Instituto E+ aponta que o valor final para as térmicas deveria ser mais baixo ainda, de no máximo US$5 no máximo para conseguir competitividade sem incentivos
MAURÍCIO GODOI, DA AGÊNCIA CANALENERGIA
O gás natural precisaria cair a pelo menos metade do que é praticado atualmente, algo como US$ 14 por milhão de BTU. Ao patamar de US$7 por milhão de BTUs como preço final o insumo é competitivo na indústria e no transporte e a US$ 5 para o uso em termelétricas operando na base do setor. Essa é uma das principais conclusões de um estudo realizado pelo Instituto E+ e intitulado Panorama e Perspectiva para o GN no Brasil. Os valores indicados levariam o combustível, que é apontado como o meio para a transição energética, a ser competitivo no mercado por mérito econômico, independente de incentivos ou subsídios.
O relatório veio na esteira da aprovação do PL 6407 na Câmara em 1º de setembro e que seguiu para o Senado. Para o E+, a aprovação do texto substitutivo é positiva para o país. Contudo, a expansão no uso para a geração termelétrica esbarra no atual nível de competitividade das renováveis. Entre as oportunidades, aponta a geração como âncora do consumo tem suas dificuldades por conta dessa realidade de preços no setor elétrico.
Com o valor apontado argumenta que é possível a competição das UTEs no setor, mas a publicação relata ainda outras oportunidades de expansão do consumo, que estão na indústria e no transporte, independente da ancoragem nas térmicas. Essa conclusão foi obtida ao analisar dados de diversos estudos e cálculos já conhecidos, como por exemplo, da própria Empresa de Pesquisa Energética.
Os valores, comenta o presidente do conselho do E+, Luiz Barroso, referem-se ao preço do gás entregue ao consumidor. Essa é a faixa de preço que permite que o gás natural seja competitivo com outras fontes de energia na indústria, no transporte e mesmo na geração elétrica, inclusive as renováveis.
“A térmica na base pode ter valor sim no processo de expansão do mercado, depende do preço do gás. Considerando três atributos que são energia, potência e reserva operativa e se o preço a US$ 5/MMBTU, a térmica até conseguiria participar da expansão e deslocar as renováveis, entraria por valor econômico e não por incentivo”, afirma Barroso, que é um dos autores do estudo, ao lado de Rafael Kelman, Luana de Souza Gaspar e contou com a participação de Joaquim Levy, ex-ministro da Fazenda e ex-presidente do BNDES.
Além disso, lembrou com mais US$ 2 /MMBTU o combustível encontraria um grande espaço na indústria e no transporte no Brasil. E isso considerando seu valor econômico e ambiental, pois nesses dois outros mercados deslocaria o uso de combustíveis líquidos fósseis mais poluentes.
Energia Elétrica
Algumas das saídas para a expansão do consumo por meio da geração de energia, sugere, é a da produção desse insumo offshore, ou seja, na própria plataforma de petróleo, no caso do GN do pré-sal. Nessa modalidade cita a perspectiva ainda de efetivar a captura e sequestro de carbono ao injetar os gases resultantes dessa queima nos poços. Uma ação que ocorre normalmente com o GN que não é utilizado.
“O uso do gás associado do pré-sal para a produção de energia elétrica é a opção que precisa ser avaliada com atenção, considerando a queda de preços das fontes renováveis e perspectiva de precificação de carbono. Além disso, por ser associada à produção do óleo, essa geração não teria a flexibilidade operativa que será crescentemente demandada pelos sistemas de potência com a maior penetração de renováveis. No entanto, a preços de gás na faixa de US$ 4 a US$ 5 /MMBTU entregues na térmica, o gás inflexível pode ser competitivo economicamente com as demais opções de expansão quando ambas competem valendo-se de seus próprios atributos, gerando uma demanda adicional de 14 Mtep ao ano do gás natural”, aponta o Instituto.
E avalia que o possível aumento de emissões com o deslocamento de renováveis pode ser evitado com a variante da geração na plataforma e a injeção de gás carbônico nos poços, contribuindo para o aumento da produção de óleo e a neutralização das emissões. A energia poderia ser transmitida por cabos submarinos.
Além disso, a geração offshore pode permitir contornar a questão da regulação estadual da distribuição do gás natural e custos do monopólio associado. “A energia elétrica entregue na costa estará pronta para ingresso no SIN, sob regulação federal e sem óbices com respeito ao comércio interestadual”, destaca. E ainda, a depender do arranjo societário, essa opção pode ser caracterizada como autoprodução de gás natural, com isenção de ICMS e PIS/COFINS. E ainda cita que o manejo do CO2 dissolvido no gás evitaria despesas de separação do gás natural antes de ser transportado para o continente.
Já a transmissão de energia para o continente por cabo submarino, lembra o Instituto, já possui resposta com o desenvolvimento de tecnologias estimuladas pela geração eólica no Mar do Norte a até 200 km da costa.
Indústria e Transporte
O relatório aponta que o balanço energético da indústria brasileira sugere espaço para absorção de até 20 Mtep por ano de gás natural na produção de cimento, cerâmica, aço, e fertilizantes e metanol no Brasil, ecoando achados nos estudos desenvolvidos por federações de indústrias e pelo BNDES. Como termo de comparação para esse mercado, o consumo de uma termelétrica de 500 MW com eficiência de 40% é de cerca de 0,7 Mtep de gás natural por ano. Assim o potencial de absorção de gás natural do setor industrial seria equivalente ao de 14 GW adicionais de geração térmica na base.
Tudo considerado, cerca de 28 Mtep de gás natural poderiam ser direcionados para a indústria e transporte, demanda maior do que todo o consumo final atual. Na análise do E+, o crescimento do consumo pelo setor industrial pode ocorrer segundo a “lógica de mercado”, ou seja, pelo mérito econômico. Nesse segmento, diz, a intervenção governamental seria mínima e, se necessária, apenas para garantir um bom funcionamento do mercado induzido pela nova lei.
Por outro lado, o setor de transporte talvez precise de um programa governamental para iniciar o processo de substituição de diesel, visando reduzir as importações, tornar o frete de carga mais barato com importantes ganhos indiretos e ainda reduzir as emissões de CO2 em 15%.