RELATÓRIO DE CONJUNTURA: GÁS e TERMOELÉTRICAS Setembro de 2009 Nivalde J. de Castro Raul Ramos Timponi PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES ECONÔMICAS FINANCEIRAS DO SETOR ELÉTRICO
PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES SOBRE O SETOR ELÉTRICO RELATÓRIO MENSAL ACOMPANHAMENTO da CONJUNTURA: GÁS e TERMOELÉTRICAS SETEMBRO de 2009 Nivalde J. de Castro Raul Ramos Timponi PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES ECONÔMICO-FINANCEIRAS DO SETOR ELÉTRICO
Índice: 1 FUTUROS EMPREENDIMENTOS TÉRMICOS...4 2 DESCOBERTAS, EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL... 5 3 CONSUMO DE GÁS NATURAL...7 4 PREÇOS E LEILÕES DE GÁS NATURAL... 8 5 ASPECTOS INSTITUCIONAIS E AMBIENTAIS... 8 Relatório Mensal de Acompanhamento da Conjuntura de Gás e Termoelétricas (1) Nivalde J. de Castro (2) Raul Ramos Timponi (3) (1) Participaram da elaboração deste relatório como pesquisadores Roberto Brandão, Bruna de Souza Turques, Rafhael dos Santos Resende, Diogo Chauke de Souza Magalhães, Débora de Melo Cunha e Luciano Análio Ribeiro. (2) Professor do Instituto de Economia - UFRJ e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico. (3) Pesquisador do GESEL-IE-UFRJ
1 FUTUROS EMPREENDIMENTOS TÉRMICOS O reinício das obras de construção da Usina Nuclear Angra 3 estão previstas para dezembro. Vale lembrar que o investimento total estimado para a construção de Angra 3 é da ordem de R$ 7 bilhões, com financiamento da Eletrobrás, do BNDES e de bancos internacionais de fomento. Quanto aos demais futuros projetos nucleares, em outubro, a Eletronuclear pretende levar ao MME uma lista com os 20 lugares em PE, BA, SE e AL, que poderiam receber a central nuclear. Os estudos estão sendo feitos junto com pesquisadores da Coppe-UFRJ e levam em conta uma centena de variantes ambientais, sociais, geofísicas e econômicas. A intenção é ter o local definido ainda no governo Lula. A expectativa é que a primeira usina esteja operando em 2019, e a segunda, em 2021. O PNE para 2030 ainda prevê a construção de duas plantas, de 1 mil MW cada, no Nordeste, e duas plantas com a mesma potência no Sudeste nos próximos 20 anos. A construção de novas usinas nucleares no Brasil, como as futuras centrais nucleares a serem instaladas no Nordeste e Sudeste do país, poderá contar com a participação de empresas privadas. A legislação brasileira permite essa participação de forma minoritária nos projetos do setor. O modelo de comercialização da energia que será gerada por Angra 3 ainda está em discussão. Esse é um tema que ainda precisa passar por uma série de ajustes, pois é mais complexo do que aparenta. Para se ter um modelo de comercialização de energia, primeiro deve-se ter um modelo de longo prazo de comercialização do combustível nuclear e, por isso, a Eletronuclear está negociando com as Indústrias Nucleares do Brasil contratos de longo prazo, ou seja, de 15 anos, como atualmente é exigido. Nesse sentido, o Brasil busca se tornar autossuficiente no processo de produção, conversão e enriquecimento de urânio até o ano de 2014, segundo expectativa da INB. Isso deve ocorrer porque com os esforços mundiais para reduzir as emissões de gases causadores do efeito estufa, a tendência é de que tecnologias limpas passem a ser priorizadas de forma global. A produção brasileira atual de urânio é de 400 toneladas por ano - volume suficiente apenas para atender à demanda das usinas nucleares de Angra 1 e Angra 2. A partir do momento em que se decidiu pela construção de Angra 3,
se decidiu também, dentro da perspectiva do Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro, que teremos, eventualmente, entre quatro e oito usinas até o ano de 2034. Assim, a INB já trabalha em projetos para se preparar para atender à essa nova demanda. O Brasil tem capacidade para atender a essa necessidade de urânio, inclusive com sobra. Mas eventual decisão sobre exportação desse produto se dá na esfera política, já que se trata de um insumo energético, considerado estratégico para o País. 2 DESCOBERTAS, EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL A empresa espanhola Repsol YPF anunciou a 14ª descoberta este ano de petróleo e gás em águas profundas da Bacia de Santos, no Brasil. A descoberta aconteceu no poço 4-SPS-66C, chamado de Abaré Oeste, a 290 km da costa de São Paulo. A Repsol tem nesta área uma participação de 25%, a Petrobras de 45% e a British Gas de 30%. A produção da Petrobras de gás natural em campos nacionais permaneceu estável em agosto. De acordo com a companhia, a produção chegou a 50,246 milhões de metros cúbicos por dia. No exterior, a produção ficou em 14,846 milhões de m³/dia, totalizando 65,1 milhões de m³/dia produzidos no Brasil e no exterior. Se considerada a produção total de petróleo e gás natural da companhia no país em agosto desse ano, foi verificado um aumento de 3,6% sobre o volume produzido no mesmo mês de 2008, alcançando 2.530.559 barris de óleo equivalente por dia. Segundo a empresa, o volume de petróleo e gás natural proveniente dos países onde a Petrobras atua no exterior chegou a 234.299 barris de óleo equivalente por dia, 3,9% acima da produção de agosto de 2008. Este aumento se deve à entrada em produção dos campos de Agbami e Akpo, ambos na Nigéria. A Petrobrás já tem planos para transportar o gás natural que será produzido, junto com o petróleo, no projeto-piloto do campo de Tupi, na área do pré-sal da Bacia de Santos. Segundo o gerente de Planejamento de Exploração e Produção da empresa, Mauro Yuji, cerca de 3 milhões de m³ diários deverão ser bombeados de Tupi até o
campo de Mexilhão, que, por sua vez, estará conectado ao continente por outro gasoduto e daí à rede instalada no país.. A Petrobrás quer iniciar o piloto de Tupi no fim de 2010, com a produção de 100 mil barris diários de petróleo. O Gasduc III, gasoduto ligando Macaé, no Norte Fluminense, à Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), na Baixada Fluminense, deverá ser concluído em novembro. O duto terá capacidade de até 40 milhões de metros cúbicos por dia e irá complementar o transportar de gás dos gasodutos Gasduc I e Gasduc II. Outra obra com previsão de término para este ano é o gasoduto Urucu-Coari-Manaus, orçado em R$ 4,581 bilhões e deverá ter as obras encerradas ainda neste mês. É pertinente ressaltar que com as atuais descobertas de grande potencial de gás natural no Pré-sal, o país terá auto-suficiência deste insumo energético. A dependência das importações deste insumo de outros países, como a Bolívia, será menor, mas a manutenção dos contratos comerciais de compra de gás natural ainda será importante.
3 CONSUMO DE GÁS NATURAL O desperdício de gás natural no país continua aumentando. Dados da ANP indicam que a queima de gás, no acumulado de janeiro a julho, cresceu 76,7% em relação a igual período no ano passado. Em média, foram queimados 9,85 milhões de m³/dia no período, recorde para este intervalo de tempo. Em julho, a queima de gás dobrou nas unidades de produção. Houve aumento de 99,2% frente a igual período de 2008. O aumento da queima de gás ocorre devido ao menor consumo interno, especialmente por parte da indústria. A maior parte da produção de gás no Brasil é associada ao petróleo. Como o consumo de gás é menor, a sobra tem pouco mercado para ser colocado, e a única solução é desperdiçar o gás ou reinjetá-lo. Nesse contexto, o Brasil reduziu a quantidade de gás natural que importa da Bolívia e já pediu uma revisão do contrato de compra e venda, discussão essa estendida na última seção deste Relatório. No mês de agosto, o consumo de Gás Natural por setores está representado na figura abaixo. É interessante notar que apesar da maior capacidade de produção de gás que o país tem atualmente, a média de consumo em 2009 (43 milhões de m3/dia, excetuando o setor energético) é a mais baixa dos últimos 4 anos. Tabela nº. 1 Consumo de Gás Natural por Setor Consumo de Gás Natural por Setor - Agosto 2009 Industrial 0,61% 2,82% 2,82% 0,87% 0,66% Automotivo Residencial Comer cial 5,57% 30,45% Geração de Energia Elét r ica Co-Ger ação Outros
Fonte: MME, Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural nº. 30, Setembro/2009. 4 PREÇOS E LEILÕES DE GÁS NATURAL A Petrobras promoveu novo leilão de gás natural, que adotou nova modalidade contratual para comercialização do produto com as distribuidoras locais. Além do prazo de fornecimento de seis meses, novas regras incentivam o aumento do consumo a partir da redução progressiva do preço. O grande destaque neste leilão foi o fato de 17 distribuidoras terem adquirido quantidades de gás natural que as habilitam a retirar, ao longo dos seis meses, volumes adicionais aos arrematados com preços inferiores aos praticados no leilão. O objetivo é incentivar no país o desenvolvimento de um mercado secundário de gás natural e vender o excedente do produto em poder da empresa. Foram ofertados 22 milhões de m³/dia, sendo parte desse volume proveniente dos contratos vigentes com as distribuidoras e parte do volume disponível para as termelétricas, mas que não será demandado até março de 2010 diante das atuais condições favoráveis dos reservatórios das hidrelétricas. Ao todo foram vendidos 3,75 milhões de metros cúbicos/dia de gás natural com desconto médio de 36% em relação aos preços de contrato. 5 ASPECTOS INSTITUCIONAIS E AMBIENTAIS Os agentes do setor de gás esperam que o trabalho de regulamentação da Lei do Gás seja retomado ainda esta semana. A expectativa é que a norma saia ainda este ano. Um dos pontos de mais difícil solução é a troca operacional das moléculas do combustível. A intenção é que terceiros agentes possam usar gasodutos já com a capacidade comercial contratada. Estão sendo discutidos no momento detalhes, como a quem solicitar a troca, qual será a tarifa e, principalmente, como se dará a transação. A
troca operacional de gás ocorreria quando um agente tivesse um gasoduto totalmente contratado e outros agentes quisessem utilizá-lo. A discussão em torno do swap está a emperrar o consenso nas discussões da regulamentação da lei do gás, contou o coordenador de energia térmica da Abrace, Percival Franco do Amaral. A Petrobras está preocupada que o swap possa colocar em risco questões comerciais. O temor da Petrobras seria ter perda de mercado, visto que a empresa deixaria de entregar o volume acordado na troca, principalmente durante o período de exclusividade. A gerente do Núcleo de Energia Térmica e Fontes Alternativas da Andrade & Canellas considera o swap fundamental para permitir o acesso de certas distribuidoras ao gás da Bacia de santos, que hoje está restrito a uma região. O presidente do Ibama descartou a possibilidade de revogar a instrução normativa que ampliou a exigência de compensação ambiental para termelétricas e que está sendo questionada por empresários e pelo governo. A norma condiciona a construção de novas termelétricas movidas a carvão e a óleo à compensação das emissões de carbono das usinas com reflorestamento e investimentos em energias renováveis. Nove dos 11 ministérios que integram a Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima entregaram à Casa Civil uma carta pedindo a revogação na norma. A comissão argumenta que o Ibama não tem a prerrogativa de legislar sobre emissões de gases de efeito estufa. Empresários do setor elétrico também reclamam do dispositivo, que, segundo eles, inviabiliza a construção de novas termelétricas. Quanto à possibilidade de as usinas térmicas adotarem outro combustível, a Aneel está analisando aspectos técnicos e jurídicos do caso, para ver se os leilões vinculam ou não as usinas ao combustível contratado. A Agência também estuda transferir para o Sudeste e Sul do país as termelétricas leiloadas no ano passado, previstas para serem construídas no Nordeste. No leilão de térmicas de 2008 foram contratados 5,5 mil megawatts (MW) de energia a ser produzidos a partir de 2013 por 24 usinas, a maioria movida a óleo, no Nordeste. O objetivo é aproximar a geração de energia dos grandes centros de consumo, evitando a necessidade de construção de linhas de transmissão e, com isso, o aumento do custo da energia para transportá-la de uma região para outra. No entanto a mudança nos critérios definidos no leilão é vista como
uma tarefa difícil e envolve a análise de aspectos técnicos e jurídicos. A Aneel pretende finalizar em outubro a análise dessas implicações. As principais dúvidas dos investidores dizem respeito às possíveis modificações do CVU, do ICB e da garantia física dos projetos. Além disso, a Petrobras aguarda uma definição do governo para saber quais usinas terão prioridade no fornecimento do gás natural. Até hoje não foi confirmado se há disponibilidade do energético para todas as plantas. Enquanto essa questão não se define, a empresa Wärtsilä negocia com os donos de térmicas a óleo combustível vencedores do leilões de 2008 para o caso de conversão das usinas para gás natural. O custo de conversão das usinas é semelhante ao que está sendo feito para três termelétricas em Manaus - que pertencem a Geradora de Energia do Amazonas (Gera), Manauara e Rio Amazonas Energia - de 85 MW cada. O valor total do contrato com as três empresas é de 48 milhões. A expectativa é concluir a conversão das térmicas de Manaus até setembro de 2010. As usinas contarão com sensores automáticos que permitirão aumentar a quantidade de óleo combustível no processo quando houver uma queda no fornecimento de gás natural, sem interromper a operação das plantas. Outra questão bastante debatida ao longo do mês foi a possibilidade de alterar o contrato de venda de gás natural ao Brasil para ajustar e estabelecer cotas fixas, que permitam à Bolívia consolidar volumes de gás extras para seu mercado internacional. Isso porque apesar de ter capacidade de transportar até 31 milhões, o Gasbol vem sendo subaproveitado. Essa queda de braço entre Petrobrás e Bolívia com relação ao suprimento de gás foi revigorou-se em setembro. Os bolivianos pedem a implementação de acordo fechado no ano passado entre os governos dos dois países e querem uma redução nos volumes de exportação, para que possam destinar o gás que não vem sendo consumido pelo Brasil a outros clientes, como a Argentina ou indústrias locais. As duas partes se reuniram em meados do mês em Santa Cruz de la Sierra para iniciar as conversas.