Grupo de Economia da Energia

Perspectivas de suprimento de gás natural para o setor elétrico

In energia elétrica, gás natural on 02/09/2013 at 00:15

Por Marcelo Colomer

marcelo092013A análise da evolução da matriz energética do setor elétrico brasileiro evidencia que a partir de 2000 não só o consumo energético cresceu consideravelmente como também ocorreu uma grande mudança nas fontes de suprimento. Em 2000, o setor termoelétrico brasileiro gerou 25.335 GWh; sendo 30% desse valor proveniente da geração a carvão e 6% proveniente do gás natural. Em 2012, por sua vez, a geração termoelétrica atingiu 73.456 GWh; sendo que a participação do carvão reduziu-se para 10% enquanto a do gás natural aumentou para 50%. (MME, 2013)

Os dados acima deixam claro o aumento da importância do gás natural no segmento de geração térmica assim como a redução da relevância das fontes tradicionalmente utilizadas no Brasil, como por exemplo, o carvão, o óleo combustível e o diesel. Nesse contexto, a análise das condições de expansão do parque térmico brasileiro exige que se faça uma reflexão sobre as perspectivas de suprimento para o setor termoelétrico, merecendo destaque o papel do gás natural.

Perspectivas de Abastecimento

Até 2013 a oferta de gás natural no Brasil dependeu tanto dos níveis de produção nacional quanto das importações de gás natural boliviano e de GNL. No primeiro trimestre de 2013, cerca de 50% da oferta doméstica de gás natural dependeram das importações o que coloca uma importante questão. É possível expandir o parque de geração termoelétrica a gás natural com base nesse perfil de suprimento?

Nesse contexto, faz-se necessário analisar as perspectivas futuras das diferentes fontes de suprimento de gás natural para o Brasil em termos de preço e segurança de fornecimento. Entre as potenciais fontes de oferta de gás para o Brasil têm-se as tradicionais importações da Bolívia, uma possível retomada das importações das Argentinas, as importações de GNL, o aumento da oferta offshore e as novas perspectivas de produção onshore.

Figura 2 – Potenciais Fontes de Suprimento de Gás Natural para o Brasil

 marcelo092013

Oferta de Gás Argentina

A privatização e liberalização da indústria Argentina de gás no início da década de 1990 atraiu muitos investimentos para o setor de upstream, resultando em um aumento importante da produção de gás na Argentina. No entanto, esse cenário começou a se reverter em 2001 após a crise econômica no país. O processo de abertura do mercado de gás foi revisto e o preço do gás foi congelado em patamares extremamente baixos.

A política de congelamento dos preços domésticos foi seguida durante toda a década de 2000 de tal maneira que os níveis de preço ficaram abaixo de 1 dólar por MBtu para o produtor. A partir de 2005, os preços começaram a ser flexibilizados, embora eles permaneçam até hoje muito abaixo dos praticado nos principais mercados internacionais, inclusive no Brasil.

A principal consequência deste processo de congelamento de preços foi a redução drástica dos investimentos na exploração. Esta redução dos investimentos fez com que as reservas argentinas entrassem em uma trajetória descendente a partir de 2001. Isso levou a relação R/P de gás para apenas 8 anos – uma situação crítica, dada a matriz energética argentina (o gás representa 50% da matriz).

O caráter estratégico do gás natural para a Argentina leva a crer que, no longo prazo, o governo Argentino deverá viabilizar economicamente o aproveitamento do potencial de produção de gás no país, embora uma parcela importante dos analistas argentinos argumentem que mesmo que o país mude sua política de preços, as reservas de gás da Argentina não subiriam significativamente considerando o estágio atual de maturidade das principais províncias gasíferas do país.

Contudo, deve-se destacar que o cenário geológico para o gás natural argentino mudou radicalmente nos últimos dois anos. O Departamento de Energia dos Estados Unidos (2013) coloca a Argentina como um dos países com maior potencial para seguir a trajetória americana de produção de gás não convencional.

Contudo, segundo Brandt (2013), mesmo com a tentativa do governo argentino em realinhar os preços domésticos com os preços internacionais o enfoque de curto prazo e a orientação da política energética voltada para o mercado interno, a existência de um desequilíbrio estrutural entre a oferta e a demanda, a defasagem remanescente entre os preços internos e os preços internacionais, e os problemas macroeconômicos do país impedem que a potencial expansão da produção de gás não convencional na argentina equilibre no curto e médio prazo a demanda e a oferta de gás natural. Em função disso, espera-se que até 2025 a Argentina irá continuar dependente da importação de gás natural tanto da Bolívia quanto de GNL.

Oferta de Gás Boliviana

A nacionalização da indústria de gás e petróleo em 2004 gerou grandes incertezas para as empresas de petróleo e gás na Bolívia. Em primeiro de maio de 2006, foi emitido o Decreto Supremo n°28.701 pelo Presidente Evo Morales, pelo qual foram revertidas as privatizações ocorridas nos anos 1990 no setor de Hidrocarbonetos. Da mesma forma, foram vendidas ao governo 50% mais um das ações das empresas do downstream. O governo, ainda, ampliou de 50% para 82% os impostos sobre os grandes campos de gás natural.

A total revisão do arcabouço institucional do setor de gás natural na Bolívia, bem como a instabilidade política que se instalou no país, teve as seguintes implicações: i) criação de um ambiente instável e hostil para a viabilidade econômica dos investimentos no setor de gás natural; e ii) surgimento de incertezas quanto à capacidade da Bolívia de cumprir com seus compromissos relativos ao suprimento de gás para o Brasil e para a Argentina.

As mudanças no ambiente institucional da Bolívia reduziram drasticamente o ritmo de investimentos no país de forma que as reservas provadas caíram para 275 bmc em 2011. Embora pareça elevado, esta relação reserva produção mostra-se muito pouco confortável para fazer frente aos contratos do país com o Brasil e a Argentina diante do elevado crescimento da demanda interna.

Nesse contexto, o GEE (2012) estima 2 cenários possíveis de oferta de acordo como a possível evolução do ambiente político do país. No primeiro cenário (oferta restringida), as empresas minimizariam investimentos nos campos em produção e em desenvolvimento. Neste caso, o GEE prevê que a produção de gás boliviana atingiria um máximo de 55 MMm³/dia em 2015 a partir de quando começa uma trajetória declinante.

O segundo cenário (oferta negociada) reflete a situação em que os recursos gasíferos existentes seriam desenvolvidos (inclusive Aquío) a partir de uma negociação com o governo para viabilizar estes investimentos. Nesse caso, a produção atingiria 70 MMm³/dia até 2016, quando começaria a decair. Isto significa que, para manter o nível das suas exportações de gás para além de 2019, quando encerra o contrato com o Brasil, a Bolívia deve necessariamente reativar o esforço exploratório.

Assim, no cenário de oferta restringida não será possível cumprir com os contratos de exportação de gás para o Brasil e Argentina. Neste cenário haveria gás apenas para o mercado doméstico e para o Brasil. Ainda assim, ocorreriam problemas pontuais para atender ao contrato brasileiro em 2017, mesmo sem entregar gás para a Argentina.

No cenário de oferta negociada seria possível atender à demanda dos contratos atuais. Ou seja, para garantir a oferta de gás, o governo Boliviano precisa negociar com as empresas para viabilizar os investimentos nos campos atualmente em desenvolvimento (Marguerita e Itaú) e, principalmente, criar condições para o desenvolvimento dos campos da área de Incahuasi (Aquío e Ipatí), da Total e Tecpetrol.

GNL

No que se refere ao GNL, percebe-se a partir da análise dos principais mercados internacionais que, com exceção do mercado norte-americano, os preços do gás natural têm se situado entre 16 e 10 dólares o milhão de BTU. Nesse sentido, pode-se afirmar que, com exceção dos EUA, o preço do gás natural no mundo mantém-se em níveis elevados; o que se reflete nos preços do GNL. No primeiro semestre de 2013, por exemplo, o preço médio contratado no Brasil foi de US$ 14/MMBTU. Esse fato nos leva a questionar a viabilidade econômica de expandir o parque termoelétrico brasileiro sustentado na importação de GNL.

Apesar dos preços atuais elevados, argumenta-se que uma possível expansão da capacidade de liquefação nos EUA poderia reduzir os preços nos mercados internacionais. Contudo, partindo da projeção de preço para o Henry Hub e dos custos referentes a liquefação, transporte de GNL, regaseificação e do transporte terrestre chega-se a conclusão que o preço de internalização do GNL produzido nos EUA não deve ser inferior a U$S 9,78/MMBTu no Brasil, criando limitações para a expansão da geração termelétrica sustentada na importação de GNL.

Produção de Gás Offshore

As descobertas recentes de petróleo e gás natural no cluster do pré-sal trazem uma visão otimista a cerca da oferta doméstica de gás natural. Em 2012, as reservas offshore totalizaram 459 bmc. Estima-se, contudo, que com a exploração da área do pré-sal essas reservas poderão atingir cerca de 1,1 tcm em 2020 (PDE, 2030).

Nesse contexto, acredita-se que a produção bruta da região do pré-sal (reservas descobertas) poderá atingir 124 MMm3/d em 2021 (EPE, 2013). Contudo, esse incremento da produção não implica necessariamente em um aumento no mesmo montante na oferta interna. Isso porque se descontarmos os valores estimados de queima, consumo próprio no E&P e reinjeção; o aumento da oferta interna proveniente do pré-sal deverá ser somente de 31 MMm3/d.

Outro obstáculo para o aproveitamento do gás natural proveniente da região do pré-sal é a necessidade de expansão da infraestrutura de escoamento. A distância da costa e a profundidade do leito marinho na região elevam os custos dos projetos de gasodutos de escoamento, o que poderá se refletir nos preços do gás natural. Atualmente existem 3 rotas de escoamento do gás do pré-sal que irão totalizar até 2020 uma capacidade de movimentação de 40 MMm3/d. Nesse sentido, mesmo que se aumentem os níveis de aproveitamento da produção de gás natural proveniente do pré-sal, haverá, no curto e médio prazo, uma dificuldade de trazer volumes superiores a 40 MMm3/d para a costa.

Outra ressalva importante é que parte dos 15 MMm3/d de capacidade de movimentação da rota 3 será destinada para atender o COMPERJ, reduzindo consideravelmente a oferta de gás natural para o segmento termoelétrico e para a indústria. Nesse sentido, embora as novas descobertas do pré-sal aumentem consideravelmente o potencial de produção nacional, existem algumas restrições em relação ao aproveitamento desse gás no segmento termoelétrico.

 Produção Onshore

Se no caso da produção offshore a falta de gasodutos de escoamento funciona com uma barreira a utilização do gás natural nas térmicas brasileiras, no caso da produção onshore a falta de infraestrutura de transporte em algumas regiões potencialmente produtoras pode estimular o aproveitamento do gás natural para a geração de termoeletricidade.

Atualmente as reservas provadas em terra estão em torno de 72 bcm enquanto a produção encontra-se próxima a 16 MMm3/d. Excetuando a região de Urucu, o índice de aproveitamento do gás em terra está em torno de 86% apesar de algumas regiões se encontrarem distantes das malhas de transporte de gás natural.

Outra importante diferença entre a produção onshore e a produção offshore está relacionada à estrutura da indústria. Se em mar a produção mostra-se centralizada na Petrobras, em terra, o número de áreas de concessão de outras empresas é bastante elevado.

A expansão da produção onshore reflete os investimentos recentes realizados por diversos agentes nas bacias do Solimões, Parnaíba e São Francisco. Somente nessa última região, agentes como Petra, Orteng, BR, Shell, IMETAME e Cisco realizaram conjuntamente em 2011 investimentos na ordem de 400 milhões de reais na exploração de gás natural convencional e não convencional.

O aumento da produção em terra reflete apenas parte do potencial geológico das bacias terrestres brasileiras. Segundos dados da EIA (2013), as bacias do Paraná, Solimões e Amazonas possuem somadas um potencial de recursos em solo na ordem de 6,93 tmc. Segundo a ANP, os recursos em solo das bacias do Parecis e do Parnaíba estão em torno de 3,51 e 1,81 tmc, respectivamente. No caso da bacia do São Francisco, as informações fornecidas pelos operadores mostram que os recursos em solo devem ser de 2,26 tmc aproximadamente. 

Esse potencial produtivo das áreas em terra no Brasil se reflete na organização da 12ª rodada de licitação que deverá licitar diversos blocos de exploração de gás natural em 7 bacias terrestres.

Conclusão

A expansão da produção de gás natural em terra pode contribuir significantemente para a expansão do parque termoelétrico brasileiro a gás natural. Isso porque, na maioria dos casos, os custos de produção e de escoamento da produção em terra mostram-se inferiores aos custos em mar. Ademais, considerando a distância de algumas regiões produtoras da malha de transporte e as dificuldades enfrentadas para a expansão dos investimentos em novos gasodutos o consumo no segmento termoelétrico passa a ser a melhor se não a única alternativa de monetização do gás natural.

Mesmo no caso das regiões próximas a malha de transporte, a existência de outros agentes diferentes da Petrobras na produção de gás natural pode estimular o consumo térmico. Isso porque o controle da infraestrutura de transporte pela Petrobras e a participação desta nas empresas de distribuição criam um obstáculo para outros produtores na comercialização do seu gás, principalmente nos estados onde a figura do consumidor livre ainda não está regulamentada. Na outra ponta, os agentes do setor termoelétrico vêm enfrentando dificuldades para participar dos leilões de energia, uma vez que não conseguem a garantia contratual de fornecimento de gás natural por parte da Petrobras, o que é exigido nos leilões. Sendo assim, não somente a expansão da produção em terra tende a contribuir para uma expansão do setor termoelétrico brasileiro, como a expansão do consumo no setor termoelétrico pode viabilizar a monetização de alguns reservatórios de gás em terra.

Bibliografia

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MACULAN, B e SILVA, A, Jr Mercado Nordestino de Gás Natural: Suprimento pela Importação de Gás Natural Liquefeito (GNL).

www.mme.gov.br, Acesso em junho de 2007.

www.gasnet.com.br, Acesso em agosto de 2007.

www.anp.gov.br, Acesso em agosto de 2007.

GEEseminário

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  1. Na frase “Somente nessa última região, agentes como Petra, Orteng, BR, Shell, IMETAME e Cisco realizaram conjuntamente em 2011 investimentos na ordem de 400 bilhões de reais na exploração de gás natural convencional e não convencional.”, creio que a unidade correta seria “milhões”, não?

  2. Hugo Siqueira, Cabo Verde mg | 16/08/13 19:11
    A ESPERANÇA ESTÁ NO GAS DE XISTO
    Dentre as novas tecnologias desenvolvidas nos últimos nos EUA para escapar da dependência do cartel de petróleo árabe a mais promissora é o “Shale gas” que vem provocando uma verdadeira revolução nos últimos 10 anos. Tecnologias de perfuração horizontal associada ao fraturamento em grande quantidade permitiu que a indústria petrolífera entrasse em novo ritmo de prosperidade.

    A exploração do gás de xisto nos EUA registrou produção recorde em 2012 e o sucesso acabará refletindo no preço comodities inclusive o petróleo que só não baixa devido ao conflito no oriente médio.
    Não existe um mercado global de gás natural dado o alto custo quando comparado ao transporte de petróleo. Por isso o mercado estabeleceu-se em base regional. Com isso os EUA escapam da disputa pelo petróleo e volta a cooperar mais com seus vizinhos: Canadá, México, Colômbia e Chile.
    A mesma base regional favorece a cooperação do Brasil com vizinhos do Mercosul, especialmente Argentina que tem reservas maiores e já está antecipando vantagens às empresas multinacionais.
    A exploração gera um ambiente propício ao investimento e o sucesso na exploração combinado com a eliminação dos estímulos pelo FED traz como consequência a valorização do dólar e aumento dos juros – como já está ocorrendo.
    Se a oferta de dólares realmente for mais restrita a Petrobras terá sérias dificuldades para importar gasolina e etanol – pelo menos momentaneamente – por preço ainda mais caro do que já está fazendo. O subsídio à gasolina importada – que já é um transtorno para a Petrobras – se tornará ainda maior com preços mais elevados da gasolina e etanol devido ao fim do estímulo que a economia dos EUA vai passar – gradualmente – nesse ano de 2013 e seguintes.

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