantidade de CO2 emitido também tem seguido a mesma tendência.


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101

As toneladas de CO2 emitidas calculadas pela Central do Pego no período analisado

(Novembro de 2010 – Junho de 2011) estão em linha de conta com as emissões reais

medidas pelo analisador de CO2 recentemente instalado na chaminé.

Para mais esclarecimentos sobre o trabalho realizado, sugerimos a consulta do relatório

completo sobre este assunto disponível na plataforma Moodle do projecto.

Tarefa 4.4 Monitorização da Central

Esta tarefa teve como objectivo fazer a monitorização contínua do funcionamento da

Central, compreendendo os seus processos de combustão, de dessulfuração e de emissão de

gases de modo a compreender todos os processos que possam influenciar os diferentes

mecanismos de captura do CO2. Esta tarefa foi executada com a duração prevista

inicialmente e com os resultados esperados.

No âmbito desta tarefa foram analisados os dados relativamente ao funcionamento das

unidades de tratamento de gases (SO2 e NOX) inauguradas em Setembro de 2009, e foi feita a

comparação da influência que estas unidades tiveram na performance ambiental da central

assim como uma pequena descrição do modo de funcionamento destas.

Fez-se também o levantamento da composição dos gases de combustão que são

monitorizados e sujeitos a auditorias anuais. Neste campo, as actividades realizadas foram a

análise dessas auditorias através da construção de uma tabela que indicasse o máximo e o

mínimo valor registado de cada poluente entre 2008 e 2009 (altura em que as unidades de

FGD e SCR já estavam em funcionamento).

Para além de SO2, NOX, a queima do carvão também origina cinzas volantes, escórias (cinzas

de fundo), monóxido de carbono (CO), compostos inorgânicos clorados, compostos

inorgânicos fluorados, metais pesados, compostos orgânicos voláteis (COV), presentes nos

gases de combustão à saída das chaminés.

O Decreto-Lei nº 178/2003 de 5 de Agosto estabelece limitações às emissões para a

atmosfera de certos poluentes provenientes de grandes instalações de combustão,

transpondo para a ordem jurídica nacional a Directiva n.º 2001/80/CE, do Parlamento


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102

Europeu e do Conselho, de 23 de Outubro. No âmbito desta Directiva, a partir de 1 de Janeiro

de 2008 os limites de emissão medidos na chaminé da Central e por grupo ficarão

estabelecidos de forma faseada aos seguintes valores máximos descritos na Tabela 25.

Tabela 25 – Valores máximos de emissão de SO2, NOX e partículas (Tejo Energia, 2010)

Valores máximos de emissão Janeiro 2008 Janeiro 2016

Emissão de SO2 400 mg/Nm3 400 mg/Nm

3

Emissão de NOX 500 mg/Nm3 200 mg/Nm

3

Emissão de Partículas 50 mg/Nm3 50 mg/Nm

3

Na sequência do cumprimento desta Directiva 2001/80/CE, a Tejo Energia instalou na Central

do Pego uma unidade de dessulfuração (FGD - Flue Gas Dessulphurization) para redução dos

teores de SO2, uma unidade de desnitrificação (SCR - Selective Catalytic Reduction) para

redução das emissões de NOX, e melhorou o funcionamento dos precipitadores

electrostáticos, para redução de partículas. Estas instalações foram inauguradas em

Setembro de 2009, a par do lançamento do projecto KTEJO. Os valores destas emissões são

monitorizados em contínuo por analisadores na chaminé, a uma altura de 87,2m e na área

circundante à central, onde existem seis estações de medição, para controlo dos níveis de

emissões permitidos por lei.

Com a implementação das unidades de tratamento de gases os dois grupos da central ficam

em condições de poderem funcionar abaixo dos limites de emissão aplicáveis até Janeiro de

2016.

As soluções técnicas implementadas na central são relativamente standard, mas é de referir

que foi pioneira em Portugal a solução implementada para a desnitrificação. ,.

Fisicamente, os gases resultantes da queima passam primeiro pela unidade de desnitrificação

(SCR) de seguida pelos precipitadores electrostáticos e no final pela unidade de

dessulfuração (FGD), para depois serem expelidos pela chaminé da central.


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103

Figura 37 - Esquema das entradas e saídas dos sistemas de tratamento dos gases de combustão

A central já possuía um sistema de precipitadores electrostáticos. No entanto, e para

melhorar a performance desta, a melhor solução custo/eficácia encontrada foi a modificação

do sistema existente de controlo dos precipitadores através da instalação de sistemas

rectificadores integrados (SIR), permitindo melhorar a eficiência destes e obter valores de

partículas abaixo do valor limite de emissão, correspondendo da uma redução de mais 20%

em relação às emissões antigas (Tejo Energia, 2010).

A entrada em funcionamento das unidades de dessulfuração e desnitrificação, em Setembro

de 2008, levou a uma redução significativa dos níveis de emissões de SO2 e NOX na Central do

Pego, comparativamente aos anos anteriores. Para melhor ilustrar esta tendência, os gráficos

das figuras seguintes representam este efeito.


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104

Figura 38 - Comparação das emissões de SO2 e NOX antes e depois do início da operação das unidades FGD e SCR

Na Figura 38 a azul-escuro estão representadas as emissões de SO2 em 2007 e 2009, e a azul

claro as emissões de NOX também nos dois anos analisados.

Com a entrada em funcionamento das unidades de dessulfuração e desnitrificação, a

performance da Central do Pego relativamente a emissões poluentes para a atmosfera foi

melhorada, uma vez que se verificou uma diminuição significativa das emissões de SO2 e NOX

pela chaminé da central, que actualmente se situam nos 0,40 g/kWh e 0,64 g/kWh

respectivamente.

Figura 39 - Emissões de partículas antes e depois da melhoria de performance dos precipitadores electrostáticos

Também a emissão de partículas foi reduzida com a melhoria da performance dos

precipitadores electrostáticos como se pode ver na Figura 39, tendo um valor médio por

electricidade produzida de 0,03 g/kWh.

Com a entrada em funcionamento dos sistemas anteriores pode-se considerar que a central

está num bom ponto de partida para implementar um sistema CCS, uma vez que o teor das

impurezas presentes nos gases de combustão pode influenciar muito o bom funcionamento

de uma eventual unidade de captura de CO2.

Relativamente à caracterização geral das emissões gasosas na Central Termoeléctrica do

Pego na Tabela 26 podem ser consultados os valores máximos e mínimos resultantes das


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105

auditorias efectuadas em Novembro de 2008 e Julho de 2009, já depois da entrada em

funcionamento das unidades FGD e SCR.

Tabela 26 - Caracterização das emissões gasosas na Central Termoeléctrica do Pego

Parâmetro Valor máximo Valor mínimo

Parâmetros do Escoamento

Velocidade (m/s) 25.6 24.3

Pressão absoluta (bar) 1003 995

Temperatura (˚C) 105 98

Caudal efectivo (m3/h) 1878693 1789859

Caudal PTN (seco) (Nm3/h) 1173290 1108808

Teor de CO2 (%) 14.3 13.2

Teor de oxigénio (O2) (%) 6.1 5

Teor de humidade (%) 13.5 13.2

Composição dos gases de combustão - Resultados

Monóxido de Carbono (CO)

Concentração (mg/Nm3) 213 7

Concentração 6% O2 [mg/Nm3] 210 7

Emissão [Kg/h] 241 8

Compostos inorgânicos clorados (expressos em Cl-)

Concentração (mg/Nm3) 1.9 1.1

Concentração 6% O2 [mg/Nm3] 1.6 1.1

Emissão [Kg/h] 1.8 1.2

Compostos inorgânicos Fluorados (expressos em F-)




Compostos orgânicos voláteis (COV) (expressos em carbono total)




Metais Pesados totais

Concentração (mg/Nm3) <0.2 <0.07

Concentração 6% O2 [mg/Nm3] <0.2 <0.07

Emissão [Kg/h] <0.23 <0.08

Metais pesados: Pb total+ Cr total+ Cu total



Emissão [Kg/h] <0.08 <0.05

Metais pesados: As total+ Ni total



Emissão [Kg/h] <0.05 <0.02


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Parâmetro Valor máximo Valor mínimo

Metais pesados: Cd total + Hg total



Emissão [Kg/h] <0.03 <0.01

Metais pesados: Zn total



Emissão [Kg/h] <0.05 <0.01

Apresentamos ainda uma síntese dos valores das emissões de CO2, SO2, NOX, partículas e

cinzas entre 2005 e Junho de 2011 na Tabela 27.

Tabela 27 - Emissões de CO2, SO2, NOX, partículas e cinzas entre 2005 e 2010

Ano CO2 1) [t] SO2 [t]

SO2 [mg/Nm3]

a 6% de O2 NOX [t]

NOX [t] [mg/Nm3] a 6% de O2

Partículas [t] Partículas [mg/Nm3] a 6% de O2

Cinzas 2)

[t]

2005 4184516 20674 1337 11922 756 856 56 189000

2006 3956852 19429 1314 11208 751 678 46 168000

2007 3266564 17351 1237 10678 750 628 44 140000

2008 3217938 11225 858 7602 565 465 35 152000

2009 2835753 1345 90 2218 151 91 6 154000

2010 1619542 616 91 1169 137 24,7 4 n.d

2011* 549200 317 112 403 148 9 4 n.d

1) O CO2 é proveniente do consumo de carvão, fuelóleo, propano, gasóleo e calcário desde Julho 2008 com a entrada em funcionamento das unidades de dessulfuração e desnitrificação.

2) Excluindo escórias *Até Junho de 2011

3.5. Actividade 5 - Promoção e divulgação

Tarefa 5.1 Sessão de divulgação inicial

A sessão de divulgação pública inicial foi realizada em 8 de Setembro de 2009 nas instalações

da Central Termoeléctrica do Pego. A sessão decorreu por convite e contou com a

participação de diversas entidades da administração local, entre as quais o Sr. Presidente da

Câmara Municipal de Abrantes, e da Administração central, nomeadamente Sr. Secretário de

Estado da Energia e o Sr. Director Geral de Energia e Geologia. Estiveram ainda presentes

individualidades do sector empresarial da região.


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107

Na sessão foram efectuadas apresentações dos objectivos e enquadramento do projecto e

foram distribuídas brochuras concebidas para o efeito, publicitando o projecto e a tecnologia

de captura e armazenamento de CO2 (Figura 40).

Tarefa 5.2 Divulgação Científica

Na sequência da sessão de divulgação inicial, o projecto KTEJO foi objecto de notícias em

revistas da especialidade, nomeadamente no Carbon Capture Jornal e no website Bellona

CCS, ambos de ampla divulgação entre a comunidade de cientistas envolvidos na Captura e

Armazenamento Geológico de CO2 (Figura 41).

Figura 40 – Imagens das brochuras e apresentações preparadas para a sessão de Divulgação Inicial


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108

Figura 41 - Imagens das notícias sobre o KTEJO publicadas em publicações internacionais sobre Captura e Armazenamento de CO2

Adicionalmente a divulgação científica do projecto KTEJO foi efectuada pela participação em

três congressos científicos no qual foram apresentadas comunicações por poster (Figura 42 e

Figura 43). Uma primeira apresentação com a comunicação intitulada: KTEJO - Is CCS viable

at the Pego Power Plant (Portugal)? Estava agendada para a conferência: CCS Ready to Go.-

European Conference on CCS Research, Development and Demonstration organised by CESAR,

DECARBit and CAESAR projects, includes CO2NET Annual Seminar; Rotterdam, The

Netherlands, April 19-22, 2010.

Porém, devido aos problemas com o tráfego aéreo originados pela erupção de um vulcão na

Islândia, foi impossível a sua apresentação. Ainda assim esta comunicação acabou por ser

utilizada no CO2GeoNet Open Forum, Venice, Italy, May 10-11, 2010, embora não tenha sido

submetida em tempo útil para poder constar das actas.

A segunda apresentação decorreu no 34th

Course of the International School of Geophysics

Densely populated settings: the challenge of siting geological facilities for deep geothermics,

CO2 and natural gas storage, and radioactive waste disposal. Erice, Sicily | 25 – 30

September, 2010), tendo sido apresentada a comunicação intitulada: KTEJO – Looking for CO2

storage sites in a densely populated region in Portugal.


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109

Figura 42 - Apresentações por poster em congressos internacionais de 2010

A terceira apresentação teve lugar no Seminário Internacional do CO2NET, em Maio de 2011,

em Londres. Os dois posters intitulavam-se; Identification of CO2 storage reservoirs in the

onshore sector of the Lusitanian basin, Portugal; e CO2 Capture at Coal Pego Power Plant

within the Portuguese Energy Sector.


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110

Figura 43 – Apresentação por poster em congressos internacionais de 2011

O projecto foi também apresentado à Alstom (Växjo- Suécia) no decorrer de uma visita a uma

unidade de demonstração da tecnologia de Captura, no dia 1 de Setembro de 2010.

Figura 44 - Apresentação realizada na Alstom em Setembro de 2010


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111

A 15 de Dezembro de 2010 o projecto foi apresentado no Seminário Internacional,

organizado pela Direcção Geral de Energia e Geologia, pelo LNEG e a Embaixada da Noruega -

CCS in Portugal and Norway: Status and future prospects.

Figura 45 - Apresentação realizada no Workshop internacional - CCS in Portugal and Norway: Status and future prospects

A 22 de Junho de 2011, no âmbito do training workshop do projecto CO2 MUSTANG,

financiado pelo 7º Programa-Quadro, que decorreu em Edimburgo, foram discutidos os

resultados do KTEJO, com vista a identificar possibilidades de cooperação e parceiros para

estudos de aprofundamento das condições de armazenamento.

Finalmente, os resultados do projecto foram alvo de uma comunicação oral no 5º Encontro

de Pós-Graduação em Física e Ciências da Terra da Universidade de Évora, no dia 21 de

Setembro de 2011, sob o título: Identification of CO2 storage opportunities in the onshore

sector of the Lusitanian basin, Portugal.


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112

Figura 46 - Apresentação realizada no Encontro de Pós-graduação em Física e Ciências da Terra da Universidade de Évora.


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Capítulo 4 - Estratégia de Valorização a Curto-Médio Prazo e a Longo termo

4.1 Estratégia de valorização

A Tejo Energia tem nos seus objectivos estratégicos a manutenção dos valores ambientais da

região em que se insere e a minimização dos impactos ambientais inerentes ao

funcionamento da Central do Pego. A melhoria contínua do seu desempenho ambiental está

patente na construção de instalações de dessulfuração, desnitrificação e de redução de

partículas.

O estudo de viabilidade da tecnologia CCS vem assim ao encontro das preocupações da

empresa na procura de soluções ambientas e da promoção da sua imagem e

competitividade, criando condições para se posicionar no mercado ao reunir informações

sobre as metodologias de retrofitting de centrais similares à do Pego, e simultaneamente

definir potenciais locais de armazenamento que podem ser utilizados por outros emissores

de CO2, permitindo a constituição de parcerias com outras indústrias do sector da energia, do

sector da refinação e outras, de modo a partilhar custos.

Um reflexo evidente da importância do projecto foram os contactos efectuados por diversas

entidades e empresas multinacionais, que por sua iniciativa, têm procurado junto dos

promotores recolher mais informação sobre resultados do projecto, o seu estado de

desenvolvimento e possibilidades de cooperação e envolvimento em fases subsequentes,

nomeadamente:

• Embaixada da Noruega.

• Sulzer

• BASF global

• Fluor e Capita Symons

• Alstom Power

Com esta última foi mesmo celebrado um contrato de confidencialidade que permitiu aos co-

promotores ter acesso a informação sobre os processos de captura de CO2 desenvolvidos por

esta empresa.


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Os promotores do projecto consideram estes contactos muito importantes, pois

representam a possibilidade de se estabelecerem, futuramente, oportunidades de negócio.

O trabalho conjunto com duas Entidades do Sistema Científico e Tecnológico Nacional

dotadas de elevadas competências científicas e tecnológicas – Universidade de Évora e o

Laboratório Nacional de Energia e Geologia (LNEG) - revelou-se fundamental para os

resultados obtidos, podendo afirmar-se que com o projecto Ktejo (o primeiro estudo nesta

área realizado em Portugal) existe neste momento Know-how em Portugal na tecnologia CCS

que poderá ser aproveitado para a tomada de decisão das autoridades que supervisionam as

diferentes áreas transversais a este tema (economia, ambiente, energia, etc).

Evolução futura

As energias renováveis, devido á sua volatilidade e intermitência, não permitem,

infelizmente, suprir as necessidades energéticas.

Ao enorme investimento em potência instalada nas renováveis não corresponde uma

proporcional quantidade de energia produzida, em função dos baixos tempos de utilização,

tendo-se traduzido em sobrecustos para a economia, custos de electricidade mais elevados e

um défice tarifário em crescendo.

Refira-se que muitas organizações se interrogam da sustentabilidade das políticas de apoio às

renováveis na EU (18 mil milhões de euros em 2010 e previstos 45 mil milhões em 2020) e do

seu reflexo na factura dos consumidores.

O crescimento contínuo do uso de combustíveis fósseis é inevitável de modo a garantir a

segurança do abastecimento de energia nas próximas décadas.

Segundo a IEA (International Energy Agency) a procura global de combustíveis fósseis -

carvão, petróleo e gás - será responsável por mais de 50 % do aumento da procura de

energia primária em 2035.

As emissões de CO2 são a questão central no uso dos referidos combustíveis, quer seja no

transporte, na indústria ou na produção de electricidade.


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115

Uma produção de electricidade “sem carbono” a partir de centrais termoeléctricas é

consequentemente um grande objectivo do ponto de vista tecnológico, segurança energética

e sustentabilidade ambiental.

O aumento da eficiência das centrais ajudará, mas não conduzirá à remoção total das

emissões de CO2.

Uma das tecnologias mais promissoras para se atingir aquele objectivo é o CCS.

A tecnologia existe em aplicações industriais de pequena escala, devendo agora caminhar

para o desenvolvimento de projectos a uma escala comercial na ordem dos 250 – 500 MW.

No entanto, tendo em conta os elevados custos de investimento e operação, comparados

com as centrais convencionais, só será possível a sua concretização no curto prazo com o

envolvimento do sector de produção de electricidade, dos fornecedores de combustíveis e

dos governos. À semelhança do que aconteceu com as energias renováveis deverão ser

criados mecanismos de incentivos nacionais e/ou Europeus.

No longo prazo, o preço do CO2 determinado pelo comércio europeu de licenças de emissão

de CO2 – ETS, Emissions Trading Scheme - deverá ser o principal indicador para a tomada de

decisão das companhias em investir no CCS. Isto significa que a tecnologia CCS deverá ser

mais económica que a compra de licenças de CO2 e mais competitiva que outras tecnologias

de redução de carbono.

As licenças atribuídas gratuitamente de 2005 a 2012, conduziu a um valor baixo do preço do

CO2, actualmente na casa dos 15 €/ton, havendo a expectativa que o mercado de licenças

melhor a partir de 2013 com a introdução de leilões obrigatórios para as empresas de

electricidade, que deverá levar á subida dos preços do CO2.

Por outro lado uma maior penetração da tecnologia CCS dará origem a uma descida dos seus

custos, como de resto tem acontecido com a grande maioria das tecnologias.

Contexto europeu

A quebra das taxas de evolução do PIB e do consumo de energia – nalguns casos negativas –

tem originado uma revisão das estratégias de investimento das empresas resultando no


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116

cancelamento ou adiamento de decisões relativas à construção de centrais convencionais e

linhas de transporte e distribuição.

Esta fase particularmente incerta quanto às decisões de investimento, que vive o sector

eléctrico Europeu, foi agravada pelo recente acidente nuclear no Japão.

As reacções perante o referido acidente (talvez excessivamente “a quente”) levou a

Alemanha a colocar fora de serviço por 3 meses os 7 grupos nucleares mais antigos, mas que

devem encerrar definitivamente, e o mais provável é que a Comissão criada para avaliação

do parque nuclear recomende o não prolongamento da vida das restantes centrais, como

estava previsto, o que deixará a Alemanha sem centrais nucleares a partir de 2023 (ou

mesmo 2021).

Os efeitos da retirada de 7000 MW nucleares (sem emissões) já se fizeram sentir no preço da

energia no mercado alemão e mesmo em França devido à integração do mercado. A retirada

dos 7 grupos fará aumentar as emissões da Alemanha em 250 milhões de toneladas de CO2; a

retirada das restantes elevará o valor para cima de 400 milhões (caso sejam substituídas por

centrais a gás).

Estas alterações farão naturalmente subir o preço do CO2 e, consequentemente, da energia

eléctrica.

A Meta 20-20-20 definida no 3º Pacote Energético da Comissão Europeia que corresponde a

alcançar em 2020 uma redução de 20% das emissões totais de CO2, relativamente às

verificadas em 2005, um aumento de 20% de eficiência de utilização final de energia e uma

contribuição de 20% de fontes de energia renovável, parece na actual conjuntura difícil de

alcançar.

Por outro lado um dos grandes objectivos definidos pela União Europeia para o mercado de

electricidade é a progressiva integração dos mercados energéticos regionais num mercado

único, sendo que a insuficiência da capacidade de interligação e as dificuldades em a

aumentar tem funcionado como uma das principais dificuldades à sua concretização.

Consideramos assim que qualquer decisão em relação ao CCS deverá ser discutida ao nível da

União Europeia tendo em conta o panorama actual do mercado energético Europeu e


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117

perspectivas futuras de modo a optimizar, entre si, a localização, consoante as tecnologias e

os recursos, e a harmonização de subsídios entre países.

4.2 Impacto do projecto para as entidades participantes

Tejo Energia

De acordo com a previsão inicial, mantém-se a expectativa que o projecto KTEJO

proporcione, à Tejo Energia (proprietária da Central Termoeléctrica do Pego objecto do

Estudo), uma resposta eficaz às metas impostas pelo Conselho Europeu, no âmbito da

política comunitária relativa às emissões de CO2. Com efeito, aquando do planeamento do

projecto, pretendia-se alcançar, em paralelo, benefícios acrescidos ao nível do

desenvolvimento sustentável da empresa, ao mesmo tempo que se pretendia promover a

sua imagem e competitividade.

De facto, a execução do investimento tem contribuído para a prossecução da sua estratégia

empresarial e de responsabilidade social, dado que se encontram a ser estudadas

alternativas tecnológicas que permitam diminuir/eliminar as emissões de CO2 decorrentes da

operação da Central.

Um reflexo evidente da importância do projecto para a Tejo Energia são os contactos

efectuados por diversas empresas multinacionais, que por sua iniciativa, têm procurado

junto da Tejo Energia recolher mais informação sobre os objectivos do projecto, o seu estado

de desenvolvimento e possibilidades de cooperação. Os promotores do projecto consideram

estes contactos muito importantes, pois representam a possibilidade de se estabelecerem

oportunidades de negócio para a Tejo Energia e PEGOP após uma conclusão bem sucedida do

KTEJO. Estes contactos com multinacionais são detalhados no item 6.3.

O trabalho conjunto com duas Entidades do Sistema Científico e Tecnológico Nacional

dotadas de elevadas competências científicas e tecnológicas – Universidade de Évora e LNEG

tem-se revelado, igualmente, num benefício influente, já que, dessa forma, a Tejo Energia

tem usufruído do know-how decorrente de diversas experiências obtidas e competências

transdisciplinares (que a própria natureza metodológica do projecto exige), bem como de


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118

ferramentas e equipamentos essenciais ao estudo da implementação da tecnologia CCS na

Central Termoeléctrica do Pego.

Paralelamente, importa referenciar que a Tejo Energia procedeu à contratação de um

investigador e dois bolseiros gerando, igualmente, um impacto bastante evidente para a

empresa. A Investigador contratada foi a doutorada Eng.ª Oksana Turchanina que tem

contribuído para a tarefa 3.2.1, levantamento dos aspectos legais, jurídicos e de opinião

pública. Esta tarefa, embora ainda não concluída, tem possibilitado, à Tejo Energia,

compreender como se deve posicionar do ponto de vista legal, face às questões da captura e

emissões de CO2.

A Tejo Energia procedeu ainda à contratação de dois bolseiros de investigação, as Engs

Nadine Pereira e Mariana Sardinha que participaram em diversas tarefas nas áreas do

Armazenamento e da captura do CO2, respectivamente. Estes bolseiros tiveram um papel

decisivo no decorrer do projecto, pois intervierem nas tarefas de recolha e tratamento de

dados. Nomeadamente a Engª Nadine Pereira foi responsável pela tarefa de Recolha

bibliográfica e de dados sobre geologia, hidrogeologia e geofísica, e pela construção das

bases de dados e implementação do Sistema de Informação Geográfica, ferramentas centrais

para o desenrolar do projecto. A Engª Nadine Pereira apoiou toda a análise de Caracterização

Hidrogeológica e Estratigráfica. A Engª Mariana Sardinha foi em larga medida responsável

pelas tarefas de Análise do CO2 recuperado e de Estudo dos tipos de carvão.

Também a Acção de Divulgação Inicial teve um impacto importante para a empresa líder do

consórcio, já que estiveram presentes, conforme citado anteriormente, Suas Exas. o Sr.

Presidente da Câmara Municipal de Abrantes, o Secretário de Estado da Energia e o Sr.

Director Geral de Energia e Geologia, entre outros representantes de algumas entidades

privadas. Fruto da estratégia de comunicação inicialmente delineada, tal contribuiu,

indubitavelmente, para a projecção da imagem da Tejo Energia e para a sua visibilidade e

notoriedade no sector.

Em suma, o projecto teve de facto e conforme esperado, um impacto no reforço da

implementação das principais opções estratégicas da Tejo Energia, contribuindo,

progressivamente, para a prossecução daquele que constitui o seu principal objectivo:


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119

aumentar a sua competitividade no mercado e assegurar o desenvolvimento sustentável da

sua actividade.

PEGOP

Também a PEGOP, enquanto responsável pela manutenção e operação da Central

Termoeléctrica do Pego (operando exclusivamente para a Tejo Energia), possui como

objectivos estratégicos a manutenção dos valores ambientais da região em que se insere e a

minimização dos impactos ambientais inerentes ao funcionamento da Central. Assim, a

PEGOP assegura o seu funcionamento, sendo evidente a sua aposta na tecnologia CCS,

enquanto objecto de estudo do presente projecto, liderado pela Tejo Energia.

Neste contexto, por estar exclusivamente associada à actividade da Tejo Energia, torna-se

evidente que os impactos evidenciados para essa entidade reflectir-se-ão, igualmente, na

PEGOP, beneficiando do dinamismo de todas as entidades que integram o consórcio e da

imagem e da notoriedade que o projecto confere à própria Tejo Energia.

De impacto imediato para a PEGOP foi a instalação do equipamento de medição online das

emissões de CO2, tornando-se a Central do Pego a primeira central nacional a conhecer em

tempo real o volume de CO2 que emite para a atmosfera sem a necessidade de recorrer a

cálculos empíricos relacionados com a quantidade de combustível consumido.

Também as tarefas de Análise do CO2 recuperado, Estudo dos tipos de carvão e Monitorização

da Central constituem ganhos instrumentais para a gestão sustentável da Central do Pego,

pois permitem conhecer de um modo mais rigoroso a evolução das emissões de CO2 e a sua

relação com os tipos de carvão utilizados ou com a composição dos gases emitidos.

Resta, por fim, recordar que a própria natureza e importância deste projecto, bem como a

singularidade das acções que se encontram a ser desenvolvidas (fruto do esforço individual e

colectivo do consórcio), a determinação dos promotores e a sua ambição, têm revestido, em

si, o sucesso do mesmo. Com efeito, o desenvolvimento deste projecto tem suscitado uma

grande satisfação para as empresas envolvidas, que está, naturalmente, associada à

agregação das competências das Entidades do Sistema Científico e Tecnológico Nacional,

cujo envolvimento tem sido de importância vital para o projecto.


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120

Capítulo 5 - Avaliação Ex-Post

O projecto Ktejo atingiu plenamente os seus objectivos, com pequenos desvios na sua

execução física e material. O balanço em termos da eficiência face aos recursos envolvidos e

da eficácia face aos objectivos estabelecidos é altamente positiva.

O projecto foi pioneiro em Portugal visando um estudo de caso de aplicação de toda a cadeia

das tecnologias CCS – Captura, Transporte e Armazenamento Geológico. Permitiu a aquisição

de novos conhecimentos e competências que permitem, as empresas envolvidas a terem

informação muito relevante para a sua estratégia de sustentabilidade ambiental futura e às

Entidades do Sistema Científico Nacional a ficarem dotadas de novos conhecimentos

importantes para o desenvolvimento de projectos de ID&D futuros.

Os resultados alcançados têm um impacto fundamental também nível nacional, não apenas

com vista à penetração futura da tecnologia no tecido empresarial português, mas também

ao nível da discussão do papel desta tecnologia num mix energético diferente, e pela

interpretação nova e detalhada de dados geológicos de Portugal.

A realização de formação avançada, na forma de teses de Mestrado (Mariana Sardinha –

FCUL e Nadine Pereira – UÉvora) revelou-se como um ponto muito positivo de aproximação

entre as empresas, a Universidade e o Laboratório de Estado. Esta aproximação é importante

para fomentar e melhorar em Portugal o binómio Universidade/Empresa, tendo em conta o

grande fosso ainda existente entre o conhecimento científico que as Universidades e os

Laboratórios de Estado geram e a transformação desse mesmo conhecimento em

oportunidades imediatas para se comercializarem novos produtos, ideias e serviços capazes

de alcançar diferenciação no mercado. A Tejo Energia foi uma empresa pioneira na obtenção

da aprovação, junto da Fundação para a Ciência e Tecnologia, do seu regulamento de Bolsas.

Outro aspecto evidente da importância do projecto foram os contactos efectuados por

diversas entidades e empresas multinacionais, que por sua iniciativa, procuraram junto dos


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121

promotores recolher mais informação sobre resultados do projecto, o seu estado de

desenvolvimento e possibilidades de cooperação futura.

Paralelamente importa referenciar que a Tejo Energia procedeu à contratação de um

investigador e dois bolseiros gerando, igualmente, um impacto bastante evidente para a

empresa.

A fim de concretizar os objectivos do projecto, a Tejo Energia, a PEGOP, o LNEG e a

Universidade de Évora, contemplaram neste projecto a realização de investimentos fulcrais

que permitem aumentar as suas competências, nomeadamente:

- Aquisição de equipamentos científicos e informáticos. A Tejo Energia adquiriu um

Equipamento de Monitorização Contínua de CO2, essencial para o desenvolvimento do

projecto pois permitiu quantificar em tempo real o volume de CO2 emitido durante a

actividade normal da Central.

- Aquisição de serviços a terceiros de assistência técnica à empresa Schlumberger Carbon

Services, empresa internacional com elevada experiência no sector do armazenamento de

CO2 em aquíferos salinos, que esteve presente nas reuniões do consórcio participando no

planeamento dos trabalhos, na avaliação dos elementos produzidos e na formulação das

conclusões finais do projecto.

Este projecto permitiu à Tejo Energia, S.A. (em parceria com a Pegop), trabalhar em conjunto

com estas entidades dotadas de grandes competências científicas e tecnológicas

beneficiando de excelentes condições (laboratórios científicos, elevado conhecimento e

experiência, ferramentas e equipamentos, entre outros) essenciais ao estudo da

implementação da tecnologia CCS na Central Termoeléctrica do Pego.

No decorrer deste projecto todas as entidades participantes colaboraram na elaboração de

uma candidatura para co-finaciamento do 7º Programa quadro, que foi contemplada para

financiamento e para a qual foram fundamentais as relações de cooperação já existentes.


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122

O ponto menos positivo deste projecto esteve relacionado com a data de início do projecto

que sofreu um atraso devido a questões burocráticas.

A finalização deste projecto não vai significar o fim da colaboração entre as entidades

participantes, mas abre novas ideias para colaborações futuras, sendo este um dos pontos

mais positivos.


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123

Capítulo 6 - Execução Financeira

Tendo em consideração as despesas efectuadas no decorrer do projecto, verificaram-se que

algumas diferenças relativamente ao previsto inicialmente em sede de candidatura.

Tejo Energia

No caso da Tejo Energia, S.A., averiguou-se que a despesa dos recursos internos foi menor ao

esperado. Tal deveu-se aos custos salariais do colaborador José Luis Gutierrez não serem

directamente suportados pelo promotor, mas sim pela accionista, havendo um contrato

entre este e a Tejo Energia, para que o colaborador efectue as tarefas que se encontravam

definidas.

Realça-se ainda o facto do método de cálculo do valor horário deter influência na diferença,

visto que o pedido de pagamento considera oito horas diárias de trabalho, gerando um custo

horário inferior ao considerado nos gastos elegíveis aprovados.

Quanto à inexistência de despesas relativamente às rubricas de Simpósios, Divulgação e

Missão internacional, esta deve-se à realização das tarefas terem sido executadas numa data

posterior à data de finalização do projecto.

Relativamente aos Custos com TOC/ROC, visto que foram utilizados recursos internos da

empresa para a realização desta tarefa, não houve a necessidade de contratar colaboradores

externos.

Pegop

Relativamente à Pegop Energia Eléctrica, S.A., averiguou-se que as despesas referentes à

aquisição de matérias-primas para utilização do equipamento CO2, foram superiores ao

esperado. Tal deveu-se à necessidade de efectuar um maior número de ensaios

comparativamente ao esperado. Paralelamente, o próprio consumo do gás necessário para

cada ensaio verificou-se superior ao inicialmente previsto.

Quanto à rubrica de Recursos Externos, verificou-se que a contratação envolvida foi mais

económica do que previsto.


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124

No caso do Equipamento – Analisador CO2, a diferença substancial deparada deve-se à

alteração da percentagem de amortização, visto que se concluiu que este equipamento não

terá utilização posterior ao projecto. Nesse contexto, o promotor decidiu realizar a

amortização integral do Analisador.

A inexistência de despesas ao nível das Sessões de Divulgação e/ou Seminários, teve como

causa a decisão, por parte do promotor, de realizar essas iniciativas em datas posteriores ao

final do projecto.

LNEG

Na conjuntura do LNEG verificou-se uma módica diferença nas despesas do Recursos

Humanos Internos, estas apresentando-se ligeiramente superiores ao previsto. Tal deveu-se

essencialmente à participação na actividade 3 – Identificação do processo com melhor custo

benefício para o transporte de CO2, que não estava inicialmente prevista, assim como uma

participação durante mais tempo nas actividades 2 – Avaliação da possibilidade de

retrofitting da Central e 4 – Monitorização da central, devido a atrasos no início do projecto e

porque a central teve alturas em que não esteve em funcionamento por imposição das

necessidades de electricidade.

A discrepância verificada nas despesas Material de Laboratório Diverso e Custos Indirectos,

teve como causa o facto de não ter sido necessário a quantidade de equipamento esperada,

nem ter sido necessário a utilização da porção dos overheads prevista.

Quanto à diferença na rubrica Missão averiguou-se que não seria necessário um valor tão

elevado para a deslocação e estadia, tendo-se conseguido um valor mais barato para a

viagem, do que o inicialmente previsto.

Universidade de Évora

Quanto à Universidade de Évora verificou-se que as despesas dos Recursos Internos foram

ligeiramente superior ao previsto, tal deveu-se essencialmente, às alterações de realização

de tarefas advindas do atraso para o inicio do projecto e à realização por recursos internos de

parte das tarefas que inicialmente se pretendia contratar à Schlumberger Carbon Services.


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125

Quanto à diferença deparada nas matérias-primas e material de laboratório diverso

adquirido, esta teve como causa o facto de não ter sido necessária a quantidade esperada de

equipamento.

Relativamente aos recursos externos, verificou-se que a contratação dos recursos externos à

Schlumberger Carbon Services, foi mais económica, do que previsto, pois parte das tarefas

que lhes seriam atribuídas foram efectuadas por Recursos Internos da Universidade. No caso

da contratação de Recursos Externos à empresa F.Iniciativas, optou-se pela contratação de

profissionais independentes sedeados em Évora, favorecendo desse modo a tarefa “análise

técnico-económica das opções de armazenamento offshore” e a análise de risco associada à

tarefa de “Caracterização hidrogeológica e estratigráfica” através de uma interacção mais

contínua com os investigadores da Universidade de Évora.

No caso das aquisições de serviços e manutenção, averiguou-se que não seria necessário um

valor tão elevado para a realização deste serviço.

Relativamente à diferença nos Custos Indirectos, esta prende-se apenas com a reduzida taxa

de imputação que a ADI aceita.


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126

Capítulo 7 – Bibliografia

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Relatório Final Técnico-Científico

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