Valor Setorial Energia: Mudança na matriz

Paralisia atual não tira otimismo sobre projetos futuros que devem criar novo ciclo para o gás natural

Por Roberto Rockmann

SÃO PAULO, 27/04/2020 – Um copo vazio no curto prazo e um copo cheio no longo prazo. Esta é a imagem que ilustra a perspectiva do segmento de usinas termelétricas a gás natural. Os leilões A-4 e A-5 marcados para 30 de abril foram adiados pelo governo federal diante da pandemia do novo coronavírus, que criou interrogações sobre a extensão da crise econômica, da paralisa das atividades e da demanda no setor, assim como de outros fatores como câmbio, quedas no preço do petróleo e questões regulatórias no mercado livre. Até que essas incertezas se dissipem o setor deve continuar de lado em relação a novos projetos.
Os leilões, marcados para abril, teriam como principal demanda a substituição de cerca de 3 GW de usinas térmicas a óleo diesel contratadas em 2005 e com alto custo de geração, superior a R$ 1 mil o MWh em alguns casos. A ideia era substituir por projetos a gás natural, menos poluentes e com custo de cerca de R$ 300. Estudo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) aponta que a entrada de usinas mais eficientes poderia contribuir com uma queda de até 30% do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), destaca o presidente da CCEE, Rui Altieri. “Os leilões são de contratação de médio e longo prazos, não é para energia de amanhã.”

“Haverá essa substituição, mas outro elemento fundamental é a demanda, que ainda não sabemos como ficará no curto e médio prazos porque a extensão e a duração da crise ainda são desconhecidas. E como temos tido a migração forte para o mercado livre, então são forças que atuam em direções opostas”, afirma o presidente da consultoria Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto. “A volatilidade e a aversão ao risco são variáveis que os investidores analisam para entrar em projetos de 15 anos, 25 anos, diz Gabriel Canuto, gerente de vendas da área de Large Gas Solutions da Siemens no Brasil.
Este conjunto de incertezas tem reflexo não apenas sobre o apetite dos investidores, mas também sobre o crédito de projetos. As instituições financeiras ficarão mais cautelosas. “Nossos projetos já estão estruturados, nosso portfólio foi montado, mas essa incerteza grande poderá trazer desafios para o mercado no futuro, porque o mercado está fechado e as análises devem levar mais tempo”, afirma Eduardo Antonello, presidente da Golar, uma das principais empresas globais de logística de gás natural liquefeito.
No médio e longo prazos, as perspectivas são positivas. Há uma mudança estrutural em curso na matriz elétrica. O avanço de fontes intermitentes e a construção de usinas hidrelétricas a fio d’água, sem grandes reservatórios para acúmulo nos períodos de seca, aumentam a importância de térmicas operando na base. Este é um alerta que vem sendo continuamente informado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
“Vemos um novo ciclo de gás natural pro conta da mudança da matriz e pelo gás do pré-sal”, destaca Canuto. Para desenvolver projetos, a Siemens pode investir em participação minoritária ou participar via fundo de desenvolvimento nas fases iniciais do projeto. No porto do Açu, é sócia da Prumo no projeto da termelétrica que terá cerca de 1,3 gigawatt (GW) de potência e vai movimentar a indústria de gás natural liquefeito (GNL) no país.
Tem havido a procura por desenvolvimento de projetos que usam as térmicas como âncoras e criam clusters térmicos, em que se combinam terminais de GNL, térmicas e indústrias. Em Sergipe, está um dos maiores exemplos. Um terminal de regaseificação de GNL foi criado e tem como um de seus principais projetos uma térmica de 1,5 GW de capacidade, a maior da América Latina, segundo o secretário de Energia do Estado, José Augusto Carvalho.
Com capacidade ociosa de dois terços da capacidade do projeto em Sergipe, a Golar tem buscado aumentar a demanda. A principal frente de esforço é trabalhar na conexão com a Transportadora Associada de Gás (TAG), rede de gasodutos do Norte e Nordeste, vendida pela Petrobras a um consórcio liderado pela Engie. A rede tem 4,5 mil quilômetros de gasodutos, 91 pontos de entrega, 12 estações de compressão e grande parte da capacidade instalada contratada pela Petrobras. “Mas há pendências regulatórias e operacionais a serem resolvidas”, afirma Antonello, presidente da Golar.
Há algumas incertezas hoje referentes à posição da Petrobras, que deixará de ser supridora em última instância. “Agora como ficará? Quem será o supridor? Quem será o estoquista desse gás? Como será o acesso aos gasodutos e aos terminais que a Petrobras está vendendo? Falta ainda a definição desses pontos”, observa o secretário de infraestrutura da Bahia, Marcus Cavalcanti. O Estado é um dos cinco maiores consumidores de gás do país e também vê potencial na atração de investimentos na Bahia.
O uso mais intenso das térmicas a gás natural terá impacto ambiental. O cenário futuro é de conflitos entre o setor elétrico e o de recursos hídricos. O avanço do pré-sal irá posicionar o país como um dos maiores produtores de óleo e gás e diversificar a matriz elétrica com investimentos bilionários em usinas termelétricas. Cerca de 90% da água represada em reservatórios no país é direcionada ao setor de energia, o que o torna parte da solução e do problema, aponta Oscar Cordeiro Netto, diretor da Agência Nacional de Águas (ANA).
A demanda deverá ser crescente principalmente com o avanço das usinas termelétricas a gás natural grandes consumidoras de água no processo de produção de energia. “O desafio futuro será gerenciar o uso múltiplo da água crescente, exigindo maior transparência, além de uma visão ampla sobre o tema, como a precificação da água para cada setor.”
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