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BRASIL – Expansão do parque térmico a gás.

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O desafio de expandir o parque térmico a gás

 

Por Rivaldo Moreira Neto e Lívia Amorim

Com o resultado dos últimos leilões de energia nova e contratação de aproximadamente 4000 MW em projetos na costa a gás natural liquefeito (GNL), é esperado que no horizonte de cinco anos o aumento da capacidade de geração a gás assuma contornos diferentes do observado nos últimos anos. Em linhas gerais, essas mudanças sinalizam uma oferta não mais atrelada a um player dominante, pois a Petrobras esgotou sua capacidade de liderar a expansão termelétrica no curto e médio prazo, particularmente em função de limitações de produção e importação do gás natural.

O fato de ser efetivamente a única comercializadora de gás natural internamente, entretanto, justificava tal condição, pois apenas ela teria condições de atender à regra prevista para habilitação nos leilões. Como este fato nunca foi levado em consideração na concorrência entre diferentes projetos, a expansão térmica a gás ficou em grande medida dependente da estratégia de negócios da estatal.

Contudo, os desafios colocados à gestão da empresa não sinalizam na direção de novos investimentos neste tipo de empreendimento; pelo contrário. O plano de alienação de ativos, revisado pelo Plano de Negócios 2015-2019 anunciado recentemente, prevê a alienação de ativos de US$ 6 bilhões (40% do total) em negócios relacionados à área de gás e energia. A empresa redirecionará seu foco – quase exclusivo – para o desenvolvimento de reservas já identificadas de óleo e gás.

Além disso, o crescimento da produção diária apresentará ritmo menor do que se esperava até o último ano: serão 1,4 milhão de barris por dia a menos em relação à expectativa anterior. Tal atraso afetará potencialmente a capacidade da Petrobras de ofertar contratos que atendam às exigências atuais dos leilões de energia. Deve-se somar a isto a incerteza em torno da capacidade boliviana em manter os níveis atuais de exportação ao Brasil, principalmente a partir de 2019, o que também dificulta qualquer comprometimento da estatal brasileira.

O mercado internacional de GNL, por outro lado, dá sinais de que pode ser o caminho para que a expansão do consumo térmico no país seja efetiva. À época da edição das regras1 que levaram à obrigatoriedade de certificação de reservas por todo o tempo do contrato da usina, o mundo assistia aos desdobramentos causados pelo acidente nuclear em Fukushima. Os japoneses se viram diante da necessidade de importar ainda mais gás com o desligamento de suas plantas nucleares, o que contribuiu para a elevação dos preços do gás, fazendo-o parecer inacessível naquele momento para contratação de longo prazo pelo Brasil.

Agora, entretanto, o horizonte parece oferecer grandes oportunidades. Segundo previsões2 da Agência Americana de Energia (EIA), qualquer dos cenários considerados de preço do petróleo ou de produção interna de gás ou de óleo, os EUA serão capazes de comercializar grandes quantidades de GNL, se tornando exportador líquido já em meados de 2017. Apenas em projetos já aprovados3 pelos reguladores americanos ou em construção, estão plantas de liquefação com capacidade para acrescentar até 2020 oferta equivalente a 30% do mercado atual de GNL.

Diante do movimento de grande número de países no sentido de aproveitar a janela de competitividade aberta pela queda de 60% no preço do GNL nos últimos 12 meses, é preciso reavaliar as regras que limitam o Brasil de alimentar de forma decisiva sua expansão termelétrica a partir desta fonte.

Em um primeiro momento, é fundamental revisar a lógica de funcionamento dos leilões, que em tese funcionavam enquanto havia a empresa estatal como “seguro”. O cálculo do Índice de Custo Benefício (ICB), que determina vitória ou derrota nos leilões, leva em conta premissas que penalizam 11

pesadamente a competitividade de projetos com geração parcialmente inflexível, ou seja, com alguma produção garantida na base do sistema.

Por outro lado, a quase inexistência de um mercado secundário não permite – ou torna muito difícil – modelos de suprimento com a flexibilidade que o setor elétrico demanda, principalmente pela difícil conciliação entre a dinâmica exigida na importação de gás e o modelo em que as térmicas são contratadas. Se a ampliação da capacidade instalada a gás de fato vier a ser prioridade no curto-médio prazo, é preciso revisitar os incentivos atuais. Caso contrário, o mercado permanecerá assistindo à queima de valor determinada pela geração cara e menos eficiente com a utilização de outros combustíveis, como o diesel.

Trata-se de um movimento que passa também por nova leitura dos procedimentos de habilitação dos projetos. Pois quando o investimento tem como estratégia a importação de GNL, por exemplo, o processo tende a ganhar tons casuísticos, uma vez que o acolhimento pelo regulador de propostas de suprimento de gás não parece seguir regulamento específico, especialmente no que diz respeito à comprovação de acesso a reservas.

A aposta imediata do setor deve se orientar pela busca do reequilíbrio entre segurança e seus custos correspondentes, sem deixá-los permanecer em patamares que só têm contribuído para o aprofundamento da perda de competitividade da economia nacional. O gás natural terá papel fundamental nessa empreitada, sendo o GNL ator de grande relevância, quando o trem da exploração de não-convencionais já foi perdido e os prometidos benefícios do pré-sal viajaram para um distante tempo futuro.

1- Resolução ANP n.º 51/2011, que obriga a certificação de reservas compatíveis com a quantidade prevista no contrato de venda do gás pelo comercializador, o que, na prática, levou à exigência de comprovação de combustível para todo o horizonte de contratação da usina termelétrica, no caso, 25 anos.

2- Annual Energy Outlook 2015 – EIA

3- Federal Energy Regulatory Commission (FERC) – April 2015

* Rivaldo Moreira Neto é gerente técnico da Gas Energy e Lívia Amorim é pesquisadora do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da FGV (FGV Ceri)

Fonte: Valor Econômico

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Autor: carlosadoria

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