O setor elétrico e as indefinições da política de gás natural no Brasil

Por Marcelo Colomer

A mais recente crise do setor elétrico brasileiro vem chamando a atenção para a importância da termoeletricidade como fonte complementar de geração, principalmente da geração térmica a gás natural. Sendo assim, entusiasmados com a “revolução do shale gas norte-americana” e com o potencial de produção nacional (tanto das áreas do cluster do pré-sal quanto das formações convencionais e não convencionais em terra), muitos analistas vêm exaltando a importância do gás natural no futuro da matriz elétrica nacional.

É fato que as mudanças ocorridas no perfil de demanda e oferta de eletricidade exigem um novo modelo para o setor onde a termoeletricidade irá desempenhar um papel cada vez mais importante na geração de base. Contudo, qual o tipo de térmica que melhor se adequa ao novo perfil do setor elétrico brasileiro ainda não é uma questão respondida.

Nos EUA, a recente conversão do parque térmico para gás natural dependeu da disponibilidade de gás abundante e competitivo (preço do Henry Hub em junho de 2014 foi de US$4/MMbtu). No Japão, por outro lado, os elevados preços de importação de GNL (US$16/MMbtu) não só acarretaram em um aumento do déficit comercial de 65% entre 2012 e 2013 (de US$70 para US$112 bilhões) como também aumentaram o custo da geração elétrica em 56% no mesmo período.

Nesse contexto, em junho de 2014, três dos maiores lobbies japoneses (Federação de Negócio Japonesa -Keidanren, a Câmara de Comércio e Indústria e a Associação Japonesa de Executivos – Keizai Doyukai) submeteram uma proposta ao Ministério da Indústria para antecipação da reativação dos reatores nucleares no Japão (World Nuclear Association, 2014). Na China, apesar de todas a pressões ambientais, a falta de um suprimento seguro e barato de gás natural vem forçando o governo a manter seus projetos de expansão do parque térmico a carvão.

Os exemplos acima evidenciam que a inserção da geração termoelétrica a gás natural na base do sistema exige fontes de oferta seguras e competitivas. O caso japonês demonstra que os contratos de GNL de longo prazo com elevadas cláusulas de take-or-pay não são suficientes para garantir a competitividade do gás natural na geração elétrica de base. No caso brasileiro, a competitividade do gás no setor elétrico mostra-se ainda mais sensível aos preços do energético em função do maior número de alternativas de geração e das regras de compra de capacidade definidas nos leilões de energia. Nesse contexto, a revisão do perfil de despachos das térmicas a gás natural exige um aumento do esforço exploratório e da capacidade de produção nacional o que mostra-se inconsistente com as constantes mudanças de direção da política setorial.

O desenvolvimento da indústria de gás natural no Brasil é um evento relativamente recente embora suficientemente longo para percebemos a falta de linearidade das políticas públicas direcionadas ao setor. Durante toda a década de 90, o consumo de gás natural nunca representou mais do que 4% da oferta interna de energia. Contudo, a partir de 1999, com o início das operações do gasoduto Bolívia-Brasil, o consumo de gás natural no Brasil cresceu a uma taxa média de 15% ao ano acompanhado pelo crescimento tanto das importações quanto da produção nacional de forma que, em 2014, o gás natural já representava cerca de 12% da matriz energética brasileira (MME, 2014).

Figura 1- Evolução da Participação do Gás Natural na Oferta Interna de Energia

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME, 2014

O rápido crescimento da indústria de gás natural vivido nos últimos 15 anos esconde, contudo, a falta de um planejamento de longo prazo para o setor. É incontestável que as políticas públicas e a atuação da Petrobras desempenharam papel de destaque no desenvolvimento recente da indústria de gás brasileira. Entretanto, quando se analisa a condução das ações governamentais, percebe-se nitidamente que os interesses da indústria de gás natural encontram-se constantemente subordinados às diferentes necessidades do setor elétrico brasileiro.

Em 1999, os interesses do governo brasileiro e do Banco Mundial no desenvolvimento econômico da Bolívia levaram a construção de um gasoduto ligando a região produtora de Santa Cruz de La Sierra, no lado boliviano, aos centros consumidores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil. O objetivo inicial do projeto era aproveitar o reduzido preço do gás boliviano para o desenvolvimento do setor industrial, principalmente da região Sul. Essa estratégia inicial da política de gás natural se reflete na elevada participação do setor industrial no consumo final de gás em 2000 (74% do consumo final energético).

A ociosidade inicial do GASBOL e a importância dos recursos públicos no financiamento do projeto mostram a importância da ação de planejamento do Estado, através da figura da Petrobras, na expansão da oferta de gás natural para o mercado brasileiro. Deve-se reconhecer que o início das operações do gasoduto Bolívia-Brasil trouxe uma nova dimensão para a indústria de gás natural brasileira.

Em 2000, no esforço de reduzir o risco hidráulico do setor elétrico, que viria a suscitar um severo racionamento de energia, foi desenvolvido o Programa Prioritário das Térmicas (PPT). Nesse momento, a orientação da política de gás natural, que até então era voltada para o desenvolvimento do mercado industrial e para a interiorização do consumo de gás natural, desviou-se para o atendimento das necessidades conjunturais do setor elétrico. Dentro do contexto do PPT, a Petrobras se comprometeu a garantir o suprimento de gás natural a preços subsidiados para as térmicas pertencentes ao programa durante 20 anos.

No esforço de expandir a oferta de gás natural para as térmicas da região Sudeste e Nordeste inseridas no PPT, foi desenvolvido em 2003 por iniciativa própria da Petrobras o Projeto Malhas. Diferente do GASBOL, os investimentos associados ao Projeto Malhas concentraram-se na faixa litorânea das regiões Sudeste e Nordeste o que mostra mais uma evidência de reorientação da política de gás natural naquele momento.

A importância do gás natural na geração elétrica manteve sua trajetória ascendente até 2004 quando atingiu 4,2% do total de geração das centrais elétricas de serviços públicos (MME, 2014). A partir de 2005, como resultado das melhores condições hidrológicas e da política de racionamento, a participação do gás natural na geração elétrica começa a se reduzir até atingir 2,6% em 2007 (MME, 2014). Sendo assim, muitos dos projetos térmicos planejados dentro do escopo do Programa Prioritário das Térmicas não saíram da prancheta. Nesse momento, definiu-se que o papel das térmicas a gás natural seria complementar atuando como back-up das centrais hidroelétricas.

Dentro desse contexto de mudanças no setor elétrico, a Petrobras viu-se obrigada a desenvolver o consumo não térmico de gás natural a fim de rentabilizar todos os investimentos feitos a partir do final da década de 90. Assim, já em meados de 2004, com a perspectiva de redução do consumo térmico, foi lançado pela Petrobras o Programa de Massificação do Uso de Gás Natural. O principal objetivo da empresa nesse momento passou a ser a monetização das reservas de gás natural a partir da expansão do consumo industrial, residencial e automotivo. Os próprios gasodutos do Projeto Malhas, cujo o objetivo inicial era de atender as térmicas das regiões Sudeste e Nordeste, passaram a ser utilizados para atender a demanda não térmica das distribuidoras locais de gás natural.

Figura 2 – Evolução do Consumo de Gás Natural entre 2000 e 2007

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME, 2014

 O Programa de Massificação do Uso de Gás Natural representou uma nova orientação da política de gás natural definida pela Petrobras. Um exemplo emblemático dessa mudança de direção pode ser verificado no setor automotivo. Em 2006, as conversões anuais de veículos para o gás natural atingiram 271 mil unidades e, em dezembro de 2007, o consumo de gás natural no setor veicular atingiu o valor de 7 MMm3/d (COLOMER, 2012). No setor industrial, verificou-se um grande estímulo para conversão de equipamentos assim como para a expansão da co-geração e da geração distribuída.

A partir de 2007, a retomada do consumo termoelétrico de gás natural associado com a forte expansão dos demais segmentos de consumo nos anos anteriores levou a um desequilíbrio nas condições de oferta e demanda que somado às mudanças políticas ocorridas na Bolívia levou o governo brasileiro a buscar alternativas de suprimento de gás natural. Nesse contexto, ao lado do Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural (Plangás), cujo o objetivo era ampliar a produção de gás na região Sudeste, a Petrobras deu início as importações de gás natural liquefeito através de dois terminais de regaseificação (Pecém e Bahia de Guanabara).

Os reajustes de preço do gás boliviano e o elevado custo das importações de GNL se refletiram no preço do gás natural praticado pela Petrobras. No caso do gás importado da Bolívia, o preço do energético passou de US$ 4,89/MMbtu em 2006 para US$ 10,02/MMbtu em 2013 (preço city-gate). No caso do preço do gás nacional, que reflete em parte os custos do GNL, houve um aumento de US$ 4,53/MMbtu em 2006 para US$ 8,34/MMbtu em 2013. Nesse sentido, verifica-se que o desequilíbrio nas condições de oferta e demanda causado pelo aumento do consumo de gás natural no segmento termoelétrico a partir de 2008 exigiu mecanismos de ajustes que se refletiram diretamente no preço do gás natural. Esse crescimento dos preços, por sua vez, comprometeu a competitividade do energético nos setores industriais e automotivo com consequências negativas para as indústrias que haviam convertido seus equipamentos para o gás natural durante os estímulos do Programa de Massificação do Uso de Gás Natural. No caso do setor automotivo, as taxas de conversão de veículos caíram para 50 mil conversões anuais enquanto o consumo de gás reduziu-se para 5 MMm3/d (COLOMER, 2012).

Figura 3 – Participação do Gás na Matriz Elétrica e Fases da Política de Gás no Brasil

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME, 2014

As constantes mudanças de direção da política de gás natural e o consequente aumento dos preços criam um ambiente de elevada incerteza tanto para os consumidores finais quanto para os agentes envolvidos nas etapas de comercialização e produção. Esse fato pode ser verificado no resultado da 12ª rodada de licitação (composta basicamente de campos de gás natural em terra). Dos 240 blocos ofertados, apenas 72 foram arrematados sendo que, destes, 60% tiveram a participação da Petrobras (COLOMER, 2013).

Em certa medida, reconhece-se que a falta de uma política de longo prazo para o gás natural tem trazido consequências negativas para a indústria. O Plano de Expansão da Malha de Transporte (PEMAT) é uma evidência da tentativa do governo em fornecer uma visão de mais longo prazo para o setor direcionando os investimentos em dutos de transporte e, consequentemente, dando um sinal positivo para novos agentes produtores. Contudo, a metodologia utilizada na elaboração do PEMAT impede a antecipação das necessidades futuras de capacidade de forma que os operadores de áreas não servidas por gasodutos podem esperar muito tempo até que um projeto de gasoduto seja viabilizado. Nesse sentido, a divulgação do PEMAT no início de 2014 não conseguiu amenizar o ambiente de incerteza que envolve a indústria de gás natural.

O aumento dos riscos associados ao mercado de gás natural se reflete na elevada concentração vertical da cadeia produtiva na figura da Petrobras que, frente aos desafios enfrentados pela empresa na produção de petróleo e no abastecimento do mercado doméstico de combustíveis líquidos, pode comprometer a expansão da oferta nacional de gás natural.

Segundo o Plano Estratégico 2030 e o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras, a infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda da companhia até 2030. Nesse sentido, a empresa provisiona apenas 5% do total de investimento planejado para o período 2014-2018 para a área de Gás e Energia. Ademais, as dificuldades e os custos relacionados ao escoamento do gás natural associado proveniente do pré-sal levam a adoção de uma estratégia de produção mínima de gás natural. Isto é, irar-se-á produzir o mínimo necessário para otimizar a produção de óleo dos campos do Pré-Sal.

Diante desse cenário, o futuro das térmicas a gás natural ainda não está garantido. É de extrema importância que se desenvolva uma política de longo prazo para o setor de gás natural aderente e consistente com as políticas do setor elétrico e de petróleo. Nesse contexto, como colocado por Almeida (2014), o desenvolvimento de uma agenda de políticas positiva para a indústria de gás natural no Brasil depende de um grande esforço de coordenação institucional para buscar uma convergência de visões entre os diferentes órgãos do governo envolvidos no processo de planejamento do setor de gás natural (EPE, ANEEL, MME, Petrobras e ANP).

 

Bibliografia

ALMEIDA, E. e COLOMER, M. Indústria do Gás Natural: Fundamentos Técnicos e Econômicos. Editora Synergia, Rio de Janeiro, 2013.

ALMEIDA, E. Uma Visão para o Gás Natural no Brasil. Em http://visoesdogas.com.br/uma-visao-para-o-gas-natural-no-brasil-por-edmar-de-almeida/

COLOMER, 2013. Falta de diretrizes e incertezas ameaçam a entrada de novos agentes no setor de gás. Boletim Infopetro. Rio de Janeiro Novembro de 2013. Emhttps://infopetro.wordpress.com/2013/11/18/falta-de-diretrizes-e-incertezas-ameacam-a-entrada-de-novos-agentes-no-setor-de-gas/

COLOMER, M. A retomada do Mercado de GNV no Brasil. Boletim Infopetro. Rio de Janeiro Novembro de 2012. Em https://infopetro.wordpress.com/2012/11/12/retomada-do-mercado-de-gnv-no-brasil/

MME, 2014. Balanço Energético Nacional.

PETROBRAS, Plano de Negócio e Gestão 2014-2018

PETROBRAS, Plano Estratégico 2030.

WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, 2014 Nuclear Power in Japan, Junho de 2014. Em http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-G-N/Japan/

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