Grupo de Economia da Energia

Protagonismo da geração térmica a gás no Brasil – gás para crescer ou para se desenvolver?

In energia elétrica, gás natural on 08/03/2018 at 13:39

Por Diogo Lisbona Romeiro

diogo032018Nos últimos anos, o gás natural se firmou como a maior fonte de geração termelétrica no Brasil, se constituindo como principal energético complementar à geração hidráulica predominante. O parque gerador a gás conectado ao Sistema Interligado Nacional (SIN) conta com 12,5 GW instalados, com a maior parte da potência concentrada na região Sudeste/Centro-Oeste do país. O protagonismo do gás deve perdurar nos próximos anos, tendo em vista os projetos vencedores nos últimos leilões de energia nova (LEN) e o planejamento indicativo dos Planos Decenais de Expansão de Energia (PDE) elaborados pela EPE.

Enquanto que a demanda de gás para geração termelétrica se amplia, a demanda dos demais segmentos está estagnada desde 2011 em torno de 51 MMm³/d (milhões de metros cúbicos por dia). A malha de gasodutos de transporte também não se expandiu neste período, permanecendo em 9,4 mil km de extensão, espraiada principalmente na costa continental do país. Neste contexto, a expansão térmica já contratada nos últimos LEN, que deve acrescentar ao menos 5,5 GW de potência ao parque gerador, não contribui para a expansão da infraestrutura de transporte, pois as novas centrais serão instaladas principalmente no porto, em novos terminais de regaseificação.

Mais do que gás para crescer, o país precisa desenvolver a indústria do gás como um todo, tirando proveito da demanda térmica para suprir os demais segmentos de consumo. O objetivo do artigo é contrastar a rota de expansão em curso com a oportunidade aberta de ampliar os transbordamentos da expansão térmica para os demais segmentos e mercados. A próxima seção apresenta em mais detalhes a tendência de expansão atual, a seguinte discute o planejamento indicativo e a última identifica os desafios presentes no protagonismo atual da geração térmica a gás no país.

Protagonismo da Geração Térmica a Gás Natural

Embora o parque gerador térmico a gás natural represente apenas 7,5% dos 164 GW instalados no SIN (CCEE, 2018a), a sua participação relativa na geração de energia já alcança 13% nos momentos de maior despacho (Gráfico 1). A participação somada dos demais combustíveis para geração térmica (carvão, nuclear, óleo, diesel e outros) não supera a contribuição do gás nos períodos de pleno despacho. Nos períodos secos (entre abril e novembro), de menor disponibilidade hídrica e maior incidência de vento e oferta de biomassa, a participação do gás na geração ainda se mantém próxima à contribuição individual da eólica e da biomassa, cuja contribuição conjunta já alcançou 18% em agosto de 2017. A tendência é ampliar a participação destas fontes nesses períodos, com destaque para a penetração da eólica na matriz, que deve dobrar a potência instalada atual (12,5 GW) nos próximos cinco anos (EPE, 2017).

Gráfico 1 – Participação relativa das fontes complementares à hidráulica na geração de energia (%)

Fonte: Elaboração própria com dados da CCEE (2018a)

Enquanto que a demanda de gás para geração termelétrica se ampliou significativamente desde 2011, a demanda dos demais segmentos ficou estagnada em torno de 51 MMm³/d (Gráfico 2). A demanda térmica saltou de 10 MMm³/d em 2011 para 50 MMm³/d em 2014, registrando média de 30 MMm³/d entre 2011 e 2017. Embora tenham aumentado a frequência, o volume e a duração do despacho térmico, a variabilidade e a imprevisibilidade da geração ainda permanecem elevadas.

Entre 2011 e 2017, a oferta de gás nacional líquida disponível ao mercado cresceu 70%, alcançando 61 MMm³/d em dezembro de 2017. A importação da Bolívia foi suficiente para suprir a demanda doméstica nos períodos em que o despacho térmico esteve próximo da média. Porém, o despacho integral do parque térmico (50 MMm³/d) requereu importação de GNL para fechar o balanço. Entre 2009 e 2014, a Petrobras implantou três terminais de regaseificação com capacidade conjunta de 41 MMm³/d. O aporte médio mensal máximo já registrado de GNL no sistema foi de 24 MMm³/d em maio de 2014. Desde 2017, o despacho térmico mais elevado foi suprido com menor importação de GNL em relação aos anos anteriores. O aumento significativo da produção nacional e a maior liberdade contratual nos últimos anos do contrato com a Bolívia, que permite postergação do volume de take-or-pay, colaboraram para este resultado.

Gráfico 2 – Perfil de oferta e demanda no balanço nacional de gás natural (milhões m³/d)

Fonte: Elaboração própria com dados do MME (2018)

Nos últimos três anos, foram contratadas oito termelétricas a gás natural que adicionarão conjuntamente 6,7 GW ao parque gerador brasileiro (Tabela 1). Esta expansão representa mais de 50% de toda a potência que será instalada para suprir a energia comercialiazada nos cinco LEN realizados nesse período, atestando o protagonismo do gás na expansão da matriz.

Dentre as térmicas vencedoras, quatro são projetos de grande porte (5,6 GW no total) que preveem a construção de novos terminais de regaseificação para suprir as centrais com GNL importado. Uma térmica será suprida pelo gás de Urucu, em Manaus, duas pequenas viabilizarão o aproveitamento de recursos em terra de restrita monetização alternativa e uma será suprida pelo gás do pré-sal.

Tabela 1 – Térmicas a gás contratadas nos últimos Leilões de Energia Nova

Fonte: Elaboração própria com dados da CCEE (2018b)

Dentre as térmicas a GNL, apenas a instalação da térmica Rio Grande (RS) e de seu terminal de regaseificação ainda estão incertos, com processo de suspensão de outorga em análise na ANEEL. Pertencentes originalmente ao Grupo Bolognesi, as térmicas Rio Grande (RS) e Novo Tempo (PE) tiveram suas outorgadas comercializadas. A outorga da térmica Novo Tempo foi adquirida pela Prumo Logística e transferida para o Rio de Janeiro (Porto de Açú), onde será construído um novo terminal com capacidade de 10 MMm³/d. Este terminal também abastecerá outra térmica da Prumo (Porto do Açu III), contratada no LEN A-6 de 2017. A Prumo projeta ainda a instalação de 6 GW de térmicas em seu complexo, infraestrutura para estocagem de GNL e possibilidade de ampliação do seu terminal para 40 MMm³/d. Já a térmica Porto de Sergipe I prevê um terminal de regás com capacidade de 14 MMm³/d. Supondo consumo específico de 4 mil m³/d/MW, o montante de gás necessário para suprir o aporte de capacidade das três térmicas (Novo Tempo, Açu e Sergipe) alcançaria cerca de 18 MMm³/d.

A contratação da térmica Vale Azul, no LEN A-6 de 2017, aponta para a possibilidade promissora de aproveitamento dos recursos domésticos. Com potência de 466 MW, empreendida pela Mitsubishi, a térmica localizada em Macaé (RJ) será abastecida com gás do pré-sal suprido pela Shell. Como o gás é associado, a estratégia foi aumentar ao máximo a expectativa futura de despacho, declarando inflexibilidade máxima (50%) e custo variável reduzido (R$ 85/MWh).

Sob a esteira do programa “Gás para Crescer” [1], o último leilão A-6 contou com modificações favoráveis ao gás natural, através de alterações na portaria do MME nº 42/2006, permitindo: (i) sazonalização mensal da inflexibilidade, mantendo ainda o limite máximo anual médio de 50% [2]; (ii) indexação em dólares da parcela relativa ao custos de regaseificação do GNL; (iii) reajuste mensal da parcela de combustível para geração inflexível implícita na receita fixa; e (iv) possibilidade de estratégias distintas de indexação das parcelas inflexível (receita fixa) e flexível (CVU).

Como resultado, as térmicas vencedoras no último A-6 (Porto do Açu e Vale Azul) declararam inflexibilidade máxima permitida (50%) sem perder competitividade no leilão, optando por sazonalização mais conveniente, o que não era possível de ser obtido anteriormente – todas as demais térmicas contratas recentemente (Tabela 1) são totalmente flexíveis. A Vale Azul concentrou inflexibilidade total no período úmido (novembro a abril), permanecendo totalmente flexível nos outros meses do ano, maximizando a probabilidade de despacho. Já a térmica Porto do Açu, que declarou CVU de R$ 167/MWh, concentrou a sua inflexibilidade no período seco (julho a novembro), correspondente a preços spots potencialmente menores pela menor demanda por GNL no hemisfério norte (verão).

Planejamento Indicativo: térmicas para base ou para ponta?

A expansão da geração térmica a gás começa a se direcionar para térmicas na base, como acenam os projetos vencedores com alta inflexibilidade no último leilão. Entretanto, o planejamento indicativo persiste em sinalizar a expansão no sentido de térmicas flexíveis para ponta.

Desde setembro de 2012, a participação média das térmicas (considerando todas as fontes) na geração total saltou do patamar histórico de 9% para 22%. Frente ao maior despacho térmico, o planejamento indicativo da EPE passou a sinalizar maior contratação futura de térmicas, movidas preferencialmente a gás natural. O Gráfico 3 apresenta as projeções sucessivas para o parque térmico a gás, revelando aumento significativo do acréscimo indicado de potência. Enquanto que em 2012 (PDE 2021) projetava-se expansão adicional de 3 GW, alcançando 13 GW instalados em 2021, em 2015 (PDE 2024) indicou-se acréscimo de 10 GW, superando 21 GW já em 2024.

Gráfico 3 – Expansão indicativa do parque térmico a gás natural (GW)

Fonte: Elaboração própria com dados da EPE (2017)

Após o hiato de um ano sem publicação, o PDE 2026 incorporou alguns refinamentos no planejamento indicativo. Além de considerar outros cenários de oferta e demanda, introduzindo sensibilidades às projeções de referência, o planejamento identificou explicitamente a necessidade de atendimento à demanda máxima de potência. Assim, passou-se a considerar que parte da expansão do parque gerador para atender a ponta da demanda poderá ser suprida por outros recursos além das térmicas a gás. Considerando o cenário de referência – cuja projeção considera mesma taxa média de crescimento (3,5% a.a.) para carga de energia e demanda máxima do SIN –, projeta-se a necessidade de 12 GW para atender a ponta até 2026, a ser instalada gradualmente a partir de 2021.

Assim, como está sinalizado no Gráfico 3, a expansão indicada para geração térmica a gás voltada “para o atendimento energético” (base) se reduz em 2026 para 17 GW, enquanto que 12 GW são incorporados à potência voltada para demanda máxima (ponta), que não seria necessariamente suprida por térmicas a gás. Deve-se observar, no entanto, que a expansão de térmicas a gás já contratada nos últimos leilões (Tabela 1), correspondente a 5,5 GW (excluindo-se a UTE Rio Grande), já supera a sua expansão específica indicada no horizonte decenal.

No cenário extremo em que térmicas a ciclo aberto sejam contratadas para suprir toda a necessidade de potência complementar identificada para atender a demanda máxima (12 GW), o volume de gás necessário (considerando consumo específico de 7 mil m³/d/MW) alcançaria 84 MMm³/d. O PDE 2026 estabelece este patamar como projeção máxima para ampliação da capacidade de regaseificação, para o cenário em que todo o gás fosse importado por GNL (Gráfico 4), já contabilizando nesse montante os projetos previstos para Sergipe e Rio de Janeiro, o que resultaria em capacidade total de 125 MMm³/d.

Gráfico 4 – Projeção da Capacidade de Regaseificação no Brasil (MMm³/d)

*Considerando que toda potência necessária para atender a demanda máxima do cenário de referência seja coberta por térmicas a gás em ciclo aberto.

Fonte: Elaboração própria com dados da EPE (2017)

A necessidade de potência específica para atendimento a ponta da demanda é uma novidade para o sistema elétrico brasileiro. A predominância hidrelétrica histórica do sistema, associada à presença de vultosos reservatórios de armazenagem capazes de regularizar a variabilidade das vazões em horizontes plurianuais, fez com que a restrição de energia (água) predominasse sob a restrição tradicional de potência inerente aos sistemas termelétricos tradicionais. Porém, este cenário está em transformação principalmente em virtude da (i) penetração massiva de renováveis variáveis (eólica e futuramente solar); (ii) expansão de hidrelétricas a fio d’água, sujeitas à sazonalidade hidrológica; e (iii) redução da capacidade de regularização dos reservatórios, dado o crescimento projetado da carga e a impossibilidade de ampliar a reserva hídrica. Neste contexto, o bloco hidráulico perde capacidade de modulação ao longo da carga e disponibilidade efetiva de potência pelo deplecionamento intenso e recorrente dos reservatórios. Surge, então, a necessidade de potência adicional para atendimento da demanda máxima ou, alternativamente, resposta instantânea da demanda.

No início do horizonte decenal projetado, a geração complementar para o atendimento a ponta é realizada pelo parque térmico existente e já contratado, embora composto quase integralmente por usinas que não possuem vocação para este serviço. Porém, para suprir a geração complementar adicional indicada a partir de 2021, a EPE identifica os seguintes recursos alternativos: termelétricas de partida rápida (a gás), motorização adicional das hidrelétricas, usinas hidrelétricas reversíveis (bombeamento), baterias e resposta pelo lado da demanda.

Deve-se observar que a necessidade de atendimento a ponta ocorre, em grande medida, pelo esvaziamento recorrente dos reservatórios. Porém, além da perda de potência pelo deplecionamento, a maior participação das renováveis variáveis também demanda maior provisão de flexibilidade operativa. Os recursos apontados para atendimento pontual à demanda máxima se prestam por excelência para provisão frequente de flexibilidade. Neste contexto, a menor potência hídrica por deplecionamento não pode ser a priori uma premissa da futura equação, pois a provisão de parte da flexibilidade pelo bloco hidráulico pode se revelar mais vantajosa. [3]

Entretanto, a operação e o planejamento permanecem enxergando apenas horizontes semanais e mensais, demasiadamente longos frente às mudanças estruturais do sistema, o que prejudica a avaliação de custos e benefícios efetivos. Apenas com maior granularidade temporal (ao menos horária) poderá se identificar a contribuição sistêmica dos recursos e estruturar esquemas de remuneração mais adequados aos novos serviços demandados.

A EPE (2017) já reconhece as limitações atuais na projeção do sistema elétrico em transformação e reúne esforços para superá-las, indicando que “ainda não realizou análises quantitativas sobre a demanda sistêmica de flexibilidade operativa no curto prazo”, pois “não detém ferramental de análise quantitativa que subsidie a indicação inequívoca de geração flexível”.

Por hora, permanece a dúvida do papel sistêmico que o gás desempenhará no atendimento a carga futura – se será destinado à ponta de forma mais esporádica ou à base de forma mais permanente, como se observa nos últimos anos.[4] A miopia atual tem implicações futuras, tanto em custos, quanto em eficiência, como alerta a experiência brasileira recente.[5]

Desafios: gás para crescer ou para se desenvolver?

A expansão via GNL importado por novos terminais de regaseificação reflete, em parte, o perfil de oferta e demanda de gás no Brasil. Enquanto que a oferta nacional de gás é preponderantemente inflexível (por ser associada ao petróleo), a demanda para geração termelétrica foi estruturada para ser flexível, complementando a geração hidráulica em períodos hidrológicos críticos. Neste contexto, o GNL foi introduzido “com o objetivo de facilitar o ajuste da oferta de gás natural às características do mercado nacional, por meio de suprimento flexível”, como determinou a Resolução nº 4/2006 do CNPE.

Porém, o novo patamar da geração térmica no país e sua perspectiva futura de maior complementação são favoráveis à contratação de recursos domésticos (mais inflexíveis), como acena o projeto da térmica Vale Azul, e à utilização das térmicas como âncoras para novos investimentos que expandam a infraestrutura e a oferta para novos mercados e outros segmentos. O desenvolvimento futuro da indústria dependerá, cada vez mais, da coordenação entre expansão termelétrica e ampliação da malha de gasodutos.

Por outro lado, a opção pelo GNL também reflete as dificuldades enfrentadas pelos novos atores entrantes para acessar a infraestrutura existente, tendo em conta a proeminência da Petrobras em todos os elos da cadeia. Ainda que a Lei do Gás e a regulação como um todo tenham direcionado a indústria no sentido de maior concorrência e contestabilidade, o acesso de terceiros aos terminais de regás não foi garantido e ainda não há capacidade firme disponível a ser contratada nos gasodutos existentes.[6]

Estas restrições poderão ser equacionadas se for aprovado o texto substitutivo do Projeto de Lei nº 6.407/2013, em tramitação na Câmara dos Deputados. Além de garantir o acesso de terceiros aos gasodutos de escoamento, às unidades de processamento e aos terminais de regaseificação, mediante negociação entre as partes, o Projeto prevê cessão de capacidade compulsória. Ficaria a cargo da ANP a regulação e fiscalização da venda obrigatória de capacidade quando a “necessidade de uso de forma continuada não possa ser comprovada por seus contratantes”. Este mecanismo não difere do congestionamento contratual já regulamentado pela ANP na Resolução nº 11/2016, o que evidencia o pendor da regulação no sentido de maior contestação e concorrência na indústria do gás. Este mecanismo, que ainda não foi posto em prática, se aplicaria quando houvesse demanda de novos contratantes por capacidade firme e, concomitantemente, capacidade contratada ociosa no gasoduto. A incorporação deste mecanismo à lei o tornaria mais efetivo, uma vez que há questionamentos se este instrumento poderia ser fundamentado exclusivamente sob norma infra-legal.

Frente ao horizonte de expansão da capacidade de regás no país, a garantia de acesso de terceiros aos terminais será um poderoso instrumento para permitir que a importação de GNL expanda a oferta aos segmentos não-térmicos e amplie a competição nos diferentes mercados. Assim, pode-se transformar a importação de GNL em vetor para contestação de mercados e desenvolvimento da indústria como um todo.

O risco da expansão em curso está no cenário em que a geração térmica atende, ainda que parcialmente, as necessidades do sistema elétrico brasileiro sem, contudo, desenvolver as potencialidades dos demais segmentos da indústria do gás no país. Perduraria, assim, a “integração truncada” que marcou a desarmonia histórica dos setores (Losekann, 2015). A oportunidade está em tirar proveito da geração térmica como âncora para outros segmentos e novos mercados. Resta o desafio de facilitar e coordenar a expansão da infraestrutura em contexto de menor protagonismo da Petrobras, utilizando a importação como vetor de contestação e ampliação de mercados.

Referências:

ALMEIDA, E. (2017). Introdução da competição na indústria de gás natural: quando mudanças na regulação não são suficientes. Boletim Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2017/06/12/introducao-da-competicao-na-industria-de-gas-natural-quando-mudancas-na-regulacao-nao-sao-suficientes/

ANEEL (2018). Unidades consumidoras com geração distribuída. http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp

CCEE (2018a). InfoMercado – Dados consolidados. Fevereiro.

CCEE(2018b). Resultado Consolidado dos Leilões. Fevereiro.

EPE (2017). Plano Decenal de Expansão de Energia 2026.

LOSEKANN, L. (2015). A integração truncada das termelétricas a gás natural no setor elétrico brasileiro. Boletim Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2015/10/19/a-integracao-truncada-das-termeletricas-a-gas-natural-no-setor-eletrico-brasileiro/

MME (2018). Boletim de Acompanhamento Mensal da Indústria do Gás. Dezembro.

ROMEIRO, D. L. (2016a). As contradições entre a expansão renovável e a flexibilidade térmica no Brasil. Boletim Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2016/04/19/as-contradicoes-entre-a-expansao-renovavel-e-a-flexibilidade-termica-no-brasil/

ROMEIRO, D. L. (2016b). As indefinições da indústria do gás no Brasil. Boletim Infopetro. https://infopetro.wordpress.com/2016/10/26/as-indefinicoes-da-industria-do-gas-no-brasil/

Notas:

[1] Para mais detalhes, conferir Romeiro (2016b) e Almeida (2017).

[2] A sazonalização mensal da inflexibilidade já era permitida pelo ONS, porém não era levada em conta nos leilões no cálculo do Índice Custo Benefício (ICB).

[3] Para discussão mais aprofundada, conferir Romeiro (2016a).

[4] Deve-se ressaltar que a miopia atual não prejudica apenas o gás, mas a visão do sistema como um todo. O PDE estima que, em 2026, o país contará com 770 mil adotantes de sistemas fotovoltaicos sob o regime da REN nº 482, totalizando 3,3 GWp, o que seria suficiente para atender apenas 0,6% do consumo nacional. Este patamar pode aparentar significativo frente aos 28 mil usuários atuais (ANEEL, 2018), porém pode se revelar irrisório face ao contexto atual disruptivo da indústria, à trajetória declinante dos custos dos painéis solares, ao aumento reiterado das tarifas das distribuidoras e aos novos cenários favoráveis de crédito para o setor.

[5] Térmicas para ponta têm baixos custos fixos, altos custos variáveis e menor eficiência. Já térmicas para base têm altos custos fixos, mas custos variáveis menores e maior eficiência. Se a potência instalada para ponta de 12 GW fosse convertida para base, o volume de gás se reduziria para cerca de 50 MMm³/d.

[6] A exceção do Gasoduto Bolívia-Brasil, cujos contratos iniciais de carregamento começam a vencer em 2019, esbarra, no entanto, nas incertezas que rondam a oferta do gás boliviano.

Leia outros textos de Diogo Lisbona Romeiro no Blog Infopetro

Deixe um comentário

Preencha os seus dados abaixo ou clique em um ícone para log in:

Logotipo do WordPress.com

Você está comentando utilizando sua conta WordPress.com. Sair /  Alterar )

Foto do Google+

Você está comentando utilizando sua conta Google+. Sair /  Alterar )

Imagem do Twitter

Você está comentando utilizando sua conta Twitter. Sair /  Alterar )

Foto do Facebook

Você está comentando utilizando sua conta Facebook. Sair /  Alterar )

Conectando a %s