Grupo de Economia da Energia

A integração truncada das termelétricas a gás natural no setor elétrico brasileiro

In energia elétrica, gás natural on 19/10/2015 at 00:36

Por Luciano Losekann

luciano102015Até a construção do gasoduto Bolívia-Brasil (GasBol), o gás natural era encarado como um combustível inadequado para a utilização em termelétricas no país, já que sua disponibilidade era limitada, devendo ser orientado para usos mais nobres, como industrial e insumo. Desde então, a difusão de termelétricas a gás natural no Brasil tem alternado fases de expansão e estagnação. Nesse artigo, são identificadas cinco fases. São características marcantes dessa trajetória as dificuldades de conciliar os níveis distintos de maturidade dos setores de eletricidade e gás natural e o papel da Petrobras como fornecedora de combustível e proprietária de termelétricas.

Fase 1 – Perspectivas frustradas – 1997 – 1999

No final dos anos 1990, a perspectiva dominante era de um rápido deslanche de termelétricas a gás no Brasil. A difusão da tecnologia de turbinas a gás em ciclo combinado propiciara ganhos significativos de eficiência e vários países experimentaram um boom de expansão. No Brasil, a liberalização da geração de eletricidade criou a expectativa de que as termelétricas a gás seriam a oportunidade para a entrada de empreendedores privados, já que o prazo de maturação de investimentos é mais curto que o de hidrelétricas. As termelétricas teriam o papel de ancorar o desenvolvimento do mercado de gás, o que era essencial para justificar a construção do GasBol.

Nesse momento, para o sistema elétrico, a expansão da geração, que vinha estagnada por um longo período, era crucial. No entanto, a aposta principal, que consistia em investimentos privados em geração termelétrica, não se cumpriu. Uma combinação de fatores comprometia a atratividade desses investimentos (Losekann, 2003). Em primeiro lugar, havia o risco cambial, uma vez que o preço do gás natural era reajustado trimestralmente e a eletricidade, anualmente. Ainda que o reajuste do gás contemplasse outros componentes, o câmbio era a principal preocupação de investidores em uma conjuntura macroeconômica incerta. No final dos anos 1990, a economia brasileira enfrentava os efeitos da crise asiática de 1997 e, posteriormente, a desvalorização cambial com o abandono do câmbio fixo.

Outro obstáculo para o investimento em termelétricas a gás natural era o processo de privatização do setor elétrico brasileiro. A possibilidade de adquirir ativos em operação era uma alternativa mais atrativa do que investir em projetos que levam tempo para gerar receitas em uma conjuntura de elevado custo de capital. A taxa básica de juros no período 1997 a 1999 era de 27% a.a., ou 22% a.a. em termos reais.

Por último, apesar da necessidade de agregar capacidade ao sistema de geração ser evidente, as distribuidoras de eletricidade estavam sobre contratadas. Como a energia assegurada considerada para definir a disponibilidade de contratação das hidrelétricas estava sobre dimensionada, as distribuidoras contavam com contratos para atenderem seus mercados e novos geradores enfrentavam dificuldade para vender sua energia. O relatório da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica (2001) aponta que o sobre dimensionamento da energia assegurada das hidrelétricas foi o principal determinante do esvaziamento dos reservatórios brasileiros e do racionamento de eletricidade de 2001.

Fase 2 – Difusão incentivada – 2000 – 2004

No início de 2000, a necessidade de expansão da capacidade de geração de eletricidade se tornou mais premente, face a deterioração da segurança de abastecimento. Em dezembro de 1999, os reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste alcançaram o nível de 20%, valor inferior ao de 2000, ano que antecedeu o racionamento.

Nesse contexto, em fevereiro de 2000, o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT) foi lançado por meio do Decreto n.º 3.371 e pela Portaria MME n.º 43. O PPT tinha a meta de aumentar a capacidade de geração de energia no País em mais de 15 GW. O programa inicialmente contemplava 55 usinas, com capacidade total de 19,4 MW, sendo 91% de térmicas a gás natural e 9% de outros combustíveis.

O PPT estabeleceu condições atrativas para investimentos em termelétricas a gás natural: (i) preço especial do gás natural para as térmicas do programa reajustado anualmente[1], (ii) garantia de compra da eletricidade pelas distribuidoras e (iii) linha especial de crédito pelo BNDES. Ainda assim, foi necessária a forte participação da Petrobras e o relaxamento do limite de integração vertical entre geração e distribuição (self dealing) para levar a frente os investimentos. Do conjunto inicial do programa, 22 usinas termelétricas a gás entraram em operação, adicionando 9,2 GW de capacidade instalada[2].

Tabela 1 – Usinas termelétricas a gás natural em operação no Brasil – junho de 2015.

Usina

Entrada Operação

Potência (MW) Proprietário Estado PPT
Santa Cruz 09/2004b 1.000 Furnas (Eletrobras) RJ X
Campos 08/1998b 30 Furnas (Eletrobras) RJ
Camaçari 01/1996 131 Braskem (47% Petrobras) BA
Modular de Campo Grande 12/1999 206 Tractebel MS X
Uruguaiana 12/2000 640 AES RS X
Cuiabá 01/2001 529 Petrobras MT
Sepé Tiaraju 03/2001 249 Petrobras RS X
Barbosa Lima Sobrinho 10/2001 386 Petrobras RJ X
Mário Lago 12/2001 923 Petrobras RJ X
Termo Norte II 12/2001 427 50% CS, 50% Termogas RO X
Juiz de Fora 02/2002 87 Petrobras MG X
Termoceará 07/2002 220 Petrobras CE X
Aureliano Chaves 07/2002 226 Petrobras MG X
Termocabo 09/2002 50 Eenergia PE
Araucária 09/2002 484 80% Copel; 20% Petrobras PR X
EnergyWorks Mogi 04/2003 31 Energyworks SP X
Camaçari 06/2003 360 CHESF (Eletrobras) BA X
Celpav IV 08/2003 139 Fibria Celulose SP X
Rômulo Almeida 10/2003 138 Petrobras BA X
Fortaleza 12/2003 347 Endesa CE X
Luiz Carlos Prestes 01/2004 386 Petrobras MS X
Celso Furtado 02/2004 186 Petrobras BA X
Norte Fluminense 03/2004 827 EDF RJ X
Termopernambuco 05/2004 533 Neoenergia (49% Previ, 39% Iberdrola, 12% Banco do Brasil) PE X
Gov. Leonel Brizola 11/2004 1.058 Petrobras RJ X
Fernando Gasparian 12/2004 386 Petrobras SP X
Jaraquib 11/2010 157 Breitener (94% Petrobras) AM
Manauarab 12/2010 85 Cia En. Manauara AM
Jesus Soares Pereirac 09/2008 323 Petrobras RN
Euzébio Rochac 11/2009 250 Petrobras SP
Luiz Oscar Rodrigues de Melo 12/2010 204 Linhares Geração ES
Maranhão IV 02/2013 338 70% ENEVA, 30% Petra MA
Maranhão V 03/2013 338 70% ENEVA, 30% Petra MA
MC2 Nova Venécia 2 10/2013 176 35% ENEVA (EoN), 35% JV, 30% Petra MA
Parnaíba IV 12/2013 56 35% ENEVA (EoN), 35% JV, 30% Petra MA
Baixada Fluminense 03/2014 530 Petrobras RJ
Total 12.433

Nota: Lista inclui centrais com capacidade instalada superior a 30 MW.

a – Usinas que participam do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT

b – Usinas que operavam anteriormente com outros combustíveis. A data corresponde ao momento em que as usinas foram convertidas para gás natural

c – Usinas que faziam parte da lista de projetos contemplados pelo PPT,  mas entraram em operação após o encerramento do programa.

Fonte: ANEEL. BIG – Banco de Informações de Geração.

É necessário destacar que a elevada participação da Petrobras em térmicas do programa, 12 usinas no total, foi motivada pelo interesse do governo de viabilizar os investimentos e expandir a capacidade de geração em momento crítico e não por uma estratégia comercial da empresa. No período 2001 a 2004, a área de gás energia da Petrobras acumulou prejuízo de R$ 1,6 bilhões.

No entanto, o objetivo de afastar um racionamento de eletricidade não foi atingido. Em maio de 2001, antes da entrada em operação da maior parte das usinas do PPT, o governo brasileiro instituiu o racionamento de eletricidade que reduziu compulsoriamente o consumo de eletricidade em cerca de 20% e durou até fevereiro de 2002.

Fase 3 – Integração truncada 2004 – 2007

A terceira fase da experiência de termelétricas a gás natural no Brasil é marcada pela incompatibilidade do papel que as termelétricas devem desempenhar para as duas indústrias. Para a indústria de gás natural, as termelétricas são encaradas como uma forma de ancorar o desenvolvimento da rede de gás no Brasil, que ainda é imatura. Assim, a infraestrutura de gás seria justificada, inicialmente, para o atendimento desses clientes de grande porte e, posteriormente, se tornar mais capilar, atendendo clientes de menor porte. Para o setor elétrico, as termelétricas são encaradas como uma fonte complementar à energia hidráulica, devendo ser utilizada nos momentos em que a hidrologia é desfavorável. Esses papéis não são coerentes, pois o consumo pouco frequente de gás pelas termelétricas não permite remunerar suficientemente a infraestrutura de gás natural e ancorar demais consumidores.

Em função do racionamento de eletricidade de 2001, o consumo de eletricidade experimentou uma redução que permaneceu mesmo após o fim do racionamento, em 2002. Equipamentos e práticas mais eficientes no uso de energia foram permanentemente incorporadas pelos consumidores brasileiros. Assim, o contexto de abastecimento crítico deu lugar a um de excesso de capacidade. Como o papel das termelétricas é complementar, essas passaram a ser pouco despachadas. No período de 2003 a 2009, o fator de utilização médio das centrais termelétricas a gás natural foi de 20% (figura 1). Ou seja, o consumo médio de gás natural das termelétricas é suficiente para ocupar apenas um quinto da capacidade de entrega da infraestrutura.

Figura 1 – Fator de capacidade das termelétricas a gás natural brasileiras (2003-2009)

luciano102015a

   Fonte: Elaboração própria. Dados ONS e ANEEL.

A resposta da Petrobras para a ociosidade da infraestrutura de transporte de gás natural, foi orientar o combustível para outros mercados. A empresa criou um programa de massificação do uso do gás para difundir seu uso pela industrial e pelo setor de transportes. O consumo de Gás Natural veicular foi multiplicado por oito entre 2000 e 2007, quando representou 17% das vendas de gás no Brasil (ANP, 2010).

O problema dessa solução é que implica em indisponibilidade de gás quando as termelétricas são operadas em plena potência. Ciente dessa possibilidade, o ONS promoveu um teste em dezembro de 2006, ordenando o despacho pleno das centrais termelétricas. Em função da indisponibilidade de combustível, apenas 48% da capacidade de geração entrou em operação no teste. Como consequência, o operador deixou de considerar para fins de operação e planejamento a capacidade instalada que não foi capaz de operar no teste. A Petrobras teve de firmar um termo de compromisso para ampliar gradualmente a disponibilidade de gás e recuperar a capacidade de geração das termelétricas.

Nessa fase, a reforma setorial definiu um novo regime de contratação da expansão da geração de eletricidade, baseado em leilões. Nos leilões de energia nova (expansão), as distribuidoras contratam energia para atenderem seus mercados de forma conjunta com antecedência de 3 (A – 3) e 5 (A – 5) anos[3]. As termelétricas passam a ser contratadas por disponibilidade. Recebem receita fixa e um adicional quando são operadas. A intenção é repassar os riscos de despacho para os consumidores finais, retirando-os dos empreendedores. Inicialmente, a contratação dos leilões foi concentrada em centrais a diesel e óleo combustível, que tem maior flexibilidade de operação pois implicam em menores custos de capital na térmica e na infraestrutura. As centrais a gás natural que participaram dos primeiros leilões de energia nova foram as térmicas do PPT, mas que não estavam totalmente contratadas.

Essa fase implicou em um hiato da entrada em operação de centrais termelétricas a gás natural que pode ser percebido na tabela 1. Somente a partir de 2010, houve adição significativa de capacidade de geração a gás.

Fase 4 – Opção flexível –  2008-2015

Para recuperar a capacidade de oferta de gás para o atendimento das termelétricas e conferir maior flexibilidade na oferta do combustível, o gás natural liquefeito (GNL) foi escolhido como alternativa mais adequada. Essa opção foi expressa na resolução do CNPE no 4 de 2006, que definiu como prioritária e emergencial a implantação de projetos de importação de GNL.

Baseadas na oferta de gás disponibilizada pelos terminais de Pecem-CE (7 milhões m3/dia) e da Baia da Guanabara – RJ (14 milhões m3/dia)[4], que entrariam em operação em 2009, seis termelétricas que utilizariam GNL saíram vencedoras nos leilões A – 3 e A – 5 realizados em 2008, somando capacidade instalada de 1,6 GW.  Ainda que, dessas seis termelétricas, apenas uma tenha entrado em operação alimentada com GNL (Usina de Linhares), o GNL passou a ser a solução para recompor a oferta de gás e alimentar novas térmicas. O Operador do Sistema (ONS) estabeleceu uma regra específica para o despacho de térmicas alimentadas a GNL com o aviso prévio de 60 dias para viabilizar a logística do combustível.

Como é necessário que a oferta de gás seja flexível, o GNL é adquirido no mercado spot a preços muito elevados, o preço médio das cargas importadas foi de US$ 15,09/MMBTU em 2014 (Figura 2), bem superior ao preço em contratos de longo prazo. Dessa forma, as térmicas alimentadas com GNL têm um custo operacional bastante elevado.

Figura 2 – Preço médio das cargas importadas de GNL pelo Brasil

luciano102015b

Fonte: Elaboração própria. Dados MME (2015)

Atualmente todos os terminais de regaseificação brasileiros estão sob controle da Petrobras, mas há projetos independentes que devem modificar essa situação nos próximos anos. No leilão A – 5 de 2014, duas termelétricas, Novo Tempo (1380 MW) e Rio Grande (1380 MW), saíram vencedoras baseadas em projetos integrados com terminais de regaseificação a serem construídos pelo empreendedor, Grupo Bolognesi, em Pernambuco e Rio Grande do Sul respectivamente, com 14 milhões m3/dia de capacidade cada.

No leilão A – 5 de 2015, a termelétrica Porto de Sergipe I (1516 MW) foi vencedora em projeto semelhante, integrado a um terminal de ragaseificação a ser construído no estado de Sergipe pela Genpower Energy. Quando estiver em operação, a usina será a maior termelétrica a gás natural do Brasil. O custo operacional da termelétrica é superior a R$ 280/MWh.

Fase 5 – Novo paradigma?

Nos últimos anos, a forma de operação das térmicas a gás natural se modificou. Desde meados de 2012, as condições hidrológicas desfavoráveis implicaram em despacho bem mais frequente das termelétricas. A participação da geração termelétrica na geração total de energia no Sistema Integrado Nacional mais que dobrou quando comparada ao período desde 2000 (figura 3).

Figura 3 : Participação da geração termelétrica na geração total do Sistema Integrado Nacional (SIN)

luciano102015c

Fonte: Almeida et Al (2015).

O fator de utilização das termelétricas a gás natural saltou de uma média de 20% no período 2003-2009 para 56% entre 2012 e 2014. Em 2014, o fator de capacidade das termelétricas a gás alcançou 74% (Figura 4)[5].

Figura 4 – Fator de capacidade das termelétricas a gás natural brasileiras (2010-2014)

luciano102015d

Fonte: Elaboração própria. Dados MME. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro. Vários números.

Ainda que a hidrologia desfavorável tenha influenciado o pleno despacho das termelétricas, há indicadores que a operação mais frequente será uma tendência no futuro. Como as novas hidrelétricas do parque de geração brasileiro não contam com reservatórios significativos (fio d’água), a capacidade de regularização, medida pela razão da capacidade total de armazenamento e carga do sistema, dos reservatórios brasileiros se reduz. Nos últimos 10 anos, a capacidade de regularização dos reservatórios brasileiros caiu de seis para cinco meses e deve cair para quatro meses até 2020.

Menor capacidade de armazenagem implica em maior valor da água acumulada no reservatório, refletindo a escassez. Assim, outras fontes são necessárias para atender a demanda e manter o volume dos reservatórios e as termelétricas podem prestar esse papel. Atualmente, o custo operacional das centrais termelétricas flexíveis é muito elevado para desempenhar esse papel. Esse foi um dos principais determinantes do desajuste financeiro do setor e da elevação do preço da eletricidade nos últimos dois anos. No caso do gás natural, é necessário contar com fonte de abastecimento menos custosa que a importação de GNL.

Os documentos de planejamento (PDE e PEMAT) apontam para um aumento significativo da oferta de gás natural doméstico, tanto no Pré-sal como em terra. Nos dois casos, sua orientação para a produção de eletricidade depende de um regime mais frequente de despacho, já que o gás natural do pré-sal (associado) é determinado pelo regime de produção de petróleo e os campos de produção em terra não contam com alternativas de monetização de gás.

Nesse último caso, a experiência das termelétricas no Parnaíba (Maranhão) é ilustrativa tanto das oportunidades quanto dos desafios para projetos integrados de produção de gás natural em terra e geração de eletricidade em boca do poço. O projeto contempla 1.425 MW de geração de eletricidade, dos quais 908 MW já estão em operação. O projeto foi originado com a participação da térmica Maranhão III no leilão A – 3 de 2011. Com um custo operacional (CVU) bastante baixo, de R$ 55/MWh, a térmica foi selecionada quando era um projeto da MPX Energia (do grupo OGX). Posteriormente, a empresa adquiriu o direito de térmicas que haviam participado em leilões com outros empreendedores e não foram a frente, como as térmicas a GNL abordadas anteriormente, e passou a contar com novos sócios. No entanto, o complexo enfrentou inúmeros problemas. Os campos de gás apresentaram menor produção que o antecipado e o grupo OGX entrou em bancarrota. Assim, os atrasos dos projetos implicaram em exposição no mercado de curto prazo, quando os preços de eletricidade estavam em seu teto. A termelétrica de Maranhão III ainda não entrou em operação, quando isso estava previsto para o início de 2014. A Eneva (sociedade de Eike Batista com a alemã E.ON) acumulou mais de R$ 2 bilhões em dívidas e entrou em recuperação judicial.

Essa experiência indica que os desafios para a expansão da geração termelétrica a gás natural em bases mais estruturantes ainda são presentes no Brasil. Ainda que as perspectivas apontem para a maior disponibilidade de recursos domésticos offshore e onshore, a mudança do paradigma de expansão que possibilitaria a orientação de termelétricas para a base da curva de carga envolve a definição de um modelo de negócios que ainda não se concretizou.

Referências:

Almeida, E., Losekann, L. Colomer, M., Romeiro, D., Tavares, A. (2015). Termelétricas Estruturantes a Gás Natural: Conceito, Proposta E Desafios. Apresentação no Conselho de Gás do IBP. 16/06/2015.

Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica (2001) “O Desequilíbrio entre Oferta e Demanda de Energia Elétrica”. Relatório. Brasília, 21 de jul de 2001.

Losekann, L. (2003), Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro: Coordenação e Concorrência. Tese de Doutorado. IE/UFRJ.

MME (2015), Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. N°. 97 – abr/15. Disponível no site: http://www.mme.gov.br/documents/1138769/1732803/Boletim_Gas_Natural_nr_97_abr_15.pdf/26c7f95f-81da-4773-855f-92265ddadad5.

Notas:

[1] No momento em que o PPT foi instaurado o preço do gás natural para as termelétricas foi fixado em US$ 2,58/MMBTU. Em março de 2015, o preço do gás para as termelétricas PPT foi de US$ 3,99/MMBTU.  (MME, 2015)

[2] Algumas termelétricas que foram construídas para operarem em modelo de contratação distinto foram posteriormente incorporadas ao PPT. Esse foi o caso das termelétricas Barbosa Lima Sobrinho, antiga Eletrobolt, e Mário Lago, antiga Macaé Merchant, que foram projetadas para vender energia no mercado spot. As termelétricas Jesus Soares Pereira, antiga Termoaçu, e Euzébio Rocha, antiga Cubatão, faziam parte da lista das térmicas PPT, mas entraram em operação após o encerramento do programa por isso não são consideradas no total de capacidade.

[3] Há outras modalidades de leilão, como leilão estruturante, de reserva e de fontes alternativas. As modalidades A – 5 e A – 3 são mais frequentes, sendo realizados com periodicidade anual.

[4] A capacidade de regaseificação do terminal da Baia da Guanabara foi ampliada para 20 milhões de m3/dia em 2013. Em janeiro de 2014, o terceiro terminal de regaseificação entrou em operação na Bahia, com capacidade de 14 milhões m3/dia. A capacidade total de regaseificação dos terminais brasileiros é de 41 milhões de m3/dia, o que é superior a capacidade de transporte do gasoduto Brasil-Bolívia.

[5] Como algumas termelétricas a gás natural são bicombustível (diesel e gás natural), o fator de capacidade é subestimado em situações de limitação de oferta de gás natural. Em 2014, as termelétricas a gás natural com disponibilidade operaram em plena carga durante o ano inteiro.

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