Gás natural é chave para transição energética, mas caminho ainda é longo

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Uso do gás como combustível da transição energética exigirá superação de desafios estruturais, regulatórios e comerciais e criação de políticas públicas para viabilizar insumo do pré-sal a preços competitivos

 

A crise hídrica reforçou a importância da presença do gás natural como fonte de eletricidade para assegurar maior segurança no abastecimento de energia. Sua relevância continuará, mas para que o insumo possa ser usado na transição energética e se tornar competitivo como combustível para a indústria será preciso superar alguns obstáculos regulatórios. Esses foram os principais pontos discutidos no quinto episódio da websérie Transição Energética e o Desenvolvimento Sustentável realizada pela Abdib que abordou o papel do gás natural como alternativa na transição energética.

“O gás natural é uma alternativa na transição energética. Em um contexto em que se torna essencial reduzir as emissões de carbono, a geração de energia se tornou um tema prioritário e realizar a transição para uma economia de baixo carbono irá requerer investimentos em inovação e mudança de produção. A questão é que essas fontes alternativas não estão disponíveis ainda em grande escala para que todos os países façam sua transição, o que posiciona o gás em um lugar estratégico. Apesar de ser um combustível fóssil, tem menos poluentes que petróleo e carvão, e tem uma infraestrutura disponível em muitos países. O Brasil, mesmo com uma matriz predominante renovável, não possui uma infraestrutura relevante, tem um atraso de 20 anos. Teremos de acelerar o passo”, destacou o presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), Venilton Tadini.

 

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“Temos visto nesse momento um novo ritmo de transição energética, com uma aceleração desse movimento. É uma transformação, não uma transição. Cerca de 80% da nova capacidade instalada na Europa se refere a projetos renováveis. No Brasil, com o avanço de fontes intermitentes, como solar e eólica, o gás natural se torna ainda mais relevante”, afirmou Marcos Cintra, diretor de Relações Institucionais na Eneva.

Diretora de Estudos de Petróleo e Gás Natural da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), Heloisa Borges, observou que a transição energética não é um processo linear, por envolver a descarbonização de fontes, o que consequentemente implica em mudar dezenas de matrizes energéticas mundo afora e adotar estratégias para o uso mais eficiente de energia. “Não é uma virada de chave, mas um processo que leva tempo e nesse contexto o gás natural entra. Nosso ponto de partida é muito bom porque a matriz já é renovável, mas precisaremos complementar nossas fontes e reduzir a presença de combustíveis fósseis com uma demanda em alta. Em alguns cenários de longo prazo, a demanda energética chega a triplicar nas próximas décadas.”

Heloisa disse que o gás poderá ter participação não apenas na matriz elétrica, mas como combustível que abastecerá frotas de caminhões, que hoje são fortemente dependentes do diesel, mas que nos próximos anos poderão ter uma parte de seu consumo abastecido por gás natural. Uma combinação de fatores leva a esse cenário como a alta dependência de combustíveis fósseis e a predominância do modal rodoviário no transporte de cargas no país. Os caminhões, por exemplo, são grandes fontes emissoras de gases de efeito estufa e se aproximam bastante das emissões de todo o setor industrial. Heloisa disse que o gás poderá ter outro papel na matriz com a exploração gradual da camada pré-sal, em que há gás associado ao óleo extraído. Como há limites ambientais para sua queima e existem obstáculos técnicos para sua reinjeção, o insumo terá de ser aproveitado. “Nosso problema atual de crise hídrica é um aperto conjuntural. Nosso problema não é falta de gás, mas como usar esse gás abundante para viabilizar e potencializar nossa indústria no cenário de descarbonização”, disse.

Para Sylvie D’Apote, diretora executiva de Gás Natural do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), o mundo ainda precisará de petróleo e gás nos próximos anos. Essa oferta terá de ser reduzida à medida que a demanda também cair. “Se isso for brusco, poderemos ter problemas de preços. E qual vai ser a produção de petróleo e gás mais resiliente? A que tiver a pegada de carbono mais baixa e mais competitiva. A janela do Brasil é curta, mas poderá criar riqueza.”

O aumento do uso do gás natural na indústria e no setor elétrico tem alguns obstáculos. Projeções da Empresa Brasileira de Pesquisa Energética (EPE) indicam que entre 2021 e 2030 o gás natural deverá ser uma das fontes de geração de energia elétrica com maior expansão do país, adicionando até 16 GW de capacidade. No mesmo período, a produção brasileira do combustível deverá crescer de 73 milhões de metros cúbicos diários para 140 milhões de metros cúbicos diários no cenário de referência.

A indústria observa com atenção a desregulação do setor de gás natural. Desde 2015, iniciou-se o processo de desverticalização da Petrobras para reduzir seu endividamento. Primeiro, em dezembro de 2015, vendeu 49% de sua fatia na Gaspetro, que detinha presença em diversas distribuidoras estaduais de gás. Dado o primeiro passo da abertura, a estatal vendeu as duas principais transportadoras de gás, a NTS e a TAG, com mais de seis mil quilômetros somados de dutos. Em 2020, foi sancionada a Lei 4.476/2020, que institui a Nova Lei do Gás, para promover maior competição.

A indústria, no entanto, ainda não tem visto reduções de preços. No início de novembro, a Petrobras começou a discutir com distribuidoras de gás novos valores de contratos, que levam em consideração o mercado de curto prazo e aproxima os preços internos das cotações internacionais de GNL, que têm sido pressionadas pela crise de oferta e demanda internacional dos combustíveis. O mercado reclama de informações que apontam aumentos de mais de 200%. Isso poderia levar a repasse para as indústrias, que reclamam há anos de que os preços no Brasil são mais altos que os internacionais. “Estamos vivendo um momento difícil com a perspectiva de alta de 200% dos contratos. Um associado só nos indicou que pode ter um aumento de custos de R$ 400 milhões anuais. E além do aumento há exigência de travamento de quatro anos para migrar para o mercado livre, o que dificulta a abertura do mercado”, destacou Paulo Pedrosa, presidente da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace).

Para Pedrosa, na prática, a legislação de abertura tem sido lenta e as forças contrárias à regulação mais livre buscam criar um modelo mais verticalizado com mercados locais atendidos por distribuidoras locais. “A ameaça é de que se troque o monopólio nacional estatal de gás para um monopólio privado do insumo por empresas verticalizadas. Temos questionado com o Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica) essa abertura e há tantas incertezas sobre disponibilidade nos dutos e sobre os custos que a migração para o mercado livre é cada vez mais difícil. O desafio é reencontrar um desenho conceitual de concorrência e coerência”, disse. O executivo apontou que essa situação atual poderá levar o Brasil a desperdiçar a oportunidade de usar o gás do pré-sal como fator de competitividade para a indústria. Caso o gás proveniente do aumento da produção do insumo seja disponibilizado a preços competitivos, o parque industrial que usa o insumo, formado por empresas químicas e petroquímicas, por exemplo, poderá dobrar de tamanho nos próximos anos no Brasil. “Seria uma revolução como a que o gás de xisto provocou nos Estados Unidos.”

 

Urgências de curto prazo

Para Sylvie D’Apote, do IBP, a nova legislação do gás natural impõe que os produtores terão de vender, a partir do próximo ano, para outras empresas que não a Petrobras. “Temos um sentimento de urgência, às vésperas de 2022, em primeiro de janeiro, uma série de produtores que tinham a Petrobras como grande compradora terão de vender para outras empresas. Os produtores que têm um volume significativo no pré-sal terão o desafio de fechar os contratos, cláusulas antes de o contrato ficar válido. Um trabalho frenético nesse momento está sendo feito para acertar componentes do contrato. Agora o que mais está pegando são os contratos de transporte. Há preocupação de quem oferece o gás e do lado dos consumidores livres e distribuidoras, os agentes estão preocupados com a falta de avanço da abertura.”

“O senso de urgência para estes produtores – não são tantos, mas os volumes são significativos é fechar os contratos. Os contratos ainda estão em negociação, não estão fechados, todos têm condições prévias, cláusulas que precisam ser acertadas antes que os contratos possam estar vigentes. Tem um trabalho frenético de negociação neste momento para acertar alguns componentes”, disse, frisando que o ponto mais desafiador neste momento são os contratos de transporte e que tanto quem oferece o gás natural quanto distribuidoras e consumidores livres, todos estão muito preocupados pela falta de avanço. “As coisas não estão procedendo na velocidade de que precisamos, nós colocamos o prazo de 31 de dezembro de 2021, mas algumas coisas que já precisam estar acertadas já há alguns meses estão ainda em discussão”, concluiu.

A executiva do IBP explicou que o setor tem preocupações de curto prazo, mas também há as de médio e longo prazo, pois os investimentos nesta indústria são de longo prazo e as decisões de hoje vão criar uma oferta daqui a cinco ou seis anos, na melhor das hipóteses. “Apesar de não ser uma oferta de gás para amanhã, algumas decisões, algumas perspectivas, precisam estar presentes hoje para que as empresas possam fazer investimentos e obviamente isso é uma decisão técnica e econômica que precisa ser feita com a perspectiva de qual será o tamanho odo mercado de gás”, afirmou, indicando que é muito importante entender se, no médio prazo, cinco ou dez anos, existirá no Brasil um mercado de gás mais pujante. “O que eu vejo é que o Brasil ainda tem um potencial grande de aumentar o uso de gás, mesmo com transição energética”, ressaltou.  Ela apontou que o gás do pré-sal está distante da costa e para chegar ao continente serão necessários investimentos em gasodutos de escoamento. “Isso precisar estar na discussão, é preciso analisar os pontos.”

Paulo Pedrosa, da Abrace, disse que a discussão atual tem de identificar qual modelo deve ser implementado no Brasil. “Um é o de transporte de grandes volumes de gás, sem se preocupar com a demanda, ou seja, maximiza o transporte. O outro é criar um mercado competitivo para indústrias com grandes volumes para ancorar a indústria? Quem está perto da malha de gasoduto deve pagar o mesmo de quem está distante? Nós não estamos atentos a essa discussão”, observou. Para ele, a introdução do gás na matriz elétrica tem de ser feita de forma virtuosa. “Temos de valorizar o atributo da energia, o gás tem de ser complementar. Hoje temos um modelo em que compro a energia solar e eólica a R$ 140 o MWh, mas isso obriga todos os outros consumidores a pagarem a térmica de reserva, criando um custo para toda a sociedade. Temos uma energia renovável, mas ela provoca um custo sistêmico”, complementou o executivo representante dos grandes consumidores industriais de energia

Heloisa Borges, da EPE, disse que o gás natural é o caminho hoje mais competitivo para chegar ao hidrogênio. O hidrogênio verde, a partir de fontes renováveis, tem um custo mais elevado. A Alemanha tem buscado desenhar leilões com subsídios para que a fonte avance. “Para que o hidrogênio ganhe escala, será preciso ter uma garantia de oferta porque as indústrias terão de investir na adaptação de seus processos. Fica aquela dúvida: investe-se na oferta ou na demanda? Alguns países, como a Alemanha, estão criando leilões para assegurar essa demanda e ter subsídios para cobrir a diferença”, destacou a pesquisadora. Ela ressaltou que a infraestrutura terá de ser também alterada. “Nos Estados Unidos, existem três mil quilômetros de dutos exclusivos para hidrogênio.”

 

Projeto de Lei 414/2021

Carla Primavera, superintendente da Área de Energia do BNDES, destacou a importância da separação do lastro e da energia. “Isso é importante assim como a valoração de cada atributo das fontes. Isso seria um ganho para todos os segmentos e o banco tem a firme convicção de que esse é o caminho a ser trilhado. Temos buscado criar um modelo de financiamento que se adapte a essa separação do lastro e energia e dos atributos”, afirmou. A separação entre lastro e energia está no Projeto de Lei 414/2021, que ainda prevê 1) abertura gradual do mercado permitindo que os consumidores escolham o seu fornecedor de energia; 2) adoção de uma tarifa que segregue o custo da energia (insumo) do serviço de infraestrutura de redes (tarifa multiparte ou binômia); 3) viabilização de um rateio equânime dos custos associados à provisão de lastro entre todos os consumidores, com a separação de lastro e energia.

Pedrosa, da Abrace, afirmou que o grande problema do setor de energia é o preço que essa energia chega aos consumidores. “O preço está errado. Hoje temos térmicas gerando a quase R$ 2.000 o MWh, mas o preço de curto prazo está em menos de R$ 100 o MWh. Esse preço baixo esvazia os reservatórios e depois se enchem as represas com térmicas caras, isso atende a muitos interesses, porque é pago pelos consumidores. O consumidor se contratou no longo prazo para ter previsibilidade, mas não tem, esse é o ponto a ser priorizado. Difícil termos uma discussão estrutural porque a agenda eleitoral está aí e interesses locais acabam prevalecendo. Por exemplo, vemos debater para estender subsídio para carvão, é bom para a região que produz, para o parlamentar, mas é ruim para todos os consumidores do país. Nesse cenário, o planejamento é defensivo.”

 

Agenda regulatória do setor é desafiadora

A agenda regulatória do setor de gás foi outro aspecto apontado como desafiador. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) tem dificuldades para atender a essa demanda prevista na agenda, com quadro pessoal insuficiente. “Em um momento, tentou-se levar pessoas do governo para a ANP, isso trouxe alguns benefícios, mas ainda pequenos em relação ao desafio. É pouca gente, a agenda regulatória tem sido atrasada sucessivamente. Também se falou em usar recurso de pesquisa e desenvolvimento para contratar universidades, mas isso também é lento, um processo demorado. Talvez uma solução possível seja buscar recursos em organismos internacionais para contratar uma força tarefa de profissionais técnicos, posicionar estrategicamente em um local e ficar a serviço da ANP, sob comando da agência. Se delegar para o mercado, é desafiador, vai ter de se avaliar todas as consequências”, disse Pedrosa, da Abrace.

Carla Primavera, do BNDES, disse que o desafio ainda é maior porque a regulação do gás envolve os estados que, por exemplo, têm a responsabilidade de elaborar as regras locais do mercado livre de gás, como a fixação de um limite mínimo de consumo para migração para esse ambiente. “Poderíamos fazer uma parceria com a ANP, como fizemos com a EPE, poderia haver uma contribuição em alguns pontos.”

 

WEBSÉRIE TRANSIÇÃO ENERGÉTICA E DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL

 

Episódio 1 – Modernização do setor elétrico, os seus impactos ambientais e produtividade

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Episódio 2 – Os desafios da escassez hídrica para o setor de energia elétrica

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Episódio 3 – O papel da nova Eletrobras na expansão do setor elétrico

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Episódio 4 – Geração de energia e fontes renováveis

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Episódio 5 – O gás natural como alternativa na transição energética

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