Gás para as térmicas passa a ser prioridade

O sinal amarelo nos reservatórios nesse início do ano reforçou a importância das termelétricas movidas a gás natural na matriz elétrica do país. Responsáveis atualmente por cerca de 20% da energia consumida no Brasil, essas usinas deverão reforçar seu papel no planejamento energético dessa década e início da próxima. Em um cenário em que a oferta do insumo está equilibrada com a demanda, isso pode representar um desafio para os grandes consumidores industriais que quiserem usar o produto em contratos firmes no médio e longo prazo.

Hoje as térmicas estão gerando a plena carga e respondendo por cerca de 20% do consumo nacional. Em fevereiro de 2012, quando os reservatórios estavam em nível bem acima da curva de segurança, o consumo de gás natural para essas usinas chegou a seis milhões de metros cúbicos diários, enquanto atualmente está perto de 30 milhões de metros cúbicos por dia. Para chegar a esse volume, indústrias que tinham contrato de gás interruptível ou que tinham fornos bicombustível tiveram de trocar de insumo, enquanto contratos de Gás Natural Liquefeito (GNL) foram acelerados.

No próximo mês, em maio, fim do período de chuvas, o governo deverá discutir quando elas serão desligadas. Apesar de ainda não haver uma posição sobre o assunto, especialistas acreditam que elas continuarão acionadas até dezembro, para assegurar maior segurança do sistema em 2014, ano em que o Brasil receberá a Copa do Mundo de Futebol e em que serão realizadas eleições presidenciais no segundo semestre. “Acredito que elas terão de funcionar até o fim do ano com os reservatórios nos níveis mais baixos em dez anos”, afirma o presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello.

“O mercado de gás natural deve permanecer com a oferta muito pouco alterada nos próximos três ou quatro anos e o que poderá vir de acréscimo deverá ter como prioridade o setor elétrico. Uma dúvida ao longo dos próximos anos será: a oferta crescente irá para as térmicas, para as indústrias, para exportação? Haverá gás para todos?”, diz Fernando Camargo, diretor da LCA Consultores. Camargo diz que sua consultoria trabalha em um estudo de viabilidade econômica de uma empresa de química aplicada em semicondutores que está interessada em abrir uma fábrica no Brasil. Os processos industriais dessa companhia consomem muita energia elétrica, enquanto ela também consome grande quantidade de gás. “A competitividade do gás é um entrave, assim como a questão da oferta, porque no curto e médio prazo é preciso estudar maneiras de driblar a escassez e alta do preço, porque não se pode contar com certeza com o insumo, já o gás natural poderá ter uma presença cada vez mais importante na geração de eletricidade”, diz Camargo.

Publicada em março, a resolução número 3 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabelece novas determinações para o despacho das usinas térmicas no sistema interligado, o que tende a posicionar esse tipo de fonte em um patamar diferenciado. “Essa determinação passa a valorizar mais a energia térmica, o que deverá fazer com que os grupos passem a adotar um planejamento hidrotérmico mais vigoroso”, destaca Mello. “Grupos com maior presença de energia hidrelétrica poderão ter de investir mais em térmicas para fazer um mix nos seus portfólios”, destaca Camargo.

Em road shows para investidores, realizados no Brasil e no exterior, o governo estima, nos próximos cinco anos, a contratação de 1.500 MW de térmicas a gás natural, o que poderia render um investimento de R$ 2,9 bilhões. Um número que pode aumentar caso novas descobertas sejam realizadas. “Hoje temos um gargalo na oferta de gás, mas há perspectivas de gás não convencional, o que poderemos ver na rodada de leilões de blocos de óleo e gás a ser feita pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) nesse ano”, diz Tolmasquim.

Hoje a maior parte da expansão do segmento é feita pela contratação de Gás Natural Liquefeito (GNL), muito mais cara que outras fontes tradicionais. Enquanto nos Estados Unidos, o gás de xisto custa US$ 3 por milhão de BTU, o GNL chega a custar cinco vezes mais. “O gás do pré-sal ainda está distante e poderá ser caro, já que está em locais distantes da costa brasileira, o que aumenta o custo de transporte e exploração, mas o gás não convencional poderá sair a preços muito mais competitivos”, diz Tolmasquim.

O governo está otimista também com o potencial de gás não convencional, como gás de xisto (shale gas), gás de folhelho e “tight”, outro tipo de rocha. “Com o desenvolvimento dessa fronteira, poderemos ter preços menores para abastecer térmicas e indústrias”, disse o secretário de petróleo e gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins Almeida, em recente evento a investidores.

A tecnologia de exploração de gás não convencional exige o fraturamento das rochas no subsolo e pode provocar danos ambientais irreversíveis. Para evitar problemas, o governo estuda impor exigências regulatórias e ambientais maiores para as empresas que decidirem investir no segmento. Nos Estados Unidos, problemas no início da exploração do gás de xisto causaram prejuízos para a indústria e quase levaram ao fracasso da tecnologia, hoje a maior responsável pelo gás nos Estados Unidos ser oferecido a US$ 3 o milhão de BTU para indústrias. “Temos de ter empresas preparadas e temos de conciliar crescimento com risco ambiental planejado para evitar que tenhamos problemas, o que poderia inviabilizar logo no início um nicho bastante interessante de exploração de energia”, afirmou o secretário.

Para incentivar a instalação de térmicas para aproveitar as descobertas de gás natural que poderão surgir com a 12ª Rodada da ANP, que deverá ser realizada no segundo semestre, o governo deverá indicar para os investidores o trajeto das linhas de transmissão existentes. O objetivo é estimular o uso do energético para a produção de energia a partir de novas termelétricas. A ideia é baseada na experiência do empresário Eike Batista, que está construindo um complexo termelétrico em parceria da OGX e MPX com a Petra Energia, para utilizar o gás natural descoberto e produzido na bacia do Parnaíba (MA).

Fonte: Valor Econômico

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