V Congresso Brasileiro de Regulação Associação Brasileira de Agências de Regulação - ABAR Interface das Indústrias de Gás e Energia Elétrica José Cesário Cecchi Superintendente de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural - SCM Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP 09 de maio de 2007
Sumário Panorama Atual da Indústria do Gás Natural no Brasil Panorama da Geração Termelétrica a Gás Natural no Brasil Considerações Finais
Contexto Atenção especial dada à necessidade de atendimento da demanda para geração termelétrica, em detrimento de outros setores; Apesar da flexibilização do monopólio, a Petrobras: (i) possui forte presença em todo o setor; (ii) é considerada instrumento de políticas públicas (Exemplo: Empreendimentos integrantes do Plano de Aceleração do Crescimento PAC); (iii) possui estratégia empresarial para firmar sua posição dominante; Forte incerteza de cunho político e regulatório nos países do América do Sul que sejam potenciais fornecedores de gás natural para o continente; Indefinição de quando e como será estabelecido um Plano de Contingência; Indefinição quanto ao modelo a ser estabelecido para a Lei do Gás (discussões em andamento); Não há uma infraestrutura de transporte integrada e suficiente para o atendimento de mercados já contratados, além de não haver garantia de suficiência do energético (produto nacional + produto importado).
Gás Natural na Matriz Energética: Oferta de Energia Primária 2000 2005 Gás Natural 5% Bio mas s a 25% Gás Natural 9% Bio mas s a 30% P etró leo e Derivado 46% Hidráulica e Eletricidad e 16% P etró leo e Derivado 39% Hidráulica e Eletricida de 15% Carvão 7% Urâ nio 1% Carvão 6% Urâ nio 1% Fonte: Balanço Energético Nacional (MME) / Ano de Referência: 2005 / Publicação: 2006
Consumo de Gás Natural, por Segmento (%) 2000 2006 Fonte: Revista Brasil Energia - Referência: Média de 2000 e 2006
Características da Geração Termelétrica a Gás Natural no Brasil Importância crescente da geração termelétrica à gás natural devido à expectativa de aceleração do crescimento econômico e aos atrasos na implantação de novos empreendimentos hidrelétricos. Governo identifica a necessidade de estabelecer um mecanismo que permita garantir o suprimento de gás natural para a geração termelétrica, priorizando este consumo de modo a evitar um comprometimento na oferta de eletricidade. Atualmente, um número reduzido de usinas termelétricas tem contrato de suprimento firme de gás natural com a Petrobras (com destaque para a UTE Norte Fluminense e a UTE Juiz de Fora). Por força contratual, e devido a escassez do energético, a Petrobras prioriza o atendimento da demanda de gás destas usinas. Resolução ANEEL nº 237/06 Estabelece critérios para consideração das UTE s na elaboração do Programa Mensal de Operação Eletroenergética PMO em função da indisponibilidade por falta de combustível. Com vistas a evidenciar esta inter-relação e as problemáticas advindas deste processo destacam-se os resultados do mais recente teste de operação simultânea ocorrido em dezembro de 2006 para usinas localizadas nas regiões sul, sudeste e centro-oeste.
Período: de 11 a 22 de dezembro/2006 Teste de Operação Simultânea de UTE s a Gás Natural nas Regiões S/SE/CO Responsabilidade pelo Teste: ONS e ANEEL; Objetivo: Verificar a disponibilidade de gás natural para o despacho simultâneo de 13 Usinas Termelétricas (UTE s), a plena capacidade; Papel da ANP: O compartilhamento, entre agências reguladoras, de informações relacionadas com a movimentação de gás natural nos sistemas de transporte que atendem as UTE s. Amparado pelo disposto na Portaria ANP N o.1, de 6 de janeiro de 2003, a ANP obtém de seus agentes regulados (TBG e Transpetro) informações diárias consolidadas relacionadas com a movimentação de gás natural no Brasil. Durante o período de teste a ANP enviou, diariamente, os dados pertinentes para a ANEEL.
Resultados do Teste de Operação Simultânea (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) Fonte: ONS 1: Do total de 4846 MW médio programados pelo ONS para o teste, 2.771 MW médios (ou 57,2%) não foram gerados pelas UTEs. 2: A coluna (5) mostra a participação de cada UTE no total de energia não gerada no teste. Macaé Merchant representou 33,3% do total não gerado no teste. A UTE Juiz de Fora não contribuiu para o total não gerado. 3: A coluna (8) indica a participação no total de energia não gerada por grupos de UTEs classificadas de acordo com as justificativas apresentadas ao ONS.
Avaliação da Movimentação de Gás durante o Período de Teste 1. Avaliação Sistema TBG: Crescimento da Importação de gás boliviano através do Ponto de Recepção de Corumbá: ultrapassando 30,8 milhões m 3 /dia; Significativo aumento de vazão de entrega nas UTEs, com exceção da UTE Canoas; Redução do consumo de gás nas refinarias (REPLAN, REFAP e REPAR); Aumento na transferência de gás boliviano para a malha sudeste da Transpetro (16%); Manutenção do nível de empacotamento do gasoduto; Aumento do consumo interno: aprox. 34,17% (gás utilizado nas Estações de Compressão). 2. Avaliação Sistema Transpetro: Crescimento do recebimento de gás na malha Transpetro (Gás Boliviano, Gás da Bacia de Campos e Gás do Campo de Merluza): da ordem de 9,7%; Relevante redução de consumo de gás na REDUC: da ordem de 17,5%; Pequena redução do nível de empacotamento da malha sudeste da Transpetro; Aumento do consumo interno: aproximadamente 50% (gás utilizado nas Estações de Compressão); Significativo aumento de vazão de entrega nas UTEs Norte Fluminense, Juiz de Fora e Termorio.
Previsão de Oferta de Energia Adicional da Petrobras (UTE s) no Período 2007/2011 8000 6.737 MW 21.016 mil m 3 /dia 7000 6.055 MW 18.793 mil m 3 /dia 6.737 MW 21.016 mil m 3 /dia 6000 4.675 MW 13.764 mil m 3 /dia MW méd 5000 4000 3000 2.200 MW 6.611 mil m 3 /dia Nordes te Sul SE/CO 2000 1000 0 Usinas: CCBS, Eletrobolt, Ibiritermo, Juiz de Fora, Norte Fluminense, Nova Piratininga, Piratininga, Macaé Merchant, Termorio, Três Lagoas, Araucária, Canoas, FAFEN, Fortaleza, Termobahia, Termoceará, Termopernambuco, Vale do Açu, Bahia 1, Cabo, Petrolina Previsões constantes do Termo de Compromisso firmado entre Petrobras e Aneel.
Considerações Finais O gás natural no âmbito da Lei n.º 9.478/97 não recebe tratamento de uma fonte de energia primária competitiva; Necessidade de expansão da Infraestrutura dutoviária para garantir abastecimento a todos os segmentos de consumo de gás natural. Especial atenção é dada, atualmente, aos projetos de interligação das malha nordeste e sudeste e a implementação dos empreendimentos de GNL; Plangás - 1.292 km X 121,8 milhões m 3 /dia (Empreendimentos na Região Sudeste Dutos), com expansão da oferta na região sudeste dos atuais 15 milhões m 3 /dia para 40 milhões m 3 /dia (2008) e 55 milhões m 3 /dia (2010), considerando esforço exploratório/produção; PAC - 2.117 km X 62,8 milhões m 3 /dia (Inclui empreendimentos de GNL no montante de 20 milhões m 3 /dia e dutos na região sudeste, nordeste e norte). O arcabouço legal pouco consistente leva a atuação do regulador a depender exclusivamente de publicação de Resoluções; O papel das diversas instituições não está claro; Considerando a complementaridade do setor gasífero e elétrico, deve-se ter especial atenção em não considerar o gás natural como sub-segmento do setor elétrico; Considerando a interface gás e energia elétrica, faz-se necessário o estabelecimento de atos normativos para disciplinar essa relação, sem que haja prejuízo ao sadio desenvolvimento da indústria gasífera nacional.
Pontos para Debate Gás Natural / Geração Termelétrica Qual a participação ideal da geração termoelétrica para garantir a oferta de energia elétrica a fim de evitar riscos de déficit de energia? Qual a participação ideal da geração termoelétrica a gás natural? Apesar das vantagens locacionais das usinas termelétricas (podem ser instaladas próximas aos centros de carga), como resolver questões relativas ao meio ambiente (emissões, uso da água)? Como resolver as questões contratuais que perpassam os setores elétrico e gasífero? Dificuldades de harmonizar cláusulas tipo take-or-pay de contratos de gás com otimização hidrotérmica do sistema elétrico; Como contrabalançar os preceitos de modicidade tarifaria e novos investimentos no setor elétrico, com a perspectiva de garantir oferta de gás natural para geração termelétrica com preços que tendem ser mais elevados (projetos de interligação dutoviária e empreendimentos de GNL)? Como otimizar o dimensionamento dos projetos de infraestrutura dutoviária de gás natural, a partir da consideração de termelétricas à gás natural que nem sempre são despachadas? O sadio desenvolvimento da indústria gasífera nacional deve estar calcada somente com o crescimento da geração elétrica a gás natural? E o segmento industrial?
Obrigado!!! Site da ANP na Internet: www.anp.gov.br