Quais as perspectivas para aumento da capacidade de geração a gás natural?

O setor elétrico é atualmente o maior segmento consumidor de gás no Brasil. O consumo de gás em termelétricas, 46 milhões de metros3/dia,  já ultrapassa o consumo no setor industrial, representando,em média, 47% do gás ofertado ao mercado até julho de 2014.  O crescimento da geração termelétrica tem gerado importações crescentes de GNL, e o Brasil, de comprador marginal, desponta como um importador emergente significativo no contexto mundial.

O consumo de GNL em julho de 2014 foi reduzido para 18,4 milhões de m3/dia, em relação a um pico de 24,5 milhões de m3/dia em maio, provavelmente devido ao crescimento da disponilidade de gás nacional, que aumentou em quase 6 milhões de m3/dia no mesmo período.  O preço médio do GNL em 2014 foi de US$ 16,23/MMBtu FOB, que, se somado aos custos de transporte por navio, regaseificação e transporte/distribuição em terra, deve chegar às usinas termelétricas  a um custo real de cerca de US$ 18 a US$ 20/MMBtu. Em julho houve uma queda significativa dos preços de GNL no mercado internacional devido ao verão ameno e a estoques elevados no Japão. Em dezembro os preços spot deverão chegar a US$ 14-US$ 15/MMBtu. No entanto, as termelétricas do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT) continuam pagando preços de gás contratuais de US$ 4,60/MMBtu, muito abaixo do preço do gás nacional, do gás da Bolívia e do GNL importado.

A situação da energia armazenada nos reservatórios hidráulicoscontinua a piorar.  Em 21 de setembro de 2014 a energia armazenada nos reservatórios da região SE/CO e NE era de respectivamente 26,63% e 23,57%. A título comparativo, em setembro de 2011, esses reservatórios estavam respectivamente a 65% e 55%, o que demonstra que dificilmente haverá uma recuperação no curto prazo, mesmo que volte a chover em dezembro. Felizmente para o setor elétrico, e infelizmente para o Brasil, o consumo de energia elétrica vem caindo nos últimos meses em virtude da desaceleração da economia, particularmente no setor industrial. Mas se a economia retomar o ciclo de crescimento e se a situação hidrológica se mantiver no mesmo nível dos últimos três anos, de onde virá o backup para substituir a falta de chuva? No momento estão sendo construídos apenas 1.700 MW de usinas a gás natural com operação prevista entre novembro de 2014 e abril de 2016.  A entrada de capacidade eólica adicional de 8.500 MW até 2020, com disponibilidade média de 30%, implica a necessidade de mais 5.950 MW de backup terméletrico, caso a situação de armazenagem dos reservatórios continue a se deteriorar.
Um estudo da IHS CERA sobre os impactos do gás de folhelho na economia americana mostra que, para um preço de gás natural entregue na entrada da planta de US$ 4,95/MMBtu,  o custo médio de geração para usinas a ciclo combinado é de US$ 75/MWh e, em ciclo aberto, chega a US$ 150/MWh, respectivamente R$ 178/MWh e BRL 357/MWh, ao câmbio de 19 de setembro de 2014.  Mesmo que os empreendimentos termelétricos no Brasil  consigam obter contratos de longo prazo para GNL, com base em projetos de exportação sendo construídos nos EUA e nas mesmas condições de preço obtidas pelos grandes compradores internacionais,  o preço do GNL regaseificado na entrada da usina térmica deverá oscilar entre US$ 13,5 e 15,5/MMBtu. O leilão A-5 de 2014, postergado para novembro, após as eleições, cadastrou 39 projetos de térmicas a gás natural, totalizando 20.607 MW, o que geraria a necessidade de 80 milhões de metros cúbicos por dia em plantas de ciclo combinado. Em realidade, somente uma parcela pequena desses projetos deverá efetivamente participar do leilão, pois alguns projetos são meramente especulativos. Além disso, o mercado tem encontrado dificuldades em compatibilizar os preços de gás importado, já que não existe disponibilidade de gás nacional, com um ICB de R$ 197/MWh e CVU de R$ 250/MWh. Somente uma usina termelétrica estaria se habilitando a operar com gás nacional, na região Norte, pois a Petrobras não dispõe de condições para ofertar volumes de gás nacional de longo prazo para empreendimentos em outras regiões. As restantes, vão ter de buscar GNL.

Empreendedores integrados, que contem com um portfólio de GNL, poderiam ser melhor sucedidos no leilão, caso consigam colocar os volumes não despachados pelo ONS no mercado spot internacional, sem penalizar o empreendimento termoelétrico. A pergunta que se coloca é: como os planejadores do setor elétrico vão atender o mercado em 2020, tendo em vista a crescente adição de geração eólica intermitente, a parca adição de reservatórios hidrícos – que não deve ultrapassar 7.000 MW em 2022 – e a falta de sinais de preços de mercado para a construção de usinas termelétricas a gás.