Térmicas na Base: a “Lanterna dos Afogados” para o Gás do Pré-Sal

O papel do gás natural na matriz elétrica é tema recorrente nos debates entre agentes econômicos do setor energético brasileiro. Para o setor elétrico, este representa redução dos impactos da inserção das fontes renováveis, promovendo segurança energética; para o setor petrolífero, representa a oportunidade de aproveitamento do grande potencial de produção nacional, essencialmente composto por gás associado, e redução de entraves para produção dos campos do Pré-Sal.

Em tempo, o fato do gás natural ter sua produção associada à do petróleo o torna inflexível, ou seja, a sua utilização pelo setor elétrico depende de arranjos que considerem o consumo constante, sem grandes variações de demanda. A solução parece simples, basta que este insumo seja utilizado para atendimento da sua demanda constante mínima (chamada carga de base), trazendo ainda o bônus da revitalização dos níveis dos reservatórios das hidrelétricas, o que soa bem, visto o momento de crise hídrica que vivemos.

Para os interlocutores do setor elétrico, no entanto, a proposta de térmicas atendendo a carga de base, ainda que se apresente como boa solução para a manutenção dos reservatórios de regularização, não aponta necessariamente para a aplicação dos grandes volumes de gás associado do Pré-Sal.

Nesse contexto, a solução das térmicas parece, na verdade, atalho para o desenvolvimento do mercado de gás nacional, permitindo que as inúmeras questões já mapeadas na iniciativa do Gás para Crescer, e algumas já endereçadas na nova lei do gás, entrem na fila de espera. A quem isso poderia interessar?

Evitando vieses, apresentamos elementos na defesa do gás gerando na base. Um bom exemplo é o da usina termoelétrica UTE Vale Azul II, contratada no 26° Leilão de Energia Nova A-6 (2017).

Com 466 MW de capacidade instalada, o projeto valeu-se da alteração na regra de inflexibilidade declarada, introduzida pela portaria do MME nº 42/2006, que permitiu a sazonalização mensal da inflexibilidade, mantendo limite máximo anual médio de 50%. O risco de não gerar no período úmido, foi mitigado pela declaração de inflexibilidade de 100% no período úmido e totalmente flexível no período seco, onde normalmente as térmicas a gás já são despachadas por ordem de mérito.

O CVU (Custo Variável Uniforme) do empreendimento de R$ 85/MW é outro fator positivo. Composto prioritariamente pelo custo do combustível, este permitiu a oferta de energia pelo preço de R$ 211,90/MW, bastante competitivo quando comparado à média do parque térmico nacional. Ademais, a UTE Vale Azul II será abastecida pelo gás natural oriundo das bacias de Campos e Santos que será entregue pelo gasoduto Rota 2 à unidade de processamento do Terminal de Cabiúnas, no Norte Fluminense.

Observado ainda o montante do despacho termoelétrico, consequência da crise hídrica dos últimos anos e o baixo nível de emissões dessa tecnologia (se comparado aos demais combustíveis fósseis), teríamos elementos suficientes para defesa da ampliação dessa solução, oportunizando a vazão dos recursos de gás do Pré-Sal o quanto necessário.

Mas, auto lá, a matriz elétrica brasileira é uma das mais limpas do mundo, composta, majoritariamente, de geração hídrica (68% da capacidade instalada). O país tem ampliado a participação da geração eólica e solar fotovoltaica, fontes que apresentam variações de energia em frequências de ordem sazonal e diária, onde a solução de geração inflexível (devido a associação do gás à produção de petróleo) pode aumentar sobremaneira o já elevado preço da energia elétrica, e ainda promover vertimento dos reservatórios, distanciando a operação do sistema do seu nível ótimo.

O modelo de planejamento da operação do setor elétrico estabelece que, em condições normais de operação, a demanda por energia elétrica em um dado subsistema será atendida prioritariamente pela geração hídrica, depois pela energia importada de outros subsistemas (intercâmbio). Só depois dessas opções uma térmica seria chamada, considerada a ordem do crescente de custo do combustível de cada usina. Esta norma deixa de ser observada apenas diante de exceções como a ocorrência de restrições da rede elétrica e de usos múltiplos da água, fazendo com as térmicas sejam despachadas desconsiderado a ordem de grandeza do seu custo (Geração Fora da Ordem de Mérito – GFOM).

Importante ainda observar que a adequação das regras de contratação do setor elétrico ao requisito de inflexibilidade do gás do Pré-Sal pode provocar impactos no mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos, hoje ponto crítico para o setor elétrico. Ou seja, a decisão abrupta de quebra da prioridade hídrica em benefício das térmicas na base poderia causar mais impactos ao já debilitado sistema de alocação dos riscos do setor elétrico.

Igualmente, os preços internacionais de GNL e a diversidade de fontes e tecnologias tornam a seleção do gás natural não tão óbvia, demandando análise mais acurada.

Vistas essas contradições, o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE 2027 deu mais uma demonstração de evolução ao analisar de forma pertinente a demanda elétrica por gás natural.

O Plano da EPE traz no cenário de referência a geração a gás por meio de usinas ciclo combinado flexível. Com a aplicação desta tecnologia para atendimento energético de 5.000 MW gerando na base, observa-se uma demanda incremental de gás natural na ordem de 20 milhões m³/dia em 2027, a qual seria atendida por GNL.

O Plano avalia estratégia alternativa com a utilização do gás do Pré-Sal no atendimento dessa demanda, considerando para usina de referência (UTE Pré-Sal) os seguintes requisitos:

• Data mínima viável para o ano de 2025;
• Inflexibilidade de 80% da capacidade instalada, com geração mínima constante em todos os meses do ano;
• CVU (Custo Variável Uniforme, prioritariamente formado pelo preço do combustível) de R$ 140/MW reajustado pelo IPCA.

Caso a UTE Pré-Sal saísse do papel, 2.100 MW de geração térmica ciclo combinado a GNL e mais 1.100 MW de térmicas de ciclo aberto (para atendimento da ponta) seriam substituídos por 3.300 MW de potência da UTE Pré-Sal. No entanto, essa solução inflexível aumenta a reserva de potência hídrica, reduzindo a expansão das eólicas em 2.000 MW.

Entre os impactos dessa estratégia, a EPE destaca o deslocamento do GNL – que seria utilizado tanto pelas termelétricas ciclo combinado flexíveis gerando na base, quanto para as de ciclo aberto no atendimento dos picos de demanda – e a indicação de demanda por tecnologias de armazenamento como usinas hidrelétricas reversíveis e baterias, ainda em fase experimental no Brasil.

Os estudos tornam um pouco mais clara a discussão, pondo dúvidas na estratégia do incentivo às térmicas na base. Com isso, não se pode considerar esta, a tábua de salvação para o gás do Pré-Sal em escala capaz de absorver os cerca de 30 milhões de m3/dia adicionados pela produção do Pré-Sal até 2027.

O gráfico 1 apresenta a análise de sensibilidade do balanço de gás natural da Malha Integrada do Brasil. A área amarela a ciclo combinado flexível que no cenário de referência do estudo será atendida por GNL. Já a área verde apresenta a demanda por gás natural para o caso de o atendimento à carga de ponta ser feito por termelétricas a gás natural de ciclo aberto, em detrimento de outras tecnologias como usinas termelétricas de partida rápida, usinas hidrelétricas reversíveis, motorização adicional em UHE existentes, baterias e resposta pelo lado da demanda.

Gráfico 1: Análise de sensibilidade do Balanço de gás natural da Malha Integrada do Brasil com as térmicas a ciclo aberto para atendimento de ponta.

Gráfico 1: Análise de sensibilidade do Balanço de gás natural da Malha Integrada do Brasil com as térmicas a ciclo aberto para atendimento de ponta.

Fonte: PDE 2027, EPE 2018

Diante dessas incertezas, é importante refletir se o foco excessivo na alocação do gás no setor elétrico estaria servindo de motivo para relaxamento das inúmeras iniciativas, que vêm tramitando em diferentes esferas para a criação de um ambiente regulatório capaz de atrair investimentos que levariam à quebra do monopólio e à real expansão do mercado, considerando o potencial das demais classes de consumo.

Em 2017, o setor industrial foi responsável pelo consumo médio de aproximadamente 40 milhões de m3/dia, representando pouco menos de 50% da demanda total por gás natural. Essa é uma demanda firme , sem grandes variações, da qualidade que o gás do Pré-Sal procura.

Outra oportunidade para o gás natural, com grande potencial de expansão no Brasil, seria o aproveitamento do gás na substituição dos combustíveis fósseis no setor de transportes e no uso residencial. Estes mercados apresentam, entre outras vantagens, a da criação de um mercado secundário capaz de responder às variações de consumo do setor elétrico.

O estímulo a diferentes classes de consumo justificaria economicamente a expansão da malha de transporte emitindo sinais positivos para os investidores. Todavia, este mercado também depende da diversidade de ofertantes, e consequente redução da participação da Petrobras.

Importante perceber que o consumo termoelétrico é apenas parte da solução e o que temos buscado abrange, entre outras questões, as regras de tributação e modelos tarifários para a operacionalização do swap, garantias de acesso e financiabilidade da malha de transporte e a harmonização das regulações estaduais e federais (permitindo o efetivo mercado de consumidores livres).

Há ainda que se considerar as dificuldades para sincronizar o tempo para desenvolvimento das diferentes classes de consumo com o timing da produção de gás no offshore brasileiro. Nesse contexto o GNL (gás natural liquefeito) deve ser visto como aliado.

Não se pode demonizar o aumento da participação do GNL no mercado brasileiro. Não apenas pelo fato da flexibilidade dessa fonte atender bem aos requisitos do setor elétrico, mas também pelas oportunidades logísticas que facilitam esse combustível alcançar regiões mais distantes da costa. O GNL é referência nas soluções de transição energética, e no Brasil tem condições de transformar, no curto prazo, o setor de transporte, industrial e até mesmo o residencial pela substituição do GLP (gás liquefeito de petróleo). Negar segurança regulatória para esta modalidade no intuito de preservar um mercado ainda não estabelecido para o gás nacional pode ter efeitos contrários ao que se espera.

Mais uma vez o que pode parecer solução simples para garantir a alocação interna do gás do Pré-Sal, pode acabar por gerar entraves à criação de um mercado mais diversificado e competitivo, postergando os investimentos em infraestrutura e limitando a viabilidade do gás nacional.

O setor elétrico tem, de fato, potencial demanda para grandes volumes de gás, contudo aplicar todos os esforços no ajuste das regras desse setor pode representar riscos ao gás do Pré-Sal. O plano para ampliar a participação do gás nacional na matriz deve ser abrangente e tratar de forma específica as políticas de incentivo para cada um dos grupos consumidores, dando os sinais econômicos necessários para atrair demanda firme sem vieses ou tentativas de soluções “fáceis”.

Não há dúvida de que existe um papel de destaque para o gás natural na matriz energética nacional e que as térmicas a gás (na base ou na ponta) serão protagonistas na expansão desse energético.

Se está claro que para atrair investimentos e alcançarmos o prognosticado mercado de gás natural no Brasil é preciso manter o foco na criação de um ambiente regulatório seguro, não se pode fazer do setor elétrico a lanterna dos afogados para o gás nacional e ainda, a proteção do mercado nacional à entrada do GNL não pode ser vista como solução estruturante, em detrimento do estímulo à competitividade. Difícil, mas essencial.