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  Termelétricas - Express
  Autor/Fonte: Odilon Machado, Agência CanalEnergia
  Data: 06/07/2017

    Inserção térmica requer incentivos


Consultoria prevê cenário positivo com Gás para Crescer, mas alerta para necessidade de eliminação de riscos associados ao combustível

 

O aumento da inserção de usinas termelétricas no setor elétrico brasileiro, como forma de garantir uma espécie de colchão de geração de base na operação do sistema, dependerá cada vez mais de incentivos financeiros específicos aos empreendedores. A avaliação é da consultoria norte-americana Wood Mackenzie, com atuação global voltadas aos setores de óleo, gás e utilities. De acordo com os analistas seniores da companhia para a América Latina nos segmentos de Gás Natural, Mauro Chavez, e de Energia Elétrica, Ricardo Gonzalez, a falta de reconhecimento financeiro da confiabilidade e da flexibilidade oferecida pelas usinas a gás ao sistema elétrico é uma grande barreira, hoje, para que a essas plantas tenham maior destaque na expansão do parque gerador nacional.

Do ponto de vista das condições de suprimento do combustível para o setor elétrico, os especialistas acreditam que vários dos objetivos que cercam o programa federal Gás para Crescer – voltado a reformular institucionalmente o segmento de gás no Brasil – estimulem uma maior participação de térmicas no sistema. Entre eles o que trata da criação de um mercado mais líquido, com mais players e com maior flexibilidade nos contratos junto aos geradores. A expectativa é que uma precificação mais adequada do risco volte a atrair o interesse de empresas tradicionais do setor em empreender projetos termelétricos no país. “Termos mais flexíveis ajudariam a reduzir o risco de o empreendedor ser forçado a comprar gás sem previsão de despacho pelo ONS”, avalia Gonzalez.

Em entrevista à Agência CanalEnergia, os consultores falam da perspectiva de preços do insumo, dada a previsão de aumento da oferta com a exploração das reservas do pré-sal. O incremento na oferta de gás nacional, segundo Chavez, não deve afetar no longo prazo os níveis históricos de importação da Bolívia, na medida em que os break-even costs do gás natural boliviano são os mais baixos da região. No caso do gás natural liquefeito, a projeção é que as importações aumentem a partir da operação do terminal de regaseificação no Sergipe. Além dos mercados de óleo e gás, a Wood Mackenzie tem estendido as análises de mercado para o setor elétrico, com foco em renováveis, após adquirir as empresas de inteligência Green TechMedia, de tecnologias solar, e Make, de eólica.

Agência CanalEnergia: Quais os impactos que a Wood Mackenzie projeta para o setor de gás e o segmento de termeletricidade com a saída da Petrobras das atividades de importação e transporte de gás natural, e possivelmente da geração de energia elétrica?

Mauro Chavez: Não necessariamente a Petrobras vai sair de forma total desses segmentos. A expectativa é que a empresa continue atuando ao longo da cadeia de valor do gás natural, respeitando os limites impostos pela legislação vigente. Porém, sim, espera-se que a redução da presença da Petrobras seja suficiente para abrir espaço para uma maior concorrência e, consequentemente, surgirem mecanismos de mercado para suportar o desenvolvimento do setor. As térmicas terão novas opções de suprimento, cujas condições serão estabelecidas seguindo uma lógica de mercado. O equilíbrio entre flexibilidade e preço será dado pelos agentes, conectados em alguma medida com a realidade do mercado internacional. Historicamente a Petrobras tem gerenciado as fontes de suprimento e os riscos comerciais associados a cada uma delas (produção própria, gás boliviano, GNL) de forma a honrar os contratos de fornecimento com a flexibilidade requerida, garantindo o atendimento da demanda. Nesse possível novo cenário, tanto as de acordo com as suas necessidades.

Agência CanalEnergia: A reformulação do setor de gás deve impactar diretamente na redução do preço do combustível?

Mauro Chavez: O objetivo desejado a partir da reforma setorial deveria ser a redução dos preços do gás natural como consequência direta do aumento da competição no suprimento ao mercado. No entanto, para que a competição seja suficientemente efetiva a ponto de pressionar os preços de gás para baixo, será necessário eliminar diversos riscos e entraves ao longo da cadeia. Entre outros fatores, o modelo de transição e os mecanismos de contratação devem ser transparentes e previsíveis, para que os agentes precifiquem e gerenciem os riscos adequadamente.

Agência CanalEnergia: E com relação ao preço especificamente do GNL?

Mauro Chavez: Em termos gerais, enxergamos que o GNL poderia atuar como um ceilling price para o preço de gás no Brasil. Monitoramos os acordos contratuais a nível global e, no ano passado, indicamos que atualmente quase 80% desses contratos de compra e venda de GNL estão indexados ao petróleo, fatia que cairá para 60% a partir de 2020 devido a um maior uso de indexadores como o Henry Hub e o NBP. Há alguns players, como a Tellurian, que estão apostando em contratos de GNL a preço fixo. Lançamos um estudo no mês passado analisando os benefícios desta estratégia.

Agência CanalEnergia: De que maneira a criação de um marco regulatório para o setor de gás, no âmbito do Gás para Crescer, pode resultar na expansão termelétrica?

Ricardo Gonzalez: Vários dos objetivos do Gás para Crescer deverão facilitar uma maior participação das termelétricas. O Objetivo 1, por exemplo, trata da criação de um mercado mais líquido, com mais players e maior flexibilidade nos contratos. Essas mudanças permitiriam mais projetos chegarem aos leilões de energia. As regras atuais dos leilões não permitem a precificação adequada do risco e, consequentemente, não têm atraído empresas tradicionais do setor. Sabe-se que se um projeto de geração não tiver suprimento de gás próprio, um contrato com o único supridor ou fornecimento através de um terminal de regaseificação, ele não tem como participar nos leilões. Num mercado com maior diversidade de atores, esse mesmo projeto estaria em melhor posição de contratar gás no mercado doméstico. Por outro lado, termos mais flexíveis ajudariam a reduzir o risco de o empreendedor ser forçado a comprar gás sem previsão de despacho pelo ONS, já que a necessidade da geração termelétrica é altamente variável no país. Uma maior flexibilidade no take or pay dos contratos ajudaria a incrementar o número de projetos.

Agência CanalEnergia: A produção de energia elétrica é, de fato, o melhor (ou o mais eficiente) destino para absorver a sobreoferta de gás natural que existe hoje no país?

Mauro Chavez: Existem outros usos, como a cogeração no setor comercial e industrial, além do gás natural veicular, onde ainda há um potencial relevante para desenvolver. Também há espaço para expandir o uso de gás na petroquímica, e isto vai depender tanto do custo como da disponibilidade de líquidos de gás natural para novos empreendimentos. Porém, a geração elétrica de base pode viabilizar a demanda para investimentos de infraestrutura para escoamento e processamento de gás associado, dada a flexibilidade de produção limitada deste gás.

Quais os entraves que podem afetar a inserção de novos projetos termelétricos no processo de expansão da oferta da geração, hoje fortemente atrelado a fontes renováveis?

Agência CanalEnergia: Ricardo Gonzalez: A falta de reconhecimento financeiro da confiabilidade oferecida pelas usinas a gás ao sistema elétrico é uma grande barreira. Com o incremento da participação das renováveis, será necessário oferecer incentivos financeiros a serviços vitais para o sistema, tais como confiabilidade e flexibilidade. Ter a suficiente capacidade disponível quando for necessário e ser capaz de fazer um ramp up em minutos vai ser fundamental para inserir mais renováveis sem afetar a confiabilidade do sistema.

Agência CanalEnergia: As térmicas são realmente a melhor opção para garantir a geração de energia elétrica de base, dado o crescimento de fontes intermitentes como eólica e solar?

Ricardo Gonzalez: Nós não enxergamos um panorama onde as termelétricas, nem as renováveis, desloquem as UHEs da base na maioria do país. Entretanto, em regiões com desafios hídricos e alto potencial eólico e solar, como o Nordeste, seria possível uma maior participação dessas fontes na base. A expectativa é que um nível maior de geração eólica e solar na base traria menos previsibilidade ao despacho. Essa externalidade deveria ser corrigida com pagamentos por confiabilidade às usinas que sejam capazes de garantir o despacho em qualquer momento.

Agência CanalEnergia: A Wood Mackenzie considera adequada a proposta de realização de leilões específicos para projetos termelétricos, como forma de incentivar a expansão dessa capacidade no parque gerador brasileiro?

Ricardo Gonzalez: Mais do que o mecanismo a ser usado, o miolo do assunto é como compensar os geradores que ofereçam capacidade firme e flexível ao sistema. Uma vez essa discussão acontecendo, há vários mecanismos possíveis que podem ser usados para atingir os objetivos, entre eles o uso de leilões específicos ou instrumentos de mercados para compensar a capacidade. Isso está sendo implementado no México como parte da reforma do setor de lá. Seja o mecanismo que for, o mais importante é incentivar a inserção adequada de capacidade firme para habilitar a entrada de um nível maior de renováveis, sem comprometer a confiabilidade do sistema.

Agência CanalEnergia: Com a perspectiva de crescimento da oferta de gás natural do pré-sal, qual o cenário para outras alternativas de suprimento, como as importações da Bolívia e de GNL?

Mauro Chavez: A Bolívia ainda deve ter um papel importante, levando-se em conta que os break-even costs do gás boliviano são os mais baixos da região. Entretanto, vemos uma redução no curto prazo das importações de gás boliviano devido ao efeito de Belo Monte, a uma tímida recuperação da demanda elétrica e ao incremento de produção doméstica na Bacia de Santos. No começo da próxima década, porém, os níveis de importação de gás boliviano podem ser similares aos históricos. No caso do GNL, há um apetite grande dos players globais por mercado. As importações de GNL devem aumentar com a operação do terminal de Sergipe, mas também nós projetamos uma necessidade de capacidade adicional na próxima década.

Agência CanalEnergia: Além do gás natural, há viabilidade para a expansão da termeletricidade no país a partir de outras fontes de geração, como a nuclear ou o carvão mineral?

Ricardo Gonzalez: Uma das tendências mais importantes no mercado elétrico é a redução do impacto ambiental. Por esse motivo temos uma visão muito conservadora em relação à novos projetos de geração usando carvão mineral, embora exista um componente social em certas regiões que poderiam influenciar a expansão desta fonte. Pelo lado da energia nuclear, há desafios que fazem com que a nossa visão seja conservadora também. O primeiro desafio está atrelado à tendência recém mencionada, e vemos que em países como Alemanha e Japão há campanhas pela redução ou eliminação dessa fonte. Por outro lado, o desenvolvimento de projetos de geração nuclear traz inúmeros desafios orçamentários e logísticos, como vemos nos EUA e no Brasil. Aqui, devido à mudança no paradigma da participação do governo na economia, não achamos que exista muito interesse do setor público em desenvolver uma usina adicional a Angra 3. Além disso, com as enormes reservas de gás a serem exploradas no pré-sal, o país não se vê forçado a pensar em uma fonte de energia que precisa de níveis tão altos de investimento para ser desenvolvida, como a energia nuclear.

 

 

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