PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES SOBRE
O SETOR ELÉTRICO
RELATÓRIO MENSAL ACOMPANHAMENTO DE CONJUNTURA:
GÁS E TERMOELÉTRICAS
Janeiro de 2013
ÍNDICE
SUMÁRIO EXECUTIVO...3
1- OFERTA DE GÁS NATURAL: DESCOBERTAS, EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO ...4
1.2- DESCOBERTAS ...4
1.2- PRODUÇÃO e OFERTA...5
2- CONSUMO DE GÁS NATURAL ...7
3- IMPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL...8
4- PREÇO E COMERCIALIZAÇÃO DE GÁS NATURAL ...9
5- GERAÇÃO DE ENERGIA TERMOELÉTRICA ...10
SUMÁRIO EXECUTIVO
Este relatório está esquematizado em grupos de assuntos relacionados ao setor de Gás e às usinas termelétricas. São eles: i) oferta de gás natural; ii) consumo de GN; iii) importação de GN; iv) preço e comercialização do gás; v) geração termoelétrica e; vi) aspectos institucionais, regulatórios e ambientais. Estes grupos possuem subgrupos nos quais tornam o relatório ainda mais fácil para a busca encadeada dos fatos durante o mês.
No primeiro tópico, no qual se relacionam as principais informações veiculadas sobre ofertas de gás natural, encontram-se as divisões Descobertas e Produção. A Petrobras anunciou a descoberta de nova acumulação de hidrocarbonetos leves em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe-Alagoas.
O segundo tópico é sobre o consumo do gás natural. O terceiro tópico apresenta os dados acerca da importação de gás natural. O quarto tópico cita as principais informações veiculadas sobre preços e a comercialização do gás natural.
O quinto tópico é reservado a informações do setor de geração de energia termelétrica. Neste tópico são apresentados dois gráficos referentes à parcela do setor termelétrico quanto a sua capacidade instalada assim como a subdivisão dos tipos destas termelétricas. A conta de luz das residências ficará acima do prometido pelo governo por causa do acionamento das usinas termelétricas neste ano. Como a energia dessas geradoras é mais cara, o desconto final pode ser de dois a três pontos percentuais menor.
No sexto e último tópico abordam-se fatos ligados a aspectos institucionais, regulatórios e ambientais.
1- OFERTA DE GÁS NATURAL: DESCOBERTAS, EXPLORAÇÃO
E PRODUÇÃO
1.2- DESCOBERTAS
O governo quer iniciar a produção do chamado gás de xisto no Brasil, disse o ministro do MME, Edison Lobão, após reunir-se com a presidente Dilma Rousseff. Em um contexto em que as usinas movidas a gás natural estão ajudando o país a enfrentar a estiagem que reduziu os reservatórios das hidrelétricas, a aposta no gás de xisto mostra que há o interesse do governo em diversificar e ampliar a matriz energética brasileira. "A Lei do Gás estabelece que o MME deve procurar sempre meios e modos de ampliar o fornecimento de gás, mas não existe hoje falta de gás. O gás que não produzimos aqui nós importamos", disse Lobão. A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, ressaltou que o potencial brasileiro de gás de xisto ainda não está mapeado, mas que os estudos envolvem as bacias do Parecis (MT), do Maranhão, Piauí, Tocantins e do São Francisco.
O potencial máximo brasileiro de gás não convencional seria de 500 tri de pés cúbicos, segundo a presidente da ANP, Magda Chambriard, mas esse teto ainda teria de ser melhor avaliado. Ainda que não seja atingida, essa estimativa otimista representa um enorme crescimento perto dos 13 TCFs de reservas de gás natural comprovadas no Brasil hoje, diz Ricardo Pinto, coordenador de energia térmica da Abrace. “O anúncio é uma excelente notícia, principalmente neste momento em que temos de importar gás para nossas usinas térmicas”, disse Pinto. “Temos ainda de comprovar se existe ou não (o gás não convencional), mas é algo que não podemos deixar para trás”, disse Magda. “Temos de investir e nos apoderar do potencial brasileiro”, concluiu.
A OGX, petroleira do Grupo EBX, comunicou à ANP, a descoberta de gás no bloco PN-T-67, na Bacia do Parnaíba, no Maranhão, no poço terrestre 1OGX102MA. Esse é o quinto poço perfurado pela empresa no PN-T-67, bloco em que a OGX Maranhão - empresa formada pela OGX, com 66,7%, e a MPX, com 33,3% - é operadora e tem 70% de participação, em sociedade com a Petra Energia. A perfuração do poço 1OGX102MA foi iniciada no dia 11 de dezembro pela sonda BCH-12 e encontrou gás no prospecto denominado Esperantinópolis.
A Petrobras informou ao mercado no dia 11de janeiro que sua Diretoria Executiva aprovou a criação do Programa Onshore de Gás Natural (PRON-GÁS), voltado para a exploração, produção e monetização do gás natural das bacias sedimentares terrestres brasileiras, em reservatórios convencionais e não convencionais. De acordo com a empresa, o PRON-GÁS tem como objetivo identificar o potencial de gás natural nas bacias sedimentares terrestres brasileiras e avaliar os custos para o seu aproveitamento, segundo uma arquitetura energética que integra a geração termelétrica próxima às linhas de transmissão e a produção complementar de fertilizantes nitrogenados, para atendimento ao agronegócio brasileiro. Para atingir seus objetivos, a Petrobras informou que a iniciativa integrará o conhecimento e as experiências da companhia nas Áreas de Exploração & Produção, Gás & Energia e da Área Internacional, bem como das tecnologias de terceiros, atualmente utilizadas nas atividades
onshore, para produção de gás natural.
1.2- PRODUÇÃO e OFERTA
A produção de gás natural da Petrobras no Brasil em novembro de 2012 atingiu 62,179 mi de m³/dia. Considerando a produção de gás natural da empresa somada à parcela operada para seus parceiros, o volume chega a 68,464 mi de m³/dia. Os valores mantém-se nos mesmos níveis do mês de outubro. Segundo informações da Petrobras, a produção total de petróleo e gás natural da companhia, considerados os campos no Brasil e no exterior, atingiu em novembro a média de 2.575.249 barris de óleo equivalente por dia, também próximo ao volume produzido em outubro.
A presidente da Petrobras, Graça Foster, disse que não está faltando gás no Brasil. "Não há a menor condição de faltar gás para atender todas as térmicas", disse a executiva. Ela mostrou que a estatal está preparada para atender picos e vales. Segundo ela, no dia 8 de janeiro foram oferecidos 85,1 mi de m³ de gás natural na rede interligada e 5 mi no sistema isolado da região Norte. Desse gás, 30,4 mi importados da Bolívia e 14,5 mi de GNL importado. Graça informou ainda que no dia 9 de janeiro foram gerados 9.894 MW médios de energia elétrica a partir de centrais termoeletricas, dos quais 6.655 MW médios por meio de térmicas a gás, e 3.239 MW médios por térmicas a óleo. Para exemplificar que não está faltando gás no mercado, Graça Foster disse que ainda há espaço nos terminais de GNL para importar 9,52 mi de m³ diários.
A decisão de importar o GNL para abastecer as térmicas no Brasil foi tomada após a Petrobras assinar, em 2007, um termo com a Aneel se comprometendo com o abastecimento das usinas. À época, havia déficit no fornecimento do produto. O gás produzido pela Petrobras e o importado da Bolívia eram insuficientes para atender indústrias, térmicas e veículos movidos a GNV. O gás produzido no Brasil é predominantemente associado ao petróleo, cuja extração vem crescendo lentamente nos últimos anos. Já a demanda por gás tem disparado ano a ano. A presidente da Petrobras, Graça Foster, disse que "até 2020 não haverá aumento relevante de gás do pré-sal". A dificuldade de transporte é outro fator que impede a expansão da produção de gás natural no país. Não é possível estocar o produto, a menos que sejam usadas cavernas subterrâneas, o que elevaria os custos de produção.
2- CONSUMO DE GÁS NATURAL
A Petrobras informou no dia 20 de dezembro de 2012, em nota oficial, que "está cumprindo rigorosamente seus compromissos de suprimento de gás natural aos mercados por ela atendidos e não há qualquer risco de desabastecimento aos seus clientes". A nota responde ao posicionamento da Firjan, que alertou para o risco de desabastecimento de energia elétrica e de gás neste fim de ano e no início de 2013. A Petrobras ressaltou também que vem atendendo integralmente ao despacho térmico solicitado pelo ONS. O consumo médio de gás natural neste ano, considerando a produção nacional e as importações da Bolívia e de GNL, ficou em 72 mi de m³/dia, contra uma capacidade instalada de 102 mi de m³/dia, informou a empresa. Em novembro, o pico do ano, o consumo foi de 97 mi. Apesar da pequena margem de diferença, estão afastados os riscos de desabastecimento, segundo o diretor de Gás e Energia da companhia, Alcides Santoro. Para o fim de 2013, há a perspectiva de a capacidade instalada chegar a cerca de 120 mi de m³/dia.
O consumo de gás natural no Brasil em novembro atingiu 70,9 mi de m³/dia. O volume, recorde histórico, é 41,5% superior ao registrado em igual período do ano passado, de acordo com levantamento feito pela Abegás. Segundo a entidade, o novo recorde se deve ao acionamento das termelétricas em virtude da atual situação hidrológica com reservatórios abaixo do nível esperado para o período. Apenas as térmicas consumiram 28,1 mi de m³/dia de gás em novembro, volume ligeiramente inferior ao utilizado pelas indústrias, de 28,5 mi de m³/dia. No acumulado de janeiro a novembro, o consumo de gás natural é 18,2% superior em comparação ao totalizado em igual período de 2011. De acordo com a Abegás, na mesma comparação, os segmentos residencial e comercial mostraram um crescimento de 5,8% e 5,9%, respectivamente. Já o setor industrial registrou redução de 1%, devido à queda da atividade industrial. O segmento veicular também apresentou queda de 3%.
3- IMPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL
O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, autorizou a Petrobras a importar GNL no chamado mercado spot (31/01), em que a mercadoria é entregue em curto prazo e o pagamento é feito à vista. O volume total de GNL a ser importado pela petrolífera é de 40 mi de m³. Segundo a portaria que permite a importação, quatro regiões no Brasil são o mercado potencial para a demanda de Gás Natural Liquefeito, exceto a Região Norte e o Estado do Mato Grosso, no Centro-Oeste. A autorização tem validade de 24 meses e está publicada no DOU. O acionamento de usinas térmicas no País por causa da forte estiagem neste início de ano influencia diretamente a aquisição de GNL pela Petrobras, que precisa comprar o gás no mercado tido como superaquecido para abastecer essas usinas.
Gráfico 1: Produção e Importação de GN1
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Volumes em Milhões m3/d; 2Produção após descontadas reinjeção (não desconta, porém, a reinjeção de gás seco em Urucu), queimas, perdas e consumo próprio na produção e transporte; 3Inclui o consumo próprio da Petrobras;
4
4- PREÇO E COMERCIALIZAÇÃO DE GÁS NATURAL
Para que o governo alcance o objetivo de tornar o Brasil um país mais competitivo é fundamental que a redução das tarifas de energia seja mais abrangente. O preço menor não deve beneficiar apenas os consumidores de energia de geração elétrica, mas, de forma complementar, estendidos àqueles que usam gás natural. A reivindicação é da Abrace. Segundo a associação, o Brasil está no topo do ranking mundial, com os maiores preços praticados no mercado de gás natural. “Aqui, o gás custa cerca de quatro vezes mais do que no exterior. Isso impacta a produção industrial e acaba repassado ao consumidor, no preço do produto”, disse o presidente da Abrace, Paulo Pedrosa. O preço alto prejudica diretamente a competitividade dos produtos brasileiros. “O Brasil tem reservas, mas esse gás acaba não sendo usado devido ao preço mais alto do que o importado” acrescentou.
5- GERAÇÃO DE ENERGIA TERMOELÉTRICA
A operação plena das termelétricas para garantir a segurança do abastecimento do sistema brasileiro, enquanto os reservatórios hidrelétricos estão em níveis críticos, está gerando um prejuízo da ordem de R$ 240 mi por mês à Petrobras. O cálculo é da consultoria Gas Energy, com base no volume e no preço de GNL importado pela estatal para complementar a oferta do insumo para as usinas brasileiras. Segundo a consultoria, a Petrobras é remunerada em US$ 12 por mi de BTU pela operação das termelétricas. O preço do GNL no mercado de curto prazo hoje, porém, é da ordem de US$ 18 por mi de BTU, o que gera um prejuízo de US$ 6 por mi de BTU. A conta considera a capacidade total de importação dos dois terminais de regaseificação do país, em Pecém (CE) e Baía de Guanabara (RJ), de 21 mi de m3 /dia, o suficiente para a produção de aproximadamente 4 mil MW de energia termelétrica. Para cada 1 mil MW, a Gas Energy estima um prejuízo de R$ 60 mi.
O Encargo de Serviços do Sistema, que é cobrado na conta de luz para cobrir os custos operacionais do setor elétrico, pode bater novo recorde histórico no mês de dezembro, atingindo o montante de R$ 929,2 mi, segundo estimativas da Abrace. De acordo com a entidade, o encargo vai onerar os custos da energia de todos os consumidores do Brasil. O aumento significativo do ESS se deve, principalmente, à entrada em operação de todas as usinas termoelétricas do país para garantir o fornecimento de energia em função do baixo nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas. “Caso a estimativa se confirme, a cobrança do encargo atingirá um total de R$ 2,7 bi em 2012”, afirma a Abrace, em comunicado. Para a entidade, as empresas poderão avaliar a possibilidade de reduzir sua demanda neste momento devido aos elevados preços da energia no mercado livre. O PLD, atingiu R$ 555 por MWh, no inicio de janeiro, um dos mais altos patamares e que se aproxima dos níveis alcançados em períodos de crise de fornecimento.
O fantasma do racionamento de energia que voltou a rondar o país e ganhou um novo ingrediente: a possível escassez de gás natural para atender a todas as térmicas. Algumas usinas já estão gerando abaixo do previsto, segundo dados do ONS. O informativo do ONS menciona três térmicas com capacidade reduzida por "menor disponibilidade de combustível", sem especificar de que tipo. Na indústria não há espaço para tranquilidade, diz Cristiano
Prado, gerente de competitividade industrial e investimentos da Firjan. "As chuvas já deveriam estar acontecendo. Do jeito que está as térmicas vão rodar por todo o primeiro semestre para compensar a baixa dos reservatórios das hidrelétricas. Com isso, pode faltar gás para a indústria: "Não esperamos apagão, mas estamos vendo mais risco de redução de consumo se as chuvas não vierem".
O governo federal indicou que pretende desligar gradativamente as usinas térmicas assim que os reservatórios das hidrelétricas voltarem ao nível normal. Apesar disso, os planos para as térmicas alimentadas a gás natural e carvão seguem em outra direção. No médio prazo, o MME pretende que essas usinas, hoje só acionadas em caráter emergencial, passem a fazer parte constante da matriz energética do país. Isso significa que elas entrarão para a base do sistema elétrico nacional e funcionarão durante todo o ano, sendo paralisadas somente para manutenção. Ao incluir as térmicas na base da geração, o governo quer garantir a segurança energética, embora isso signifique, no médio prazo, aumento no custo da energia e maior impacto ambiental. A decisão pode resultar em uma reviravolta entre os projetos de térmicas movidas a carvão mineral, um tipo de geração que desde 2009 não tem nenhum empreendimento incluído em leilões de energia, por conta de compromissos ambientais assumidos pelo Brasil. A meta do ministério é diversificar a matriz energética brasileira, atualmente com mais de 70% de geração hidrelétrica.
O coordenador do GESEL/UFRJ, professor Nivalde de Castro, defendeu a proposta em estudo pelo MME de acionar permanentemente as termelétricas a gás natural e carvão. Segundo o especialista, como o consumo de energia continua crescendo e as novas hidrelétricas construídas não possuem reservatórios de regularização, o uso das termelétricas será cada vez mais importante. “Estamos evoluindo para uma matriz cada vez mais hidro-térmica. A capacidade de regularização dos reservatórios hoje é insuficiente para gerar energia no período úmido. As usinas do rio Madeira, que estão entrando agora, são a fio d’água [sem grandes reservatórios]. E, para complementar, a termelétrica é a fonte mais segura de todas”, afirmou o professor. Para o coordenador do GESEL/UFRJ, a decisão de acionar permanentemente as termelétricas vai demandar mudanças estruturais nos modelos utilizados para operação do sistema. Isso porque os modelos atuais, baseados no programa “Newave”, consideram a operação das usinas pela ordem de custo crescente, em que as térmicas são as mais caras.
O presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, afirmou que o governo vai incluir novas termelétricas no próximo PDE para 2022. Desde que o documento foi criado, com periodicidade anual, é a primeira vez que o governo admite considerar novas térmicas, além das já contratadas, num sinal de que pretende elevar o nível de segurança do sistema. “Nós já estamos fazendo o PDE 2022. E a gente prevê um pouquinho mais de térmicas. Há uma hora que tem que ver a questão da segurança, mesmo que seja mais caro, tem que colocar”, disse Tolmasquim durante o Energen Latam. Na avaliação de Tolmasquim, como a tendência é se construir hidrelétricas sem reservatórios será cada vez mais necessário contratar térmicas para complementar o sistema. O presidente da EPE disse não conhecer nenhum estudo em andamento pelo governo para a operação contínua de termelétricas a combustível fóssil na base do sistema. Ele, no entanto, explicou que se houver redução no custo do gás natural as usinas movidas a esse combustível poderiam operar por longo período de tempo.
As termelétricas continuam operando a carga plena e dia 27/01 geraram 23% da energia do sistema elétrico brasileiro, enquanto das hidrelétricas foram responsáveis por 73,8% do total de 51.700 MWmédios gerados, segundo boletim da operação do ONS. O restante é fornecido por usinas nucleares e eólicas. O aumento de chuvas na região Nordeste, a mais crítica do país, fez o ONS reduzir o custo da operação do sistema de R$ 477,81 o MWh para R$ 304,56 MWh até 1º de fevereiro.
Gráfico 1: Parcela Termoelétrica na Matriz Energética (kW)
6- PRONUNCIAMENTOS DE ÓRGÃOS PÚBLICOS
A pedido da presidente Dilma Rousseff, 117 novos blocos de exploração de petróleo e gás devem ser adicionados aos 172 previstos para a 11ª rodada do leilão da ANP. A licitação está marcada para os dias 14 e 15 de maio, no RJ. Segundo o secretário de Petróleo e Gás do MME, Marco Antônio Almeida, o acréscimo terá que ser aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética até o próximo dia 10. "Com isso, chegaremos a 289 blocos na rodada. Será agregada uma área de exploração de 34.514 km² aos 121.199 km² previstos inicialmente, chegando a uma cobertura de 155.713 km²", afirmou o secretário. Entre as novas áreas que serão adicionadas está a foz do Rio Amazonas, com 65 novos blocos na fronteira com a Guiana. Para Almeida, como o Brasil não licita novos blocos de exploração há muito tempo, a procura dos investidores deve ser grande. O secretário, no entanto, foi comedido ao comentar a expectativa de arrecadação com os bônus de assinatura do leilão. "A nossa expectativa de arrecadação está entre R$ 1 bi e R$ 10 bi, mas muito mais perto de R$ 1 bi", completou.
