Edição 245 - Revista Petro & Química

A inserção do gás natural na matriz energética nacional pode significar a solução para diversos problemas – como o déficit no refino, a eficiência energética e questões ambientais. Só que, se a prioridade é ampliar a participação do gás em sua matriz, o país precisa solucionar alguns gargalos, que vão desde o equacionamento entre mercados convencional e interruptível até o preço do insumo.

O primeiro plano de inserção do gás natural na matriz energética focava a geração termelétrica – de fato, esse seria o melhor impulso que o setor de gás natural poderia receber. Mas isso não bastou: hoje o país tem uma oferta de geração maior do que a demanda, e o gás natural ainda não desenvolveu um mercado que absorva seus excedentes.

Algumas ações vem sendo realizadas – o GNV vem ganhando espaço entre os combustíveis, a co-geração está em pauta na indústria, e o desenvolvimento de novas tecnologias permite levar o gás natural a novos mercados. O desafio é desenvolver um planejamento integrado, envolvendo ações desde a produção até o uso final.

Não é exatamente como os players do setor queriam, mas o consumo de gás natural vem ganhando seu espaço na matriz energética. No ano passado, as vendas do insumo ultrapassaram a marca de 26 milhões de m³/dia – consumidos principalmente pelos setores industrial, automotivo e de geração termelétrica. O resultado poderia ter sido melhor, não fosse um leque de entraves, que vão desde a incipiência do mercado até os altos preços do insumo.

Os últimos números divulgados pela Agência Nacional do Petróleo apontam, em novembro de 2002, uma produção nacional de 40,1 milhões de m³/dia, que foram somados aos 13,7 milhões de m³/dia importados da Bolívia e da Argentina. Subtraindo o que ainda é queimado por ser produzido associado ao gás (3,9 milhões de m³/d), além das parcelas que são destinadas à reinjeção (8,6 milhões de m³/d) e ao consumo próprio da Petrobras (4,9 milhões de m³/d), há disponível 36,3 milhões de m³ diários de gás natural – esses não são os maiores números já alcançados, mesmo em 2002, a produção e a comercialização atingiram números mais expressivos. Esses números demonstram que há insumo disponível.

Os problemas começam ainda na característica geológica e vão até a carência de equipamentos voltados para o uso do insumo. Sem demanda, resta à Petrobras queimar parte do gás – apesar dos investimentos que a companhia vem realizando na área. A própria Petrobras consome parte da produção nas regiões produtoras e nas refinarias, e reinjeta nos reservatórios outra parcela – como acontece na região de Urucu, no Amazonas, até agora sem solução para o escoamento de sua produção.

O desenvolvimento do mercado esbarra, por exemplo, nos preços do gás oriundo da Bolívia, que ainda são formados a partir de uma cesta de óleos, acrescida da variação cambial, o que tem levado o insumo importado a bater a casa dos US$ 3. “Houve erro na negociação do preço do gás boliviano. Na época, o problema foi alertado pela Associação dos Engenheiros da Petrobras – Aepet, mas as pessoas não ouviram, e o resultado está aí. Esperamos que as futuras expansões no fornecimento só devem ser feitas renegociando os contratos anteriores”, explica o secretário de Energia e Petróleo do Rio de Janeiro, Wagner Victer, que fazia parte da direção da Aepet na época das negociações entre Brasil e Bolívia.

Para complicar, a rede dutoviária ainda é escassa, a legislação não contempla alguns pontos específicos, e o setor elétrico, que seria o grande responsável pela alavancagem na demanda, andou enfrentando alguns desarranjos. “Essa fase inicial de desenvolvimento do mercado é caracterizada por contratos de longo prazo e pouca flexibilidade para viabilizar investimentos em exploração e produção e transporte, poucos players e poucas alternativas. Se o país ultrapassar essa etapa inicial de desenvolvimento, pode chegar ao mercado desenvolvido, no qual existem diversas ferramentas comerciais que trazem mais flexibilidade ao mercado”, explica Pedro Camarota, coordenador de Novos Negócios de Gás e Eletricidade da Repsol YPF.

Mesmo assim, as perspectivas são boas para o gás natural: pela primeira vez, o país sedia um complexo gás químico, o GNV vem ganhando espaço entre os combustíveis, a co-geração está em pauta na indústria, e o desenvolvimento de novas tecnologias permite levar o insumo a novos mercados. Além disso, a ANP prepara a criação de uma legislação específica para o gás natural, e há uma tendência na renegociação dos preços do gás exportado para o Brasil.

A perspectiva é que o energético apresente uma taxa de crescimento média de 25% ao ano, no período 2003/2010, atingindo uma fatia de 12% na matriz energética – o que significa uma demanda de 90 milhões de m³ – ao final do período.

A geração termelétrica como indutor do mercado

O primeiro planejamento de inserção do gás natural na matriz energética nacional foi desenhado focando a expansão do parque gerador – baseado principalmente na construção de usinas termelétricas. Teoricamente, seria o paraíso: um setor baseado na geração hidrelétrica, complementado com geração termelétrica, o que significaria maior confiabilidade do sistema. “O Brasil não pode depender de São Pedro. Como é que o país vai crescer 4% se não tem energia, ou se depende de uma única fonte, que pode faltar? As termelétricas são uma realidade no mundo inteiro”, explica Olavo Rufino, gerente de Relações Externas da Ceg.

De fato, geração termelétrica alavanca o mercado, devido ao seu elevado consumo – a previsão inicial era de que, dos 72 milhões de m³ comercializados diariamente em 2005, 54% seriam consumidos pelas termelétricas – nesse volume, seriam viabilizadas novas ampliações na infra-estrutura. “Uma usina termelétrica de 1GW consome 4 milhões de m³ por dia. Em um mês, são 120 milhões de m³, volume correspondente ao consumo anual de um cliente industrial gigante”, compara Marcelo Mota, gerente de Marketing Industrial da Comgás.

O problema é que diversas incertezas beiravam o setor elétrico, por isso vários projetos termelétricos não foram viabilizados, e o aumento na capacidade de geração não chegou a tempo de evitar a crise de energia que afetou o país entre 2001 e 2002. Passada a crise, a principal conseqüência foi a redução na demanda elétrica – e o que era escassez tornou-se superoferta. Aí, vale a lei do menor custo, com prejuízo para a geração termelétrica, que tem seu MW até US$ 7 mais caro.

Das usinas previstas no Programa Prioritário de Termeletricidade, pelo menos 4 mil MW estão assegurados – já entraram em operação ou estão com operação prevista até 2004 – uma capacidade existente que, devido a redução na demanda e a recuperação dos reservatórios, se encontra ociosa. “O país já investiu mais de US$ 3 bilhões na construção de usinas termelétricas e outros US$ 2 bilhões em ampliações e expansões da infra-estrutura de transporte de gás, é preciso encontrar uma forma de otimizar estes investimentos antes de se pensar em novas expansões do sistema elétrico”, pontua Pedro Camarota.

A desaceleração do PPT fez com que as vendas para esse segmento ficassem abaixo das expectativas. No ano passado, a previsão era de que a Ceg – que atende a região metropolitana do Rio de Janeiro – vendesse 900 milhões de m³ e a Ceg Rio – que opera no interior do Estado – 1,3 bilhão de m³. Por causa do baixo consumo de energia elétrica após o racionamento e das chuvas abundantes nos reservatórios das hidrelétricas, a Ceg vendeu somente 169 milhões de m³ e a Ceg Rio, 676 milhões de m³. Comportamento semelhante apresentou a distribuidora paulista Comgás, que fechou o ano entre 10% e 15% abaixo do planejado. “Tivemos crescimento, mas esperávamos crescer mais”, conta o gerente da distribuidora.

O desafio, no entanto, é encontrar uma forma para a inserção das usinas termelétricas a gás no sistema elétrico – tarefa complicada, que exige equacionamento de preços e desenvolvimento de um mercado secundário. “Devido a infância do setor, são necessários grandes investimentos que não se viabilizariam com uma perspectiva de um despacho totalmente aleatório. Como compatibilizar as necessidades de flexibilidade e complementaridade do setor elétrico com as restrições de uma indústria de gás ainda incipiente é o desafio do novo governo”, completa o executivo.

De saída, o consumo interruptível das termelétricas precisaria ser esquematizado com o mercado convencional (automotivo, industrial e residencial). “Por um lado, o gás nacional é produzido associado ao petróleo, enquanto o gás importado é em regime take or pay. Assim, se não há consumo, estaremos queimando ou pagando sem usá-lo. Por isso é necessário desenvolver o mercado secundário. Solicitei à ministra Dilma Rousseff (Minas e Energia) para colocar na pauta do CNPE uma política específica para desenvolver o mercado secundário. É inaceitável que a indústria cerâmica, que muitas vezes está localizada próxima ao ponto de chegada do gás, como em Campos, pague um gás dolarizado. Se não fizer isso, depois do “apagão”, teremos o “acesão”, conta Wagner Victer.

Nos países onde o uso do gás já está consolidado, o mercado secundário é constituído pelas usinas termelétricas – um bom exemplo é a Argentina: no inverno, quando a demanda residencial e comercial aumentam, por efeito da utilização do gás para calefação, as usinas termelétricas passam a consumir um combustível alternativo. “Na verdade, quando se fala em mercado secundário para as termelétricas, há uma inversão de papéis porque, em todos os mercados desenvolvidos, o mercado secundário são as termelétricas”, explica Pedro Camarota.

Só que, no Brasil, a relação de consumo entre os dois mercados ainda é desproporcional. De 26 milhões de m³ consumidos diariamente, cerca de 6 milhões de m³ são destinados às termelétricas – volume que poderá passar dos 23 milhões de m³ com a entrada em operação de novas usinas. O problema será direcionar essa produção de 23 milhões de m³ para o mercado convencional quando as usinas não estiverem despachando energia. “Não vai ser o mercado secundário que vai absorver a variação do despacho das termelétricas. É preciso encontrar uma solução definitiva de inserção das termelétricas, que seja sustentável no longo prazo e que viabilize os investimentos em infra-estrutura”.

“Por mais sucesso que se tenha na co-geração, ela não tem a mesma escala do setor termelétrico. Mas, se não houver termelétricas, é possível recuperar parte desse volume com o mercado de co-geração”, completa Marcelo Mota. Para o executivo da Repsol YPF, não basta ter uma capacidade contratada, é necessário haver despacho do gás. “O gás é uma indústria física, e não um seguro financeiro para o risco hidrológico. É preciso que haja um fluxo físico de gás nos gasodutos . Na produção do gás são extraídos líquidos que precisam de um regime contínuo de produção para justificarem os investimentos em plantas de separação e logística de transporte. Todo o investimento em exploração, plantas de tratamento e malha de escoamento precisa ser remunerado”.

Mercado primário ou secundário?

Mais do que equacionar a geração termelétrica dentro do sistema elétrico nacional, o governo tem como desafio incentivar o uso do gás em todos os outros setores. “Uma distribuidora não pode viver de um setor. A matriz energética não depende só das termelétricas, depende de ações que possam ser feitas no varejo”, avalia o gerente da Ceg.

Isso não significa, necessariamente, subsidiar outros setores – como a proposta de oferecer uma tarifa diferenciada para suprir o consumo industrial até que as termelétricas comecem a sair do papel, e assim contribuir para a criação de um mercado secundário. “Se há interesse em desenvolver o gás na matriz energética, como uma opção de longo prazo, é preciso que haja um plano integrado, com ações nos diversos segmentos de consumo do gás”, complementa o executivo da Repsol YPF.

Um dos gargalos é a escassez da malha de gasodutos existente no país – característica dessa etapa inicial de desenvolvimento do mercado. “É importante ampliar a infra-estrutura de transporte, para que possamos alcançar um tamanho de mercado que seja sustentável e que vá oferecer mais alternativas para os consumidores”.

Uma regulação específica para o setor também se faz necessária. “As características do setor de gás são mais parecidas com o setor elétrico o que com o setor de petróleo”, explcia Álvaro Teixeira, secretário executivo do Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás.

A própria ANP já identificou questões específicas relacionadas à indústria de gás natural, que não estavam contempladas na Lei do Petróleo – como a definição da competência regulatória entre as esferas federal e estadual, a exigência de que a operadora de transporte seja detentora dos ativos que opera, a liberação de consumidores finais, o estabelecimento das prioridades de despachos, a fixação de um cronograma para a redução de queimas e a exigência de anuência dos contratos de transporte. “A partir desta identificação percebeu-se a necessidade de criação de uma legislação que contemplasse esses pontos. Esse processo, porém, deverá se dar de acordo com o procedimento legislatório usual. A lei deverá tratar dos pontos não explicitados na legislação que hoje rege a indústria”, informa a Agência.

Uma legislação mais ampla, envolvendo questões ambientais – como a restrição à queima da lenha e de óleos combustíveis, ou à utilização das águas – assim como uma política de incentivo à substituição de combustíveis também pode estimular o desenvolvimento do mercado para o gás natural, assim como outras fontes renováveis. Nesse sentido, o plano de conversão das refinarias, que a Petrobras vem desenvolvendo, é uma ação que influi diretamente no gás natural, uma vez que haverá menor disponibilidade de óleos combustíveis. “Hoje, há oferta de óleo combustível, mas quando a Petrobras concluir a construção de suas unidades de coque, essa disponibilidade vai ser menor”, conta o gerente da Comgás.

O preço

Na visão da Agência, o principal entrave ao desenvolvimento do setor diz respeito ao preço do gás natural, principalmente quando comparado a outros energéticos concorrentes – uma vez que alguns óleos pesados, e produtos como o coque, são comercializados a preços mais atraentes, indústrias e até mesmo as usinas termelétricas deixam de realizar a conversão para a utilização do gás natural.

“Com o preço do gás mais caro do que a lenha, o empresário nunca vai converter seu suprimento. Outro exemplo é o gás residencial, que pode ser mais barato e incentivar a substituição do GLP”, explica Wagner Victer.

O assunto já tem pautado algumas reuniões entre a Petrobras e o Ministério das Minas e Energia. Segundo o diretor de Gás e Energia da Petrobras, Ildo Sauer, a empresa já enviou uma carta à estatal boliviana YPFB, solicitando a revisão no contrato de importação do gás boliviano. A intenção é flexibilizar o contrato – assinado em regime take or pay – para viabilizar o mercado brasileiro. “O contrato com a Bolívia não prevê apenas a compra de gás, mas também o desenvolvimento do mercado nos dois países. Mas isso não está ocorrendo, pois o alto preço e a inflexibilidade estão segurando o crescimento do mercado brasileiro. Então, vamos sentar e discutir as condições”, disse o diretor.

O próprio governo boliviano já se mostrava disposto a negociar a redução no preço do insumo. Na última reunião da Comissão Mista de Energia Brasil Bolívia, realizada no final do ano passado, o ministro de Hidrocarburos da Bolívia, Fernando Illanes, informou que o governo boliviano iniciaria as negociações com os produtores de gás do país para tentar reduzir o preço do insumo exportado para o Brasil – que custa US$ 3,31 por milhão de m³, incluída a tarifa de transporte.

CTGás: criado para fomentar a utillização do gás natural no Brasil

Para barganhar, a Petrobras poderia utilizar o fato de a Bolívia só vender seu gás para o Brasil e para a Argentina – ao passo que, com o desenvolvimento de tecnologias e exportadores de GNL, o Brasil poderá buscar novas fontes de suprimento. “A Bolívia não terá para quem vender seu gás”, diz o analista Armando Franco, da Tendências Consultoria.

Novos mercados

Além de preços menores, todo o setor persegue novas tecnologias que permitam ampliar o potencial mercado – soluções que vão desde o transporte até o uso final. Haja visto o trabalho desenvolvido pela RedeGasEnergia, uma rede criada pela Petrobras, TBG e distribuidoras estaduais com a finalidade de dar suporte tecnológico ao desenvolvimento do mercado. O leque de projetos coordenados pela Rede abrange desde desenvolvimento de tecnologias GTL até mais específicos, como aquecedores residenciais.

No portfólio, constam projetos de monetização das reservas de gás do Amazonas – com o desenvolvimento de tecnologias GTL, GTM e GNL. Outra questão abordada é a estocagem subterrânea – atualmente estão sendo feitos levantamentos geológicos para localizar cavernas naturais para armazenamento do gás.

Um trabalho sólido também vem sendo desenvolvido focando o uso final do gás. É o caso dos projetos voltados para a utilização do gás para geração de calor em indústrias cerâmicas, moveleiras, e fabricação de vidros; como o desenvolvimento de fornos para secagem de madeira ou cozimento de cerâmica. Já para o segmento comercial, o objetivo é desenvolver microturbinas e sistemas de co-geração que, ao mesmo tempo, supram as necessidades de energia elétrica e refrigeração. Para o segmento residencial, os projetos envolvem o desenvolvimento de eletrodomésticos movidos a gás natural.

Criado pela Petrobras em parceria com o Senai também para fomentar a utilização do gás natural no Brasil, o Centro de Tecnologia do Gás – CTGás vem prestando serviços de consultoria, assistência técnica e desenvolvimento de equipamentos em sua sede, localizada em Natal / RN, e nos 16 núcleos espalhados pelo país.

Um desses serviços é o que vem sendo chamado de balanço energético. Enfatizando aspectos de custo, eficiência, segurança e impacto ambiental, os técnicos do CTGás traçam um diagnóstico para as empresas medirem a viabilidade econômica e os benefícios ao adotarem o gás natural. O projeto de fornos para indústrias cerâmicas de pequeno porte é um bom exemplo: os técnicos do CTGás desenvolveram um protótipo, que está sendo testado em uma cerâmica instalada em Macaíba / RN, com capacidade para seis mil tijolos por queima. “Esse segmento é marcado pela defasagem tecnológica e agressão ao meio ambiente, por isso torna-se propício ao uso do gás natural”, conta Wellington Penetra, coordenador da Unidade de Negócios de Assistência Técnica e Tecnológica do CTGás.

O trabalho desenvolvido é mais uma solução de engenharia financeira do que uma inovação tecnológica. Contudo há um outro ponto a favor do gás natural: a agressão ao meio ambiente, uma vez que a utilização da lenha como combustível tem sido a principal responsável pela desertificação avançada na região do Seridó. Um trabalho semelhante, realizado com sucesso em 22 padarias na cidade de Natal, está sendo estendido para os Estados de Alagoas e Pernambuco.

Para pequenas e médias empresas, o CTGás vem trabalhando em um projeto ainda mais arrojado: o desenvolvimento de um sistema de co-geração de energia para empresas de pequeno porte – com consumo entre 50 kWh e 300 kWh – que deverá permitir uma redução de custo de aproximadamente 40% e poderá fornecer refrigeração, energia e água quente.

O centro tecnológico está desenvolvendo, para o segmento automotivo, um compressor de pequeno porte, usado nos postos revendedores – que deverá custar metade do preço dos aparelhos usados atualmente. Também para popularizar o uso do GNV, os técnicos do CTGás estudam o desenvolvimento de uma unidade doméstica para abastecimento doméstico. “O usuário poderá abastecer o seu carro durante a noite, em sua casa”, diz Guido Salvi dos Santos, Coordenador da Unidade de Relações com o Mercado.

Outra pesquisa desenvolvida nos laboratórios do CTGás é o armazenamento de gás natural dentro das estruturas do carvão mineral – técnica que poderá diminuir o tamanho e o peso dos tanques de armazenamento de GNV. Conhecida como gás natural adsorvido, consiste em utilizar carvão mineral para adsorver as moléculas de gás natural. “O que pode dobrar o volume de gás em um mesmo tanque, com a mesma pressão”, completa José Alcides Martins, coordenador da Unidade de Negócios de Pesquisa do Centro.

Mercado ainda pouco explorado, a co-geração pode ser uma grande saída para eficiência energética – cerca de 40% da energia elétrica é usada, no Brasil, para a produção de frio ou calor. O uso do gás para fins térmicos pode otimizar a rentabilidade do produto. “Para alguns segmentos, a co-geração é uma solução bastante interessante Na termogeração, o conteúdo energético utilizado chega a 52%, enquanto a cogeração permite aproveitar acima de 80% do conteúdo energético no processo produtivo, com a produção de energia elétrica e térmica”, comenta o gerente da Comgás.

Além disso, a co-geração poderia contar com incentivos – como uma política para absorção dos excedentes de energia elétrica gerada – e a disponibilidade de equipamentos. “A questão dos excedentes de energia elétrica num projeto de cogeração é fundamental para sua economicidade”, conta Pedro Camarota.

Dois exemplos são as plantas de co-geração instaladas nas refinarias da Petrobras. Uma unidade construída na Rlam, com capacidade para gerar 406 MW e 400 toneladas de vapor por hora, disponibiliza 310 MW para o mercado de energia. Já a planta instalada na RPBC, de 369 MW e 400 toneladas de vapor por hora, disponibiliza 260 MW.

E, apesar da mudança na direção da Petrobras, a empresa mantém a ênfase e os investimentos que vêm dando a esses projetos para o desenvolvimento da indústria de gás natural.

Solução para o déficit no refino?

A solução para o temido déficit no refino – que o Brasil poderá enfrentar ao final da década – pode ter uma alternativa à construção de novas refinarias: o gás natural. Isso porque a demanda será principalmente por derivados que podem ser substituídos pelo gás, como é o caso da gasolina, do diesel e do GLP. “O uso do GLP ainda é elevado, e, em conjunto com o diesel, aumenta a fragilidade do refino”, conta Victer.

Segundo o estudo encomendado pela ANP, o GNV representará o consumo de 5% da frota em 2010 – para um consumo total de 52 milhões de m³ anuais, a gasolina ainda deverá suprir pelo menos 75% da demanda. Ações de popularização na conversão da frota, como as adotadas pelo Governo do Estado do Rio de Janeiro com a redução ou a fabricação de motores bi-combustíveis poderiam re-equacionar essa proporção.

Iniciativas desse tipo vem contemplando a substituição do diesel nas frotas de ônibus urbanos e até em tratores – em 2010, o consumo de diesel atingirá 47 milhões de m³/ano, mas, com as tecnologias ainda sem escala, o estudo da ANP não considera um alto impacto nas substituições por GNV.

Já o GLP atingirá um consumo de 16 milhões de m³ / ano – nesse caso, a substituição do mercado depende, sobretudo, da ampliação da malha residencial, ou do desenvolvimento de distribuição a granel do GNL. Pela projeção da Agência, a substituição do GLP pelo gás natural deverá atingir 15% em 2010.

O gás natural veicular é um dos mercados mais promissores das companhias. As vendas de GNV já são três vezes o mercado residencial e comercial juntos. Para este ano, o presidente da Gás Natural, Daniel Lopes Jorda, projeta um crescimento de 50% nas vendas do combustível automotivo. No último ano, o volume de GNV vendido pela Ceg e Ceg Rio foi de 400 milhões de m³ - de um total de vendas, para todos os tipos de consumidores, de 2,7 bilhões de m³.

O setor industrial foi responsável por quase a metade das vendas com 1,3 bilhão de m³. Já o residencial respondeu por 160 milhões de m³, e as termelétricas, por 845 milhões de m³.