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GÁS – Prioridade pelos projetos de gás natural.

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Gás: fonte salvadora apenas no médio prazo

 

O pedido de alívio de carga que o Operador Nacional do Sistema Elétrico fez na segunda-feira, 19 de janeiro, as distribuidoras de 11 estados expôs novamente uma das fragilidades do setor, a alta dependência do regime hidrológico. Em momentos de crise hídrica, como a que o país atravessa, volta à tona um assunto que é fonte de debates há anos: o aumento da capacidade de geração térmica. No foco das atenções estão os projetos a gás natural, apontados como os melhores entre as fontes, mas que nos últimos anos têm encontrado dificuldades para disputar os certames promovidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica. O problema não é apenas de regulação, mas de preço e de disponibilidade do insumo no país. No curto prazo a perspectiva é de manutenção do cenário atual com a escassez do combustível e poucos projetos viabilizados.

O governo já havia acusado esse golpe da natureza já no ano passado, tanto que no PDE 2023 há uma mudança de rumo no que diz respeito à contratação de térmicas. Do plano decenal anterior para o atual a expansão passou de 1,5 GW para 7,5 GW a ser contratada para os anos de 2019 a 2020. O destaque é para a que a prioridade se dê pelos projetos a gás natural, usados para efeitos de simulação e apresentação de resultados do plano ao CVU teto de R$ 250/MWh o mesmo do leilão A-5 de 2014.

Considerando as perdas, queimas, consumo próprio e reinjeções do gás natural, segundo o PDE, em 2020, a produção líquida potencial do insumo no Brasil é de pouco mais de 118 milhões de metros cúbicos diários e até o final do período do PDE está estimada em 134,31 milhões de metros cúbicos. Já no plano estratégico da Petrobras 2013 a 2030, apresentado pela companhia em 26 de fevereiro do ano passado, a oferta de gás natural em 2018 será de 146 milhões de metros cúbicos ao dia. Em 2020, esse volume poderá chegar a 157 milhões de metros cúbicos enquanto a média projetada para próxima década é de 168 milhões de metros cúbicos.

Enquanto isso, a produção nacional real do combustível registrado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis está em um patamar menor. De acordo com os dados consolidados da agência, em novembro a produção ficou em 91,7 milhões de metros cúbicos ao dia. De qualquer forma, a produção vem aumentando em todos os meses na comparação com o mesmo período do ano anterior.

A oferta nacional de gás natural é dividida entre a produção doméstica, as importações da Bolívia e a regaseificação de GNL. Dessa divisão, o gasoduto Brasil-Bolívia está em seu limite operacional com 30 milhões de metros cúbicos ao dia, assim como a capacidade dos terminais de regaseificação que estão em 41 milhões de metros cúbicos. Por isso, o aumento da oferta virá por meio da produção em campos nacionais. A estatal estima que sua produção passará de 41 milhões de metros cúbicos no ano de 2013 para 86 milhões no ano de 2020. E a média na década seguinte é projetada em 97 milhões de metros cúbicos.

A diretora da Thymos Energia, Thaís Prandini, diz que todas as fontes térmicas apresentam as vantagens de gerar na hora em que se precisa o que agrega segurança ao sistema. Além disso, é justamente o gás natural que apresentaria as melhores condições de preços e de impactos ambientais.

Ela lembra que o governo tem essa percepção, tanto que houve uma grande comemoração diante do resultado do último A-5, quando o maior vencedor do certame foi o Grupo Bolognesi com suas duas térmicas a GNL. Mas, acrescentou que a obtenção do combustível é uma tarefa das mais árduas que se tem atualmente. “Hoje o que se tem de gás nacional é da Petrobras ou onshore, algumas empresas estão viabilizando projetos, mas não está fácil”, disse. 6

Em sua avaliação, uma importante parte do gás natural que o Brasil terá nos próximos anos vem mesmo da Petrobras e com destaque dos campos do pré-sal. É até possível que a derrubada dos preços do barril de petróleo neste ano atrase o andamento dos projetos da estatal. Isso porque essa retração pode impactar na economicidade dos investimentos. Além disso, lembrou há questões referentes à operação da Polícia Federal Lava Jato que imputam mais dúvidas sobre o atendimento do cronograma estimado pela empresa no ano passado.

Mas, essa mesma queda de preços do petróleo no mercado internacional que pode atrasar os aportes na exploração por aqui pode ajudar a amenizar o problema ao viabilizar a sua importação e atender a demanda específica de UTE. Ela cita o modelo de negócios similar ao que se verificou no último leilão A-5 de 2014, quando duas térmicas do Grupo Bolognesi saíram vencedoras no certame. E, no médio prazo, podemos ter um outro modelo viabilizado, mas esse ainda com alto grau de incerteza que é o da usina na boca do poço, assim como fez a Eneva no Maranhão.

Esse mesmo fenômeno deverá se repetir no país, mas isso, na melhor das hipóteses, no início da próxima década com as empresas que arremataram blocos de exploração de gás natural onshore no último leilão que a ANP promoveu no país, em 2013. Mas, em função do processo normal de prospecção e exploração de uma reserva de gás natural – e ainda a construção de uma térmica por meio do leilão A-5 – é possível de se ver usinas na modalidade ‘na boca do poço’ apenas de 2020 em diante, ou mais.

Na busca por suprimento próprio há empresas que entraram no segmento de exploração do insumo no último leilão da ANP, realizado em 2013 para campos terrestres. Na 12ª rodada de licitações, diretamente ligadas ao setor elétrico, além da Petrobras, apareceram a Copel e a GDF Suez, as duas últimas como participantes de consórcios. A companhia paranaense disse à época que a sua intenção também é a de produzir o insumo para a geração de energia. Para isso fundou uma subsidiária chamada de Paraná Gás.

De acordo com o novo presidente da elétrica estadual, Luiz Fernando Vianna, a empresa ainda não iniciou os estudos de potencial de gás convencional para a prospecção nas áreas de exploração da Bacia do Paraná. E não indicou em quanto tempo essa atividade deverá começar. Ele disse que a exploração de reservas próprias é uma alternativa sim para qualquer empreendedor que planeja investir em geração térmica no país, confirmando a impressão da diretora da Thymos. “Contudo, não temos subsídios para caracterizar esse movimento da Copel como uma tendência para outras empresas que queiram investir nessa modalidade de geração”, disse Vianna.

Na avaliação do especialista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura, o Brasil vive uma janela de oportunidade para inserir o gás natural na geração de base. “O Brasil precisa de gás”, definiu. Ele aponta que um dos fatores que impedia a participação do combustível na expansão da matriz elétrica nacional era o preço. Hoje, essa situação mudou, o que hoje impede a fonte é que não há o volume suficiente no país. Além disso, o gás que se importa atualmente é caro por se tratar de compras no mercado spot ao valor de US$ 16 por milhão de BTUs ao invés de se fechar contratos de longo prazo. Um outro fator é a regulação do setor. “Para o Brasil ter gás vai demorar. Hoje a Petrobras aplica um desconto que leva o preço do GN a um patamar entre US$ 7 a US$ 8 por milhão de BTUs, contudo com essa política não dá para planejar, como é desconto, você pode conceder como de uma hora para outra, tirar”, afirmou ele.

Com o atual preço do petróleo, no patamar de US$ 50 o barril, o gás vindo da Bolívia recua de preço entre 30% e 40%. Então, é natural que o preço do gás nacional também caia, assim como o do GNL que é importado. Com essa tendência de recuo nos preços do insumo, afirmou, é possível que se viabilize a importação do GN e com isso algumas térmicas que estão à espera do combustível possam sair do papel. “Se o governo for inteligente, colocará térmicas a gás na base e aí sim começamos a dar uma solução estrutural de energia elétrica no Brasil” acrescentou.

Em sua avaliação, estamos vendo que a crise atual do setor elétrico é decorrente de um gerenciamento malfeito. Entre os fatos ele aponta a demora para ligar as térmicas e quando o 7

governo decidiu não o fez para atuar na base. “Se tivesse sido assim, os reservatórios não estariam tão vazios quanto estão atualmente. Como o país adotou de vez a UHE a fio d´água não vejo alternativa a não ser com a térmica a gás que é a menos poluente. Temos ainda a nuclear, mas disso ninguém quer ouvir falar”, acrescentou.

Na contramão das opiniões, o presidente executivo da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado, Augusto Salomon, se mostra otimista quanto ao futuro com o plano decenal. Para ele, o Brasil terá disponibilidade de gás natural crescente nos próximos anos, como pode ser verificado no PDE 2023. Porém, continua, o modelo de geração de energia elétrica atual requer flexibilidade no despacho termelétrico, necessitando de uma fonte flexível, o que não é compatível com o aumento de produção de gás natural. E aponta que ao se considerar a oferta inflexível e a demanda firme, haverá uma sobra de 30 milhões de metros cúbicos/dia do combustível em 2023.

“No cenário atual, em que as térmicas estão despachando 100% para recuperar os reservatórios hídricos, não há maiores consequências, porém se os reservatórios estiverem recuperados em dez anos e tivermos que reduzir o despacho termelétrico, o que faremos com os 30 milhões de m³/dia?”, questionou ele. Tanto para Salomon quanto para Adriano Pires, uma das formas de se ter viabilizada a entrada do gás natural na matriz elétrica nacional é na cogeração na Geração Distribuída.

O presidente da Abegás lembra que enquanto a eficiência de uma térmica é de aproximadamente 60%, a eficiência da cogeração pode chegar a 95%. Por isso é necessário que se incentive soluções mais inteligentes para o uso do combustível. E há outras vantagens, com a possibilidade de injetar parte da energia gerada na cogeração para o sistema. “Desenvolvendo a cogeração, teríamos como contra partida o crescimento da demanda firme, onde poderíamos alocar o aumento da produção de gás natural”, sugeriu Salomon.

Mas, para desenvolver a geração a gás natural é necessário promover algumas medidas, tais como aumentar a geração de energia elétrica na base, seja via Geração Distribuída ou por termelétrica e reduzir o VR (Valor de Referência) para permitir a entrada destes projetos nos próximos leilões. E ressaltou ainda que, se o governo quer ter térmicas na matriz de geração, precisa entender as necessidades do setor de gás, não somente do setor elétrico.

Enquanto essas questões não forem resolvidas, o país terá que conviver com a existência de diversos projetos autorizados mas que permanecem à espera do combustível. Entre essas empresas estão grandes geradoras como a AES Brasil, que possui duas térmicas no estado de São Paulo com cerca de 500 MW de capacidade instalada cada uma. Nesse caso, o investimento estimado seria de R$ 2 bilhões. Outra empresa é a EDP que também possui licença para a instalação de uma térmica de 500 MW no município de Resende (RJ). O CEO da empresa no Brasil, Miguel Setas, disse no ano passado que é necessário que se tenha um gás natural mais competitivo para que essas usinas saiam do papel e possam contribuir com o sistema elétrico nacional.

Essa posição vai ao encontro do que disse o advogado especialista no setor elétrico José Roberto Oliva Júnior, do escritório Pinheiro Neto. Ele afirma que não adianta realizarmos os ajustes regulatórios necessários se o gás natural não se mostrar economicamente viável, bem como não termos preços teto em leilões de energia que viabilizem a maior inserção das UTEs na matriz elétrica nacional.

Para Oliva Júnior, hoje há poucas empresas atuando na produção de gás natural e que por consequência a Petrobras concentra cerca de 80% de todo o mercado. Outro fato que favorece esse cenário é que a maioria do gás nacional está associado ao petróleo em campos marítimos. O que dificulta ainda mais novos entrantes haja vista a instabilidade regulatória que se viu nos últimos anos no Brasil e a não linearidade na realização de leilões para novos campos exploratórios.

Segundo ele, a nova lei do gás ainda está em maturação e vem sendo discutida desde que foi sancionada em março de 2009. Nessas discussões, lembrou, estão as possibilidades de 8

compartilhamento de infraestrutura. O tema estará na pauta ao longo deste ano e vai melhorar a harmonização entre as competências estaduais e federais. E com o passar do tempo os investidores terão uma menor percepção do risco de investimento por aqui.

Até porque esse considera que a regra para a participação de projetos térmicos da Aneel é adequada. Em sua avaliação, as condições são rígidas, mas necessárias para que se tenha a garantia de que o processo de implantação e geração de uma central térmica seja cumprido. Por essa razão, apesar de indicar que ainda há a instabilidade regulatória, o maior problema que o país tem nesse campo é realmente a disponibilidade do insumo.

Fonte: Agência CanalEnergia

Autor: carlosadoria

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