Vantagens e Desvantagens do Gás Natural

Na indústria do petróleo:


O Gás Natural apresenta diversas aplicações: Pode ser usado como combustível para fornecimento de calor, geração e cogeração de energia, como matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e de fertilizantes. Na área de transportes é utilizado como substituto de outros combustíveis.


Como matéria-prima:

É utilizado na indústria petroquímica, principalmente para a produção de metanol, e na indústria de fertilizantes, para a produção de amônia e uréia.


Como uso domiciliar:

Pode ser usado para cocção de alimentos, em substituição ao GLP (Gás Liqüefeito de Petróleo), para aquecimento de água e climatização de ambientes, em substituição à energia elétrica.
• Injeção de gás em reservatórios, visando aumentar a recuperação de petróleo (óleo + gás);
• Consumo interno em virtude da disponibilidade no próprio local de trabalho, em substituição a outros produtos alternativos, com redução substancial dos custos.


 No setor de transporte:

Caracteriza-se como uma opção técnica e economicamente viável de substituição do álcool e gasolina para os veículos de passeio. Também pode ser usado em veículos pesados, movidos a diesel. O Gás Natural reduz fortemente a emissão de resíduos de carbono, o que aumenta a qualidade do ar, reduz os custos de manutenção e aumenta a vida útil do motor.


No setor energético:

Permite a geração de energia elétrica, a partir de motores a combustão interna, turbinas a gás e até mesmo das recentes células a combustível. O Gás Natural também é bastante utilizado em sistemas de cogeração de energia, que é a produção seqüencial de mais de uma forma útil de energia, a partir do mesmo energético. Desta forma, pode-se, por exemplo, ter um sistema a turbina a gás que gera energia elétrica e energia térmica, que pode ser aproveitada a partir dos gases de exaustão.


Como combustível industrial/comercial:

O Gás Natural vem sendo utilizado como combustível na substituição de uma variedade de outros combustíveis alternativos, como: a madeira, carvão, óleo combustível, diesel, GLP (Gás Liqüefeito de Petróleo), nafta e energia elétrica, tanto em indústrias, como em comércios. Proporciona uma combustão limpa, isenta de agentes poluidores, ideal para processos que exigem a queima em contato direto com o produto final, como, por exemplo, a indústria de cerâmica e a fabricação de vidro e cimento.

Desvantagens


As desvantagens do Gás Natural em relação ao butano são: mais difícil de ser transportado, devido ao fato de ocupar maior volume, mesmo pressurizado, também é mais difícil de ser liquidado, requerendo temperaturas da ordem de -160°C.
Atualmente estão sendo investigadas as jazidas de hidratos de metano que se estima haver reservas energéticas muito superiores às atuais de Gás Natural.

Por: Ingrid

Já temos Lei do Gás Natural

                  


No dia 11 de dezembro de 2008 , foi aprovada na Câmara Federal o Projeto de Lei do Gás Natural. Seguida para sanção do Presidente da República. O Projeto tramitou quase quatro anos no Congresso Nacional. Festejo este fato que impulsionará a participação do gás natural em nossa matriz energética, pois atrairá novos empreendedores e investimentos, assim, fico com a sensação de dever cumprido.



O primeiro texto foi apresentado em 2005, pelo então Senador Rodolfo Tourinho. Posteriormente, duas versões apareceram na Câmara. Uma do executivo e outra do ex-Deputado Luciano Zica. O projeto do Senador Tourinho foi aprovado do Senado e enviado a Câmara. Na Câmara, foi criada uma Comissão Especial da qual fui integrante e que elaborou um substitutivo baseado no Projeto do Senado e no do Executivo. O substitutivo foi aprovado e mandado para o Senado, onde foi modificado na Comissão de Justiça pelo Senador Jarbas Vasconcelos gerando um desacordo entre os principais agentes do setor de gás natural: Abegás, Abrace e Petrobras. O Ministério de Minas Energia, através da secretaria de petróleo e gás criou um grupo com a presença de todos os agentes do setor e passou a coordenar reuniões, conseguindo atingir um consenso entre as partes. Foram necessárias muitas rodadas de negociações para que o projeto pudesse acomodar de forma técnica e legalmente consistente os anseios do governo federal, dos governos estaduais, das empresas privadas e da Petrobras. Agora, o texto aprovado por nós parlamentares converge para um marco legal mais detalhado, abrangente e capaz de orientar com mais clareza o desenvolvimento da indústria no Brasil.


Em relação ao texto do substitutivo da Câmara, foram introduzidas na versão final, novas definições de consumidor livre, auto-produtor e auto-importador, com intuito de evitar interferências no segmento de distribuição de gás canalizado, cuja regulamentação é responsabilidade dos estados, e, ao mesmo tempo, incentivar o auto-produtor e importador a construírem seus gasodutos e com isso dependerem menos das distribuidoras estaduais. Com essas novas definições cria-se as condições básicas para o surgimento de um mercado secundário de gás natural. Diferentemente do setor de energia elétrica, onde o governo federal exerce o poder concedente e autorizativo, na indústria de gás natural a distribuição do energético canalizado até o consumidor final é uma atividade regulada pelos estados. Sendo assim, um dos maiores desafios da regulamentação federal é legislar sem invadir a competência estadual, o que pode gerar conflitos infindáveis e prejuízos para todos os atores envolvidos. A definição clara dos limites da competência federal e estadual é crucial para a promoção dos novos investimentos na rede de distribuição e com isso disseminar o consumo do gás no interior dos estados e nas diversas regiões metropolitanas.


Um grande avanço estabelecido na Lei do Gás é regime legal misto de autorização e concessão para os gasodutos de transporte. Os gasodutos que envolvam acordos internacionais e interesse específico de um único usuário serão regidos por uma autorização, e os demais gasodutos de interesse geral serão motivos de concessão. Ao trocar o regime jurídico de autorização para o de concessão para os novos gasodutos a Lei passa a incentivar maiores investimentos privados no segmento de transporte de gás. O transporte de gás natural era o único setor da economia brasileira com a presença de monopólio natural sob o regime jurídico de autorização. Agora esperamos que a semelhança do que ocorre nos leilões de transmissão de energia elétrica apareçam investidores privados interessados no segmento de transporte de gás natural.

O projeto concede aos gasodutos existentes (autorizados) e em processo de licenciamento ambiental, prazo de concessão de 30 anos e 10 anos da data de operação das instalações para a utilização exclusiva dos carregadores iniciais. Durante 10 anos, os transportadores não serão obrigados a permitir o acesso de terceiros aos gasodutos. Houve, no entanto, um cuidado maior no sentido de assegurar que os operadores de gasodutos autorizados, como no caso dos concessionários, obedeçam a requisitos para elevar a transparência do negócio. Esses operadores serão obrigados a prestar informações de natureza técnica, operacional, econômico-financeira e contábil, manter registros contábeis da atividade de transporte de gás separados do exercício da atividade de estocagem de gás e submeter à aprovação da ANP minuta de contrato padrão a ser celebrado com os usuários dos serviços de transporte. Essas medidas objetivam aumentar futuramente a competição na comercialização de gás e prevenir condutas anticompetitivas na prestação dos serviços de transporte.

Os novos gasodutos em autorização e concessão terão prazos de uso exclusivo fixados pelo Ministério de Minas e Energia (MME), ouvida a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. A lei a obriga os transportadores a realizarem chamada pública, quando da construção ou ampliação dos seus gasodutos, com a finalidade de atrair interessados em utilizar os gasodutos e dimensionar eficientemente a demanda por capacidade de transporte. É previsto, também, a utilização de recursos da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico –CIDE e da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE com vistas a viabilizar projetos de interesse público, o que abre oportunidade para ampliação das redes para estados das Regiões Nordeste, Norte e Centro-Oeste ainda não atendidos pelo gás natural.

A Lei regulamenta também de forma consistente a atividade de estocagem de gás natural em reservatórios de hidrocarbonetos e em outras formações geológicas. A referida atividade será regida por uma concessão objeto de licitação. A infra-estrutura de armazenagem é empregada para aliviar a demanda por capacidade em momentos de pico, reduzir as flutuações na entrega e balancear o sistema de transporte. No Brasil, o sistema de gasodutos de transporte e distribuição de gás natural não conta com a presença de unidades de estocagem, o que dá menor flexibilidade e confiabilidade à oferta de gás natural no país. O próximo passo, a que estaremos atentos, é a regulamentação da Lei.

Por: Mauricio

História do Gás Natural

 

Registros antigos mostram que a descoberta do gás natural ocorreu no Irã entre 6000 e 2000 AC e que, na Pérsia, utilizavam o combustível para manter aceso o "fogo eterno", símbolo de adoração de uma das seitas locais. O GN já era conhecido na China desde 900AC, mas foi em 211 AC que o país começou a extrair a matéria-prima com o objetivo de secar pedras de sal. Utilizavam varas de bambu para retirar o GN de poços com profundidade aproximada de 1000 metros.



Na Europa, o gás natural só foi descoberto em 1659, não despertando interesse por causa da grande aceitação do gás resultante do carvão carbonizado (town gas), que foi o primeiro combustível responsável pela iluminação de casas e ruas desde 1790. Já nos Estados Unidos, o primeiro gasoduto com fins comerciais entrou em operação na cidade de Fredonia, no Estado de Nova York, em 1821, fornecendo energia aos consumidores para iluminação e preparação de alimentos.


O gás natural passou a ser utilizado em maior escala na Europa no final do século XIX, devido a invenção do queimador Bunsen, em 1885 (por Robert Bunsen) - que misturava ar com gás natural -, e a criação de um gasoduto à prova de vazamentos, em 1890. Mesmo assim, as técnicas de construção eram modestas e os gasodutos tinham no máximo 160 km de extensão, impedindo o transporte de grandes volumes a longas distâncias, e, consequentemente, reduzindo a participação do GN no desenvolvimento industrial, marcado pela presença de óleo e carvão.

No final de 1930, os avanços na tecnologia de construção de gasodutos viabilizaram o transporte do GN para longos percursos. O mercado industrial do gás natural era relativamente pequeno até a II Guerra Mundial, quando então o GN tornou-se extremamente disponível. Entre 1927 e 1931, já existiam mais de 10 linhas de transmissão de grande porte nos Estados Unidos, mas sem alcance interestadual. A descoberta de vastas reservas também contribuiu para reduzir o preço do GN, que o tornou uma opção mais atraente que o "town gas".


O bom de construções pós-guerra durou até o ano de 1960 e foi responsável pela instalação de milhares de quilômetros de dutos, proporcionado pelos avanços em metalurgia, técnicas de soldagem e construção de tubos. Desde então, o gás natural passou a ser utilizado em grande escala por vários países, devido às inúmeras vantagens econômicas e ambientais.

As perspectivas atuais de utilização do GN são extremamente positivas, já que a demanda por combustíveis não poluentes para a indústria, comércio e transportes, bem como, para geração termelétrica aumenta expressivamente.



Por: Maurício

GNL - Mercados consumidores

O mercado consumidor atual de GNL pode ser dividido em três áreas: Extremo Oriente (Japão, Coréia e Formosa), Europa e Estados Unidos. Estes mercados desenvolveram-se de formas diferentes, resultando, como veremos a seguir, em preços diferentes de venda. Ainda não há um mercado global de GNL, e sim mercados regionais. O Japão, impulsionado pela reduzida oferta interna de energia, por razões ambientais e de espaço físico (uma termelétrica a gás natural ocupa uma área bem menor que uma nuclear equivalente), lidera com ampla margem o mercado comprador de GNL - mais de 54,2 milhões de toneladas (mt) em 2002, para um total mundial de 112,9 mt. Com a relativa estagnação da economia do país nos últimos anos, o crescimento tem sido até ligeiramente negativo (-1,35% em 2002), mas deve recuperar-se em breve.


A Coréia, depois de uma queda entre 1997 e 1999, cresceu rapidamente, e ocupou o segundo lugar mundial em 2002, com 17,8 mt. Taiwan, o terceiro maior consumidor asiático, atingiu 5,4 mt em 2002 (13% de crescimento em um ano), e deverá chegar a 16 mt em 2015. A Índia já tem contratos para futura importação de GNL, e a China deverá segui-la em breve. Como um todo, o mercado asiático, que consumiu 77,4 mt em 2002, poderá ultrapassar 100 mt em 2010.


A Europa, diferentemente da Ásia, tem possibilidades de ser abastecida por gasodutos vindos de zonas produtoras externas (especialmente Norte da África e Sibéria), e conta ainda com reservas internas consideráveis. Desta forma, o GNL encontra competição intensa, obrigando à prática de preços menores. Menos de um décimo do mercado de gás europeu é hoje suprido por GNL, e o atual patamar de 30 mtpa (liderado em 2002 pela França e Espanha, ambas na faixa de 10,3 mt), não deve ser muito ultrapassado nos próximos anos. A capacidade produtora, compatível com este consumo, hoje concentrada na Argélia e Líbia, está sendo aumentada para 30 mtpa com as recentes instalações em Trinidad e Nigéria.


Novos mercados, como o sul americano, deverão demorar algum tempo para desenvolver-se, embora já se fale em uniddes de liqüefação na Venezuela, Peru e mesmo no Brasil - um dos possíveis aproveitamentos das novas reservas de Santos, visando o mercado americano. Em termos de recepção de GNL (unidades de regaseificação), as que estavam previstas no Brasil estão com seus projetos paralizados (no Suape, Pernambucano, e em Pecém, Ceará).


Os Estados Unidos, iniciadores da tecnologia do GNL, foram inicialmente vistos como o melhor mercado para o produto na década de 70. Estas expectativas não se concretizaram, e hoje menos de 1% do mercado americano é atendido por GNL. Isto provocou a quase completa paralização de suas quatro unidades de regaseificação do litoral do Atlântico. Nos últimos anos, entretanto, a escassez de gás natural na América do Norte inverteu completamente esta tendência, e hoje há nada menos de trinta novos terminais marítimos em estudo, alguns já autorizados, além da reativação dos antigos. Não parece haver dúvida de que os Estados Unidos serão o grande impulsionador do mercado de GNL nos próximos anos, e grande parte da expansão das unidades de liqüefação (como a de Trinidad & Tobago) visa o novo e gigantesco mercado que se abre.


Pela descrição que fizemos acima, pode-se verificar que se trata de três áreas com comportamentos diversos, o que tem influência direta nos preços. Em 1998, o valor de venda do gás no Extremo Oriente era cerca de 25% superior ao da Europa, e de quase 50% em relação ao americano - o que vem se alterando a cada dia, sem uma estabilização ou mesmo a perspectiva de um preço válido para transações internacionais. Desta forma, o GNL ainda não se comporta como "commodity" global, e tem seu mercado, como dissemos, segmentado em regiões.

Por: Keise

GNL - Processo de Liquefação

Características de um sistema de GNL:


Um projeto de GNL é na realidade uma seqüência de atividades que vão desde o reservatório de gás até o usuário final. Abaixo daremos um resumo do que sejam os principais elos desta cadeia: produção do gás, liquefação, transporte marítimo, regaseificação no destino e distribuição (esta última não detalhada)

Para este exercício, será dado como exemplo um projeto que produza 7 milhões de toneladas por ano (mtpa), o tamanho aproximado das instalações que estão entrando em operação.


Reservas de Gás




As reservas de gás para um projeto de GNL terão que ser de grande porte, pois eles são empreendimentos normalmente vinculados a contratos de 20 a 25 anos - a existência destes contratos é o que, em geral, viabiliza o elevado esquema financeiro requerido pelo projeto. Considerando que 1 mtpa de GNL requer cerca de 1,4 bilhões de metros cúbicos de gás (bm3), teremos, para 7 mtpa em 20 anos, cerca de 200 bm3, a serem consumidos exclusivamente no projeto.


Além da quantidade das reservas, o gás para GNL terá que ter um custo de exploração relativamente baixo. Este custo dependerá não apenas de uma situação geográfica razoável, como da distância a um porto que corresponda às exigências de armazenagem e embarque. Mais ainda, a qualidade do gás deverá ser tal que suas impurezas não signifiquem custos adicionais de processamento. Uma gigantesca e bem situada reserva como a de Natuna, na Indonésia, com mais de 5.700 bm3, ainda não foi explorada por conter cerca de 70% de gás carbônico.


Tem-se como dado que um projeto de GNL não poderá consumir gás natural que custe mais de US$ 1,00 / milhão de btu (mbtu). Na realidade, um bom número é a metade deste valor. Mesmo assim, os gastos com a exploração de gás ("upstream facilities") para uma planta de 7mtpa de GNL provavelmente se situarão entre 1 e 2 bilhões de dólares, mais próximos do segundo número se for exploração marítima.


 Unidade de Liquefação


O elemento central de um projeto de GNL é a unidade de liquefação, onde a temperatura do gás natural é reduzida a -161º C, ponto em que ele se torna líquido, com uma redução de volume de cerca de 600 vezes. Esta instalação, construída em locais de bom calado (mínimo 14 m), em baía abrigada e o mais próximo possível dos campos produtores, compõe-se basicamente, como se vê na figura abaixo, de uma unidade de tratamento, do conjunto de trocadores de calor e dos tanques de armazenagem.

A unidade de tratamento destina-se a remover as impurezas existentes no gás vindo dos campos, como gás carbônico, enxofre, nitrogênio, mercúrio e água, além do condensado. O processo inclui a separação do gás liquefeito de petróleo (GLP), basicamente propano e butano, que poderá ser vendido como produto final ou reinjetado no GNL.


O conjunto de trocadores de calor, peça principal da liquefação, funciona segundo o mesmo princípio de um refrigerador doméstico. Um gás refrigerante (em geral, uma mistura de metano, etano e propano) é pressurisado e em seguida expande-se através de uma válvula (efeito Joule-Thompson), extraindo calor do gás natural que chega aos trocadores de calor. Há diferentes tipos de trocadores, mas quase todas as instalações dividem-se em conjuntos paralelos (LNG trains), capazes de liquefazer de 2 a 2,5 mtpa cada um. Os mais recentes "trens de liqüefação" tendem a ter dimensões bem maiores, como a terceira unidade de Ras Laffan, no Qatar, inaugurada em março/2004 com capacidade de 4,7 mtpa.


O gás natural liquefeito é a seguir armazenado em tanques capazes de mantê-lo a -161º C até o embarque. Em razão do elevado custo desta armazenagem, sua capacidade é calculada por sofisticados processos que levam em conta a produção da unidade, o número e tamanho dos navios, riscos de atraso e outras variáveis.

O custo de uma instalação de liquefação, inclusive facilidades portuárias, tem variado constantemente com as inovações tecnológicas e as pressões de mercado. Hoje o investimento por tonelada de capacidade anual está na casa de US$ 275,00, o que significa que a planta dada como exemplo, de 7 mtpa, custaria US$ 1,92 bilhões.


 Navios


Os navios que levam o GNL das unidades de liquefação aos pontos de regaseificação dispõem de reservatórios isolados, capazes de suportar a temperatura do gás durante o transporte, não havendo refrigeração na viagem. Há uma perda que, mesmo nos mais moderno navios, vai a 0,1% ao dia. Além disto, o GNL é normalmente usado como combustível, e uma pequena parte volta com o navio para manter os tanques frios.


Há dois tipos básicos de transportadores de GNL, o que armazena o gás em esferas (o tipo Moss Rosenberg), e os que têm tanques nas posições convencionais de petroleiros ( o tipo membrana, ou Technigaz). Ambos estão em operação e em construção, não havendo diferenças substanciais de custo inicial ou operação. A capacidade usual por navio é de 125 a 135 mil m³, que corresponem a 55 a 60 mil toneladas de GNL.


Durante muitos anos os estaleiros japoneses dominaram a construção destes barcos, mas hoje eles estão sendo feitos também na Finlândia, Itália, França e principalmente na Coréia do Sul.


Como já mencionamos, a frota mundial hoje excede cento e vinte navios em operação, e algumas dezenas em construção, a um custo por unidade da ordem de US$ 175 milhões.


 Terminal de regaseificação


Os terminais para desembarque do gás situam-se junto aos centros de consumo, em locais de águas profundas e abrigadas. Seus principais elementos são os tanques de estocagem e os regaseificadores, além dos equipamentos complementares, conforme mostra a fig. 4.

A capacidade dos tanques de estocagem pode ir de pouco mais que a carga de um navio (caso de Huelva, na Espanha, com 160 mil m3 de armazenagem, para navios de 135 mil m3), até valores muito maiores, quando, além de absorver a carga dos navios, o terminal propõe-se a servir de balanceador de picos de consumo e estoque estratégico. Neste último caso está o terminal de Sodegaura, na baía de Tóquio, capaz de armazenar 2,7 milhões m3, vinte vezes a carga de um navio padrão.


Os regaseificadores podem usar água do mar para reaquecer o GNL, ou vapor quando há uma termelétrica nos arredores, como é muito freqüente. Neste caso, a expansão do gás ao se vaporizar poderá acionar turbinas, capazes de adicionar alguma potência à termelétrica. Há ainda uma possibilidade de usar o frio liberado na regaseificação para indústria de alimentos.


Os custos para construção de um terminal de regaseificação variam muito, como se deduz das diferenças na capacidade de estocagem. Um terminal na Turquia, para 255 mil m3, custou US$ 250 milhões, mas há planos para construir mais um terminal no Japão, com investimentos acima de US$ 2 bilhões. No caso que nos serve de exemplo, um sistema de GNL de 7 mtpa, o terminal de regaseificação ficará provavelmente acima de US$ 1 bilhão.


 Custos prováveis de um sistema de GNL para 7mtpa:

 

Os números acima mostram o porte do investimento, acarretando complexos esquemas financeiros, só viáveis, como dissemos, se existirem contratos a longo prazo envolvendo entidades solidamente implantadas no mercado. O prazo de maturação de um projeto como este situa-se na casa dos dez anos, do momento da identificação das reservas de gás à primeira carga entregue ao comprador.


Por: Keise

GNL (gás natural liquefeito) - Introdução

Descrição do Sistema

 
A tecnologia para liquefação do gás foi desenvolvida na primeira metade do Século XX, com o intuito de extrair hélio do ar. Na década de quarenta, esta tecnologia foi adaptada pela indústria americana de gás natural, inicialmente para armazenar quantidades substanciais de gás em espaço pequeno, tendo em vista as variações diárias e sazonais da demanda. Em 1959, a primeira carga de gás natural liquefeito (GNL) foi transportada dos Estados Unidos para a Inglaterra em navio especialmente preparado para este produto. O êxito desta viagem conduziu à construção da primeira unidade de GNL na Argélia, no início da década de 60.


A partir da Argélia, o GNL chegou inicialmente à Inglaterra, depois à França e outros países europeus. No final da década, uma unidade construída no Alasca iniciou o abastecimento do Japão, que se tornou ao longo do tempo o maior importador da GNL, absorvendo 60% da produção mundial, que chegou a 112,9 milhões de toneladas em 2000. O mercado americano, por outro lado, que era inicialmente considerado o maior consumidor potencial de GNL, não se desenvolveu : hoje apenas 2% da produção mundial fluem para aquele país, mas esta situação está mudando rapidamente. Com o crescimento do consumo acelerado pelo uso em geração elétrica, e esgotamento das reservas americanas de gás natural, o GNL está em fase de retomada nos Estados Unidos, havendo perspectiva de que, nos próximos quinze anos, atinja 20% do consumo do país.


Temos hoje onze países importadores de GNL, e outros doze que são produtores (Indonésia, Argélia, Malásia, Qatar, Austrália, Brunei, Nigéria, Abu Dhabi, Trinidad e Tobago, Oman, Alaska (US) e Líbia). Neles estão operando cerca de 20 plantas, várias delas em ampliação, abastecendo a Europa e o Extremo Oriente (Japão, Coréia e Taiwan), e já agora iniciando o abastecimento da costa leste americana.


A figura abaixo mostra resumidamente a localização das unidades produtoras.

O transporte entre o local de produção e o de recepção é feito em navios especialmente construídos para este propósito. Cerca de cento e vinte deles estão em operação, e vários outros são atualmente construídos em todo o mundo. Há estimativas recentes de que a frota mundial de navios transportadores de GNL terá que ser duplicada no prazo de 5 a 7 anos. Na França e na Coréia do Sul há hoje navios em construção que podem transportar até 153 mil m³ de GNL. Detalhes do tipo e outras características destes navios serão dadas adiante.


A produção, transporte e regaseificação do GNL são operações que exigem elevados investimentos, além de perdas de 10 a 15% do gás durante o processo, muito mais que um transporte equivalente por gasoduto (perdas entre 1 e 2%). Isto faz com que a escolha do GNL fique restrita aos casos em que gasodutos não são praticáveis tecnicamente (travessias de mares profundos), ou onde as distâncias de transporte tornem os gasodutos antieconômicos. Na atual tecnologia, a partir de 4 mil quilômetros, os custos de um sistema de GNL tornam-se compatíveis com os de transporte em gasodutos.

Por: Keise

Matriz energética mundial.

Por: Ingrid