Segundo estimativas da Empresa de Planejamento Energético (EPE), a produção líquida de gás natural no Brasil deverá passar dos atuais 100 para cerca de 150 MMm3/dia em 2025 (PNE 2030). Tais estimativas ainda podem ser revistas para cima em consequência dos recentes investimentos realizados na área do pré-sal, principalmente em campos com gás associado. Nesse novo contexto de oferta surgem duas questões: a) Existe internamente demanda para o gás nacional? e; Qual será o papel do gás natural na matriz energética brasileira?
Pesquisas realizadas pelo Grupo de Economia da Energia da UFRJ mostram que, no Brasil, a demanda potencial de gás natural em 2025 deverá oscilar entre 146 e 161 MMm3/d. O elevado valor das estimativas acima explica-se, em grande parte, pelo aumento do consumo de gás natural no segmento termelétrico. Tal elevação no consumo térmico tem como explicação o crescimento da demanda por eletricidade fruto do crescimento econômico e o novo perfil do sistema hidroelétrico brasileiro, em que se projeta um aumento da participação das hidroelétricas a fio d’água ou de pequeno reservatório. Dessa forma, acredita-se tanto num aumento dos despachos térmicos na base quanto em um aumento da freqüência e dos volumes dos despachos sazonais.
Além das especificidades do sistema de geração elétrica brasileiro, a expansão do consumo de gás no segmento termelétrico está de acordo com as características técnicas e econômicas da indústria de gás natural. As elevadas economias de escala e as especificidades de ativos associadas ao transporte do energético exigem que os investimentos em novos gasodutos ocorram de forma simultânea ao desenvolvimento de um mercado com demanda suficientemente grande para justificar a construção da infraestrutura de transporte. Nesse sentido, de forma geral, o segmento industrial mostra-se incapaz de ancorar a construção de um gasoduto para um novo mercado uma vez que, individualmente, o consumo de uma indústria não justifica as escalas mínimas eficientes dos investimentos em ativos de transporte de gás natural. É por esse motivo que, na maior parte dos países, o setor termelétrico tem sido utilizado como âncora do desenvolvimento e da expansão da indústria de gás natural, principalmente em novos mercados regionais.
Contudo, uma vez que o gás natural chegue a uma determinada região, a sua elevada competitividade em relação a outras fontes de combustível impulsiona o consumo em outros segmentos que não o de geração de eletricidade. Assim, embora seja o segmento termelétrico que viabilize e justifique inicialmente a construção da infraestrutura de transporte, a disponibilidade e oferta de gás natural estimulam naturalmente a expansão do consumo para diferentes segmentos. De fato, a disponibilidade de gás natural tem sido um forte fator de atração de investimentos produtivos em determinados municípios, promovendo assim, o desenvolvimento econômico e social da região.
Recentemente, contudo, vem se verificando com uma freqüência cada vez maior a escolha de projetos térmicos integrados (integrando produção, escoamento, processamento e geração térmica) localizados próximos as regiões de produção. Embora tais projetos mostrem-se uma solução extremamente interessante para a monetização das reservas de gás natural, a sua proximidade em relação a áreas de produção atua como barreira a utilização do gás natural como instrumento de desenvolvimento econômico e social.
Uma das explicações para a construção de projetos térmicos próximos as áreas produtoras no Brasil é o reduzido tamanho da malha e o controle da capacidade de transporte existente pela Petrobras. Atualmente, a malha brasileira de transporte de gás natural é composta por 45 gasodutos totalizando cerca de 9.500 km. Em algumas regiões, contudo, a capacidade de transporte já esta sendo plenamente utilizada de forma que a expansão do consumo e o desenvolvimento de novos mercados dependem do investimento em novos ativos de transporte. Na região Sul do país, por exemplo, estima-se uma demanda futura dos três estados de 34,5 MMm3/d para o ano de 2030 enquanto que a capacidade atual máxima de transporte para a região é de 12 MMm3/d (Paraná), 4 MMm3/d (Santa Catarina) e 2,8 (Rio Grande do Sul).
Além dos gasodutos já em operação, outros três (trecho II do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre, Gasoduto Meio Norte e Gasoduto Urucu-Porto Velho) já possuem autorização e 10 gasodutos aguardam o processo de licenciamento ambiental. Considerando estes projetos, há um potencial de expansão da malha de 6.745,3 quilômetros o que equivale a um crescimento de 70% da rede atual. Contudo, os projetos de expansão já existentes não são suficientes para reduzir os gargalos do sistema de transporte de gás natural no Brasil. Isto fica mais claro quando analisamos a localização geográfica dos projetos já autorizados ou em processo de licenciamento ambiental.
O gráfico abaixo mostra que os projetos em andamento concentram-se nas regiões Norte e Nordeste não resolvendo, assim, os gargalos da região Sul do país. De fato, a expansão dos mercados de gás natural nos estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul já vem sendo comprometida pela falta de capacidade de transporte para a região uma vez que muitas solicitações de fornecimento feitas junto às companhias distribuidoras locais não podem ser atendidas por falta de gás.
Figura 1 – Gasodutos em Licenciamento ambiental ou já autorizados mas não construídos
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP, 2011
Outro problema associado ao sistema de transporte de gás natural no Sul do país é o elevado risco de abastecimento. Por ter uma característica de final de linha e por não haver rotas alternativas de abastecimento, qualquer problema ocorrido ao longo do Gasbol deixa as cidades a jusante do ponto de interrupção sem gás natural. Em 2008, por exemplo, o fornecimento de gás para o Rio Grande do Sul e cinco cidades de Santa Catarina foi interrompido por causa do temporal que provocou um deslizamento de terra na BR-470 e destruiu parte do Gasbol no estado de Santa Catarina.
Fica claro, que o desenvolvimento e interiorização da indústria de gás natural dependem crucialmente da expansão da malha de transporte. Nesse contexto de necessidade crescente da infraestrutura de transporte, a nova lei do gás (lei 11.909) delegou ao Ministério de Minas e Energia (MME) o importante papel de planejamento dos novos investimentos. Segundo a lei supracitada, qualquer gasoduto para ser licitado deverá estar contemplado no Plano Decenal de Expansão da Malha Dutoviária (PEMAT) a ser elaborado pelo MME com auxílio da EPE. Mesmos os projetos sugeridos por terceiros deverão ser aprovados pelo MME e inseridos no PEMAT em suas revisões anuais para que possam ser realizados os processos de chamada pública e de licitação.
Além do papel de planejamento da rede, cabe ao MME e a EPE determinar a proposta de traçado e as estimativas de investimentos dos gasodutos objeto de licitação para fins de cálculo da tarifa máxima a ser imposta pela ANP no processo de chamada pública. Tal função exercida pelo MME mostra-se vital para a expansão do investimento em novos gasodutos uma vez que será essa tarifa máxima que irá parametrizar o retorno sobre o capital investido e, consequentemente, determinar a viabilidade econômica do projeto. Nesse sentido, um custo de investimento subestimado irá gerar uma tarifa máxima muito baixa não atraindo nenhum investidor. Por sua vez, uma estrutura de custo superestimada irá originar uma tarifa de transporte máxima muito alta que poderá[1] se refletir no preço final do gás natural.
Podemos concluir que de acordo com o novo arcabouço regulatório e institucional da indústria de gás natural, o Ministério de Minas e Energia passou a desempenhar um papel fundamental e vital no planejamento da infraestrutura de transporte de gás natural. Nesse sentido, considerando a importância da malha de transporte para o desenvolvimento de novos mercados, será o MME que irá necessariamente definir o papel do gás natural na matriz energética brasileira. Ou melhor, será o Ministério que irá determinar se queremos simplesmente queimar o nosso gás em projetos térmicos integrados ou se queremos utilizar as nossas grandes reservas desse energético para promover a interiorização do processo de industrialização no Brasil.
Nesse sentido, cabe aqui uma reflexão sobre a atuação do Ministério de Minas e Energia e da empresa de Planejamento Energético na elaboração do PEMAT. Um planejamento da infraestrutura de gasodutos mal realizado não só comprometerá o desenvolvimento de novos mercados para o gás natural como também funcionará como barreira à entrada de novos agentes na produção e comercialização do energético. Sendo assim, espera-se que o desenvolvimento do primeiro Plano Decenal de Expansão da Malha Dutoviária sustente-se em uma visão de longo prazo da indústria identificando os atuais e futuros gargalos na malha de transporte de gás natural no Brasil.
[1] A tarifa de transporte efetivamente cobrada dos carregadores é o resultado do processo de licitação tendo como teto a tarifa máxima definida no processo de chamada pública. É por esse motivo que dizemos que uma tarifa máxima muito alta poderá ser refletir em preços mais altos ao consumidor final. Contudo, pode ocorrer que no processo de licitação a tarifa de transporte se reduza até o ponto de equilíbrio do investimento não havendo prejuízo para o consumidor.
Fonte: Matéria de Marcelo Colomer - http://infopetro.wordpress.com/2011/10/10/o-que-queremos-fazer-com-o-gas-brasileiro/#comments
Pesquisas realizadas pelo Grupo de Economia da Energia da UFRJ mostram que, no Brasil, a demanda potencial de gás natural em 2025 deverá oscilar entre 146 e 161 MMm3/d. O elevado valor das estimativas acima explica-se, em grande parte, pelo aumento do consumo de gás natural no segmento termelétrico. Tal elevação no consumo térmico tem como explicação o crescimento da demanda por eletricidade fruto do crescimento econômico e o novo perfil do sistema hidroelétrico brasileiro, em que se projeta um aumento da participação das hidroelétricas a fio d’água ou de pequeno reservatório. Dessa forma, acredita-se tanto num aumento dos despachos térmicos na base quanto em um aumento da freqüência e dos volumes dos despachos sazonais.
Além das especificidades do sistema de geração elétrica brasileiro, a expansão do consumo de gás no segmento termelétrico está de acordo com as características técnicas e econômicas da indústria de gás natural. As elevadas economias de escala e as especificidades de ativos associadas ao transporte do energético exigem que os investimentos em novos gasodutos ocorram de forma simultânea ao desenvolvimento de um mercado com demanda suficientemente grande para justificar a construção da infraestrutura de transporte. Nesse sentido, de forma geral, o segmento industrial mostra-se incapaz de ancorar a construção de um gasoduto para um novo mercado uma vez que, individualmente, o consumo de uma indústria não justifica as escalas mínimas eficientes dos investimentos em ativos de transporte de gás natural. É por esse motivo que, na maior parte dos países, o setor termelétrico tem sido utilizado como âncora do desenvolvimento e da expansão da indústria de gás natural, principalmente em novos mercados regionais.
Contudo, uma vez que o gás natural chegue a uma determinada região, a sua elevada competitividade em relação a outras fontes de combustível impulsiona o consumo em outros segmentos que não o de geração de eletricidade. Assim, embora seja o segmento termelétrico que viabilize e justifique inicialmente a construção da infraestrutura de transporte, a disponibilidade e oferta de gás natural estimulam naturalmente a expansão do consumo para diferentes segmentos. De fato, a disponibilidade de gás natural tem sido um forte fator de atração de investimentos produtivos em determinados municípios, promovendo assim, o desenvolvimento econômico e social da região.
Recentemente, contudo, vem se verificando com uma freqüência cada vez maior a escolha de projetos térmicos integrados (integrando produção, escoamento, processamento e geração térmica) localizados próximos as regiões de produção. Embora tais projetos mostrem-se uma solução extremamente interessante para a monetização das reservas de gás natural, a sua proximidade em relação a áreas de produção atua como barreira a utilização do gás natural como instrumento de desenvolvimento econômico e social.
Uma das explicações para a construção de projetos térmicos próximos as áreas produtoras no Brasil é o reduzido tamanho da malha e o controle da capacidade de transporte existente pela Petrobras. Atualmente, a malha brasileira de transporte de gás natural é composta por 45 gasodutos totalizando cerca de 9.500 km. Em algumas regiões, contudo, a capacidade de transporte já esta sendo plenamente utilizada de forma que a expansão do consumo e o desenvolvimento de novos mercados dependem do investimento em novos ativos de transporte. Na região Sul do país, por exemplo, estima-se uma demanda futura dos três estados de 34,5 MMm3/d para o ano de 2030 enquanto que a capacidade atual máxima de transporte para a região é de 12 MMm3/d (Paraná), 4 MMm3/d (Santa Catarina) e 2,8 (Rio Grande do Sul).
Além dos gasodutos já em operação, outros três (trecho II do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre, Gasoduto Meio Norte e Gasoduto Urucu-Porto Velho) já possuem autorização e 10 gasodutos aguardam o processo de licenciamento ambiental. Considerando estes projetos, há um potencial de expansão da malha de 6.745,3 quilômetros o que equivale a um crescimento de 70% da rede atual. Contudo, os projetos de expansão já existentes não são suficientes para reduzir os gargalos do sistema de transporte de gás natural no Brasil. Isto fica mais claro quando analisamos a localização geográfica dos projetos já autorizados ou em processo de licenciamento ambiental.
O gráfico abaixo mostra que os projetos em andamento concentram-se nas regiões Norte e Nordeste não resolvendo, assim, os gargalos da região Sul do país. De fato, a expansão dos mercados de gás natural nos estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul já vem sendo comprometida pela falta de capacidade de transporte para a região uma vez que muitas solicitações de fornecimento feitas junto às companhias distribuidoras locais não podem ser atendidas por falta de gás.
Figura 1 – Gasodutos em Licenciamento ambiental ou já autorizados mas não construídos
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP, 2011
Outro problema associado ao sistema de transporte de gás natural no Sul do país é o elevado risco de abastecimento. Por ter uma característica de final de linha e por não haver rotas alternativas de abastecimento, qualquer problema ocorrido ao longo do Gasbol deixa as cidades a jusante do ponto de interrupção sem gás natural. Em 2008, por exemplo, o fornecimento de gás para o Rio Grande do Sul e cinco cidades de Santa Catarina foi interrompido por causa do temporal que provocou um deslizamento de terra na BR-470 e destruiu parte do Gasbol no estado de Santa Catarina.
Fica claro, que o desenvolvimento e interiorização da indústria de gás natural dependem crucialmente da expansão da malha de transporte. Nesse contexto de necessidade crescente da infraestrutura de transporte, a nova lei do gás (lei 11.909) delegou ao Ministério de Minas e Energia (MME) o importante papel de planejamento dos novos investimentos. Segundo a lei supracitada, qualquer gasoduto para ser licitado deverá estar contemplado no Plano Decenal de Expansão da Malha Dutoviária (PEMAT) a ser elaborado pelo MME com auxílio da EPE. Mesmos os projetos sugeridos por terceiros deverão ser aprovados pelo MME e inseridos no PEMAT em suas revisões anuais para que possam ser realizados os processos de chamada pública e de licitação.
Além do papel de planejamento da rede, cabe ao MME e a EPE determinar a proposta de traçado e as estimativas de investimentos dos gasodutos objeto de licitação para fins de cálculo da tarifa máxima a ser imposta pela ANP no processo de chamada pública. Tal função exercida pelo MME mostra-se vital para a expansão do investimento em novos gasodutos uma vez que será essa tarifa máxima que irá parametrizar o retorno sobre o capital investido e, consequentemente, determinar a viabilidade econômica do projeto. Nesse sentido, um custo de investimento subestimado irá gerar uma tarifa máxima muito baixa não atraindo nenhum investidor. Por sua vez, uma estrutura de custo superestimada irá originar uma tarifa de transporte máxima muito alta que poderá[1] se refletir no preço final do gás natural.
Podemos concluir que de acordo com o novo arcabouço regulatório e institucional da indústria de gás natural, o Ministério de Minas e Energia passou a desempenhar um papel fundamental e vital no planejamento da infraestrutura de transporte de gás natural. Nesse sentido, considerando a importância da malha de transporte para o desenvolvimento de novos mercados, será o MME que irá necessariamente definir o papel do gás natural na matriz energética brasileira. Ou melhor, será o Ministério que irá determinar se queremos simplesmente queimar o nosso gás em projetos térmicos integrados ou se queremos utilizar as nossas grandes reservas desse energético para promover a interiorização do processo de industrialização no Brasil.
Nesse sentido, cabe aqui uma reflexão sobre a atuação do Ministério de Minas e Energia e da empresa de Planejamento Energético na elaboração do PEMAT. Um planejamento da infraestrutura de gasodutos mal realizado não só comprometerá o desenvolvimento de novos mercados para o gás natural como também funcionará como barreira à entrada de novos agentes na produção e comercialização do energético. Sendo assim, espera-se que o desenvolvimento do primeiro Plano Decenal de Expansão da Malha Dutoviária sustente-se em uma visão de longo prazo da indústria identificando os atuais e futuros gargalos na malha de transporte de gás natural no Brasil.
Fonte: Matéria de Marcelo Colomer - http://infopetro.wordpress.com/2011/10/10/o-que-queremos-fazer-com-o-gas-brasileiro/#comments
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